FIJA FORMULAS TARIFARIAS PARA LAS EMPRESAS ELECTRICAS CONCESIONARIAS DE SERVICIO PUBLICO DE DISTRIBUCION QUE SEÑALA
Núm. 632.- Santiago, 13 de noviembre de 2000.- Visto: Lo informado por la Comisión Nacional de Energía en su oficio Ord. CNE Nº 1075-2000 de fecha 13 de noviembre de 2000, 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 Nº 10.336 de 1964.
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. Las fórmulas tarifarias y sus condiciones de aplicación comenzarán a regir a partir del tercer día hábil siguiente a la fecha de publicación de este decreto, sin perjuicio de lo dispuesto en el Artículo Nº115 del DFL Nº 1 de 1982 del Ministerio de Minería.
1. EMPRESAS CONCESIONARIAS DE DISTRIBUCION
1.1 NOMINA DE EMPRESAS CONCESIONARIAS DE DISTRIBUCION
EMPRESA SIGLA REGION
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 EMEC S.A. EMEC IV y V
Chilquinta Energía S.A. CHILQUINTA V
Compañía Nacional de Fuerza
Eléctrica S.A. CONAFE V y VII
Empresa Eléctrica de
Casablanca S.A. EMELCA 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. RIO MAIPO
Metropolitana
Empresa Eléctrica de Colina S.A. COLINA
Metropolitana
Empresa Eléctrica Municipal de
Til-Til TILTIL
Metropolitana
Luz Andes S.A. LUZANDES
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
Empresa Eléctrica de
Parinacota S.A. EMELPAR I
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
Empresa Eléctrica de Aisén 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. E. CASABLANCA V
Cooperativa Eléctrica de Curicó COOP. CURICO VII
Empresa Eléctrica de Talca S.A. EMETAL VII
Luz Linares S.A. LUZLINARES VII
Distribuidora Parral S.A. LUZPARRAL 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
Cooperativa Eléctrica Osorno S.A. CREO X
1.2 CLASIFICACIÓN DE AREAS TÍPICAS
Los clientes que a la fecha de entrada en vigencia de este decreto se encuentren ubicados en zonas de concesión de las empresas que se indican, estarán afectos a los niveles tarifarios dados por la clasificación de área típica correspondiente a la empresa que le otorga el suministro, y conforme a las estructuras tarifarias que se explicitan más adelante.
La clasificación de área típica correspondiente a cada empresa es la siguiente:
EMPRESA AREA TÍPICA
EMELARI 3
ELIQSA 2
ELECDA 2
EMELAT 2
EMEC 3
CHILQUINTA 3
CONAFE 2
EMELCA 5
LITORAL 5
CHILECTRA 1
RIO MAIPO 2
COLINA 3
TIL TIL 3
PUENTE ALTO 2
LUZANDES 3
PIRQUE 3
EMELECTRIC 4
CGE 2
EMELPAR 3
COOPELAN 5
FRONTEL 5
SAESA 4
EDELAYSEN 4
EDELMAG 3
CODINER 5
ELECOOP 4
E. CASABLANCA 4
COOP. CURICO 3
EMETAL 6
LUZLINARES 5
LUZPARRAL 5
COPELEC 6
COELCHA 6
SOCOEPA 5
COOPREL 5
CREO 5
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.
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.
Casos b y c : aplicables a los clientes abastecidosDTO 723, ECONOMIA
ART. UNICO, N° 1
D.O. 16.12.2000
ART. UNICO, N° 1
D.O. 16.12.2000
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, y demanda máxima contratada o leída en horas de punta del sistema eléctrico.
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, y demanda máxima contratada o leída en horas de punta del sistema eléctrico.
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 empresa LUZANDES 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 adicional de verano
e) 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 y se obtendrá multiplicando su precio unitario por los kWh de consumo, determinados de la siguiente manera:
- En cada mes del período de verano, el consumo a considerar será el del respectivo mes si el cliente no debe pagar potencia adicional de verano, y en caso contrario el consumo a considerar será el límite de verano.
- Fuera del período de verano, el consumo a considerar será el del respectivo mes.
El cargo por potencia adicional de verano, se aplicará en cada mes del período de verano, y se obtendrá multiplicando su precio unitario por los kWh de exceso en verano del cliente.
Los kWh de exceso en verano del cliente se determinan como la diferencia entre el mayor de los consumos de energía registrados en los meses del período de verano en los últimos 12 meses, incluido el mes que se facture, por sobre el límite de verano.
Se define el Límite de verano como un séptimo de la totalidad de la energía consumida en el período fuera de punta de verano o equivalentemente, como el promedio mensual de consumo durante el período fuera de punta de verano.
El cargo por potencia de invierno se aplicará sóloDTO 723, ECONOMIA
ART. UNICO, N° 2
D.O. 16.12.2000 en los meses de invierno (mayo a septiembre inclusive), y será igual al producto del consumo del mes de invierno respectivo por el precio unitario de potencia de invierno.
ART. UNICO, N° 2
D.O. 16.12.2000 en los meses de invierno (mayo a septiembre inclusive), y será igual al producto del consumo del mes de invierno respectivo por el precio unitario de potencia de invierno.
A aquellos clientes que se hubieren incorporado como tales iniciado el período de verano, se les considerará para el cálculo del límite de verano un consumo de 200 kWh/mes entre el inicio de dicho periodo y la fecha de energización del medidor.
El período de verano se extenderá entre el 1º de diciembre y el 30 de abril.
4.1.3 Caso cDTO 723, ECONOMIA
ART. UNICO, N° 2
D.O. 16.12.2000
ART. UNICO, N° 2
D.O. 16.12.2000
La tarifa BT1c 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 inclusive), 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 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.
4.6.2. 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
A continuación se presentan las condiciones generales de aplicación de las tarifas, las que se consideran válidas sin perjuicio de las disposiciones que sobre estas materias se encuentran establecidas en el Decreto Nº 327 de 1997, del Ministerio de Minería, reglamento de la Ley General de Servicios Eléctricos.
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 comunicar al cliente durante los tres últimos meses del período en que rija la tarifa y con frecuencia mensual, la fecha de término de este período, la opción tarifaria vigente, el monto de la potencia contratada para aquellas opciones con contratación de potencia, y la fecha límite para que el cliente comunique a la empresa las modificaciones que desee efectuar a su contrato de suministro. Al menos una de estas comunicaciones deberá anexarse o incluirse en la última boleta o factura a emitir con anterioridad a la fecha de término de vigencia de la opción tarifaria correspondiente. Estas obligaciones no serán exigibles en el caso de las opciones BT1.
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, quedando éstas establecidas en el decreto de precios de nudo vigente.
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. La Superintendencia oyendo a las partes, resolverá fundadamente sobre la materia. En caso que la resolución sea favorable al cliente el costo de las mediciones será de cargo de la empresa quien, en este mismo caso, no podrá recalificar el consumo del cliente, 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
artefactos conectados Demanda máxima estimada
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 de Aplicación para Clientes con Suministro Subterráneo a la Fecha de Entrada en Vigencia del Presente Decreto.
Se aplicará a los clientes ubicados en áreas típicas 1, 2 y 3, que a la fecha de entrada en vigencia del presente decreto se encontraban abastecidos total o parcialmente por tendidos subterráneos, dependiendo de las siguientes condiciones:
a) Condición de Clasificación Clientes de Alta Tensión de Distribución
El cliente en alta tensión de distribución será clasificado como alimentado por redes de alta tensión subterráneas si a la fecha de entrada en vigencia de este decreto cumple cualquiera de las tres condiciones siguientes :
1. El alimentador de alta tensión de distribución que lo abastece se encuentra canalizado en forma subterránea en el punto de conexión con el empalme del cliente, en virtud de una disposición municipal.
2. El alimentador de alta tensión de distribución que lo abastece se encuentra canalizado subterráneamente, en virtud una la disposición municipal, en más de un 50% de su longitud en la comuna. Para la contabilización de este porcentaje se considerará, adicionalmente a los tramos que debieron canalizarse subterráneamente en virtud de la referida disposición municipal, aquellos tramos que a la fecha de entrada en vigencia de este decreto se encontraban canalizados en forma subterránea dentro de los límites comunales.
3. El alimentador de alta tensión de distribución que lo abastece se encuentra canalizado subterráneamente en más de un 50% de su longitud total.
Si ninguna de estas tres condiciones se cumple, el cliente será clasificado como alimentado por redes de alta tensión aéreas.
b) Condición de Clasificación Clientes de Baja Tensión
Condición AT :
El cliente en baja tensión será clasificado como alimentado por redes de alta tensión subterráneas si a la fecha de entrada en vigencia de este decreto se cumple cualquiera de las siguientes tres condiciones:
1. El transformador de distribución asociado al cliente se encuentra abastecido desde un alimentador de alta tensión de distribución que, en virtud de una disposición municipal, se encuentra canalizado subterráneamente en el punto de conexión con el referido transformador de distribución.
2. El transformador de distribución asociado al cliente está siendo abastecido desde un alimentador de alta tensión de distribución que se encuentra canalizado subterráneamente, en virtud una la disposición municipal, en más de un 50% de su longitud en la comuna. Para la contabilización de este porcentaje se considerará, adicionalmente a los tramos que debieron canalizarse subterráneamente en virtud de la referida disposición municipal, aquellos tramos que a la fecha de entrada en vigencia de este decreto se encontraban canalizados en forma subterránea dentro de los límites comunales.
3. El transformador de distribución asociado al cliente está siendo abastecido desde un alimentador de alta tensión de distribución que se encuentra canalizado subterráneamente en más de un 50% de su longitud total.
Si ninguna de estas tres condiciones se cumple, el cliente será clasificado como alimentado por redes de alta tensión aéreas.
Condición BT :
El cliente en baja tensión será clasificado como alimentado por redes de baja tensión subterráneas si a la fecha de entrada en vigencia de este decreto se cumple alguna de las siguientes dos condiciones :
1. El transformador de distribución asociado al cliente es subterráneo; la red de distribución de baja tensión que abastece al cliente es subterránea en el punto de conexión con el empalme del cliente, estando además esta red completamente canalizada en forma subterránea en el frontis de la propiedad del cliente, todo lo anterior, en virtud de una disposición municipal.
2. El transformador de distribución asociado al cliente es subterráneo; la red de distribución de baja tensión que abastece al cliente es subterránea en el punto de conexión con el empalme del cliente, estando además esta red completamente canalizada en forma subterránea en el frontis de la propiedad del cliente.
Si ninguna de estas dos condiciones se cumple, el cliente será clasificado como alimentado por redes de baja tensión aéreas.
Se entenderá para los efectos señalados, 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.
