Ley Chile - dto 603 (30-oct-1998) M. de Economía, Fomento y Reconstrucción; Subsecretaria de Economia, Fomento y Econstruccion - Biblioteca del Congreso Nacional de Chile

Artículo único: Fíjase, como los siguientes, los precios de nudo, su fórmula de indexación y las condiciones de aplicación de los mismos, para los suministros de electricidad a que se refiere el número 3 del artículo 90º del DFL No. 1, de 1982, de Minería, que se efectúen desde las subestaciones de generación-transporte que se señalan. Estos precios entrarán en vigencia el tercer día hábil siguiente a la fecha de publicación de este decreto.

1. PRECIOS DE NUDO

1.1 Precios base de nudo en subestaciones troncales.

A continuación se detallan los precios base por potencia de punta y por energía que se aplicarán a los suministros servidos en las subestaciones denominadas troncales, y para los niveles de tensión que se indican.

Sistema Interconectado del Norte Grande

+----------------------------------------------------------------¦ Subestación +

¦ Tensión ¦ Precio ¦ Precio ¦ Potencia ¦

¦ Troncal ¦ (KV) ¦ Base de la ¦ Base de la ¦ de ¦

¦ ¦ ¦ Potencia ¦ Energía ¦ Influencia¦

¦ ¦ ¦ de punta ¦ ($/KWh) ¦ (MW) ¦

¦ ¦ ¦ ($/KW/mes) ¦ ¦ ¦

+--------------+---------+-------------+-------------+-----------¦

¦ Arica ¦ 110 ¦ 5153,5 ¦ 15,733 ¦ 5 ¦

+--------------+---------+-------------+-------------+-----------¦

¦ Pozo Almonte ¦ 220 ¦ 5153,5 ¦ 12,732 ¦ 45 ¦

+--------------+---------+-------------+-------------+-----------¦

¦ Crucero ¦ 220 ¦ 5311,2 ¦ 11,814 ¦ 10 ¦

+--------------+---------+-------------+-------------+-----------¦

¦ Mejillones ¦ 220 ¦ 5311,2 ¦ 11,972 ¦ 20 ¦

+--------------+---------+-------------+-------------+-----------¦

¦ Antofagasta ¦ 110 ¦ 5311,2 ¦ 13,069 ¦ 5 ¦

+----------------------------------------------------------------

Sistema Interconectado Central

+----------------------------------------------------------------¦ Subestación +

¦ Tensión¦ Precio ¦ Precio ¦ Potencia ¦

¦ Troncal ¦ (KV) ¦ Base de la ¦ Base de la ¦ de ¦

¦ ¦ ¦ Potencia ¦ Energía ¦Influencia¦

¦ ¦ ¦ de punta ¦ ($/KWh) ¦ (MW) ¦

¦ ¦ ¦ ($/KW/mes) ¦ ¦ ¦

+------------------+------- +------------+------------+----------¦

¦ Diego de Almagro ¦ 220 ¦ 3597,06 ¦ 13,954 ¦ 100 ¦

+------------------+--------+------------+------------+----------¦

¦ Cardones ¦ 220 ¦ 3390,23 ¦ 13,236 ¦ 100 ¦

+------------------+--------+------------+------------+----------¦

¦ Maitencillo ¦ 220 ¦ 3288,29 ¦ 12,893 ¦ 100 ¦

+------------------+--------+------------+------------+----------¦

¦ Pan de Azúcar ¦ 220 ¦ 3141,96 ¦ 12,113 ¦ 100 ¦

+------------------+--------+------------+------------+----------¦

¦ San Isidro ¦ 220 ¦ 2612,88 ¦ 10,102 ¦ 60 ¦

+------------------+--------+------------+------------+----------¦

¦ Polpaico ¦ 220 ¦ 2506,66 ¦ 10,057 ¦ 40 ¦

+------------------+--------+------------+------------+----------¦

¦ Cerro Navia ¦ 220 ¦ 2497,46 ¦ 10,108 ¦ 40 ¦

+------------------+--------+------------+------------+----------¦

¦ Alto Jahuel ¦ 220 ¦ 2460,30 ¦ 9,987 ¦ 40 ¦

+------------------+--------+------------+------------+----------¦

¦ Rancagua ¦ 154 ¦ 2547,11 ¦ 10,274 ¦ 40 ¦

+------------------+--------+------------+------------+----------¦

¦ San Fernando ¦ 154 ¦ 2514,88 ¦ 10,410 ¦ 20 ¦

+------------------+--------+------------+------------+----------¦

¦ Itahue ¦ 154 ¦ 2409,33 ¦ 10,388 ¦ 20 ¦

+------------------+--------+------------+------------+----------¦

¦ Parral ¦ 154 ¦ 2419,19 ¦ 10,073 ¦ 20 ¦

+------------------+--------+------------+------------+----------¦

¦ Ancoa ¦ 220 ¦ 2357,38 ¦ 9,734 ¦ 20 ¦

+------------------+--------+------------+------------+----------¦

¦ Charrúa ¦ 220 ¦ 2123,91 ¦ 9,264 ¦ 20 ¦

+------------------+--------+------------+------------+----------¦

¦ Concepción ¦ 220 ¦ 2506,99 ¦ 9,627 ¦ 150 ¦

+------------------+--------+------------+------------+----------¦

¦ San Vicente ¦ 154 ¦ 2319,89 ¦ 9,754 ¦ 150 ¦

+------------------+--------+------------+------------+----------¦

¦ Temuco ¦ 220 ¦ 2198,88 ¦ 9,534 ¦ 20 ¦

+------------------+--------+------------+------------+----------¦

¦ Valdivia ¦ 220 ¦ 2493,84 ¦ 9,462 ¦ 20 ¦

+------------------+--------+------------+------------+----------¦

¦ Puerto Montt ¦ 220 ¦ 2305,09 ¦ 9,016 ¦ 20 ¦

+------------------+--------+------------+------------+----------¦

¦ Pugueñún ¦ 66 ¦ 4565,13 ¦ 17,857 ¦ 3 ¦

+----------------------------------------------------------------

Sistema Coyhaique

+----------------------------------------------------------------¦ Subestación +

¦ Tensión¦ Precio ¦ Precio ¦ Potencia ¦

¦ Troncal ¦ (KV) ¦ Base de la ¦ Base de la ¦ de ¦

¦ ¦ ¦ Potencia ¦ Energía ¦Influencia¦

¦ ¦ ¦ de punta ¦ ($/KWh) ¦ (MW) ¦

¦ ¦ ¦ ($/KW/mes) ¦ ¦ ¦

+------------------+------- +------------+------------+----------¦

¦ Coyhaique ¦ 23-13,2¦ 4453,3 ¦ 28,564 ¦ 4 ¦

