FIJA PRECIOS DE NUDO PARA SUMINISTROS DE ELECTRICIDADRECTIFICACION
D.O. 28.06.2000 QUE SE INDICAN
D.O. 28.06.2000 QUE SE INDICAN
Núm. 194.- Santiago, 26 de Abril de 2000.- Visto: Lo dispuesto en el artículo 103º del DFL Nº 1, de 1982, del Ministerio de Minería, el artículo Nº 290º del D.S.
Nº 327 de 1997, del Ministerio de Minería, lo establecido en la Ley 10.336 y lo informado por la Comisión Nacional de Energía, en su Oficio Ord. CNE Nº 322, de fecha 14 de abril de 2000.
D e c r e t o:
Artículo único: Fíjanse los siguientes precios de nudo, sus fórmulas de indexación y las condiciones de aplicación de los mismos, para los suministros de electricidad a que se refiere el número 3 del artículo 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.
VER D.O. 29.04.2000
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:
VER D.O. 29.04.2000
Cargo por concepto de transformación y transporte de potencia:
VER D.O. 29.04.2000
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:
VER D.O. 29.04.2000
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
VER D.O. 29.04.2000
El valor de la variable C depende de los MWxkm 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 deRECTIFICACION
D.O. 28.06.2000 transmisión es igual o inferior a D.
D.O. 28.06.2000 transmisión es igual o inferior a D.
C = 0,7 si la suma de los MWxkm retirados del sistema de transmisión es superior a D e inferior a E.
C = 0,3 si la suma de los MWxkm retirados del sistema de transmisión es igual o superior a E.
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=
VER D.O. 29.04.2000
Precio de la energía en la más alta tensión de la subestación principal=
VER D.O. 29.04.2000
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
VER D.O. 29.04.2000
b.2) Subestaciones principales Arica y Pozo Almonte
VER D.O. 29.04.2000
b.3) Subestaciones principales Arica, Pozo Almonte, Crucero, Antofagasta y Mejillones.
Precio de la energía en la más alta tensión de la subestación principal=
VER D.O. 29.04.2000
c) Subestación principal del Sistema Coyhaique
Precio por potencia en la más alta tensión de la subestación principal=
VER D.O. 29.04.2000
Precio de la energía en la más alta tensión de la subestación principal=
VER D.O. 29.04.2000
d) Subestación principal del Sistema Punta Arenas
Precio por potencia en la más alta tensión de la subestación principal=
VER D.O. 29.04.2000
Precio de la energía en la más alta tensión de la subestación principal=
VER D.O. 29.04.2000
e) Subestación principal del Sistema Puerto Natales
Precio por potencia en la más alta tensión de la subestación principal=
VER D.O. 29.04.2000
Precio de la energía en la más alta tensión de la subestación principal=
VER D.O. 29.04.2000
f) Subestación principal del Sistema Puerto Porvenir
Precio por potencia en la más alta tensión de la subestación principal=
VER D.O. 29.04.2000
Precio de la energía en la más alta tensión de la subestación principal=
VER D.O. 29.04.2000
g) Cargo por transformación de potencia:
Cargo por transformación de potencia=
VER D.O. 29.04.2000
h) Cargo por transporte de potencia:
Cargo por transporte de potencia=
VER D.O. 29.04.2000
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 marzo de 2000
(504,38 $/US$)
ISS: Indices general de remuneraciones publicado
por el INE, para el tercer mes anterior al
cual se aplique la indexación.
ISSo: Valor de ISS correspondiente a enero de
2000 (199,66)
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 enero de
2000 (158,19)
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 noviembre de
1999 (436,50)
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 marzo de 2000
(103,81)
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 enero de 2000 (168,70).
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 (9%).
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
(98.751 $/m3).
PFO Precio del Fuel Oil Nº6 Base ENAP Concón,
en $/Ton, incluidos los efectos del Fondo
de Estabilización de Precios del Petróleo.
PFOo: Precio del Fuel Oil Nº6 Base ENAP Concón
vigente, incluidos los efectos del Fondo de
Estabilización de Precios del PetróleoRECTIFICACION
D.O. 28.06.2000
D.O. 28.06.2000
(63.601 $/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
(115.868,1 $/m3)
PFOA: Precio del Fuel Oil Nº6 en Antofagasta, en
$/Ton, incluidos los efectos del Fondo de
Estabilización de Precios del Petróleo.
PFOAo: Precio del Fuel Oil Nº6 en Antofagasta
vigente, incluidos los efectos del Fondo de
Estabilización de Precios del Petróleo
(84.990,3 $/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
(125.676 $/m3)
PIFOC: Precio del IFO 180 en Coyhaique, en $/Ton,RECTIFICACION
D.O. 28.06.2000
D.O. 28.06.2000
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
(140.249 $/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
(111.097 $/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 (140.358 $/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 (140.849 $/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 (28,2691).