Se considerarán tres casos de aplicación de la tarifa subterránea según la clasificación del cliente BT:
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
A los nuevos clientes que con posterioridad a la fecha de entrada en vigencia de este decreto, se conecten a las redes que alimentan a los clientes que cumplen las condiciones a) y b) señaladas, y que a su vez cumplan las condiciones de suministro descritas en este punto, se les aplicará la tarifa que corresponda de acuerdo a las mismas condiciones anteriores.
5.5.2. Condición de Aplicación para Clientes con Suministro Subterráneo provisto por Nuevos Desarrollos
Se aplicará a los clientes con suministro subterráneo DTO 723, ECONOMIA
ART. UNICO, N° 4
conforme a las condiciones físicas de suministro establecidas en el punto 5.5.1 precedente, que adquirieran D.O. 16.12.2000 la condición de tales en virtud del desarrollo de redes subterráneas habilitadas con posterioridad a la fecha de entrada en vigencia de este decreto, por efecto de disposiciones municipales o de nuevos desarrollos inmobiliarios, independientemente del Area Típica en que los clientes se ubiquen.
ART. UNICO, N° 4
conforme a las condiciones físicas de suministro establecidas en el punto 5.5.1 precedente, que adquirieran D.O. 16.12.2000 la condición de tales en virtud del desarrollo de redes subterráneas habilitadas con posterioridad a la fecha de entrada en vigencia de este decreto, por efecto de disposiciones municipales o de nuevos desarrollos inmobiliarios, independientemente del Area Típica en que los clientes se ubiquen.
La tarifa para estos clientes se estructurará de la misma forma que para el resto de los clientes conforme a las condiciones de clasificación definidas en 5.5.1.
Con treinta días de anticipación a la aplicación de las tarifas asociadas a los nuevos desarrollos, 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 cuando corresponda, y la nómina de los clientes a los que se les aplicará la tarifa.
6. FÓRMULAS TARIFARIAS
A continuación se indican las fórmulas para obtener los precios unitarios en las distintas opciones tarifarias.
6.1.- Tarifa BT1
a) Tarifa BT1a
Ver tabla en D.O. 15.11.2000, página 6, Primer Cuerpo.
b) Tarifa BT1 b
Ver tabla en D.O. 15.11.2000, página 6, Primer Cuerpo.
c) Tarifa BT1cDTO 723, ECONOMIA
ART. UNICO, N° 5
D.O. 16.12.2000 Cargo Unidad Fórmula Fijo $/cliente CFES
ART. UNICO, N° 5
D.O. 16.12.2000 Cargo Unidad Fórmula Fijo $/cliente CFES
Energía $/KwH PEBT x PEAT x Pe
Potencia $/kWh (Pp - PNPT) x
PPBT x PPAT +
CDBT
Base NHUDB
Potencia de 2,4 x PPBT x PPAT
x PNPT
Invierno $/kWh NHUNI
6.2.- Tarifa BT2
Ver tabla en D.O. 15.11.2000, página 6, Primer Cuerpo.
6.3.- Tarifa BT3
Ver tabla en D.O. 15.11.2000, página 7, Primer Cuerpo.
6.4.- Tarifa BT4
6.4.1 Tarifa BT4.1
Ver tabla en D.O. 15.11.2000, página 7, Primer Cuerpo.
6.4.2 Tarifa BT4.2
Ver tabla en D.O. 15.11.2000, página 7, Primer Cuerpo.
6.4.3 Tarifa BT4.3
Ver tabla en D.O. 15.11.2000, página 7, Primer Cuerpo.
6.5.- Tarifa AT2
Ver tabla en D.O. 15.11.2000, página 7, Primer Cuerpo.
6.6.- Tarifa AT3
Ver tabla en D.O. 15.11.2000, página 7, Primer Cuerpo.
6.7.- Tarifa AT4
6.7.1 Tarifa AT4.1
Ver tabla en D.O. 15.11.2000, página 7, Primer Cuerpo.
6.7.2 Tarifa AT4.2
Ver tabla en D.O. 15.11.2000, página 7, Primer Cuerpo.
6.7.3 Tarifa AT4.3
Ver tabla en D.O. 15.11.2000, página 7, Primer Cuerpo.
6.8.- Definición de términos
6.8.1 Precios de nudo
Pe : Precio de nudo de energía en nivel de distribución. Se expresa en $/kWh.
Pp : Precio de nudo de potencia en nivel de distribución. Se expresa en $/kW/mes.
PNPT : Precio de nudo de potencia en nivel troncal. Se expresa en $/kW/mes
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. Se expresa en $/kW/mes.
CDBT : Costo de distribución en baja tensión. Se expresa en $/kW/mes.
Estos costos se especifican para cada empresa según su área típica en el punto 7.2.
6.8.3 Cargos fijos
CFES : Cargo fijo sectorizado cliente con medidor de energía. Se expresa $/cliente
CFDS : Cargo fijo sectorizado cliente con medidor de energía y medidor de demanda. Se expresa en $/cliente
CFHS : Cargo fijo sectorizado con medidor de energía y medidor horario. Se expresa en $/cliente
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.
NHUDV: Número de horas de uso para el cálculo de la potencia adicional de verano 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, en horas de punta del sistema eléctrico.
PEAT : Factor de expansión de pérdidas de energía en alta tensión
PPBT : Factor de expansión de pérdidas de potencia en baja tensión, en horas de punta del sistema eléctrico.
PEBT : Factor de expansión de pérdidas de energía en baja tensión
PMPBT: Factor de expansión de pérdidas de potencia en baja tensión en horas de máxima utilización del sistema de distribución
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, Pp y PNPT)
Los precios de nudo Pe, Pp y PNPT a que se refieren las fórmulas tarifarias señaladas en el punto 6.1, aplicables a clientes regulados en zonas de concesión de empresas distribuidoras, corresponderán a los precios que para estos efectos se establecen en el decreto de precios de nudo vigente, y conforme a los sectores de nudo definidos en el decreto señalado.
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:
Ver tabla en D.O. 15.11.2000, página 8, Primer Cuerpo.
Los factores FSTCD para cada empresa concesionaria y sector de distribución se señalan en el punto 7.6
Los valores de los parámetros CDATo y CDBTo se señalan a continuación para cada Area Típica:
Ver tabla en D.O. 15.11.2000, página 8, Primer Cuerpo.
Los factores IA1, IA2, IA3, IA4, OA1 y OA2 se obtienen de la siguiente tabla según el Area Típica de la empresa:
Ver tabla en D.O. 15.11.2000, página 8, Primer Cuerpo.
Los factores IB1, IB2, IB3, IB4, OB1 y OB2 se obtienen de la siguiente tabla según el Area Típica de la empresa:
Ver tabla en D.O. 15.11.2000, página 8, Primer Cuerpo.
El valor del factor B, factor de corrección por aporte de terceros, se especifica en el punto 7.8 para cada empresa concesionaria.
Las condiciones de determinación de los valores de IPMN, IPC, IPCu y D, así como los valores de IPMNo, IPCo, IPCuo y Do se señalan en el punto 7.7
7.2.2 Factor de economías de escala
A contar de las fechas que se indican, los valores de CDAT y CDBT deberán ser multiplicados por los factores que se señalan, en las fechas que se indican:
Ver tabla en D.O. 15.11.2000, página 8, Primer Cuerpo.
7.3 Cargos fijos
7.3.1 Fórmulas de cargos fijos
Ver tabla en D.O. 15.11.2000, página 8, Primer Cuerpo.
Los valores de los parámetros CFEo, CFDo y CFHo se muestran a continuación para cada Area Típica:
Ver tabla en D.O. 15.11.2000, página 8, Primer Cuerpo.
Los factores FSTCF para cada empresa concesionaria y sector de distribución se señalan en el punto 7.6.
Los factores CFE1, CFE2, CFD1, CFD2, CFH1 y CFH2, se muestran a continuación:
Ver tabla en D.O. 15.11.2000, página 8, Primer Cuerpo.
Las condiciones de determinación de los valores de IPMN y IPC, así como los valores de IPMNo, IPCo, se señalan en el punto 7.7
7.3.2 Factor de economías de escala
A contar de las fechas que se indican, los valores de CFES, CFDS y CFHS deberán ser multiplicados por los factores que se señalan, en las fechas que se indican:
Ver tabla en D.O. 15.11.2000, página 8, Primer Cuerpo.
7.4 Horas de utilización y factores de coincidencia
Ver tabla en D.O. 15.11.2000, página 9, Primer Cuerpo.
7.5 Factores de expansión de pérdidas
Ver tabla en D.O. 15.11.2000, página 9, Primer Cuerpo.
7.6 Factores de Asignación de Costos Sectorizados
FSTCF: Factor de asignación de costos fijos sectorizados.