+------------------+--------+------------+------------+----------

Sistema Punta Arenas

+----------------------------------------------------------------¦ Subestación +

¦ Tensión¦ Precio ¦ Precio ¦ Potencia ¦

¦ Troncal ¦ (KV) ¦ Base de la ¦ Base de la ¦ de ¦

¦ ¦ ¦ Potencia ¦ Energía ¦Influencia¦

¦ ¦ ¦ de punta ¦ ($/KWh) ¦ (MW) ¦

¦ ¦ ¦ ($/KW/mes) ¦ ¦ ¦

+------------------+------- +------------+------------+----------¦

¦ Tres Puentes ¦ 23-13,2¦ 4348,21 ¦ 24,730 ¦ 18 ¦

+------------------+--------+------------+------------+----------

Sistema Puerto Natales

+----------------------------------------------------------------¦ Subestación +

¦ Tensión¦ Precio ¦ Precio ¦ Potencia ¦

¦ Troncal ¦ (KV) ¦ Base de la ¦ Base de la ¦ de ¦

¦ ¦ ¦ Potencia ¦ Energía ¦Influencia¦

¦ ¦ ¦ de punta ¦ ($/KWh) ¦ (MW) ¦

¦ ¦ ¦ ($/KW/mes) ¦ ¦ ¦

+------------------+------- +------------+------------+----------¦

¦ Puerto Natales ¦ 13,2 ¦ 4348,21 ¦ 21,396 ¦ 1 ¦

+------------------+--------+------------+------------+----------

Sistema Puerto Porvenir

+----------------------------------------------------------------¦ Subestación +

¦ Tensión¦ Precio ¦ Precio ¦ Potencia ¦

¦ Troncal ¦ (KV) ¦ Base de la ¦ Base de la ¦ de ¦

¦ ¦ ¦ Potencia ¦ Energía ¦Influencia¦

¦ ¦ ¦ de punta ¦ ($/KWh) ¦ (MW) ¦

¦ ¦ ¦ ($/KW/mes) ¦ ¦ ¦

+------------------+------- +------------+------------+----------¦

¦ Puerto Porvenir ¦ 23 ¦ 5307,75 ¦ 20,849 ¦ 1 ¦

+------------------+--------+------------+------------+----------

Los precios de nudo en las subestaciones de centrales generadoras cuya potencia instalada supere la potencia de influencia de la subestación troncal más cercana, serán iguales a los precios en dicha subestación troncal para el mismo nivel de tensión. Estas subestaciones de centrales generadoras, en conjunto con las subestaciones troncales, se denominarán subestaciones principales. Los precios de nudo para las subestaciones principales, en otros niveles de tensión, y para el resto de las subestaciones de generación-transporte, incluidas las subestaciones de centrales generadoras no principales, serán iguales a los que se determinen según lo señalado en 1.2.

1.2 Precios base de nudo en subestaciones principales en

niveles de tensión diferentes a los señalados en 1.1 y

en subestaciones no principales.

Los precios de nudo en subestaciones principales en niveles de tensión diferentes a los señalados en 1.1 y en subestaciones no principales, incluidas las subestaciones primarias de distribución, se determinarán incrementando los precios de la energía y de la potencia de punta de la subestación principal que corresponda conforme se establece en 2.1, en los cargos por concepto de transformación y de transporte que resulten de la aplicación de las fórmulas siguientes, y verificando que no se exceda los límites denominados costos de conexión directa, de acuerdo con las condiciones de aplicación que se establece en 2.

Cargo por concepto de transformación y transporte de energía:

n

PBEP*((1 + CBTE / 100)*(1 + E (Ci * ICBLEi * kmi /100 )) -1)

i=1

Cargo por concepto de transformación y transporte de potencia:

n

CBTP + E (Ci * CBLPi * kmi)

i=1

donde:

PBEP es el precio base de la energía en la subestación principal.

CBTE es el cargo base por transformación de energía desde el nivel de tensión en que se dispone del precio base en la subestación principal al nivel de tensión en que se desea calcular el precio de nudo. Se expresa en (%).

CBTP es el cargo base por transformación de potencia desde el nivel de tensión en que se dispone del precio base en la subestación principal al nivel de tensión en que se desea calcular el precio de nudo. Se expresa en ($ /kW/mes).

n es el número de tramos líneas de transmisión hasta el punto en que se desea calcular el precio de nudo, para un mismo nivel de tensión.

CBLEi es el cargo base por transporte de energía, denominado CBLE, correspondiente al tramo i, expresado en (%/km).

CBLPi es el cargo base por transporte de potencia, denominado CBLP, correspondiente al tramo i, expresado en ($ /kW- mes/km)

Ci factor a aplicar en el tramo i , cuyo valor debe ser calculado en los términos que se indican más adelante.

kmi es la longitud de cada tramo i, calculada de acuerdo a lo indicado en 2.2 expresada en kilómetros.

Estos cargos permiten obtener los factores de penalización de energía y de potencia en estos nudos e incorporan todos los costos de inversión, operación, mantenimiento, y pérdidas de potencia y energía en las instalaciones. Los valores para CBTE, CBLE, CBTP, CBLP y C se indican a continuación. Por definición, los precios de nudo en subestaciones primarias de distribución no incluirán cargos por transporte de energía ni cargos por transporte de potencia en niveles de tensión de distribución.

Valor de CBTE(%) desde la tensión señalada en 1.1 :

