FIJA PRECIOS DE NUDO PARA SUMINISTROS DE ELECTRICIDAD
Núm. 270.- Santiago, 29 de octubre de 2004.- Visto: Lo dispuesto en el artículo 103 del DFL Nº 1, de 1982, del Ministerio de Minería; y lo informado por la Comisión Nacional de Energía, en sus Oficios ORD. CNE Nº 1290, de fecha 15 de octubre de 2004, ORD. CNE N° 1333 de fecha 26 de octubre de 2004 y ORD. CNE N° 1359 de fecha 29 de octubre de 2004.
Decreto :
Artículo uno: 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, modificado mediante ley 19.940 del 13 de marzo de 2004, que se efectúen desde las subestaciones de generación-transporte que se señalan. Estos precios podrán ser aplicados a más tardar dentro de tercer día hábil siguiente a la fecha de la publicación de este Decreto. No obstante, los nuevos precios de nudo entrarán en vigencia a contar del 1° de noviembre de 2004, conforme a lo dispuesto en el artículo 103° del DFL N° 1, de 1982, modificado por la ley antes mencionada.
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
Troncal Tensión
(KV) Precio
Base de
la
Potencia
De
punta
($/KW/mes) Precio Base
de
la
Energía
($/KWh) Potencia
de
Influencia
(MW)
Arica 110 3.700,31 20,445 5
Pozo Almonte 220 4.042,99 22,284 45
Parinacota 220 4.321,28 22,873 45
Cóndores 220 4.101,76 22,393 45
Tarapacá 220 3.992,43 22,022 45
Lagunas 220 3.979,90 21,950 45
Crucero-
Encuentro 220 3.713,71 20,610 10
Central
Atacama 220 3.634,20 20,076 45
Chacaya 220 3.423,32 19,099 45
Capricornio 220 3.524,87 19,643 45
Mantos
Blancos 220 3.549,07 19,773 45
Mejillones 220 3.418,56 19,072 10
Antofagasta 110 3.571,54 19,913 5
Esmeralda 220 3.703,34 20,414 45
Subestación
Troncal Tensión
(KV) Precio
Base de
la
Potencia
De
punta
($/KW/mes) Precio Base
de
la
Energía
($/KWh) Potencia
de
Influencia
(MW)
Diego de
Almagro 220 3.892,90 21,985 100
Carrera
Pinto 220 3.960,15 22,184 100
Cardones 220 3.975,18 22,246 100
Maitencillo 220 3.816,62 21,319 100
Pan de
Azúcar 220 3.878,24 21,646 100
Quillota 220 3.660,70 19,356 60
Polpaico 220 3.757,26 19,445 40
Cerro Navia 220 3.836,16 20,217 40
Alto Jahuel 220 3.720,44 19,135 40
Rancagua 154 3.828,65 19,863 40
San Fernando154 3.696,02 19,780 20
Itahue 154 3.608,47 19,114 20
Parral 154 3.617,49 19,282 20
Ancoa 220 3.505,52 17,850 20
Charrúa 220 3.518,30 18,111 20
Concepción 220 3.692,26 19,370 150
San Vicente 154 3.739,23 19,122 150
Temuco 220 4.167,40 21,688 20
Valdivia 220 4.163,24 21,615 20
Puerto
Montt 220 4.161,99 21,628 20
Pugueñún 110 5.814,30 30,215 3
Sistema Coyhaique
Subestación
Troncal Tensión
(KV) Precio Base de
la
Potencia de
punta
($/KW/mes) Precio Base de
la
Energía
($/KWh) Potencia
de
Influencia
(MW)
Coyhaique 33 6.066,00 34,737 4
Sistema Punta Arenas
Subestación
Troncal Tensión
(KV) Precio Base de
la
Potencia de
punta
($/KW/mes) Precio Base de
la
Energía
($/KWh) Potencia
de
Influencia
(MW)
Tres Puentes 66 6.056,80 25,038 18
Sistema Puerto Natales
Subestación
Troncal Tensión
(KV) Precio Base de
la
Potencia de
punta
($/KW/mes) Precio Base de
la
Energía
($/KWh) Potencia
de
Influencia
(MW)
Puerto
Natales 13,2 6.056,80 37,593 1
Sistema Puerto Porvenir
Subestación
Troncal Tensión
(KV) Precio Base de
la
Potencia de
punta
($/KW/mes) Precio Base de
la
Energía
($/KWh) Potencia
de
Influencia
(MW)
Puerto
Porvenir 23 7.417,96 33,271 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:
NOTA: VER D.O. 25.01.2005, PAGINA 2
Cargo por concepto de transformación y transporte de potencia:
NOTA: VER D.O. 25.01.2005, PAGINA 2
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).