FSTCD: Factor de asignación de valores agregados de distribución sectorizados
A continuación se indican los factores de asignación de costos sectorizados FSTCD y FSTCF para cada empresa y comuna:
EMPRESA COMUNA FSTCD FSTCF
EMELARI ARICA 1,000 1,000
EMELARI CAMARONES 1,000 1,000
ELIQSA IQUIQUE 0,960 0,999
ELIQSA HUARA 1,842 1,020
ELIQSA PICA 1,462 1,007
ELIQSA POZO ALMONTE 1,462 1,007
ELECDA ANTOFAGASTA 0,955 1,000
ELECDA MEJILLONES 1,436 1,002
ELECDA CALAMA 0,955 1,000
ELECDA TOCOPILLA 1,436 1,002
ELECDA TALTAL 1,436 1,002
EMELAT COPIAPO 0,833 0,996
EMELAT CALDERA 1,133 1,002
EMELAT TIERRA AMARILLA 1,133 1,002
EMELAT CHAÑARAL 1,133 1,002
EMELAT DIEGO DE ALMAGRO 1,133 1,002
EMELAT VALLENAR 1,133 1,002
EMELAT ALTO DEL CARMEN 1,689 1,018
EMELAT FREIRINA 1,133 1,002
EMELAT HUASCO 1,689 1,018
EMEC LA SERENA 0,809 0,995
EMEC COQUIMBO 0,809 0,995
EMEC ANDACOLLO 1,133 1,001
EMEC LA HIGUERA 1,680 1,018
EMEC PAIGUANO 1,680 1,018
EMEC VICUÑA 1,133 1,001
EMEC OVALLE 1,133 1,001
EMEC COMBARBALA 1,680 1,018
EMEC MONTE PATRIA 1,680 1,018
EMEC PUNITAQUI 1,133 1,001
EMEC RIO HURTADO 1,680 1,018
EMEC ILLAPEL 1,133 1,001
EMEC CANELA 1,680 1,018
EMEC LOS VILOS 1,133 1,001
EMEC SALAMANCA 1,680 1,018
EMEC PUCHUNCAVI 1,133 1,001
EMEC LA LIGUA 1,133 1,001
EMEC CABILDO 1,133 1,001
EMEC PAPUDO 1,133 1,001
EMEC PETORCA 1,133 1,001
EMEC ZAPALLAR 1,680 1,018
CHILQUINTA VALPARAISO 0,830 0,930
CHILQUINTA CONCON 1,300 1,061
CHILQUINTA VIÑA DEL MAR 0,830 0,930
CHILQUINTA PUCHUNCAVI 1,300 1,061
CHILQUINTA QUILPUE 0,830 0,930
CHILQUINTA VILLA ALEMANA 0,940 1,054
CHILQUINTA QUILLOTA 1,300 1,061
CHILQUINTA LA CALERA 0,940 1,054
CHILQUINTA HIJUELAS 1,300 1,061
CHILQUINTA LA CRUZ 1,300 1,061
CHILQUINTA LIMACHE 1,300 1,061
CHILQUINTA NOGALES 1,300 1,061
CHILQUINTA OLMUE 1,300 1,061
CHILQUINTA LOS ANDES 0,940 1,054
CHILQUINTA CALLE LARGA 1,300 1,061
CHILQUINTA RINCONADA 1,300 1,061
CHILQUINTA SAN ESTEBAN 1,300 1,061
CHILQUINTA LA LIGUA 1,550 1,849
CHILQUINTA CABILDO 1,300 1,061
CHILQUINTA SAN FELIPE 0,940 1,054
CHILQUINTA CATEMU 1,300 1,061
CHILQUINTA LLAILLAY 1,300 1,061
CHILQUINTA PANQUEHUE 1,300 1,061
CHILQUINTA PUTAENDO 1,300 1,061
CHILQUINTA SANTA MARIA 1,300 1,061
CHILQUINTA SAN ANTONIO 0,940 1,054
CHILQUINTA ALGARROBO 1,300 1,061
CHILQUINTA CARTAGENA 1,300 1,061
CHILQUINTA EL TABO 1,300 1,061
CHILQUINTA SANTO DOMINGO 1,300 1,061
CHILQUINTA CASABLANCA 1,300 1,061
CHILQUINTA QUINTERO 1,300 1,061
CONAFE VALPARAISO 0,847 0,928
CONAFE QUILPUE 0,847 0,928
CONAFE VIÑA DEL MAR 0,847 0,928
CONAFE PELARCO 1,923 1,082
CONAFE RIO CLARO 1,923 1,082
CONAFE CURICO 1,051 1,049
CONAFE MOLINA 1,291 1,057
CONAFE RAUCO 1,923 1,082
CONAFE ROMERAL 1,291 1,057
CONAFE SAGRADA FAMILIA 1,291 1,057
CONAFE TENO 1,291 1,057
CONAFE LINARES 1,051 1,049
CONAFE LONGAVI 1,051 1,049
CONAFE SAN JAVIER 1,291 1,057
CONAFE VILLA ALEGRE 1,291 1,057
CONAFE YERBAS BUENAS 1,291 1,057
EMELCA CASABLANCA 1,000 1,000
LITORAL CASABLANCA 1,000 1,000
LITORAL ALGARROBO 1,000 1,000
LITORAL CARTAGENA 1,000 1,000
LITORAL EL QUISCO 1,000 1,000
LITORAL EL TABO 1,000 1,000
CHILECTRA SANTIAGO 0,961 0,992
CHILECTRA CERRILLOS 0,961 0,992
CHILECTRA CERRO NAVIA 0,961 0,992
CHILECTRA CONCHALI 0,961 0,992
CHILECTRA ESTACION CENTRAL 0,961 0,992
CHILECTRA HUECHURABA 1,187 1,128
CHILECTRA INDEPENDENCIA 0,961 0,992
CHILECTRA LA CISTERNA 0,961 0,992
CHILECTRA LA FLORIDA 0,961 0,992
CHILECTRA LA GRANJA 0,961 0,992
CHILECTRA LA REINA 0,961 0,992
CHILECTRA LAS CONDES 0,961 0,992
CHILECTRA LO BARNECHEA 1,766 1,148
CHILECTRA LO ESPEJO 0,961 0,992
CHILECTRA LO PRADO 0,961 0,992
CHILECTRA MACUL 0,961 0,992
CHILECTRA MAIPU 0,961 0,992
CHILECTRA ÑUÑOA 0,961 0,992
CHILECTRA PEDRO AGUIRRE
CERDA 0,961 0,992
CHILECTRA PEÑALOLEN 0,961 0,992
CHILECTRA PROVIDENCIA 0,961 0,992
CHILECTRA PUDAHUEL 0,961 0,992
CHILECTRA QUILICURA 1,187 1,128
CHILECTRA QUINTA NORMAL 0,961 0,992
CHILECTRA RECOLETA 0,961 0,992
CHILECTRA RENCA 0,961 0,992
CHILECTRA SAN JOAQUIN 0,961 0,992
CHILECTRA SAN MIGUEL 0,961 0,992
CHILECTRA SAN RAMON 0,961 0,992
CHILECTRA VITACURA 0,961 0,992
CHILECTRA PUENTE ALTO 0,961 0,992
CHILECTRA SAN BERNARDO 0,961 0,992
CHILECTRA COLINA 1,766 1,148
CHILECTRA LAMPA 1,766 1,148
CHILECTRA TILTIL 1,766 1,148
RIO MAIPO EL BOSQUE 0,801 0,949
RIO MAIPO LA PINTANA 0,801 0,949
RIO MAIPO PUENTE ALTO 0,801 0,949
RIO MAIPO SAN JOSE DE
MAIPO 1,511 1,093
RIO MAIPO SAN BERNARDO 1,086 1,081
RIO MAIPO CALERA DE TANGO 1,511 1,093
RIO MAIPO CURACAVI 1,511 1,093
RIO MAIPO TALAGANTE 1,511 1,093
RIO MAIPO ISLA DE MAIPO 1,511 1,093
RIO MAIPO PADRE HURTADO 1,086 1,081
RIO MAIPO PEÑAFLOR 1,086 1,081
COLINA COLINA 1,000 1,000
TIL TIL TILTIL 1,000 1,000
TIL TIL LLAILLAY 1,000 1,000
PUENTE ALTO PUENTE ALTO 1,000 1,000
LUZANDES LO BARNECHEA 1,000 1,000
PIRQUE PIRQUE 1,000 1,000
EMELECTRIC MELIPILLA 0,871 0,993
EMELECTRIC CURACAVI 0,871 0,993
EMELECTRIC TALAGANTE 0,871 0,993
EMELECTRIC ALHUE 1,289 1,011
EMELECTRIC MARIA PINTO 0,871 0,993
EMELECTRIC SAN PEDRO 0,871 0,993
EMELECTRIC EL MONTE 0,871 0,993
EMELECTRIC ISLA DE MAIPO 0,871 0,993
EMELECTRIC SAN ANTONIO 0,871 0,993
EMELECTRIC CARTAGENA 1,289 1,011
EMELECTRIC SANTO DOMINGO 0,871 0,993
EMELECTRIC LAS CABRAS 0,871 0,993
EMELECTRIC PICHIDEGUA 0,871 0,993
EMELECTRIC PICHILEMU 1,289 1,011
EMELECTRIC LA ESTRELLA 1,289 1,011
EMELECTRIC LITUECHE 1,289 1,011
EMELECTRIC MARCHIHUE 1,289 1,011
EMELECTRIC NAVIDAD 1,289 1,011
EMELECTRIC PAREDONES 1,289 1,011
EMELECTRIC CHEPICA 1,289 1,011
EMELECTRIC CHIMBARONGO 1,289 1,011
EMELECTRIC LOLOL 1,289 1,011
EMELECTRIC NANCAGUA 0,871 0,993
EMELECTRIC PALMILLA 1,289 1,011
EMELECTRIC PERALILLO 1,289 1,011
EMELECTRIC PLACILLA 1,289 1,011
EMELECTRIC PUMANQUE 1,289 1,011
EMELECTRIC SANTA CRUZ 0,871 0,993
EMELECTRIC TALCA 1,289 1,011
EMELECTRIC CONSTITUCION 0,871 0,993
EMELECTRIC CUREPTO 0,871 0,993
EMELECTRIC EMPEDRADO 1,289 1,011
EMELECTRIC MAULE 1,289 1,011
EMELECTRIC PELARCO 0,871 0,993
EMELECTRIC SAN RAFAEL 0,871 0,993 DTO 723, ECONOMIA
ART. UNICO, Nº 7
D.O. 16.12.2000
EMELECTRIC PENCAHUE 0,871 0,993
EMELECTRIC RIO CLARO 1,289 1,011
EMELECTRIC SAN CLEMENTE 0,871 0,993
EMELECTRIC CAUQUENES 1,289 1,011
EMELECTRIC CHANCO 1,289 1,011
EMELECTRIC PELLUHUE 1,289 1,011
EMELECTRIC CURICO 0,871 0,993
EMELECTRIC HUALAÑE 1,289 1,011
EMELECTRIC LICANTEN 0,871 0,993
EMELECTRIC MOLINA 0,871 0,993