Sistema Interconectado del Norte Grande

+----------------------------------------------------------------¦ Subestación +

¦ a 154 KV¦ a 110 KV ¦ a menos de ¦a nivel de ¦

¦ Principal ¦ ¦ ¦ 100 KV y más¦distribución¦

¦ Correspondiente¦ ¦ ¦ de 30 KV ¦ ¦

+----------------+---------+----------+-------------+------------¦

¦ Arica ¦ 0,00 ¦ 0,00 ¦ 2,25 ¦ 4,07 ¦

+----------------+---------+----------+-------------+------------¦

¦ Pozo Almonte ¦ 0,00 ¦ 1,49 ¦ 4,34 ¦ 6,13 ¦

+----------------+---------+----------+-------------+------------¦

¦ Crucero ¦ 0,00 ¦ 0,00 ¦ 0,00 ¦ 3,84 ¦

+----------------+---------+----------+-------------+------------¦

¦ Mejillones ¦ 0,00 ¦ 3,39 ¦ 4,34 ¦ 6,13 ¦

+----------------+---------+----------+-------------+------------¦

¦ Antofagasta ¦ 0,00 ¦ 0,00 ¦ 2,86 ¦ 3,24 ¦

+----------------------------------------------------------------

Sistema Interconectado Central

+----------------------------------------------------------------¦ Subestación +

¦a 154 KV¦ a 110 KV ¦ a menos de ¦a nivel de ¦

¦ Principal ¦ ¦ ¦ 100 KV y más¦distribución¦

¦ Correspondiente ¦ ¦ ¦ de 30 KV ¦ ¦

+-----------------+--------+----------+-------------+------------¦

¦ Diego de Almagro¦ 0,00 ¦ 3,39 ¦ 5,73 ¦ 9,68 ¦

+-----------------+--------+----------+-------------+------------¦

¦ Cardones ¦ 0,00 ¦ 3,39 ¦ 4,57 ¦ 9,62 ¦

+-----------------+--------+----------+-------------+------------¦

¦ Maitencillo ¦ 0,00 ¦ 3,39 ¦ 5,73 ¦ 9,90 ¦

+-----------------+--------+----------+-------------+------------¦

¦ Pan de Azúcar ¦ 0,00 ¦ 3,20 ¦ 5,54 ¦ 9,20 ¦

+-----------------+--------+----------+-------------+------------¦

¦ San Isidro ¦ 0,00 ¦ 2,07 ¦ 4,19 ¦ 7,73 ¦

+-----------------+--------+----------+-------------+------------¦

¦ Polpaico ¦ 0,00 ¦ 1,75 ¦ 3,16 ¦ 7,73 ¦

+-----------------+--------+----------+-------------+------------¦

¦ Cerro Navia ¦ 0,00 ¦ 1,75 ¦ 3,16 ¦ 7,73 ¦

+-----------------+--------+----------+-------------+------------¦

¦ Alto Jahuel ¦ 0,00 ¦ 1,75 ¦ 3,16 ¦ 7,73 ¦

+-----------------+--------+----------+-------------+------------¦

¦ Rancagua ¦ 0,00 ¦ 3,11 ¦ 3,11 ¦ 6,90 ¦

+-----------------+--------+----------+-------------+------------¦

¦ San Fernando ¦ 0,00 ¦ 3,11 ¦ 3,11 ¦ 6,90 ¦

+-----------------+--------+----------+-------------+------------¦

¦ Itahue ¦ 0,00 ¦ 3,11 ¦ 3,11 ¦ 6,81 ¦

+-----------------+--------+----------+-------------+------------¦

¦ Parral ¦ 0,00 ¦ 3,11 ¦ 3,11 ¦ 6,90 ¦

+-----------------+--------+----------+-------------+------------¦

¦ Ancoa ¦ 0,00 ¦ 3,46 ¦ 3,46 ¦ 7,73 ¦

+-----------------+--------+----------+-------------+------------¦

¦ Charrúa ¦ 0,00 ¦ 2,80 ¦ 3,52 ¦ 7,73 ¦

+-----------------+--------+----------+-------------+------------¦

¦ Concepción ¦ 0,00 ¦ 2,13 ¦ 3,52 ¦ 7,73 ¦

+-----------------+--------+----------+-------------+------------¦

¦ San Vicente ¦ 0,00 ¦ 2,13 ¦ 3,52 ¦ 7,73 ¦

+-----------------+--------+----------+-------------+------------¦

¦ Temuco ¦ 0,00 ¦ 3,12 ¦ 4,27 ¦ 7,73 ¦

+-----------------+--------+----------+-------------+------------¦

¦ Valdivia ¦ 0,00 ¦ 3,29 ¦ 4,50 ¦ 8,13 ¦

+-----------------+--------+----------+-------------+------------¦

¦ Puerto Montt ¦ 0,00 ¦ 3,29 ¦ 4,50 ¦ 8,13 ¦

+-----------------+--------+----------+-------------+------------¦

¦ Pugueñún ¦ 0,00 ¦ 0,00 ¦ 0,00 ¦ 3,33 ¦

+----------------------------------------------------------------

Sistema Coyhaique

+----------------------------------------------------------------¦ Subestación +

¦a 154 KV¦ a 110 KV ¦ a menos de ¦a nivel de ¦

¦ Principal ¦ ¦ ¦ 100 KV y más¦distribución¦

¦ Correspondiente ¦ ¦ ¦ de 30 KV ¦ ¦

+-----------------+--------+----------+-------------+------------¦

¦ Coyhaique ¦ 0,00 ¦ 0,00 ¦ 0,00 ¦ 0,00 ¦

+-----------------+--------+----------+-------------+------------

Sistema Punta Arenas

+----------------------------------------------------------------¦ Subestación +

¦a 154 KV¦ a 110 KV ¦ a menos de ¦a nivel de ¦

¦ Principal ¦ ¦ ¦ 100 KV y más¦distribución¦

¦ Correspondiente ¦ ¦ ¦ de 30 KV ¦ ¦

+-----------------+--------+----------+-------------+------------¦

¦ Tres Puentes ¦ 0,00 ¦ 0,00 ¦ 0,00 ¦ 0,00 ¦

+-----------------+--------+----------+-------------+------------

Sistema Puerto Natales

+----------------------------------------------------------------¦ Subestación +

¦a 154 KV¦ a 110 KV ¦ a menos de ¦a nivel de ¦

¦ Principal ¦ ¦ ¦ 100 KV y más¦distribución¦

¦ Correspondiente ¦ ¦ ¦ de 30 KV ¦ ¦

+-----------------+--------+----------+-------------+------------¦

¦ Puerto Natales ¦ 0,00 ¦ 0,00 ¦ 0,00 ¦ 0,00 ¦

+-----------------+--------+----------+-------------+------------

Sistema Puerto Porvenir

+----------------------------------------------------------------¦ Subestación +

¦a 154 KV¦ a 110 KV ¦ a menos de ¦a nivel de ¦

¦ Principal ¦ ¦ ¦ 100 KV y más¦distribución¦

¦ Correspondiente ¦ ¦ ¦ de 30 KV ¦ ¦

+-----------------+--------+----------+-------------+------------¦

¦ Puerto Porvenir ¦ 0,00 ¦ 0,00 ¦ 0,00 ¦ 0,00 ¦

+-----------------+--------+----------+-------------+------------

Valor de CBLE %

Líneas de 220 kV 0,03 % por kilómetro

Líneas de 154 kV 0,04 % por kilómetro

Líneas de 110 kV 0,09 % por kilómetro

Líneas de 66 kV 0,19 % por kilómetro

Líneas de 23 kV 0,29 % por kilómetro

Valor de CBTP desde la tensión señalada en 1.1

Sistema Interconectado del Norte Grande

+----------------------------------------------------------------¦ Subestación +

¦ a 154 KV¦ a 110 KV ¦ a menos de ¦a nivel de ¦

¦ Principal ¦ ¦ ¦ 100 KV y más¦distribución¦

¦ Correspondiente¦ ¦ ¦ de 30 KV ¦ ¦

+----------------+---------+----------+-------------+------------¦

¦ Arica ¦ 0,00 ¦ 0,00 ¦ 332,82 ¦ 599,41 ¦

+----------------+---------+----------+-------------+------------¦

¦ Pozo Almonte ¦ 0,00 ¦ 218,95 ¦ 639,65 ¦ 902,70 ¦

+----------------+---------+----------+-------------+------------¦

¦ Crucero ¦ 0,00 ¦ 0,00 ¦ 0,00 ¦ 565,33 ¦

+----------------+---------+----------+-------------+------------¦

¦ Mejillones ¦ 0,00 ¦ 341,05 ¦ 639,65 ¦ 902,70 ¦