FE Parámetro de enmallamiento para ajuste de costo
de inversión aplicable a tramo 'i', (p,u,).
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, y CBLP 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
Principal
Correspondiente a 154 KV a 110 KV a menos de
100
KV
y más de
30 KV a nivel de
distribución
Arica 0,00 0,00 2,25 4,07
Pozo Almonte 0,00 1,49 4,34 6,13
Parinacota 0,00 1,49 4,34 6,13
Cóndores 0,00 1,49 4,34 6,13
Tarapacá 0,00 1,49 4,34 6,13
Lagunas 0,00 1,49 4,34 6,13
Crucero-
Encuentro 0,00 0,00 0,00 3,84
Central
Atacama 0,00 1,49 4,34 6,13
Chacaya 0,00 1,49 4,34 6,13
Capricornio 0,00 1,49 4,34 6,13
Mantos Blancos 0,00 1,49 4,34 6,13
Mejillones 0,00 3,39 4,34 6,13
Antofagasta 0,00 0,00 2,86 3,24
Esmeralda 0,00 1,49 4,34 6,13
Subestación
Principal
Correspondiente a 154 KV a 110 KV a menos de
100
KV
y más de
30 KV a nivel de
distribución
Diego de
Almagro 0,00 4,52 7,63 12,89
Carrera Pinto 0,00 4,52 7,63 12,89
Cardones 0,00 4,52 6,09 12,81
Maitencillo 0,00 4,52 7,63 13,19
Pan de Azúcar 0,00 4,26 7,38 12,25
Quillota 0,00 2,76 5,58 10,30
Polpaico 0,00 2,33 4,21 10,30
Cerro Navia 0,00 2,33 4,21 10,30
Alto Jahuel 0,00 2,33 4,21 10,30
Rancagua 0,00 4,14 4,14 9,19
San Fernando 0,00 4,14 4,14 9,19
Itahue 0,00 4,14 4,14 9,07
Parral 0,00 4,14 4,14 9,19
Ancoa 0,00 4,61 4,61 10,30
Charrúa 0,00 3,73 4,69 10,30
Concepción 0,00 2,84 4,69 10,30
San Vicente 0,00 2,84 4,69 10,30
Temuco 0,00 4,16 5,69 10,30
Valdivia 0,00 4,38 5,99 10,83
Puerto Montt 0,00 4,38 5,99 10,83
Pugueñún 0,00 0,00 2,99 7,66
Sistema Coyhaique
Subestación
Principal
Correspondiente a 154 KV a 110 KV a menos
de 100
KV
y más de
30 KV a nivel
de
distribución
Coyhaique 0,00 0,00 0,00 0,00
Sistema Punta Arenas
Subestación
Principal
Correspondiente a 154 KV a 110 KV a menos
de 100
KV
y más de
30 KV a nivel
de
distribución
Tres Puentes 0,00 0,00 0,00 4,44
Sistema Puerto Natales
Subestación
Principal
Correspondiente a 154 KV a 110 KV a menos
de 100
KV
y más de
30 KV a nivel
de
distribución
Puerto Natales 0,00 0,00 0,00 0,00
Sistema
Puerto Porvenir
Subestación
Principal
Correspondiente a 154 KV a 110 KV a menos
de 100
KV
y más de
30 KV a nivel
de
distribución
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 a menos de
100 kV y más de 30 kV 0,19 % por kilómetro
Líneas a nivel de
Distribución 0,29 % por kilómetro
Valor de CBTP desde la tensión señalada en 1.1: Sistema Interconectado del Norte Grande
Subestación
Principal
Correspondiente a 154 KV a 110 KV a menos
de 100
KV
y más de
30 KV a nivel
de
distribución
Arica 0,00 0,00 359,30 647,14
Pozo Almonte 0,00 236,37 690,59 974,58
Parinacota 0,00 236,37 690,59 974,58
Cóndores 0,00 236,37 690,59 974,58
Tarapacá 0,00 236,37 690,59 974,58
Lagunas 0,00 236,37 690,59 974,58
Crucero-
Encuentro 0,00 0,00 0,00 610,33
Central Atacama 0,00 236,37 690,59 974,58
Chacaya 0,00 236,37 690,59 974,58
Capricornio 0,00 236,37 690,59 974,58
Mantos Blancos 0,00 236,37 690,59 974,58