EMELECTRIC RAUCO 1,289 1,011
EMELECTRIC SAGRADA FAMILIA 1,289 1,011
EMELECTRIC VICHUQUEN 1,289 1,011
EMELECTRIC COLBUN 0,871 0,993
EMELECTRIC LONGAVI 0,871 0,993
EMELECTRIC PARRAL 0,871 0,993
EMELECTRIC RETIRO 0,871 0,993
EMELECTRIC SAN JAVIER 1,289 1,011
EMELECTRIC YERBAS BUENAS 1,289 1,011
EMELECTRIC TOME 0,871 0,993
EMELECTRIC CHILLAN 1,289 1,011
EMELECTRIC COBQUECURA 1,289 1,011
EMELECTRIC COELEMU 1,289 1,011
EMELECTRIC COIHUECO 0,871 0,993
EMELECTRIC NINHUE 1,289 1,011
EMELECTRIC ÑIQUEN 0,871 0,993
EMELECTRIC PINTO 0,871 0,993
EMELECTRIC PORTEZUELO 0,871 0,993
EMELECTRIC QUIRIHUE 1,289 1,011
EMELECTRIC RANQUIL 0,871 0,993
EMELECTRIC SAN CARLOS 0,871 0,993
EMELECTRIC SAN FABIAN 0,871 0,993
EMELECTRIC SAN NICOLAS 0,871 0,993
EMELECTRIC TREGUACO 0,871 0,993
CGE BUIN 1,278 1,038
CGE PAINE 1,278 1,038
CGE RANCAGUA 0,911 1,028
CGE CODEGUA 1,979 1,064
CGE COINCO 1,278 1,038
CGE COLTAUCO 1,278 1,038
CGE DOÑIHUE 1,278 1,038
CGE GRANEROS 1,278 1,038
CGE LAS CABRAS 1,278 1,038
CGE MACHALI 1,278 1,038
CGE MALLOA 1,278 1,038
CGE MOSTAZAL 1,278 1,038
CGE OLIVAR 1,278 1,038
CGE PEUMO 1,278 1,038
CGE PICHIDEGUA 1,979 1,064
CGE QUINTA DE TILCOCO 1,278 1,038
CGE RENGO 1,278 1,038
CGE REQUINOA 1,278 1,038
CGE SAN VICENTE 1,278 1,038
CGE SAN FERNANDO 1,278 1,038
CGE CHIMBARONGO 1,278 1,038
CGE TALCA 0,911 1,028
CGE MAULE 1,979 1,064
CGE PENCAHUE 1,278 1,038
CGE TENO 1,278 1,038
CGE LOS ANGELES 0,911 1,028
CGE MULCHEN 0,911 1,028
CGE CHILLAN 0,911 1,028
CGE CHILLAN VIEJO 0,911 1,028
CGE CONCEPCION 0,841 0,906
CGE TALCAHUANO 0,841 0,906
CGE CORONEL 0,911 1,028
CGE CHIGUAYANTE 0,841 0,906
CGE FLORIDA 1,979 1,064
CGE HUALQUI 1,278 1,038
CGE LOTA 1,979 1,064
CGE PENCO 1,278 1,038
CGE SAN PEDRO DE
LA PAZ 0,841 0,906
CGE TOME 1,278 1,038
CGE LEBU 1,979 1,064
CGE COELEMU 1,979 1,064
CGE COIHUECO 1,979 1,064
CGE SAN CARLOS 1,278 1,038
CGE SAN NICOLAS 1,979 1,064
CGE TEMUCO 0,911 1,028
CGE CURARREHUE 1,979 1,064
CGE FREIRE 1,278 1,038
CGE LAUTARO 1,278 1,038
CGE LONCOCHE 1,278 1,038
CGE PADRE LAS CASAS 1,278 1,038
CGE PITRUFQUEN 1,278 1,038
CGE PUCON 1,278 1,038
CGE VILCUN 1,278 1,038
CGE VILLARRICA 1,278 1,038
EMELPAR PUTRE 1,000 1,000
COOPELAN LAJA 0,633 0,984
COOPELAN MULCHEN 1,005 1,001
COOPELAN QUILLECO 1,005 1,001
COOPELAN SANTA BARBARA 1,005 1,001
COOPELAN LOS ANGELES 1,005 1,001
ELIMINADA DTO 723, ECONOMIA
ART. UNICO, Nº 7
D.O. 16.12.2000
FRONTEL CORONEL 1,314 1,011
FRONTEL FLORIDA 1,314 1,011
FRONTEL HUALQUI 1,314 1,011
FRONTEL LOTA 0,636 0,990
FRONTEL SANTA JUANA 1,314 1,011
FRONTEL TOME 1,314 1,011
FRONTEL LEBU 0,900 0,994
FRONTEL ARAUCO 0,900 0,994
FRONTEL CAÑETE 0,900 0,994
FRONTEL CONTULMO 1,314 1,011
FRONTEL CURANILAHUE 0,900 0,994
FRONTEL LOS ALAMOS 0,900 0,994
FRONTEL TIRUA 1,314 1,011
FRONTEL ANTUCO 1,314 1,011
FRONTEL CABRERO 0,900 0,994
FRONTEL LAJA 0,900 0,994
FRONTEL MULCHEN 0,900 0,994
FRONTEL NACIMIENTO 0,900 0,994
FRONTEL NEGRETE 1,314 1,011
FRONTEL QUILACO 1,314 1,011
FRONTEL QUILLECO 1,314 1,011
FRONTEL SAN ROSENDO 0,900 0,994
FRONTEL SANTA BARBARA 1,314 1,011
FRONTEL TUCAPEL 0,900 0,994
FRONTEL YUMBEL 1,314 1,011
FRONTEL CHILLAN 0,900 0,994
FRONTEL BULNES 0,900 0,994
FRONTEL EL CARMEN 1,314 1,011
FRONTEL PEMUCO 1,314 1,011
FRONTEL PINTO 1,314 1,011
FRONTEL QUILLON 1,314 1,011
FRONTEL RANQUIL 1,314 1,011
FRONTEL SAN IGNACIO 1,314 1,011
FRONTEL YUNGAY 0,900 0,994
FRONTEL CARAHUE 1,314 1,011
FRONTEL CUNCO 1,314 1,011
FRONTEL FREIRE 1,314 1,011
FRONTEL GALVARINO 1,314 1,011
FRONTEL GORBEA 0,900 0,994
FRONTEL LAUTARO 0,900 0,994
FRONTEL MELIPEUCO 1,314 1,011
FRONTEL NUEVA IMPERIAL 0,900 0,994
FRONTEL PADRE LAS CASAS 1,314 1,011
FRONTEL PERQUENCO 1,314 1,011
FRONTEL PITRUFQUEN 1,314 1,011
FRONTEL SAAVEDRA 1,314 1,011
FRONTEL TEODORO SCHMIDT 1,314 1,011
FRONTEL TOLTEN 1,314 1,011
FRONTEL VILCUN 1,314 1,011
FRONTEL VILLARRICA 1,314 1,011
FRONTEL ANGOL 0,900 0,994
FRONTEL COLLIPULLI 0,900 0,994
FRONTEL CURACAUTIN 0,900 0,994
FRONTEL ERCILLA 1,314 1,011
FRONTEL LONQUIMAY 1,314 1,011
FRONTEL LOS SAUCES 1,314 1,011
FRONTEL LUMACO 1,314 1,011
FRONTEL PUREN 1,314 1,011
FRONTEL RENAICO 1,314 1,011
FRONTEL TRAIGUEN 1,314 1,011
FRONTEL VICTORIA 0,900 0,994
FRONTEL LOS ANGELES 0,900 0,994
FRONTEL TEMUCO 1,314 1,011
SAESA LANCO 1,071 0,999
SAESA PANGUIPULLI 1,071 0,999
SAESA GORBEA 1,071 0,999
SAESA LONCOCHE 1,071 0,999
SAESA TOLTEN 1,581 1,017
SAESA VILLARRICA 1,581 1,017
SAESA VALDIVIA 0,772 0,995
SAESA CORRAL 1,581 1,017
SAESA FUTRONO 1,581 1,017
SAESA LA UNION 1,071 0,999
SAESA LAGO RANCO 1,581 1,017
SAESA LOS LAGOS 1,071 0,999
SAESA MAFIL 1,581 1,017
SAESA MARIQUINA 1,581 1,017
SAESA PAILLACO 1,071 0,999
SAESA RIO BUENO 1,071 0,999
SAESA PUERTO MONTT 1,071 0,999
SAESA CALBUCO 1,071 0,999
SAESA FRESIA 1,581 1,017
SAESA FRUTILLAR 1,071 0,999
SAESA LOS MUERMOS 1,581 1,017
SAESA LLANQUIHUE 1,071 0,999
SAESA MAULLIN 1,581 1,017
SAESA PUERTO VARAS 1,071 0,999
SAESA OSORNO 0,772 0,995
SAESA PUERTO OCTAY 1,581 1,017
SAESA PURRANQUE 1,071 0,999
SAESA PUYEHUE 1,071 0,999
SAESA RIO NEGRO 1,581 1,017
SAESA SAN JUAN DE
LA COSTA 1,581 1,017
SAESA SAN PABLO 1,581 1,017
SAESA CASTRO 1,071 0,999
SAESA ANCUD 1,071 0,999
SAESA CHONCHI 1,071 0,999
SAESA CURACO DE VELEZ 1,581 1,017
SAESA DALCAHUE 1,071 0,999
SAESA PUQUELDON 1,581 1,017
SAESA QUEILEN 1,581 1,017
SAESA QUELLON 1,071 0,999
SAESA QUEMCHI 1,581 1,017
SAESA QUINCHAO 1,581 1,017
EDELAYSEN COIHAIQUE 1,000 1,000
EDELAYSEN AISEN 1,000 1,000
EDELAYSEN RIO IBAÑEZ 1,000 1,000
EDELMAG PUNTA ARENAS 0,956 1,000
EDELMAG PORVENIR 1,326 1,002
EDELMAG NATALES 1,326 1,002
CODINER CUNCO 1,099 1,003
CODINER FREIRE 1,099 1,003
CODINER GALVARINO 1,099 1,003
CODINER GORBEA 1,099 1,003
CODINER LAUTARO 1,099 1,003
CODINER LONCOCHE 1,099 1,003
CODINER NUEVA IMPERIAL 1,099 1,003
CODINER PADRE LAS CASAS 1,099 1,003
CODINER PERQUENCO 0,769 0,986
CODINER PITRUFQUEN 1,099 1,003
CODINER VILCUN 1,099 1,003
CODINER VILLARRICA 1,099 1,003
CODINER CURACAUTIN 1,099 1,003
CODINER ERCILLA 1,099 1,003
CODINER TRAIGUEN 0,769 0,986
CODINER VICTORIA 1,099 1,003
CODINER TEMUCO 0,769 0,986
ELECOOP OVALLE 0,991 0,999
ELECOOP COMBARBALA 1,762 1,020
ELECOOP MONTE PATRIA 0,991 0,999
ELECOOP PUNITAQUI 0,991 0,999
E. CASABLANCA CURACAVI 0,991 0,998
E. CASABLANCA VALPARAISO 0,557 0,860
E. CASABLANCA CASABLANCA 0,991 0,998
E. CASABLANCA ALGARROBO 1,578 1,024