+----------------+---------+----------+-------------+------------¦

¦ Antofagasta ¦ 0,00 ¦ 0,00 ¦ 419,84 ¦ 476,28 ¦

+----------------------------------------------------------------

Sistema Interconectado Central

+----------------------------------------------------------------¦ Subestación +

¦a 154 KV¦ a 110 KV ¦ a menos de ¦a nivel de ¦

¦ Principal ¦ ¦ ¦ 100 KV y más¦distribución¦

¦ Correspondiente ¦ ¦ ¦ de 30 KV ¦ ¦

+-----------------+--------+----------+-------------+------------¦

¦ Diego de Almagro¦ 0,00 ¦ 250,32 ¦ 422,75 ¦ 713,35 ¦

+-----------------+--------+----------+-------------+------------¦

¦ Cardones ¦ 0,00 ¦ 250,32 ¦ 337,16 ¦ 709,05 ¦

+-----------------+--------+----------+-------------+------------¦

¦ Maitencillo ¦ 0,00 ¦ 250,32 ¦ 422,75 ¦ 729,96 ¦

+-----------------+--------+----------+-------------+------------¦

¦ Pan de Azúcar ¦ 0,00 ¦ 236,20 ¦ 408,78 ¦ 678,01 ¦

+-----------------+--------+----------+-------------+------------¦

¦ San Isidro ¦ 0,00 ¦ 152,62 ¦ 309,33 ¦ 559,52 ¦

+-----------------+--------+----------+-------------+------------¦

¦ Polpaico ¦ 0,00 ¦ 129,09 ¦ 232,51 ¦ 559,52 ¦

+-----------------+--------+----------+-------------+------------¦

¦ Cerro Navia ¦ 0,00 ¦ 129,09 ¦ 232,51 ¦ 559,52 ¦

+-----------------+--------+----------+-------------+------------¦

¦ Alto Jahuel ¦ 0,00 ¦ 129,09 ¦ 232,51 ¦ 559,52 ¦

+-----------------+--------+----------+-------------+------------¦

¦ Rancagua ¦ 0,00 ¦ 229,28 ¦ 229,28 ¦ 508,66 ¦

+-----------------+--------+----------+-------------+------------¦

¦ San Fernando ¦ 0,00 ¦ 229,28 ¦ 229,28 ¦ 508,66 ¦

+-----------------+--------+----------+-------------+------------¦

¦ Itahue ¦ 0,00 ¦ 229,28 ¦ 229,28 ¦ 501,74 ¦

+-----------------+--------+----------+-------------+------------¦

¦ Parral ¦ 0,00 ¦ 229,28 ¦ 229,28 ¦ 508,66 ¦

+-----------------+--------+----------+-------------+------------¦

¦ Ancoa ¦ 0,00 ¦ 255,28 ¦ 255,28 ¦ 559,52 ¦

+-----------------+--------+----------+-------------+------------¦

¦ Charrúa ¦ 0,00 ¦ 206,22 ¦ 259,25 ¦ 559,52 ¦

+-----------------+--------+----------+-------------+------------¦

¦ Concepción ¦ 0,00 ¦ 156,77 ¦ 259,25 ¦ 559,52 ¦

+-----------------+--------+----------+-------------+------------¦

¦ San Vicente ¦ 0,00 ¦ 156,77 ¦ 259,25 ¦ 559,52 ¦

+-----------------+--------+----------+-------------+------------¦

¦ Temuco ¦ 0,00 ¦ 229,90 ¦ 314,87 ¦ 559,52 ¦

+-----------------+--------+----------+-------------+------------¦

¦ Valdivia ¦ 0,00 ¦ 242,81 ¦ 332,10 ¦ 599,47 ¦

+-----------------+--------+----------+-------------+------------¦

¦ Puerto Montt ¦ 0,00 ¦ 242,81 ¦ 332,10 ¦ 599,47 ¦

+-----------------+--------+----------+-------------+------------¦

¦ Pugueñún ¦ 0,00 ¦ 0,00 ¦ 0,00 ¦ 245,55 ¦

+----------------------------------------------------------------

Sistema Coyhaique

+----------------------------------------------------------------¦ Subestación +

¦a 154 KV¦ a 110 KV ¦ a menos de ¦a nivel de ¦

¦ Principal ¦ ¦ ¦ 100 KV y más¦distribución¦

¦ Correspondiente ¦ ¦ ¦ de 30 KV ¦ ¦

+-----------------+--------+----------+-------------+------------¦

¦ Coyhaique ¦ 0,00 ¦ 0,00 ¦ 0,00 ¦ 0,00 ¦

+-----------------+--------+----------+-------------+------------

Sistema Punta Arenas

+----------------------------------------------------------------¦ Subestación +

¦a 154 KV¦ a 110 KV ¦ a menos de ¦a nivel de ¦

¦ Principal ¦ ¦ ¦ 100 KV y más¦distribución¦

¦ Correspondiente ¦ ¦ ¦ de 30 KV ¦ ¦

+-----------------+--------+----------+-------------+------------¦

¦ Tres Puentes ¦ 0,00 ¦ 0,00 ¦ 0,00 ¦ 0,00 ¦

+-----------------+--------+----------+-------------+------------

Sistema Puerto Natales

+----------------------------------------------------------------¦ Subestación +

¦a 154 KV¦ a 110 KV ¦ a menos de ¦a nivel de ¦

¦ Principal ¦ ¦ ¦ 100 KV y más¦distribución¦

¦ Correspondiente ¦ ¦ ¦ de 30 KV ¦ ¦

+-----------------+--------+----------+-------------+------------¦

¦ Puerto Natales ¦ 0,00 ¦ 0,00 ¦ 0,00 ¦ 0,00 ¦

+-----------------+--------+----------+-------------+------------

Sistema Puerto Porvenir

+----------------------------------------------------------------¦ Subestación +

¦a 154 KV¦ a 110 KV ¦ a menos de ¦a nivel de ¦

¦ Principal ¦ ¦ ¦ 100 KV y más¦distribución¦

¦ Correspondiente ¦ ¦ ¦ de 30 KV ¦ ¦

+-----------------+--------+----------+-------------+------------¦

¦ Puerto Porvenir ¦ 0,00 ¦ 0,00 ¦ 0,00 ¦ 0,00 ¦

+-----------------+--------+----------+-------------+------------

Valor de CBLP ($/KW/mes/km)

+----------------------------------------------------------------¦ Sistema +

¦en ¦en ¦en ¦en menos de ¦a nivel de ¦

¦ ¦220 KV¦154 KV¦110 KV ¦100 KV y más ¦distribución¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦de 30 KV ¦ ¦

+---------------+------+------+-------+-------------+------------¦

¦Interconectado ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦del Norte ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦Grande ¦ 9,69 ¦ 9,89 ¦ 16,47 ¦ 30,31 ¦ 72,54 ¦

+---------------+------+------+-------+-------------+------------¦

¦Interconectado ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦Central ¦ 7,08 ¦ 7,27 ¦ 12,18 ¦ 22,07 ¦ 53,21 ¦

+---------------+------+------+-------+-------------+------------¦

¦Coyhaique ¦ 5,55 ¦ 5,67 ¦ 9,44 ¦ 17,37 ¦ 41,57 ¦

+---------------+------+------+-------+-------------+------------¦

¦Punta Arenas ¦ 5,55 ¦ 5,67 ¦ 9,44 ¦ 17,37 ¦ 41,57 ¦

+---------------+------+------+-------+-------------+------------¦

¦Puerto Natales ¦ 5,55 ¦ 5,67 ¦ 9,44 ¦ 17,37 ¦ 41,57 ¦

+---------------+------+------+-------+-------------+------------¦

¦Puerto Porvenir¦ 5,55 ¦ 5,67 ¦ 9,44 ¦ 17,37 ¦ 41,57 ¦

+---------------+------+------+-------+-------------+------------

El valor de la variable C depende de los MW(x)km totales retirados desde el sistema de transmisión considerado, durante el período relevante para la facturación, según se establece en el procedimiento respectivo en las Condiciones de Aplicación.