Mejillones 0,00 368,21 690,59 974,58
Antofagasta 0,00 0,00 453,28 514,20
Esmeralda 0,00 236,37 690,59 974,58
Sistema Interconectado Central
Subestación
Principal
Correspondiente a 154 KV a 110 KV a menos
de 100
KV
y más de
30 KV a nivel
de
distribución
Diego
de Almagro 0,00 426,89 720,95 1216,53
Carrera Pinto 0,00 426,89 720,95 1216,53
Cardones 0,00 426,89 574,99 1209,23
Maitencillo 0,00 426,89 720,95 1244,87
Pan de Azúcar 0,00 402,79 697,14 1156,28
Quillota 0,00 260,26 527,51 954,22
Polpaico 0,00 220,14 396,53 954,22
Cerro Navia 0,00 220,14 396,53 954,22
Alto Jahuel 0,00 220,14 396,53 954,22
Rancagua 0,00 391,00 391,00 867,45
San Fernando 0,00 391,00 391,00 867,45
Itahue 0,00 391,00 391,00 855,65
Parral 0,00 391,00 391,00 867,45
Ancoa 0,00 435,33 435,33 954,22
Charrúa 0,00 351,67 442,12 954,22
Concepción 0,00 267,35 442,12 954,22
San Vicente 0,00 267,35 442,12 954,22
Temuco 0,00 392,07 536,99 954,22
Valdivia 0,00 414,10 566,37 1022,33
Puerto Montt 0,00 414,10 566,37 1022,33
Pugueñún 0,00 0,00 294,34 753,50
Sistema Coyhaique
Subestación
Principal
Correspondiente a 154
KV a 110 KV
a menos de
100
KV
y más de
30 KV a nivel de
distribución
Coyhaique 0,00 0,00 0,00
0,00 Sistema Punta Arenas
Subestación
Principal
Correspondiente a 154
KV a 110 KV
a menos de
100
KV
y más de
30 KV a nivel de
distribución
Tres Puentes 0,00 0,00 0,00 418,53
Subestación
Principal
Correspondiente a 154
KV a 110 KV
a menos de
100
KV
y más de
30 KV a nivel de
distribución
Puerto Natales 0,00 0,00 0,00 0,00
Sistema Puerto
Porvenir
Subestación
Principal
Correspondiente a 154
KV a 110 KV
a menos de
100
KV
y más de
30 KV a nivel de
distribución
Puerto Porvenir 0,00 0,00 0,00 0,00
Valor de CBLP ( $/kw/mes/km)
Sistema en 220
KV en 154
KV en 110
KV en menos
De
100 KV
y más
de
30 KV A nivel de
Distribución
Interco-
nectado
del Norte
Grande 10,73 10,95 18,24 33,58 80,34
Interc-
onectado
Central 14,13 14,50 24,33 44,14 106,40
Coyhaique 14,47 14,81 24,67 45,39 108,60
Punta
Arenas 14,47 14,81 24,67 45,39 108,60
Puerto
Natales 14,47 14,81 24,67 45,39 108,60
Puerto
Porvenir 14,47 14,81 24,67 45,39 108,60
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 ó 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 2.3 de las Condiciones de Aplicación de dicha posibilidad de suministro, denominados costos de conexión directa.
Coeficiente FE.
El valor del parámetro FE a aplicar en un tramo de línea se obtendrá de la siguiente tabla, para cada uno de los tramos de las líneas de 110 kV que se indican en el cuadro a) y que forman parte de la ruta para la determinación del precio en los puntos de inyección a distribución que se indican en el cuadro b).
El valor del parámetro FE será igual a 1,0 en los siguientes casos:
* Para el resto de las líneas de transmisión secundaria del sistema.
* Para los tramos de líneas de 110 kV que se indican en a) pero que no forman parte de la ruta que determina el precio en los puntos del cuadro b).