E. CASABLANCA CARTAGENA 0,991 0,998
E. CASABLANCA EL QUISCO 1,578 1,024
E. CASABLANCA EL TABO 1,578 1,024
COOP. CURICO CURICO 1,000 1,000
COOP. CURICO MOLINA 1,000 1,000
COOP. CURICO ROMERAL 1,000 1,000
COOP. CURICO TENO 1,000 1,000
EMETAL TALCA 0,662 0,990
EMETAL CONSTITUCION 0,983 0,997
EMETAL CUREPTO 0,983 0,997
EMETAL MAULE 1,320 1,018
EMETAL PELARCO 0,983 0,997
EMETAL SAN RAFAEL 0,983 0,997 DTO 723, ECONOMIA
ART. UNICO, Nº 7
D.O. 16.12.2000
EMETAL PENCAHUE 0,983 0,997
EMETAL RIO CLARO 1,320 1,018
EMETAL SAN CLEMENTE 0,983 0,997
EMETAL COLBUN 0,983 0,997
EMETAL SAN JAVIER 0,983 0,997
EMETAL YERBAS BUENAS 0,983 0,997 DTO 723, ECONOMIA
ART. UNICO, Nº 7
D.O. 16.12.2000
LUZLINARES CONSTITUCION 0,765 0,988
LUZLINARES LINARES 0,765 0,988
LUZLINARES COLBUN 1,190 1,006
LUZLINARES LONGAVI 1,190 1,006
LUZLINARES SAN JAVIER 1,190 1,006
LUZLINARES VILLA ALEGRE 1,190 1,006
LUZLINARES YERBAS BUENAS 1,190 1,006
LUZPARRAL CAUQUENES 1,000 1,000
LUZPARRAL LONGAVI 1,000 1,000
LUZPARRAL PARRAL 1,000 1,000
LUZPARRAL RETIRO 1,000 1,000
LUZPARRAL SAN JAVIER 1,000 1,000
LUZPARRAL ÑIQUEN 1,000 1,000
LUZPARRAL SAN CARLOS 1,000 1,000
COPELEC FLORIDA 1,227 1,002
COPELEC TOME 1,227 1,002
COPELEC CHILLAN 0,724 0,992
COPELEC BULNES 0,724 0,992
COPELEC COBQUECURA 1,227 1,002
COPELEC COELEMU 1,227 1,002
COPELEC COIHUECO 1,227 1,002
COPELEC CHILLAN VIEJO 0,724 0,992
COPELEC EL CARMEN 1,227 1,002
COPELEC NINHUE 1,227 1,002
COPELEC ÑIQUEN 1,227 1,002
COPELEC PEMUCO 1,227 1,002
COPELEC PINTO 1,227 1,002
COPELEC PORTEZUELO 1,227 1,002
COPELEC QUILLON 1,227 1,002
COPELEC QUIRIHUE 1,227 1,002
COPELEC RANQUIL 1,227 1,002
COPELEC SAN CARLOS 1,227 1,002
COPELEC SAN FABIAN 1,227 1,002
COPELEC SAN IGNACIO 1,227 1,002
COPELEC SAN NICOLAS 1,227 1,002
COPELEC TREGUACO 1,227 1,002
COELCHA FLORIDA 1,026 1,002
COELCHA HUALQUI 1,026 1,002
COELCHA LOS ANGELES 1,026 1,002
COELCHA CABRERO 1,026 1,002
COELCHA TUCAPEL 0,638 0,982
COELCHA YUMBEL 1,026 1,002
COELCHA PEMUCO 1,026 1,002
COELCHA QUILLON 1,026 1,002
COELCHA YUNGAY 1,026 1,002
SOCOEPA FUTRONO 0,870 0,993
SOCOEPA LA UNION 0,870 0,993
SOCOEPA LOS LAGOS 0,870 0,993
SOCOEPA MAFIL 1,244 1,011
SOCOEPA PAILLACO 1,244 1,011
SOCOEPA PANGUIPULLI 1,244 1,011
COOPREL SAN PABLO 0,739 0,988
COOPREL LA UNION 0,739 0,988
COOPREL LAGO RANCO 1,206 1,006
COOPREL RIO BUENO 1,206 1,006
CREO FRUTILLAR 0,983 1,000
CREO OSORNO 0,983 1,000
CREO PUERTO OCTAY 1,564 1,019
CREO PURRANQUE 0,983 1,000
CREO PUYEHUE 0,983 1,000
CREO RIO NEGRO 0,983 1,000
CREO SAN JUAN DE
LA COSTA 1,564 1,019
CREO SAN PABLO 1,564 1,019
CREO LA UNION 1,564 1,019
CREO RIO BUENO 0,983 1,000
Si con posterioridad al 31 de diciembre de 1999, se crearan o se hubiesen creado nuevas comunas, los clientes ubicados en ellas, y a los cuales se les esté efectuando una aplicación tarifaria en los términos establecidos en el presente decreto, mantendrán dichos niveles tarifarios.
Si con posterioridad al 31 de diciembre de 1999, la DTO 723, ECONOMIA empresa extendiera o hubiese extendido su zona de ART. UNICO, Nº 8 concesión, abarcando comunas que no se encuentran D.O. 21.12.2000 señaladas en el listado de factores de sectorización para la empresa indicada, y en donde no existe aplicación tarifaria previa en los términos del presente decreto, los factores FSTCF y FSTCD correspondientes a los clientes en las comunas referidas tomarán el valor 1.
Las empresas concesionarias que a la fecha de entrada en vigencia del presente decreto tengan clientes con suministro subterráneo conforme la condición de aplicación y criterios de clasificación establecidos en el punto 5.5.1, deberán multiplicar los factores FSTCD de todos sus clientes por los factores que se señalan, y en las áreas típicas que se indican, según el tipo de alimentación que los clientes reciben conforme los criterios de clasificación establecidos en el punto 5.5.1 señalado.
Casos Area Area Area
Típica 1 Típica 2 Típica 3
Cliente AT
alimentado en
forma aérea 0,9640 0,9960 0,9810
Cliente AT
alimentado en
forma 1,6224 1,6763 1,6510
subterránea
Cliente BT
alimentado vía
AT y BT aérea 0,9640 0,9960 0,9810
Cliente BT Caso 1 1,2022 1,2421 1,2234
Cliente BT Caso 2 0,9713 1,0036 0,9885
Cliente BT Caso 3 1,2071 1,2472 1,2284
La aplicación de los factores señalados en el cuadro anterior se mantendrá durante toda la vigencia del presente decreto con la excepción de la aplicación que deba efectuarse a clientes que adquieran la condición de clientes con suministro subterráneo conforme a las condiciones de aplicación establecidas en el punto 5.5.2.
Para clientes con suministro subterráneo, que se identifiquen como tales producto de las condiciones establecidas en el punto 5.5.2, esto es, asociados a nuevos desarrollos subterráneos habilitados con posterioridad a la entrada en vigencia del presente decreto, los factores FSTCD que conforman la tarifa de estos clientes, deberán ser multiplicados por los factores que se señalan, y en las áreas típicas que se indican, según el tipo de alimentación que estos clientes reciban conforme los criterios de clasificación establecidos en el punto 5.5.1.
VER D.O. DE 16.12.2000, PAGINA 4
7.7 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.
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:
Ver tabla en D.O. 15.11.2000, página 12, primer Cuerpo.
Las empresas deberán aplicar los índices D, IPCu, IPC, e IPMN en las condiciones establecidas en el artículo 114º del DFL Nº 1 de 1982 del Ministerio de Minería.
7.8 Factor de corrección por aportes de terceros
EMPRESA B
EMELARI 0,970
ELIQSA 0,961
ELECDA 0,967
EMELAT 0,958
EMEC 0,953
CHILQUINTA 0,906
CONAFE 0,933
EMELCA 0,971
LITORAL 0,920
CHILECTRA 0,917
RIO MAIPO 0,938
COLINA 0,963
TIL TIL 1,000
PUENTE ALTO 0,936
LUZANDES 0,982
PIRQUE 1,000
EMELECTRIC 0,963
CGE 0,968
EMELPAR 1,000
COOPELAN 1,000
FRONTEL 0,981
SAESA 0,967
EDELAYSEN 0,950
EDELMAG 0,909
CODINER 1,000
ELECOOP 1,000
E. CASABLANCA 1,000 DTO 723, ECONOMIA
ART. UNICO, Nº 9
D.O. 21.12.2000
COOP. CURICO 1,000
EMETAL 1,000
LUZLINARES 1,000
LUZPARRAL 1,000
COPELEC 1,000
COELCHA 1,000
SOCOEPA 1,000
COOPREL 1,000
CREO 1,000
Ver tabla en D.O. 15.11.2000, página 9, Primer Cuerpo.
7.6 Factores de Asignación de Costos Sectorizados
FSTCF: Factor de asignación de costos fijos sectorizados.