El valor de C es el siguiente :

C = 1,0 si la suma de los MWxkm retirados del sistema de

transmisión es igual o inferior a D.

C = 0,7 si la suma de los MWxkm retirados del sistema de

transmisión es superior a De inferior a E.

C = 0,3 si la suma de los MWxkm retirados del sistema de

transmisión es igual o superior a E.

Los valores de D y E son los siguientes:

+--------------------------------------------------------¦ Tensión en el +

sistema de transmisión ¦ D ¦ E ¦

+---------------------------------------+-------+--------¦

¦ 200 a 240 KV ¦ 15000 ¦ 20000 ¦

+---------------------------------------+-------+--------¦

¦ 130 a 199 KV ¦ 6500 ¦ 8000 ¦

+---------------------------------------+-------+--------¦

¦ 80 a 129 KV ¦ 3000 ¦ 4000 ¦

+---------------------------------------+-------+--------¦

¦ 25 a 79 KV ¦ 1000 ¦ 1250 ¦

+---------------------------------------+-------+--------¦

¦ inferior a 25 KV ¦ 150 ¦ 190 ¦

+--------------------------------------------------------

En aquellas subestaciones de generación-transporte no principales, con niveles de tensión inferiores a 154 kV pero ubicadas en zonas geográficas en las cuales existan líneas de 154 kV o de 220 kV, los precios de nudo estarán adicionalmente limitados a los valores máximos que resultan de evaluar a través del procedimiento señalado en el punto 2.4 de las Condiciones de Aplicación de dicha posibilidad de suministro, denominados costos de conexión directa.

1.3 Fórmulas de indexación

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

a) Subestaciones principales del Sistema Interconectado Central

Precio por potencia en la más alta tensión de la subestación principal =

Precio base de potencia x

((0,733 x CHE +0,024 x CPI ) x 1+d2 x Precio dólar ($) --- +

---- ---- ----------------

CHEo CPIo 1+d2o DOLo

0,201 x ISS + 0,006 IPM + 0,036 IPC )

--- --- ----

ISSo IPMo IPCo

Precio de la energía en la más alta tensión de la subestación principal =

Precio base de energía x (0,953 x Precio dólar ($) x 1+d2 +

---------------- ----

DOLo 1+d2o

+ 0,033 x PD + 0,014x PFO) x a

-- ---

PDo PFOo

b) Subestaciones principales del Sistema Interconectado del Norte Grande

Precio por potencia en la más alta tensión de la subestación principal =

b.1) Subestaciones principales Crucero, Antofagasta y Mejillones

Precio base de potencia x (0,79 x Precio dólar ($) x 1+d2 +

---------------- ----

DOLo 1+d2o

+ 0,10 x ISS + 0,11 IPM)

--- ----

ISSo IPMo

b.2) Subestaciones principales Arica y Pozo Almonte

Precio base de potencia x (0,79 x Precio dólar ($) x 1+d1 +

---------------- ----

DOLo 1+d1o

+ 0,10 x ISS + 0,11 IPM)

--- ----

ISSo IPMo

b.3) Subestaciones principales Arica, Pozo Almonte, Crucero, Antofagasta y Mejillones.

Precio de la energía en la más alta tensión de la subestación principal =

Precio base de energía x (0,922 x Precio dólar ($) x 1+d2 +

---------------- ----

DOLo 1+d2o

+ 0,077 x PPDA + 0,001 PFOA)

---- -----

PPDAo PFOAo

c) Subestación principal del Sistema Coyhaique

Precio por potencia en la más alta tensión de la subestación principal =

Precio base de potencia x (0,81 x Precio dólar ($) x 1+d2 +

---------------- ----

DOLo 1+d2o

+ 0,09 x ISS + 0,10 IPM)

--- ----

ISSo IPMo

Precio de la energía en la más alta tensión de la subestación principal =

Precio base de energía x (0,232 x Precio dólar ($) x 1+d2 +

---------------- ----

DOLo 1+d2o

+ 0,436 x PPDC + 0,332 PIFOC)

---- ------

PPDCo PIFOCo

d) Subestación principal del Sistema Punta Arenas

Precio por potencia en la más alta tensión de la subestación principal =

Precio base de potencia x (0,80 x Precio dólar ($) x 1+d1 +

---------------- ----

DOLo 1+d1o

+ 0,10 x ISS + 0,10 IPM)

--- ----

ISSo IPMo

Precio de la energía en la más alta tensión de la subestación principal =

Precio base de energía x (0,441 x Precio dólar ($) x 1+d2 +

---------------- ----

DOLo 1+d2o

+ 0,069 x PPDPA + 0,490 Precio del Gas Natural ($/m3))

----- ------------------------------

PPDPAo GNo

e) Subestación principal del Sistema Puerto Natales

Precio por potencia en la más alta tensión de la subestación principal =

Precio base de potencia x (0,80 x Precio dólar ($) x 1+d1 +

---------------- ----

DOLo 1+d1o

+ 0,10 x ISS + 0,10 IPM)

--- ---

ISSo IPMo

Precio de la energía en la más alta tensión de la subestación principal =

Precio base de energía x (0,301 x Precio dólar ($) x 1+d2 +

---------------- ----

DOLo 1+d2o

+ 0,162 x PPDPN + 0,537 Precio del Gas Natural ($/m3))

----- ------------------------------

PPDPNo GNo

f) Subestación principal del Sistema Puerto Porvenir

Precio por potencia en la más alta tensión de la subestación principal =

Precio base de potencia x (0,80 x Precio dólar ($) x 1+d1 +

---------------- ----

DOLo 1+d1o

+ 0,10 x ISS + 0,10 IPM)

--- ---

ISSo IPMo

Precio de la energía en la más alta tensión de la subestación principal =

Precio base de energía x (0,341 x Precio dólar ($) x 1+d2 +

---------------- ----

DOLo 1+d2o

+ 0,139 x PPDPP + 0,520 Precio del Gas Natural ($/m3))

----- ------------------------------

PPDPPo GNo

g) Cargo por transformación de potencia :

Cargo por transformación de potencia =

Cargo base por transformación de potencia x

(0,30 x Precio dólar ($) x 1+d2 + 0,70 x IPM)

---------------- ---- ----

DOLo 1+d2o IPMo

h) Cargo por transporte de potencia :

Cargo por transporte de potencia =

CCargo base por transporte de potencia x

((0,15 x Precio dólar ($) x 1+d2 + 0,85 x IPM)

---------------- ---- ----

DOLo 1+d2o IPMo

En estas fórmulas :

Precio Dólar: Promedio de 30 días para el precio de referencia que

determina el Banco Central para el dólar de los

Estados Unidos de Norteamérica "Dólar Observado" o

el que lo reemplace.