Cuadro a)
Línea Factor FE
Cerro Navia - San Cristóbal 110 kV 1,707
San Cristóbal - Los Almendros 110 kV 1,707
Los Almendros - Florida 110 kV 1,707
Florida - Alto Jahuel 110 kV 1,707
Buin - Lo Espejo 110 KV 1,707
Lo Espejo - Ochagavía 110 kV 1,707
Ochagavía - Florida 110 kV 1,707
Chena - Cerro Navia 110 kV 1,707
Cuadro b)
PUNTO INYECCION A DISTRIBUCION
S/E ALONSO DE CORDOVA
S/E ANDES
S/E APOQUINDO
S/E CISTERNA
S/E CLUB HIPICO
S/E FLORIDA
S/E LA DEHESA
S/E LA REINA
S/E LO BOZA
S/E LO VALLEDOR
S/E LOS DOMINICOS
S/E MACUL
S/E MAIPU
S/E PAJARITOS
S/E QUILICURA
S/E RECOLETA
S/E SAN CRISTOBAL
S/E SAN JOAQUIN
S/E SAN JOSE
S/E SAN PABLO
S/E SANTA ELENA
S/E SANTA MARTA
S/E SANTA RAQUEL
S/E VITACURA
1.3 Indisponibilidad de Generación y Transmisión Las indisponibilidades aceptables de generación y de transmisión asociadas a estos precios, establecidas en la forma de horas de falla al año, se indican a continuación:
Sistema Interconectado del Norte Grande
Subestación
Principal
Corres-
Pondiente Indispo-
nibilidad
de
Generación
horas/año Indisponi-
bilidad
de
Trans
misión
Troncal
horas/año Indis-
ponibi-
lidad
de Trans-
misión
Secundaria
horas/año Indis-
Ponibi-
lidad
Total
horas/año
Arica 3,40 0,24 1,63 5,27
Pozo Almonte 3,40 0,24 1,52 5,16
Parinacota 3,40 0,24 1,52 5,16
Cóndores 3,40 0,24 1,52 5,16
Tarapacá 3,40 0,24 1,52 5,16
Lagunas 3,40 0,24 1,52 5,16
Crucero-
Encuentro 3,40 0,24 0,00 3,64
Central
Atacama 3,40 0,24 1,52 5,16
Chacaya 3,40 0,24 1,52 5,16
Capricornio 3,40 0,24 1,52 5,16
Mantos Blancos 3,40 0,24 1,52 5,16
Mejillones 3,40 0,24 0,00 3,64
Antofagasta 3,40 0,24 1,70 5,34
Esmeralda 3,40 0,24 1,52 5,16
Sistema Interconectado Central
Subestación
Principal
Corres-
Pondiente Indispo-
nibilidad
de
Generación
horas/año Indisponi-
bilidad
de
Trans
misión
Troncal
horas/año Indis-
ponibi-
lidad
de Trans-
misión
Secundaria
horas/año Indis-
Ponibi-
lidad
Total
horas/año
Diego de
Almagro 1,90 1,63 7,50 11,03
Carrera
Pinto 1,90 1,63 7,50 11,03
Cardones 1,90 1,63 7,20 10,73
Maitencillo 1,90 1,63 5,50 9,03
Pan de Azúcar 1,90 1,63 5,62 9,15
Quillota 1,90 1,63 3,82 7,35
Polpaico 1,90 1,63 3,56 7,09
Cerro Navia
Sistema
Enmallado(*) 1,90 1,63 0,10 3,63
Alto Jahuel
Sistema
Enmallado(*) 1,90 1,63 0,10 3,63
Cerro Navia 1,90 1,63 3,56 7,09
Alto Jahuel 1,90 1,63 6,37 9,90
Rancagua 1,90 1,63 4,66 8,19
San
Fernando 1,90 1,63 4,20 7,73
Itahue 1,90 1,63 3,62 7,15
Parral 1,90 1,63 5,16 8,69
Ancoa 1,90 1,63 4,97 8,50
Charrúa 1,90 1,63 4,89 8,42
Concepción 1,90 1,63 6,54 10,07
San Vicente 1,90 1,63 8,92 12,45
Temuco 1,90 1,63 5,39 8,92
Valdivia 1,90 1,63 7,71 11,24
Puerto Montt 1,90 1,63 8,09 11,62
Pugueñún 1,90 1,63 8,09 11,62
(*) Se refiere a la indisponibilidad en puntos de retiro alimentados desde las líneas de transmisión detalladas en la tabla del Coeficiente FE en el punto 1.2
Sistema Coyhaique
Subestación
Principal
Corres-
Pondiente Indispo-
nibilidad
de
Generación
horas/año Indisponi-
bilidad
de
Trans
misión
Troncal
horas/año Indis-
ponibi-
lidad
de Trans-
misión
Secundaria
horas/año Indis-
Ponibi-
lidad
Total
horas/año
Coyhaique 9,00 0,00 0,00 9,00
Sistema
Punta Arenas
Subestación
Subestación
Principal
Corres-
Pondiente Indispo-
nibilidad
de
Generación
horas/año Indisponi-
bilidad
de
Trans
misión
Troncal
horas/año Indis-
ponibi-
lidad
de Trans-
misión
Secundaria
horas/año Indis-
Ponibi-
lidad
Total
horas/año
Tres Puentes 8,00 0,00 0,00 8,00
Sistema Puerto Natales
Subestación
Principal
Corres-
Pondiente Indispo-
nibilidad
de
Generación
horas/año Indisponi-
bilidad
de
Trans
misión
Troncal
horas/año Indis-
ponibi-
lidad
de Trans-
misión
Secundaria
horas/año Indis-
Ponibi-
lidad
Total
horas/año
Puerto Natales 8,00 0,00 0,00 8,00
Sistema Puerto Porvenir
Subestación
Principal
Corres-
Pondiente Indispo-
nibilidad
de
Generación
horas/año Indisponi-
bilidad
de
Trans
misión
Troncal
horas/año Indis-
ponibi-
lidad
de Trans-
misión
Secundaria
horas/año Indis-
Ponibi-
lidad
Total
horas/año
Puerto
Porvenir 8,00 0,00 0,00 8,00
En los puntos de conexión a concesionarios de servicio público de distribución, la indisponibilidad aceptable en horas anuales será igual a la indicada en la columna denominada Indisponibilidad Total de los cuadros presentados en este punto 1.3.