FSTCD: Factor de asignación de valores agregados de distribución sectorizados
A continuación se indican los factores de asignación de costos sectorizados FSTCD y FSTCF para cada empresa y comuna:
EMPRESA COMUNA FSTCD FSTCF
EMELARI ARICA 1,000 1,000
EMELARI CAMARONES 1,000 1,000
ELIQSA IQUIQUE 0,960 0,999
ELIQSA HUARA 1,842 1,020
ELIQSA PICA 1,462 1,007
ELIQSA POZO ALMONTE 1,462 1,007
ELECDA ANTOFAGASTA 0,955 1,000
ELECDA MEJILLONES 1,436 1,002
ELECDA CALAMA 0,955 1,000
ELECDA TOCOPILLA 1,436 1,002
ELECDA TALTAL 1,436 1,002
EMELAT COPIAPO 0,833 0,996
EMELAT CALDERA 1,133 1,002
EMELAT TIERRA AMARILLA 1,133 1,002
EMELAT CHAÑARAL 1,133 1,002
EMELAT DIEGO DE ALMAGRO 1,133 1,002
EMELAT VALLENAR 1,133 1,002
EMELAT ALTO DEL CARMEN 1,689 1,018
EMELAT FREIRINA 1,133 1,002
EMELAT HUASCO 1,689 1,018
EMEC LA SERENA 0,809 0,995
EMEC COQUIMBO 0,809 0,995
EMEC ANDACOLLO 1,133 1,001
EMEC LA HIGUERA 1,680 1,018
EMEC PAIGUANO 1,680 1,018
EMEC VICUÑA 1,133 1,001
EMEC OVALLE 1,133 1,001
EMEC COMBARBALA 1,680 1,018
EMEC MONTE PATRIA 1,680 1,018
EMEC PUNITAQUI 1,133 1,001
EMEC RIO HURTADO 1,680 1,018
EMEC ILLAPEL 1,133 1,001
EMEC CANELA 1,680 1,018
EMEC LOS VILOS 1,133 1,001
EMEC SALAMANCA 1,680 1,018
EMEC PUCHUNCAVI 1,133 1,001
EMEC LA LIGUA 1,133 1,001
EMEC CABILDO 1,133 1,001
EMEC PAPUDO 1,133 1,001
EMEC PETORCA 1,133 1,001
EMEC ZAPALLAR 1,680 1,018
CHILQUINTA VALPARAISO 0,830 0,930
CHILQUINTA CONCON 1,300 1,061
CHILQUINTA VIÑA DEL MAR 0,830 0,930
CHILQUINTA PUCHUNCAVI 1,300 1,061
CHILQUINTA QUILPUE 0,830 0,930
CHILQUINTA VILLA ALEMANA 0,940 1,054
CHILQUINTA QUILLOTA 1,300 1,061
CHILQUINTA LA CALERA 0,940 1,054
CHILQUINTA HIJUELAS 1,300 1,061
CHILQUINTA LA CRUZ 1,300 1,061
CHILQUINTA LIMACHE 1,300 1,061
CHILQUINTA NOGALES 1,300 1,061
CHILQUINTA OLMUE 1,300 1,061
CHILQUINTA LOS ANDES 0,940 1,054
CHILQUINTA CALLE LARGA 1,300 1,061
CHILQUINTA RINCONADA 1,300 1,061
CHILQUINTA SAN ESTEBAN 1,300 1,061
CHILQUINTA LA LIGUA 1,550 1,849
CHILQUINTA CABILDO 1,300 1,061
CHILQUINTA SAN FELIPE 0,940 1,054
CHILQUINTA CATEMU 1,300 1,061
CHILQUINTA LLAILLAY 1,300 1,061
CHILQUINTA PANQUEHUE 1,300 1,061
CHILQUINTA PUTAENDO 1,300 1,061
CHILQUINTA SANTA MARIA 1,300 1,061
CHILQUINTA SAN ANTONIO 0,940 1,054
CHILQUINTA ALGARROBO 1,300 1,061
CHILQUINTA CARTAGENA 1,300 1,061
CHILQUINTA EL TABO 1,300 1,061
CHILQUINTA SANTO DOMINGO 1,300 1,061
CHILQUINTA CASABLANCA 1,300 1,061
CHILQUINTA QUINTERO 1,300 1,061
CONAFE VALPARAISO 0,847 0,928
CONAFE QUILPUE 0,847 0,928
CONAFE VIÑA DEL MAR 0,847 0,928
CONAFE PELARCO 1,923 1,082
CONAFE RIO CLARO 1,923 1,082
CONAFE CURICO 1,051 1,049
CONAFE MOLINA 1,291 1,057
CONAFE RAUCO 1,923 1,082
CONAFE ROMERAL 1,291 1,057
CONAFE SAGRADA FAMILIA 1,291 1,057
CONAFE TENO 1,291 1,057
CONAFE LINARES 1,051 1,049
CONAFE LONGAVI 1,051 1,049
CONAFE SAN JAVIER 1,291 1,057
CONAFE VILLA ALEGRE 1,291 1,057
CONAFE YERBAS BUENAS 1,291 1,057
EMELCA CASABLANCA 1,000 1,000
LITORAL CASABLANCA 1,000 1,000
LITORAL ALGARROBO 1,000 1,000
LITORAL CARTAGENA 1,000 1,000
LITORAL EL QUISCO 1,000 1,000
LITORAL EL TABO 1,000 1,000
CHILECTRA SANTIAGO 0,961 0,992
CHILECTRA CERRILLOS 0,961 0,992
CHILECTRA CERRO NAVIA 0,961 0,992
CHILECTRA CONCHALI 0,961 0,992
CHILECTRA ESTACION CENTRAL 0,961 0,992
CHILECTRA HUECHURABA 1,187 1,128
CHILECTRA INDEPENDENCIA 0,961 0,992
CHILECTRA LA CISTERNA 0,961 0,992
CHILECTRA LA FLORIDA 0,961 0,992
CHILECTRA LA GRANJA 0,961 0,992
CHILECTRA LA REINA 0,961 0,992
CHILECTRA LAS CONDES 0,961 0,992
CHILECTRA LO BARNECHEA 1,766 1,148
CHILECTRA LO ESPEJO 0,961 0,992
CHILECTRA LO PRADO 0,961 0,992
CHILECTRA MACUL 0,961 0,992
CHILECTRA MAIPU 0,961 0,992
CHILECTRA ÑUÑOA 0,961 0,992
CHILECTRA PEDRO AGUIRRE
CERDA 0,961 0,992
CHILECTRA PEÑALOLEN 0,961 0,992
CHILECTRA PROVIDENCIA 0,961 0,992
CHILECTRA PUDAHUEL 0,961 0,992
CHILECTRA QUILICURA 1,187 1,128
CHILECTRA QUINTA NORMAL 0,961 0,992
CHILECTRA RECOLETA 0,961 0,992
CHILECTRA RENCA 0,961 0,992
CHILECTRA SAN JOAQUIN 0,961 0,992
CHILECTRA SAN MIGUEL 0,961 0,992
CHILECTRA SAN RAMON 0,961 0,992
CHILECTRA VITACURA 0,961 0,992
CHILECTRA PUENTE ALTO 0,961 0,992
CHILECTRA SAN BERNARDO 0,961 0,992
CHILECTRA COLINA 1,766 1,148
CHILECTRA LAMPA 1,766 1,148
CHILECTRA TILTIL 1,766 1,148
RIO MAIPO EL BOSQUE 0,801 0,949
RIO MAIPO LA PINTANA 0,801 0,949
RIO MAIPO PUENTE ALTO 0,801 0,949
RIO MAIPO SAN JOSE DE
MAIPO 1,511 1,093
RIO MAIPO SAN BERNARDO 1,086 1,081
RIO MAIPO CALERA DE TANGO 1,511 1,093
RIO MAIPO CURACAVI 1,511 1,093
RIO MAIPO TALAGANTE 1,511 1,093
RIO MAIPO ISLA DE MAIPO 1,511 1,093
RIO MAIPO PADRE HURTADO 1,086 1,081
RIO MAIPO PEÑAFLOR 1,086 1,081
COLINA COLINA 1,000 1,000
TIL TIL TILTIL 1,000 1,000
TIL TIL LLAILLAY 1,000 1,000
PUENTE ALTO PUENTE ALTO 1,000 1,000
LUZANDES LO BARNECHEA 1,000 1,000
PIRQUE PIRQUE 1,000 1,000
EMELECTRIC MELIPILLA 0,871 0,993
EMELECTRIC CURACAVI 0,871 0,993
EMELECTRIC TALAGANTE 0,871 0,993
EMELECTRIC ALHUE 1,289 1,011
EMELECTRIC MARIA PINTO 0,871 0,993
EMELECTRIC SAN PEDRO 0,871 0,993
EMELECTRIC EL MONTE 0,871 0,993
EMELECTRIC ISLA DE MAIPO 0,871 0,993
EMELECTRIC SAN ANTONIO 0,871 0,993
EMELECTRIC CARTAGENA 1,289 1,011
EMELECTRIC SANTO DOMINGO 0,871 0,993
EMELECTRIC LAS CABRAS 0,871 0,993
EMELECTRIC PICHIDEGUA 0,871 0,993
EMELECTRIC PICHILEMU 1,289 1,011
EMELECTRIC LA ESTRELLA 1,289 1,011
EMELECTRIC LITUECHE 1,289 1,011
EMELECTRIC MARCHIHUE 1,289 1,011
EMELECTRIC NAVIDAD 1,289 1,011
EMELECTRIC PAREDONES 1,289 1,011
EMELECTRIC CHEPICA 1,289 1,011
EMELECTRIC CHIMBARONGO 1,289 1,011
EMELECTRIC LOLOL 1,289 1,011
EMELECTRIC NANCAGUA 0,871 0,993
EMELECTRIC PALMILLA 1,289 1,011
EMELECTRIC PERALILLO 1,289 1,011
EMELECTRIC PLACILLA 1,289 1,011
EMELECTRIC PUMANQUE 1,289 1,011
EMELECTRIC SANTA CRUZ 0,871 0,993
EMELECTRIC TALCA 1,289 1,011
EMELECTRIC CONSTITUCION 0,871 0,993
EMELECTRIC CUREPTO 0,871 0,993
EMELECTRIC EMPEDRADO 1,289 1,011
EMELECTRIC MAULE 1,289 1,011
EMELECTRIC PELARCO 0,871 0,993
EMELECTRIC SAN RAFAEL 0,871 0,993 DTO 723, ECONOMIA
ART. UNICO, Nº 7
D.O. 16.12.2000
EMELECTRIC PENCAHUE 0,871 0,993
EMELECTRIC RIO CLARO 1,289 1,011
EMELECTRIC SAN CLEMENTE 0,871 0,993
EMELECTRIC CAUQUENES 1,289 1,011
EMELECTRIC CHANCO 1,289 1,011
EMELECTRIC PELLUHUE 1,289 1,011
EMELECTRIC CURICO 0,871 0,993
EMELECTRIC HUALAÑE 1,289 1,011
EMELECTRIC LICANTEN 0,871 0,993
EMELECTRIC MOLINA 0,871 0,993
EMELECTRIC RAUCO 1,289 1,011
EMELECTRIC SAGRADA FAMILIA 1,289 1,011
EMELECTRIC VICHUQUEN 1,289 1,011
EMELECTRIC COLBUN 0,871 0,993
EMELECTRIC LONGAVI 0,871 0,993
EMELECTRIC PARRAL 0,871 0,993
EMELECTRIC RETIRO 0,871 0,993
EMELECTRIC SAN JAVIER 1,289 1,011
EMELECTRIC YERBAS BUENAS 1,289 1,011
EMELECTRIC TOME 0,871 0,993
EMELECTRIC CHILLAN 1,289 1,011
EMELECTRIC COBQUECURA 1,289 1,011
EMELECTRIC COELEMU 1,289 1,011
EMELECTRIC COIHUECO 0,871 0,993
EMELECTRIC NINHUE 1,289 1,011
EMELECTRIC ÑIQUEN 0,871 0,993
EMELECTRIC PINTO 0,871 0,993
EMELECTRIC PORTEZUELO 0,871 0,993
EMELECTRIC QUIRIHUE 1,289 1,011
EMELECTRIC RANQUIL 0,871 0,993
EMELECTRIC SAN CARLOS 0,871 0,993
EMELECTRIC SAN FABIAN 0,871 0,993
EMELECTRIC SAN NICOLAS 0,871 0,993
EMELECTRIC TREGUACO 0,871 0,993
CGE BUIN 1,278 1,038
CGE PAINE 1,278 1,038
CGE RANCAGUA 0,911 1,028
CGE CODEGUA 1,979 1,064
CGE COINCO 1,278 1,038
CGE COLTAUCO 1,278 1,038
CGE DOÑIHUE 1,278 1,038
CGE GRANEROS 1,278 1,038
CGE LAS CABRAS 1,278 1,038
CGE MACHALI 1,278 1,038
CGE MALLOA 1,278 1,038
CGE MOSTAZAL 1,278 1,038
CGE OLIVAR 1,278 1,038
CGE PEUMO 1,278 1,038
CGE PICHIDEGUA 1,979 1,064
CGE QUINTA DE TILCOCO 1,278 1,038
CGE RENGO 1,278 1,038
CGE REQUINOA 1,278 1,038
CGE SAN VICENTE 1,278 1,038