DOLo: Promedio dólar observado de septiembre de 1998

(470,50 $/US$)

ISS: Indice general de remuneraciones publicado por el

INE, para el tercer mes anterior al cual se aplique

la indexación.

ISSo: Valor de ISS correspondiente a julio de 1998

(183,84)

IPM: Indice de precios al por mayor publicados por el

INE, para el tercer mes anterior al cual se aplique

la indexación.

IPMo: Valor de IPM correspondiente a julio de 1998

(141,26)

CHE: Chemical Equipment Plant Cost Index, publicado al

quinto mes anterior al cual se aplique la indexación

CHEo: Chemical Equipment Plant Cost Index correspondiente

al mes de mayo de 1998 (432,50)

IPC: Indice General de Precios al Consumidor

correspondiente al mes anterior al cual se aplique

la indexación

IPCo: Indice General de Precios al Consumidor

correspondiente al mes de septiembre de 1998

(306,20)

CPI: Consumer Price Index (USA), correspondiente al

tercer mes anterior al cual se aplique la indexación

CPIo: Consumer Price Index(USA) correspondiente al mes de

julio de 1998 (163,20)

d1: Tasa arancelaria aplicable a equipos

electromecánicos en las zonas francas de extensión

de Punta Arenas e Iquique.

d1o: Tasa arancelaria vigente aplicable a equipos

electromecánicos en las zonas francas de extensión

de Punta Arenas e Iquique (6%).

d2: Tasa arancelaria aplicable a equipos

electromecánicos en el resto del país.

d2o: Tasa arancelaria vigente aplicable a equipos

electromecánicos en el resto del país (11%).

PD: Precio del petróleo diesel base ENAP Concón, en

$/m3, incluidos los efectos del Fondo de

Estabilización de Precios del Petróleo.

PDo: Precio del petróleo diesel base ENAP Concón vigente,

incluidos los efectos del Fondo de Estabilización de

Precios del Petróleo (66.984 $/m3).

PFO: Precio del Fuel Oil No. 6 base ENAP Concón, en

$/Ton, incluidos los efectos del Fondo de

Estabilización de Precios del Petróleo.

PFOo: Precio del Fuel Oil No. 6 base ENAP Concón vigente,

incluidos los efectos del Fondo de Estabilización de

Precios del Petróleo (48.624 $/Ton)

PPDA: Precio del petróleo Diesel en Antofagasta, en $/m3,

incluidos los efectos del Fondo de Estabilización de

Precios del Petróleo.

PPDAo: Precio del petróleo diesel en Antofagasta vigente,

incluidos los efectos del Fondo de Estabilización de

Precios del Petróleo (70.854 $/m3)

PFOA: Precio del Fuel Oil No. 6 en Antofagasta, en $/ton,

incluidos los efectos del Fondo de Estabilización de

Precios del Petróleo.

PFOAo: Precio del Fuel Oil No. 6 en Antofagasta vigente,

incluidos los efectos del Fondo de Estabilización de

Precios del Petróleo (46.901 $/ton)

PPDC: Precio del petróleo Diesel en Coyhaique, en $/m3,

incluidos los efectos del Fondo de Estabilización de

Precios del Petróleo.

PPDCo: Precio del petróleo Diesel en Coyhaique vigente,

incluidos los efectos del Fondo de Estabilización de

Precios del Petróleo (81.647 $/m3)

PIFOC: Precio del IFO180 en Coyhaique, en $/ton, incluidos

los efectos del Fondo de Estabilización de Precios

del Petróleo.

PIFOCo: Precio del IFO 180 en Coyhaique vigente, incluidos

los efectos del Fondo de Estabilización de Precios

del Petróleo (96.183 $/Ton)

PPDPA: Precio del petróleo Diesel en Punta Arenas, en $/m3,

incluidos los efectos del Fondo de Estabilización de

Precios del Petróleo.

PPDPAo: Precio del petróleo Diesel en Punta Arenas vigente,

incluidos los efectos del Fondo de Estabilización de

Precios del Petróleo (74.832 $/m3)

PPDPN: Precio del petróleo Diesel en Puerto Natales, en

$/m3, incluidos los efectos del Fondo de

Estabilización de Precios del Petróleo.

PPDPNo: Precio del petróleo Diesel en Puerto Natales

vigente, incluidos los efectos del Fondo de

Estabilización de Precios del Petróleo (103.192

$/m3)

PPDPP: Precio del petróleo Diesel en Puerto Porvenir, en

$/m3, incluidos los efectos del Fondo de

Estabilización de Precios del Petróleo.

PPDPPo: Precio del Petróleo Diesel en Puerto Porvenir

vigente, incluidos los efectos del Fondo de

Estabilización de Precios del petróleo (103.272

$/m3)

GN: Precio del gas natural en Punta Arenas, Puerto

Natales y Puerto Porvenir en $/m3

GNo: Precio del gas natural en Punta Arenas, Puerto

Natales y Puerto Porvenir vigente en $/m3 (24,5219).

a: Coeficiente que multiplica el precio de la energía

para tomar en cuenta la desviación que presente la

energía embalsada en el lago Laja más el embalse de

central Colbún más el embalse del lago Chapo de

central Canutillar, respecto de 1918,73 GWh, energía

embalsada esperada al 1º de enero de 1999.

Valores de a:

Período octubre a diciembre de 1998 : 1,0

desde el 1º de enero de 1999 en adelante : 1,0095 si la energía embalsada en el lago Laja, en el lago Chapo y en el embalse Colbún al 1º.1.99 es inferior a 1609,873 GWh; 0,9914 si esa energía embalsada es superior a 2257,331 GWh; 1,0 si esa energía embalsada está en el rango intermedio.

Nota: Los precios de combustibles aplicables en las fórmulas de indexación del precio de energía serán los pagados por las empresas eléctricas en los lugares señalados, sin incluir IVA.

Las fórmulas de indexación se aplicarán en las condiciones establecidas en el artículo No. 104 del DFL No. 1 de 1982, del Ministerio de Minería.

2. CONDICIONES DE APLICACION

2.1 Subestación principal a considerar para efectos del cálculo

de precios de nudo en otras subestaciones de generación-

transporte.

Para efectos de establecer los precios de nudo que rigen en subestaciones de generación-transporte diferentes a las denominadas principales en 1.1, se debe utilizar la subestación principal que en conjunto con los sistemas de transporte correspondientes, permita minimizar el costo medio de abastecimiento para un consumo con factor de carga mensual de 55%.