1.4 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 =
NOTA: VER D.O. 25.01.2005, PAGINA 5
Precio de la energía en la más alta tensión de la subestación principal =
NOTA: VER D.O. 25.01.2005, PAGINA 5
b) Subestaciones principales del Sistema Interconectado del Norte Grande
Precio por potencia en la más alta tensión de la subestación principal =
NOTA: VER D.O. 25.01.2005, PAGINA 5
En estas fórmulas :
Precio Dólar: Valor promedio de los días hábiles de
los últimos 30 días para el precio de
referencia que determina el Banco
Central para el dólar de los Estados
Unidos de América "Dólar Observado" o el
que lo reemplace.
DOLo: Promedio dólar observado de Septiembre
de 2004 (616,55 $/US$)
ISS: Índices 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
2004 (239,95)
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
2004 (212,91)
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 2004
(505,4)
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
2004 (116,64)
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 2004
(189,4)
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 (6%).
PD: Precio de Paridad Semanal del P. Diesel,
publicado en el Diario Oficial por el
Ministerio de Minería, según ley 19.030,
incluidos los efectos del Fondo de
Estabilización de Precios del Petróleo,
en $/m3.
PDo: Precio de Paridad Semanal del P. Diesel
vigente, publicado en el Diario Oficial
por el Ministerio de Minería, según ley
19.030, incluidos los efectos del Fondo
de Estabilización de Precios del
Petróleo, para la semana del 27 de
septiembre al 3 de octubre de 2004
(220.464 $/m3)
PFO Precio de Paridad Semanal del P.
Combustible (Fuel Oil Nº6), publicado en
el Diario Oficial por el Ministerio de
Minería, según ley 19.030, incluidos los
efectos del Fondo de Estabilización de
Precios del Petróleo, en $/Ton.
PFOo Precio de Paridad Semanal del P.
Combustible (Fuel Oil Nº6) vigente,
publicado en el Diario Oficial por el
Ministerio de Minería, según ley 19.030,
incluidos los efectos del Fondo de
Estabilización de Precios del Petróleo,
para la semana del 27 de septiembre al 3
de octubre de 2004 (114.209 $/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 (222.239 $/ 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 (118.242 $/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 (242.872 $/ 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
(202.028 $/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 (262.940 $/ 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 (280.587 $/ 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 (304.117 $/ 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
(36,3863 $/m3).
a : Coeficiente que multiplica el precio de
la energía para tomar en cuenta la
desviación que presente la energía
embalsada en el lago Laja respecto de
una cota esperada de 1.339,57 msnm, en
el embalse Colbún más el lago Chapo y el
Embalse Ralco, respecto de 4.476,42 GWh,
energía embalsada esperada al 1º de
Enero de 2005.
Valores de a:
Período Octubre a Diciembre de 2004 : 1.0 Desde el 1º de Enero de 2005 en adelante: 1,0526 si la energía embalsada en el lago Laja, en el embalse Colbún, el lago Chapo y el Embalse Ralco al 1º de Enero de 2005 es inferior a 4.006,539 GWh; 0,9602 si esa energía embalsada es superior a 4.963,249 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, referidos a los Sistemas Interconectado del Norte Grande, Coyhaique, Punta Arenas, Puerto Natales y Puerto Porvenir, 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 Nº1 de 1982, del Ministerio de Minería, modificado según ley 19.940 del 13 de marzo de 2004.
2. CONDICIONES DE APLICACIÓN
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 2.8, 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 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 = 0,16 + 0,014 * KM si DEM menor o igual a 20 MW: µ =0,16 + 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.
2.4 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 y 2.3 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.
2.5 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.
2.6 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.
2.7 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 dichos meses.