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 1575,79 GWhRECTIFICACION
D.O. 28.06.2000,
D.O. 28.06.2000,
energía embalsada esperada al 1º de julio
del 2000.
Valores de a:
Período abril a junio de 2000: 1,0
desde el 1º de julio del 2000 en adelate: 1,0298 si la energía embalsada en el lago Laja, en el lago Chapo y en el embalse Colbún al 1º.7.2000 es inferior a 1204,088 GWh; 0,9720 si esa energía embalsada es superior a 1969,726 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 según lo dispuesto 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 éstos 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 20 MW: 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 RECTIFICACION
D.O. 28.06.2000y 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 RECTIFICACION
D.O. 28.06.2000y 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 siguienteRECTIFICACION
D.O. 28.06.2000s o anteriores a un día laboral festivo de dicho mes. El resto de las horas del año serán fuera de punta.
D.O. 28.06.2000y 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 RECTIFICACION
D.O. 28.06.2000y 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 siguienteRECTIFICACION
D.O. 28.06.2000s 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
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 basRECTIFICACION
D.O. 28.06.2000a 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.
D.O. 28.06.2000a 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 igual a la suma de la potencia contratada vigente, del exceso registrado y del crecimiento de la demanda máxima correspondiente verificada en el último año, siempre que este crecimiento sea positivo.
Igualmente, si la suma de las potencias contratadas por una empresa compradora con los diferentes suministradores, es excedida en más de 2 días en el período de vigencia de las potencias contratadas, la empresa compradora estará obligada a recontratar potencia en forma inmediata por un monto igual a la suma de las potencias contratadas vigentes con los diferentes suministradores, del exceso registrado y del crecimiento de la demanda máxima verificada en el último año, siempre que este crecimiento sea positivo.
En todo caso, la empresa vendedora no estará obligada a suministrar más potencia que 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% de la energía activa estará
libre de cargo. 0,000
b) Energía reactiva comprendida entre el
10% y el 20% de la energía activa, se
cobrará por cada kVArh. 1,612
c) Energía reactiva comprendida entre el 20%
y el 30% de la energía activa, se cobrará
por cada kVArh. 3,087
d) Energía reactiva comprendida entre el 30%
y el 50% de la energía activa, se cobrará
por cada kVArh. 5,559
e) Energía reactiva comprendida entre el 50%
y el 80% de la energía activa, se cobrará
por cada kVArh. 7,407
f) Exceso de energía reactiva sobre el 80% de
la energía activa, se cobrará por cada kVArh. 9,255
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% de la energía activa estará libre
de cargo. 0,000
b) Energía reactiva comprendida entre el 10%
y el 20% de la energía activa, se cobrará por
cada kVArh. 1,626
c) Energía reactiva comprendida entre el 20% y
el 30% de la energía activa, se cobrará por
cada kVArh. 3,113
d) Energía reactiva comprendida entre el 30% y
el 50% de la energía activa, se cobrará por
cada kVArh. 5,605
e) Energía reactiva comprendida entre el 50%
y el 80% de la energía activa, se cobrará por
cada kVArh. 7,470
f) Exceso de energía reactiva sobre el 80% de la 9,334
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 domingo 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 Concesion 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:
VER D.O. 29.04.2000
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.($/kW/mes)
PNEi: Precio de nudo de la energía para la subestación
trocal de generación-transporte i, explicitado eRECTIFICACION
D.O. 28.06.2000n
D.O. 28.06.2000n
1. 1. ($/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 $/kW/mes, en el precio de la
potencia de punta por concepto de inversión,
operación, mantenimiento y pérdidas de potencia en
transporte desde la subestación troncal de
generación-transporte i.
CBTEi:Cargo por transformación de energía desde la
subestación troncal de generación-transporte i
hasta el nivel de distribución, explicitado eRECTIFICACION
D.O. 28.06.2000n
D.O. 28.06.2000n
1.2. (%)
CBTPi:Cargo por transformación de potencia de punta
desde la subestación troncal de generación-
transporte i hasta el nivel de distribución,
explicitado en 1.2. ($/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.
VER D.O. 29.04.2000
5. PAGO DE LAS FACTURAS
Los clientes deberán pagar la 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.
NOTA:
En el Diario Oficial de 28.06.2000 se publicó una rectificación del cuadro subestaciones troncales, cuyo texto no fue ingresado por restricciones técnico temporales, razón por la cual no es posible su actualización.
En el Diario Oficial de 28.06.2000 se publicó una rectificación del cuadro subestaciones troncales, cuyo texto no fue ingresado por restricciones técnico temporales, razón por la cual no es posible su actualización.
Anótese, publíquese y tómese razón.- Por orden del Presidente de la República, José de Gregorio Rebeco, Ministro de Economía, Fomento y Reconstrucción.
Lo que transcribo a Ud. para su conocimiento.- Saluda Atte. a Ud., Alvaro Díaz Pérez, Subsecretario de Economía, Fomento y Reconstrucción.