Sin embargo, el cliente podrá solicitar, sólo para fines de incorporar el efecto de diversidad a que se refiere el punto 2.9, que los precios de nudo se calculen sobre la base de otras subestaciones principales, referidos al nivel de más alta tensión de suministro.

2.2 Modalidad de cálculo de la distancia entre una subestación

principal y otra subestación de generación-transporte.

Para establecer la distancia entre una subestación principal y otra subestación de generación-transporte se utilizará la distancia a través de las líneas eléctricas que puedan permitir la interconexión. Las líneas a considerar son aquellas 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. En el caso de existir varias líneas de interconexión se utilizarán aquellas que impliquen el menor precio medio mensual en el punto de suministro, considerando para efectos de la comparación un consumo teórico con factor de carga mensual igual a 55%.

2.3 Cálculo de los MWxkm y del parámetro C.

Para efectos de determinar los MWxKm totales retirados desde el sistema de transmisión correspondiente a la subestación de generación-transporte no principal considerada, se deberán sumar, con independencia de la propiedad de las líneas, los MW*Km de todos los retiros individuales efectuados desde el sistema de transmisión entre dicha subestación, incluida, y la subestación principal definida en los términos definidos en 2.1, suponiendo C=1.

Para determinar los "MW" o megawatts retirados desde un sistema de transmisión, su propietario o arrendatario, según sea el caso, deberá establecer los valores de potencia máxima retirada en horas de punta en cada punto de retiro, durante los últimos doce meses, sean estos propios o de terceros. Los "Km" o kilómetros a asignar a cada retiro será la distancia, en el nivel de tensión considerado, entre el punto de retiro y la subestación principal definida, para cada punto de retiro, en los términos señalados en 2.1, suponiendo C=1.

Este cálculo de los MW*Km se efectuará para líneas de un mismo nivel de tensión.

Los propietarios o arrendatarios de cada sistema deberán proporcionar la información necesaria para estos efectos al dueño del sistema aguas arriba.

En caso que el punto de retiro pueda ser alimentado en condiciones normales de operación por más de dos circuitos, el propietario o arrendatario de dicha instalación deberá asignar, para este cálculo, parcialmente la potencia a cada sistema en función de su capacidad.

2.4 Costos de conexión directa.

Los precios de nudo en las subestaciones de generación-transporte no principales, aplicables a las ventas en nivel de voltaje de alta tensión de distribución, estarán limitados a valores máximos, que se determinan a través del procedimiento que se señala, considerando la alternativa de conexión directa a las líneas de 154 kV y de 220 kV que unan las subestaciones principales más cercanas.

Estos precios máximos se determinarán comparando mensualmente, para un consumo con demanda máxima en horas de punta igual a la suma de todas las demandas máximas en horas de punta vigentes para fines de facturación en nivel de voltaje de alta tensión de distribución, y con un factor de carga mensual de 55%, el precio medio de la electricidad, en nivel de voltaje de alta tensión de distribución, que resultaría sin considerar esta opción de conexión directa, con el precio medio resultante para un consumo de las mismas características con los precios alternativos siguientes:

Precio alternativo de la energía =

PNET * (1 + µ )

Precio alternativo de la potencia de punta =

PNPT * (1 + µ )

si DEM mayor que 20 MW :

µ = 0,15 + 0,014 * KM

si DEM menor o igual a 20MW:

µ = 0,15 + 0,011 * (20-DEM) + 0,014 * KM

en que:

PNET: Precio de nudo de la energía en la subestación principal más cercana en nivel de voltaje igual o superior a 154 KV.

PNPT: Precio de nudo de la potencia de punta en la subestación principal más cercana en nivel de voltaje igual o superior a 154 KV.

DEM: Suma de todas las demandas máximas en horas de punta vigentes para fines de facturación en nivel de voltaje de alta tensión de distribución y superiores, expresados en MW.

KM: Distancia en kilómetros, en línea recta desde la subestación en que se efectúa la venta a la línea de 154 kV o 220 kV según corresponda.

Si el precio medio de la electricidad en la alternativa de conexión directa resulta menor que el precio medio sin considerar dicha opción, se deberán reducir en la misma proporción los precios de energía y de potencia de punta correspondientes a la opción que no considera la conexión directa, hasta igualar ambos precios medios. En caso contrario, los precios correspondientes a la opción directa no serán considerados.

Para el caso en que el nivel de voltaje de suministro sea superior al de alta tensión de distribución, el cliente podrá solicitar la aplicación de un coeficiente que refleje la alternativa de conexión directa. El valor de dicho coeficiente se establecerá de común acuerdo entre el vendedor y el cliente.

2.5 Información

Las empresas propietarias y arrendatarias de los sistemas de generación, transmisión y distribución de energía eléctrica, deberán proporcionar a las empresas que se abastecen de sus instalaciones, toda la información necesaria para determinar el precio de nudo que corresponda a la compra de energía y potencia, según lo establecido en los puntos 2.1, 2.2, 2.3 y 2.4 precedentes.

Esta información deberá proporcionarse a requerimiento de la empresa compradora en forma escrita y magnética, y enviarse copia a la Superintendencia de Electricidad y Combustibles en la misma forma.

2.6 Cliente

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

2.7 Entrega y medida

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

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

2.8 Horas de punta y fuera de punta de los sistemas

eléctricos.

En el Sistema Interconectado Central, para los efectos de las disposiciones establecidas en el presente artículo, se entenderá por horas de punta el período del día comprendido entre las 18.00 y las 23.00 horas durante los meses de mayo, junio, julio, agosto y septiembre, exceptuándose los domingos, festivos y sábados inmediatamente siguientes o anteriores a un día laboral festivo de dicho mes. En el Sistema Interconectado del Norte Grande, para efectos de las disposiciones establecidas en el presente decreto, se entenderá por horas de punta el período del día comprendido entre las 18.00 y las 23.00 horas - mientras rija el horario oficial de invierno - y entre las 19.00 y 24.00 horas - mientras rija el horario oficial de verano - de cada día de todos los meses del año, exceptuándose los domingos y festivos. El resto de las horas del año serán horas fuera de punta. En los sistemas eléctricos de Aysén y Magallanes, para los efectos de las disposiciones establecidas en el presente artículo, se entenderá por horas de punta el período del día comprendido entre las 17.00 y las 22.00 horas durante los meses de mayo, junio, julio, agosto y septiembre, exceptuándose los domingos, festivos y sábados inmediatamente siguientes o anteriores a un día laboral festivo de dicho mes. El resto de las horas del año serán fuera de punta.

2.9 Determinación de la demanda máxima y del cargo por

demanda máxima.