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 de Coyhaique, Punta Arenas, Puerto Natales y Puerto Porvenir, 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 dichos meses. El resto de las horas del año serán fuera de punta.
En el Sistema Interconectado Central, para los efectos de las disposiciones establecidas en el decreto que fija las fórmulas tarifarias aplicables a suministros de precio regulado efectuados por las empresas concesionarias de distribución, se entenderá por horas de punta el período comprendido entre las 18:00 y las 23:00 horas de cada día de los meses de Mayo, Junio, Julio, Agosto y Septiembre.
En el Sistema Interconectado del Norte Grande para los efectos de las disposiciones establecidas en el decreto que fija las fórmulas tarifarias aplicables a suministros de precio regulado efectuados por las empresas concesionarias de distribución, 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.
En los Sistemas de Coyhaique, Punta Arenas, Puerto Natales y Puerto Porvenir para los efectos de las disposiciones establecidas en el decreto que fija las fórmulas tarifarias aplicables a suministros de precio regulado efectuados por las empresas concesionarias de distribución, se entenderá por horas de punta el período comprendido entre las 17:00 y las 22:00 horas de cada día de los meses de Mayo, Junio, Julio, Agosto y Septiembre.
2.8 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 2.8.1, 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.
2.8.1 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.
2.8.2 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 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.
3.1.1 En cada uno de los puntos de compra de toda empresa distribuidora de servicio público que esté recibiendo energía eléctrica de una empresa generadora, se deberá aplicar horariamente el siguiente procedimiento:
a) Medir y registrar energía activa, reactiva inductiva y reactiva capacitiva.
b) Calcular el cuociente entre energía reactiva inductiva y energía activa.
c) Conforme al cuociente anterior y de acuerdo al nivel de tensión del punto de compra, aplicar los cargos por energía reactiva inductiva presentados en las tablas 3.1 y 3.2, según corresponda.
Tabla 3.1:
Cargos aplicables a la Energía Reactiva Inductiva para los Sistemas Interconectado del Norte Grande, Coyhaique, Punta Arenas, Puerto Natales y Puerto Porvenir según Nivel de Tensión de Punto de Compra Cuociente
entre
Energía
Reactiva y
Energía Activa
(% ) Cargo para
Tensión mayor
a 100 kV
($/kVArh) Cargo para
Tensión entre
100 kV y 30 kV
($/kVArh) Cargo para
Tensión
menor
a 30 kV
($/kVArh))
Desde 0%
y hasta 20% 0 0 0
Sobre 20%
y hasta 30% 3,518 0 0
Sobre 30%
y hasta 40% 6,335 6,335 0
Sobre 40%
y hasta 50% 6,335 6,335 6,335
Sobre 50%
y hasta 80% 8,442 8,442 8,442
Sobre 80% 10,548 10,548 10,548
Tabla 3.2:
Cargos aplicables a la Energía Reactiva Inductiva para el Sistema Interconectado Central según Nivel de Tensión de Punto de Compra
Cuociente
entre
Energía
Reactiva y
Energía Activa
(% ) Cargo para
Tensión mayor
a 100 kV
($/kVArh) Cargo para
Tensión entre
100 kV y 30 kV
($/kVArh) Cargo para
Tensión
menor
a 30 kV
($/kVArh))
Desde 0%
y hasta 20% 0 0 0
Sobre 20%
y hasta 30% 3,548 0 0
Sobre 30% y
hasta 40% 6,389 6,389 0
Sobre 40% y
hasta 50% 6,389 6,389 6,389
Sobre 50%
y hasta 80% 8,513 8,513 8,513
Sobre 80% 10,638 10,638 10,638
3.1.2 Se exceptúa la aplicación de los cargos definidos en 3.1.1 para:
a) Las horas del período comprendido entre las 00:00 y 08:00 hrs. de cada día, y
b) Todas las horas de los días domingos o festivos.
3.1.3 En aquellos casos en que existan puntos de compra con mediciones que incluyan inyecciones o consumos de energía activa o reactiva, distintos a los reconocidos por la empresa distribuidora consumidora, la Dirección de Peajes del Centro de Despacho Económico de Carga (CDEC) respectivo deberá realizar un balance horario que permita identificar el consumo de energía activa y reactiva al cual se deben aplicar los recargos presentados en las tablas 3.1 y 3.2, según corresponda.