CGE SAN FERNANDO 1,278 1,038
CGE CHIMBARONGO 1,278 1,038
CGE TALCA 0,911 1,028
CGE MAULE 1,979 1,064
CGE PENCAHUE 1,278 1,038
CGE TENO 1,278 1,038
CGE LOS ANGELES 0,911 1,028
CGE MULCHEN 0,911 1,028
CGE CHILLAN 0,911 1,028
CGE CHILLAN VIEJO 0,911 1,028
CGE CONCEPCION 0,841 0,906
CGE TALCAHUANO 0,841 0,906
CGE CORONEL 0,911 1,028
CGE CHIGUAYANTE 0,841 0,906
CGE FLORIDA 1,979 1,064
CGE HUALQUI 1,278 1,038
CGE LOTA 1,979 1,064
CGE PENCO 1,278 1,038
CGE SAN PEDRO DE
LA PAZ 0,841 0,906
CGE TOME 1,278 1,038
CGE LEBU 1,979 1,064
CGE COELEMU 1,979 1,064
CGE COIHUECO 1,979 1,064
CGE SAN CARLOS 1,278 1,038
CGE SAN NICOLAS 1,979 1,064
CGE TEMUCO 0,911 1,028
CGE CURARREHUE 1,979 1,064
CGE FREIRE 1,278 1,038
CGE LAUTARO 1,278 1,038
CGE LONCOCHE 1,278 1,038
CGE PADRE LAS CASAS 1,278 1,038
CGE PITRUFQUEN 1,278 1,038
CGE PUCON 1,278 1,038
CGE VILCUN 1,278 1,038
CGE VILLARRICA 1,278 1,038
EMELPAR PUTRE 1,000 1,000
COOPELAN LAJA 0,633 0,984
COOPELAN MULCHEN 1,005 1,001
COOPELAN QUILLECO 1,005 1,001
COOPELAN SANTA BARBARA 1,005 1,001
COOPELAN LOS ANGELES 1,005 1,001
ELIMINADA DTO 723, ECONOMIA
ART. UNICO, Nº 7
D.O. 16.12.2000
FRONTEL CORONEL 1,314 1,011
FRONTEL FLORIDA 1,314 1,011
FRONTEL HUALQUI 1,314 1,011
FRONTEL LOTA 0,636 0,990
FRONTEL SANTA JUANA 1,314 1,011
FRONTEL TOME 1,314 1,011
FRONTEL LEBU 0,900 0,994
FRONTEL ARAUCO 0,900 0,994
FRONTEL CAÑETE 0,900 0,994
FRONTEL CONTULMO 1,314 1,011
FRONTEL CURANILAHUE 0,900 0,994
FRONTEL LOS ALAMOS 0,900 0,994
FRONTEL TIRUA 1,314 1,011
FRONTEL ANTUCO 1,314 1,011
FRONTEL CABRERO 0,900 0,994
FRONTEL LAJA 0,900 0,994
FRONTEL MULCHEN 0,900 0,994
FRONTEL NACIMIENTO 0,900 0,994
FRONTEL NEGRETE 1,314 1,011
FRONTEL QUILACO 1,314 1,011
FRONTEL QUILLECO 1,314 1,011
FRONTEL SAN ROSENDO 0,900 0,994
FRONTEL SANTA BARBARA 1,314 1,011
FRONTEL TUCAPEL 0,900 0,994
FRONTEL YUMBEL 1,314 1,011
FRONTEL CHILLAN 0,900 0,994
FRONTEL BULNES 0,900 0,994
FRONTEL EL CARMEN 1,314 1,011
FRONTEL PEMUCO 1,314 1,011
FRONTEL PINTO 1,314 1,011
FRONTEL QUILLON 1,314 1,011
FRONTEL RANQUIL 1,314 1,011
FRONTEL SAN IGNACIO 1,314 1,011
FRONTEL YUNGAY 0,900 0,994
FRONTEL CARAHUE 1,314 1,011
FRONTEL CUNCO 1,314 1,011
FRONTEL FREIRE 1,314 1,011
FRONTEL GALVARINO 1,314 1,011
FRONTEL GORBEA 0,900 0,994
FRONTEL LAUTARO 0,900 0,994
FRONTEL MELIPEUCO 1,314 1,011
FRONTEL NUEVA IMPERIAL 0,900 0,994
FRONTEL PADRE LAS CASAS 1,314 1,011
FRONTEL PERQUENCO 1,314 1,011
FRONTEL PITRUFQUEN 1,314 1,011
FRONTEL SAAVEDRA 1,314 1,011
FRONTEL TEODORO SCHMIDT 1,314 1,011
FRONTEL TOLTEN 1,314 1,011
FRONTEL VILCUN 1,314 1,011
FRONTEL VILLARRICA 1,314 1,011
FRONTEL ANGOL 0,900 0,994
FRONTEL COLLIPULLI 0,900 0,994
FRONTEL CURACAUTIN 0,900 0,994
FRONTEL ERCILLA 1,314 1,011
FRONTEL LONQUIMAY 1,314 1,011
FRONTEL LOS SAUCES 1,314 1,011
FRONTEL LUMACO 1,314 1,011
FRONTEL PUREN 1,314 1,011
FRONTEL RENAICO 1,314 1,011
FRONTEL TRAIGUEN 1,314 1,011
FRONTEL VICTORIA 0,900 0,994
FRONTEL LOS ANGELES 0,900 0,994
FRONTEL TEMUCO 1,314 1,011
SAESA LANCO 1,071 0,999
SAESA PANGUIPULLI 1,071 0,999
SAESA GORBEA 1,071 0,999
SAESA LONCOCHE 1,071 0,999
SAESA TOLTEN 1,581 1,017
SAESA VILLARRICA 1,581 1,017
SAESA VALDIVIA 0,772 0,995
SAESA CORRAL 1,581 1,017
SAESA FUTRONO 1,581 1,017
SAESA LA UNION 1,071 0,999
SAESA LAGO RANCO 1,581 1,017
SAESA LOS LAGOS 1,071 0,999
SAESA MAFIL 1,581 1,017
SAESA MARIQUINA 1,581 1,017
SAESA PAILLACO 1,071 0,999
SAESA RIO BUENO 1,071 0,999
SAESA PUERTO MONTT 1,071 0,999
SAESA CALBUCO 1,071 0,999
SAESA FRESIA 1,581 1,017
SAESA FRUTILLAR 1,071 0,999
SAESA LOS MUERMOS 1,581 1,017
SAESA LLANQUIHUE 1,071 0,999
SAESA MAULLIN 1,581 1,017
SAESA PUERTO VARAS 1,071 0,999
SAESA OSORNO 0,772 0,995
SAESA PUERTO OCTAY 1,581 1,017
SAESA PURRANQUE 1,071 0,999
SAESA PUYEHUE 1,071 0,999
SAESA RIO NEGRO 1,581 1,017
SAESA SAN JUAN DE
LA COSTA 1,581 1,017
SAESA SAN PABLO 1,581 1,017
SAESA CASTRO 1,071 0,999
SAESA ANCUD 1,071 0,999
SAESA CHONCHI 1,071 0,999
SAESA CURACO DE VELEZ 1,581 1,017
SAESA DALCAHUE 1,071 0,999
SAESA PUQUELDON 1,581 1,017
SAESA QUEILEN 1,581 1,017
SAESA QUELLON 1,071 0,999
SAESA QUEMCHI 1,581 1,017
SAESA QUINCHAO 1,581 1,017
EDELAYSEN COIHAIQUE 1,000 1,000
EDELAYSEN AISEN 1,000 1,000
EDELAYSEN RIO IBAÑEZ 1,000 1,000
EDELMAG PUNTA ARENAS 0,956 1,000
EDELMAG PORVENIR 1,326 1,002
EDELMAG NATALES 1,326 1,002
CODINER CUNCO 1,099 1,003
CODINER FREIRE 1,099 1,003
CODINER GALVARINO 1,099 1,003
CODINER GORBEA 1,099 1,003
CODINER LAUTARO 1,099 1,003
CODINER LONCOCHE 1,099 1,003
CODINER NUEVA IMPERIAL 1,099 1,003
CODINER PADRE LAS CASAS 1,099 1,003
CODINER PERQUENCO 0,769 0,986
CODINER PITRUFQUEN 1,099 1,003
CODINER VILCUN 1,099 1,003
CODINER VILLARRICA 1,099 1,003
CODINER CURACAUTIN 1,099 1,003
CODINER ERCILLA 1,099 1,003
CODINER TRAIGUEN 0,769 0,986
CODINER VICTORIA 1,099 1,003
CODINER TEMUCO 0,769 0,986
ELECOOP OVALLE 0,991 0,999
ELECOOP COMBARBALA 1,762 1,020
ELECOOP MONTE PATRIA 0,991 0,999
ELECOOP PUNITAQUI 0,991 0,999
E. CASABLANCA CURACAVI 0,991 0,998
E. CASABLANCA VALPARAISO 0,557 0,860
E. CASABLANCA CASABLANCA 0,991 0,998
E. CASABLANCA ALGARROBO 1,578 1,024
E. CASABLANCA CARTAGENA 0,991 0,998
E. CASABLANCA EL QUISCO 1,578 1,024
E. CASABLANCA EL TABO 1,578 1,024
COOP. CURICO CURICO 1,000 1,000
COOP. CURICO MOLINA 1,000 1,000
COOP. CURICO ROMERAL 1,000 1,000
COOP. CURICO TENO 1,000 1,000
EMETAL TALCA 0,662 0,990
EMETAL CONSTITUCION 0,983 0,997
EMETAL CUREPTO 0,983 0,997
EMETAL MAULE 1,320 1,018
EMETAL PELARCO 0,983 0,997
EMETAL SAN RAFAEL 0,983 0,997 DTO 723, ECONOMIA
ART. UNICO, Nº 7
D.O. 16.12.2000
EMETAL PENCAHUE 0,983 0,997
EMETAL RIO CLARO 1,320 1,018
EMETAL SAN CLEMENTE 0,983 0,997
EMETAL COLBUN 0,983 0,997
EMETAL SAN JAVIER 0,983 0,997
EMETAL YERBAS BUENAS 0,983 0,997 DTO 723, ECONOMIA
ART. UNICO, Nº 7
D.O. 16.12.2000
LUZLINARES CONSTITUCION 0,765 0,988
LUZLINARES LINARES 0,765 0,988
LUZLINARES COLBUN 1,190 1,006
LUZLINARES LONGAVI 1,190 1,006
LUZLINARES SAN JAVIER 1,190 1,006
LUZLINARES VILLA ALEGRE 1,190 1,006
LUZLINARES YERBAS BUENAS 1,190 1,006
LUZPARRAL CAUQUENES 1,000 1,000
LUZPARRAL LONGAVI 1,000 1,000
LUZPARRAL PARRAL 1,000 1,000
LUZPARRAL RETIRO 1,000 1,000
LUZPARRAL SAN JAVIER 1,000 1,000
LUZPARRAL ÑIQUEN 1,000 1,000
LUZPARRAL SAN CARLOS 1,000 1,000
COPELEC FLORIDA 1,227 1,002
COPELEC TOME 1,227 1,002
COPELEC CHILLAN 0,724 0,992
COPELEC BULNES 0,724 0,992
COPELEC COBQUECURA 1,227 1,002
COPELEC COELEMU 1,227 1,002
COPELEC COIHUECO 1,227 1,002
COPELEC CHILLAN VIEJO 0,724 0,992
COPELEC EL CARMEN 1,227 1,002
COPELEC NINHUE 1,227 1,002
COPELEC ÑIQUEN 1,227 1,002
COPELEC PEMUCO 1,227 1,002
COPELEC PINTO 1,227 1,002
COPELEC PORTEZUELO 1,227 1,002
COPELEC QUILLON 1,227 1,002
COPELEC QUIRIHUE 1,227 1,002
COPELEC RANQUIL 1,227 1,002
COPELEC SAN CARLOS 1,227 1,002
COPELEC SAN FABIAN 1,227 1,002
COPELEC SAN IGNACIO 1,227 1,002
COPELEC SAN NICOLAS 1,227 1,002
COPELEC TREGUACO 1,227 1,002
COELCHA FLORIDA 1,026 1,002
COELCHA HUALQUI 1,026 1,002
COELCHA LOS ANGELES 1,026 1,002
COELCHA CABRERO 1,026 1,002
COELCHA TUCAPEL 0,638 0,982
COELCHA YUMBEL 1,026 1,002
COELCHA PEMUCO 1,026 1,002
COELCHA QUILLON 1,026 1,002
COELCHA YUNGAY 1,026 1,002
SOCOEPA FUTRONO 0,870 0,993
SOCOEPA LA UNION 0,870 0,993
SOCOEPA LOS LAGOS 0,870 0,993
SOCOEPA MAFIL 1,244 1,011
SOCOEPA PAILLACO 1,244 1,011
SOCOEPA PANGUIPULLI 1,244 1,011
COOPREL SAN PABLO 0,739 0,988
COOPREL LA UNION 0,739 0,988
COOPREL LAGO RANCO 1,206 1,006
COOPREL RIO BUENO 1,206 1,006
CREO FRUTILLAR 0,983 1,000
CREO OSORNO 0,983 1,000
CREO PUERTO OCTAY 1,564 1,019
CREO PURRANQUE 0,983 1,000
CREO PUYEHUE 0,983 1,000