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

1. Demanda máxima leída

2. Potencia contratada

En el caso que un cliente no opte por uno de los sistemas de facturación mencionados, la empresa vendedora le aplicará el sistema de facturación de demanda máxima leída. En todo caso, para los efectos de calcular la demanda de facturación que se señala en 2.9.1, la empresa vendedora considerará el promedio de las dos más altas demandas máximas leídas, en horas de punta o fuera de punta según corresponda, en los últimos 12 meses, incluido el mes que se factura, independientemente de que en algunos de estos meses el cliente hubiere tenido otro suministrador. Si el cliente tuviere simultáneamente potencias contratadas con otros suministradores, estas potencias se restarán de la demanda de facturación calculada como se indicó anteriormente. Si el cliente estuviere acogido al sistema de demanda máxima leída con varios suministradores simultáneamente, la demanda de facturación será prorrateada entre todos ellos en función de las potencias firmes que tuvieren disponibles para abastecerlo. Estas potencias firmes se determinarán de acuerdo a las normas y procedimientos del Centro de Despacho Económico de Carga (CDEC) del Sistema eléctrico correspondiente, y si no existiere dicho Centro, se calcularán de acuerdo a las normas y procedimientos del Centro de Despacho Económico del Sistema Interconectado Central.

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

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

2.9.1 Demanda máxima leída

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

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

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

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

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

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

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

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

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

1. Cargo por demanda máxima de punta, y

2. Cargo por demanda máxima fuera de punta

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

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

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

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

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

Si la empresa compradora no contara con un dispositivo de medida de demanda en horas de punta, se considerará como demanda máxima leída en horas de punta, la registrada en cualquiera de las horas de cada uno de los meses de mayo, junio, julio, agosto y septiembre.

2.9.2 Potencia contratada.

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

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

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

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

A las empresas que contraten potencia fuera de punta, por aquella parte en que la potencia fuera de punta excede de la potencia de punta, se les aplicará un precio establecido de común acuerdo entre la empresa vendedora y la empresa compradora. Dicho precio se basará en los costos adicionales en que incurra la empresa vendedora para suministrar la diferencia entre la potencia fuera de punta y la potencia de punta.

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

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

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

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

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

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

3. ENERGIA REACTIVA

3.1 Recargo por factor de potencia durante las horas de punta.

3.1.1 Durante las horas de punta, se medirán la energía activa y reactiva, aplicándose los siguientes cargos a la energía reactiva consumida durante dicho período en los Sistemas Interconectado del Norte Grande, Coyhaique, Punta Arenas, Puerto Natales y Puerto Porvenir.

Precio

$/kVArh

a) La energía reactiva comprendida entre el 0% y el 10% 0,000

de la energía activa estará libre de cargo.

b) Energía reactiva comprendida entre el 10% y el 20% 1,483

de la energía activa, se cobrará por cada kVArh.

c) Energía reactiva comprendida entre el 20% y el 30% 2,840

de la energía activa, se cobrará por cada kVArh.

d) Energía reactiva comprendida entre el 30% y el 50% 5,114

de la energía activa, se cobrará por cada kVArh.

e) Energía reactiva comprendida entre el 50% y el 80% 6,814

de la energía activa, se cobrará por cada kVArh.

f) Exceso de energía reactiva sobre el 80% de la 8,514

energía activa, se cobrará por cada kVArh.

3.1.2 Durante las horas de punta, se medirán la energía activa y reactiva, aplicándose los siguientes cargos a la energía reactiva consumida durante dicho período en el Sistema Interconectado Central.

Precio

$/kVArh

a) La energía reactiva comprendida entre el 0% y el 10% 0,000

de la energía activa estará libre de cargo.

b) Energía reactiva comprendida entre el 10% y el 20% 1,496

de la energía activa, se cobrará por cada kVArh.

c) Energía reactiva comprendida entre el 20% y el 30% 2,864

de la energía activa, se cobrará por cada kVArh.

d) Energía reactiva comprendida entre el 30% y el 50% 5,157

de la energía activa, se cobrará por cada kVArh.

e) Energía reactiva comprendida entre el 50% y el 80% 6,872

de la energía activa, se cobrará por cada kVArh.

f) Exceso de energía reactiva sobre el 80% de la 8,587

energía activa, se cobrará por cada kVArh.

3.1.3 El cómputo de las energías para los efectos del cobro por energía reactiva indicado en los números 3.1.1 y 3.1.2 se hará por días, excepto domingos y festivos.

3.2 Recargo por factor de potencia medio mensual.

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

3.3 Facturación de la energía reactiva.

El recargo por energía reactiva que se aplique a la facturación de un mes cualquiera, será el más alto que resulte de comparar los recargos calculados de acuerdo con los incisos 3.1 y 3.2 precedentes.

4. Precios de Nudo Aplicables a Clientes Regulados en

Zonas de Concesión de Empresas Distribuidoras

Para efecto de la determinación de los precios de nudo a utilizar en las fórmulas tarifarias de concesionarios de servicio público de distribución, se entenderá que los precios de nudo en alta tensión de distribución, vigentes en la subestación primaria de distribución correspondiente al cliente, a que se refiere el numeral 7.1 del decreto No. 300 del Ministerio de Economía Fomento y Reconstrucción, publicado el 25 de junio de 1997, son los que resultan de aplicar las siguientes fórmulas, para cada concesionario y sector de distribución en donde se ubica el cliente:

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

n

Pe = E Ni x Ri x PNEi x (1+ CBTEi / 100)

i=1

n

Pp = E Ni x (PNPi + CBTPi + Ki x CBLP / 30,2 )

i=1

en que:

Pe : Precio de nudo de energía correspondiente al cliente de

acuerdo al sector en que éste se ubica. ($/kWh)

Pp : Precio de nudo de la potencia correspondiente al cliente

de acuerdo al sector en que éste se ubica.($/kW/mes)

PNEi : Precio de nudo de la energía para la subestación trocal de

generación-transporte i, explicitado en 1.1. ($/kWh)

PNPi : Precio de nudo de la potencia de punta para la subestación

trocal de generación-transporte i, explicitado en

1.1.($/kW/mes)

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.

Ki : 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.

CBTEi : Cargo por transformación de energía desde la subestación

troncal de generación-transporte i hasta el nivel de

distribución, explicitado en 1.2. (%)

CBTPi : Cargo por transformación de potencia de punta desde la

subestación troncal de generación -transporte i hasta el

nivel de distribución, explicitado en 1.2. ($/kW/mes)

CBLP : Cargo por transporte de potencia a nivel de distribución,

explicitado en 1.2. ($/kW/mes/km)

n : Número de subestaciones troncales de generación-transporte

consideradas en la determinación de los precios Pe y Pp

correspondientes al cliente de acuerdo al sector en que

éste se encuentra.

A continuación se indican, para cada concesionario de servicio público de distribución y sector de distribución donde se ubica el cliente, los valores de los parámetros Ni, Ri, Ki 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. Por sector de distribución se entenderá aquellos sectores definidos en el numeral 1.2 del referido decreto No. 300 del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción.

NOTA: VER D.O. 30.10.1998, PÁG. 10.

5. PAGO DE LAS FACTURAS

Los clientes deberán pagar las facturas dentro del plazo de 20 días a contar de la fecha de su emisión, en las oficinas que se acuerden con la entidad suministradora.

6. GRAVAMENES E IMPUESTOS

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