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, según dicha aplicación se establece en el decreto del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción correspondiente, se considerarán los precios que resultan de aplicar las siguientes fórmulas, para cada concesionario y sector de nudo en donde se ubica el cliente de la empresa concesionaria, considerando la siguiente clasificación:
EMPRESA SECTOR DE NUDO COMUNAS COMPRENDIDAS
ELECDA 1 TODAS EXCEPTO TALTAL
ELECDA 2 TALTAL
CONAFE A 1 III, IV y V REGION
EXCEPTO VALPARAISO,
QUILPUE y VIÑA DEL MAR
CONAFE B 1 VALPARAISO, QUILPUE y
VIÑA DEL MAR
CONAFE B 2 VII REGION
EMELECTRIC 1 V REGION y METROPOLITANA
EMELECTRIC 2 VI y VII REGION
EMELECTRIC 3 VIII REGION
CGE 1 VI, VII REGION y
METROPOLITANA
CGE 2 LOS ANGELES, MULCHEN,
CHILLAN y CHILLAN VIEJO
CGE 3 RESTO DE LA VIII REGION
CGE 4 IX REGION
RESTO EMPRESAS
CONCESIONARIAS 1 TODA SU ZONA DE CONCESION
Para cada concesionario y sector de nudo los precios de nudo de energía y potencia se calcularán de la siguiente forma:
NOTA: VER D.O. 25.01.2005, PAGINA 9
en que:
Pe : Precio de nudo de la 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,($/kW/mes).
PNPT : Precio de nudo de potencia en nivel troncal, correspondiente al cliente de acuerdo al sector en que éste se ubica, ($/kW/mes).
PNEi : Precio de nudo de la energía para la subestación troncal de generación-transporte i, explicitado en 1,1, ($/kWh).
PNPi : Precio de nudo de la potencia de punta para la subestación troncal de generación-transporte i, explicitado en 1,1,($/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).
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.
CBLP Cargo por transporte de potencia en nivel de distribución en el sistema eléctrico al cual pertenece el sector de nudo, explicitado en 1.2. CBLPo
Cargo por transporte de potencia en nivel de distribución en el sistema eléctrico al cual pertenece el sector de nudo, explicitado en la tabla siguiente:
Valor de CBLPo ( $/KW/mes/km )
Sistema a nivel de Distribución
Interconectado del
Norte Grande 80,34
Interconectado Central 106,40
Coyhaique 108,60
Punta Arenas 108,60
Puerto Natales 108,60
Puerto Porvenir 108,60
Por sector de nudo en donde se ubica el cliente, se entenderá a aquellos sectores geográficos asociados a una o más subestaciones principales a partir de las cuales se determina un costo medio mínimo en los puntos de inyección al sistema de distribución desde el cual se abastece el cliente, considerando para la identificación de la subestación señalada los criterios señalados en el punto 2.1 del presente decreto.
A continuación se indican, para cada concesionario de servicio público de distribución y sector de nudo donde se ubica el cliente, los valores de los parámetros Ni, Ri, Ki en cada una de las subestaciones troncales de generación- transporte consideradas para efectos de representar los costos de generación-transporte en su estructura de precios a nivel de distribución.
Empresa Sector
de Nudo Subestación
Troncal N
(p.u.) R
(p.u.) K
($/kW/mes)
EMELARI 1 ARICA 0,001 1,053 1.069,39
EMELARI 1 PARINACOTA 0,999 1,007 116,14
ELIQSA 1 CONDORES 0,748 1,007 132,78