CREO RIO NEGRO 0,983 1,000
CREO SAN JUAN DE
LA COSTA 1,564 1,019
CREO SAN PABLO 1,564 1,019
CREO LA UNION 1,564 1,019
CREO RIO BUENO 0,983 1,000
Si con posterioridad al 31 de diciembre de 1999, se crearan o se hubiesen creado nuevas comunas, los clientes ubicados en ellas, y a los cuales se les esté efectuando una aplicación tarifaria en los términos establecidos en el presente decreto, mantendrán dichos niveles tarifarios.
Si con posterioridad al 31 de diciembre de 1999, la DTO 723, ECONOMIA empresa extendiera o hubiese extendido su zona de ART. UNICO, Nº 8 concesión, abarcando comunas que no se encuentran D.O. 21.12.2000 señaladas en el listado de factores de sectorización para la empresa indicada, y en donde no existe aplicación tarifaria previa en los términos del presente decreto, los factores FSTCF y FSTCD correspondientes a los clientes en las comunas referidas tomarán el valor 1.
Las empresas concesionarias que a la fecha de entrada en vigencia del presente decreto tengan clientes con suministro subterráneo conforme la condición de aplicación y criterios de clasificación establecidos en el punto 5.5.1, deberán multiplicar los factores FSTCD de todos sus clientes por los factores que se señalan, y en las áreas típicas que se indican, según el tipo de alimentación que los clientes reciben conforme los criterios de clasificación establecidos en el punto 5.5.1 señalado.
Casos Area Area Area
Típica 1 Típica 2 Típica 3
Cliente AT
alimentado en
forma aérea 0,9640 0,9960 0,9810
Cliente AT
alimentado en
forma 1,6224 1,6763 1,6510
subterránea
Cliente BT
alimentado vía
AT y BT aérea 0,9640 0,9960 0,9810
Cliente BT Caso 1 1,2022 1,2421 1,2234
Cliente BT Caso 2 0,9713 1,0036 0,9885
Cliente BT Caso 3 1,2071 1,2472 1,2284
La aplicación de los factores señalados en el cuadro anterior se mantendrá durante toda la vigencia del presente decreto con la excepción de la aplicación que deba efectuarse a clientes que adquieran la condición de clientes con suministro subterráneo conforme a las condiciones de aplicación establecidas en el punto 5.5.2.
Para clientes con suministro subterráneo, que se identifiquen como tales producto de las condiciones establecidas en el punto 5.5.2, esto es, asociados a nuevos desarrollos subterráneos habilitados con posterioridad a la entrada en vigencia del presente decreto, los factores FSTCD que conforman la tarifa de estos clientes, deberán ser multiplicados por los factores que se señalan, y en las áreas típicas que se indican, según el tipo de alimentación que estos clientes reciban conforme los criterios de clasificación establecidos en el punto 5.5.1.
VER D.O. DE 16.12.2000, PAGINA 4
7.7 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.
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:
Ver tabla en D.O. 15.11.2000, página 12, primer Cuerpo.
Las empresas deberán aplicar los índices D, IPCu, IPC, e IPMN en las condiciones establecidas en el artículo 114º del DFL Nº 1 de 1982 del Ministerio de Minería.
7.8 Factor de corrección por aportes de terceros
EMPRESA B
EMELARI 0,970
ELIQSA 0,961
ELECDA 0,967
EMELAT 0,958
EMEC 0,953
CHILQUINTA 0,906
CONAFE 0,933
EMELCA 0,971
LITORAL 0,920
CHILECTRA 0,917
RIO MAIPO 0,938
COLINA 0,963
TIL TIL 1,000
PUENTE ALTO 0,936
LUZANDES 0,982
PIRQUE 1,000
EMELECTRIC 0,963
CGE 0,968
EMELPAR 1,000
COOPELAN 1,000
FRONTEL 0,981
SAESA 0,967
EDELAYSEN 0,950
EDELMAG 0,909
CODINER 1,000
ELECOOP 1,000
E. CASABLANCA 1,000 DTO 723, ECONOMIA
ART. UNICO, Nº 9
D.O. 21.12.2000
COOP. CURICO 1,000
EMETAL 1,000
LUZLINARES 1,000
LUZPARRAL 1,000
COPELEC 1,000
COELCHA 1,000
SOCOEPA 1,000
COOPREL 1,000
CREO 1,000
Artículo 2º: En la boleta o factura deberáDTO 723, ECONOMIA
ART. UNICO, N° 10
D.O. 16.12.2000 indicarse el nombre de la subestación primaria de distribución desde la cual el cliente se encuentra abastecido. Para estos efectos se entenderá que la subestación primaria de distribución que abastece al cliente es aquella que presente la menor distancia al punto de suministro. 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. Las empresas concesionarias deberán mantener una base de datos actualizada que identifique a cada cliente en su zona de concesión con la subestación primaria de distribución que lo abastece.
ART. UNICO, N° 10
D.O. 16.12.2000 indicarse el nombre de la subestación primaria de distribución desde la cual el cliente se encuentra abastecido. Para estos efectos se entenderá que la subestación primaria de distribución que abastece al cliente es aquella que presente la menor distancia al punto de suministro. 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. Las empresas concesionarias deberán mantener una base de datos actualizada que identifique a cada cliente en su zona de concesión con la subestación primaria de distribución que lo abastece.
En la factura o boleta se identificará separadamente la glosa de los cargos aplicados, su facturación y la suma total facturada.
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.
Las tarifas a que dé lugar la aplicación de las fórmulas tarifarias anteriores deberán aplicarse conforme a lo dispuesto en la ley Nº 19.489 del 28 de diciembre de 1996.
DISPOSICIONES TRANSITORIAS
Artículo 1º: Mientras se encuentre vigente el decreto Nº583 del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, publicado el martes 31 de octubre de 2000 en el Diario Oficial, se considerará que los sectores de nudo señalados en el artículo único, punto 4 del referido decreto, comprenden para cada concesionaria de distribución a las zonas geográficas que se indican:
Ver tabla en D.O. 15.11.2000, página 12, Primer Cuerpo.
Para el resto de las empresas concesionarias, el sector de nudo señalado en el DS Nº583, abarcará toda su zona de concesión.
Artículo 2º Los clientes abastecidos por empresasDTO 723, ECONOMIA
ART. UNICO, N° 11
D.O. 16.12.2000 cuya demanda máxima anual de consumos en la opción BT1 se produce en meses en que no se han definido horas de punta, podrán optar por las opciones BT1b o BT1c.
ART. UNICO, N° 11
D.O. 16.12.2000 cuya demanda máxima anual de consumos en la opción BT1 se produce en meses en que no se han definido horas de punta, podrán optar por las opciones BT1b o BT1c.
Cualquiera sea la opción elegida por el cliente, ésta se aplicará a partir del 1º de enero de 2001.
Durante el período comprendido entre la fecha de entrada en vigencia del presente decreto y el 31 de diciembre de 2000, a los clientes señalados se les aplicará la opción BT1c.
La empresa concesionaria responsable de aplicar cualquiera de las dos opciones referidas deberá comunicar directamente y por escrito a los clientes afectos a dichas opciones, antes del 15 de diciembre de 2000, la posibilidad de elegir entre ambas tarifas, los plazos en que éstas comenzarán a regir, una descripción de las características de ambos tipos de tarifa, el efecto en la cuenta del cliente al elegir una u otra, así como el mecanismo mediante el cual los clientes deberán manifestar dicha elección, señalando el plazo respectivo, de modo que la opción elegida pueda efectivamente aplicarse a partir del 1º de enero de 2001. Copia de la referida comunicación deberá ser remitida a la Comisión Nacional de Energía.
Anótese, publíquese y tómese razón.- Por orden del Presidente de la República, Alvaro Díaz Pérez, Ministro de Economía, Fomento y Reconstrucción (S).
Lo que transcribo a Ud. para su conocimiento.- Saluda atte. a Ud., Alvaro Díaz Pérez, Subsecretario de Economía, Fomento y Reconstrucción.