ELIQSA 1 POZO
ALMONTE 0,241 1,027 496,08
ELIQSA 1 TARAPACA 0,011 1,000 0,00
ELECDA 1 ANTOFAGASTA 0,097 1,022 437,76
ELECDA 1 CRUCERO 0,262 1,033 948,36
ELECDA 1 ESMERALDA 0,616 1,005 91,36
ELECDA 1 MANTOS
BLANCOS 0,003 1,000 0,00
ELECDA 1 MEJILLONES 0,022 1,000 0,00
ELECDA 2 D. DE
ALMAGRO 1,000 1,114 3.076,41
EMELAT 1 CARDONES 0,800 1,025 687,88
EMELAT 1 D. DE
ALMAGRO 0,056 1,107 3.929,66
EMELAT 1 MAITENCILLO 0,144 1,020 529,69
CONAFE A 1 MAITENCILLO 0,004 1,087 2.347,85
CONAFE A 1 PAN DE
AZUCAR 0,747 1,030 765,33
CONAFE A 1 QUILLOTA 0,249 1,073 2.216,75
CHILQUINTA 1 CERRO NAVIA 0,099 1,053 1.781,60
CHILQUINTA 1 QUILLOTA 0,901 1,029 839,17
CONAFE B 1 QUILLOTA 1,000 1,018 674,62
CONAFE B 2 ITAHUE 0,801 1,035 848,69
CONAFE B 2 PARRAL 0,199 1,022 706,23
EMELCA 1 QUILLOTA 1,000 1,109 2.821,60
LITORAL 1 CERRO NAVIA 0,321 1,075 2.281,37
LITORAL 1 QUILLOTA 0,679 1,089 2.374,17
CHILECTRA 1 ALTO JAHUEL 0,580 1,019 843,18
CHILECTRA 1 CERRO NAVIA 0,390 1,009 346,04
CHILECTRA 1 POLPAICO 0,029 1,013 541,01
CHILECTRA 1 QUILLOTA 0,001 1,074 1.818,58
RIO MAIPO 1 ALTO JAHUEL 0,978 1,018 510,63
RIO MAIPO 1 CERRO NAVIA 0,022 1,044 1.079,67
COLINA 1 CERRO NAVIA 1,000 1,039 1.248,43
TIL-TIL 1 CERRO NAVIA 0,669 1,075 2.405,73
TIL-TIL 1 QUILLOTA 0,331 1,082 2.117,15
PUENTE ALTO 1 ALTO JAHUEL 1,000 1,035 954,80
LUZ ANDES 1 ALTO JAHUEL 1,000 1,091 3.408,40
PIRQUE 1 ALTO JAHUEL 0,179 1,019 463,96
PIRQUE 1 ITAHUE 0,166 1,050 1.183,94
PIRQUE 1 RANCAGUA 0,415 1,012 303,72
PIRQUE 1 SAN FERNANDO 0,240 1,038 879,98
EMELECTRIC 1 ALTO JAHUEL 0,156 1,062 1.539,34
EMELECTRIC 1 CERRO NAVIA 0,844 1,044 1.246,26
EMELECTRIC 2 ANCOA 0,007 1,000 0,00
EMELECTRIC 2 ITAHUE 0,231 1,075 1.758,45
EMELECTRIC 2 PARRAL 0,448 1,125 3.008,79
EMELECTRIC 2 SAN FERNANDO 0,314 1,063 1.463,68
EMELECTRIC 3 CHARRUA 0,568 1,061 1.731,90
EMELECTRIC 3 CONCEPCION 0,432 1,042 971,08
CGE 1 ALTO JAHUEL 0,179 1,019 463,96
CGE 1 ITAHUE 0,166 1,050 1.183,94
CGE 1 RANCAGUA 0,415 1,012 303,72
CGE 1 SAN FERNANDO 0,240 1,038 879,98
CGE 2 CHARRUA 1,000 1,027 902,89
CGE 3 CONCEPCION 0,555 1,016 369,38
CGE 3 SAN VICENTE 0,445 1,010 277,62
CGE 4 TEMUCO 0,828 1,012 287,60
CGE 4 VALDIVIA 0,172 1,146 3.394,78
EMELPAR 1 ARICA 1,000 1,034 933,95
COOPERSOL 1 ARICA 1,000 1,034 933,95
COOPELAN 1 CHARRUA 1,000 1,015 540,00
FRONTEL 1 CHARRUA 0,390 1,064 1.648,57
FRONTEL 1 SAN VICENTE 0,304 1,112 2.759,80
FRONTEL 1 TEMUCO 0,306 1,078 1.808,82
SAESA 1 PUERTO MONTT 0,382 1,022 523,46
SAESA 1 PUGUEÑUN 0,137 1,102 3.050,76
SAESA 1 VALDIVIA 0,481 1,041 1.151,53
EDELAYSEN 1 COYHAIQUE 1,000 1,117 673,58
EDELMAG 1 PORVENIR 0,055 1,000 0,00
EDELMAG 1 PUERTO NATALES 0,086 1,000 0,00
EDELMAG 1 TRES PUENTES 0,859 1,010 245,55
CODINER 1 TEMUCO 0,975 1,049 1.138,95
CODINER 1 VALDIVIA 0,025 1,083 1.928,92
ELECOOP 1 PAN DE AZUCAR 1,000 1,122 3.104,10
CASABLANCA 1 CERRO NAVIA 0,019 1,108 3.451,33
CASABLANCA 1 QUILLOTA 0,981 1,115 2.979,17
CEC 1 ITAHUE 1,000 1,038 956,78
EMETAL 1 ANCOA 0,107 1,010 361,76
EMETAL 1 ITAHUE 0,784 1,046 1.059,70
EMETAL 1 PARRAL 0,109 1,095 2.711,76
LUZLINARES 1 ANCOA 0,268 1,021 476,71
LUZLINARES 1 PARRAL 0,732 1,030 915,43
LUZPARRAL 1 CHARRUA 0,105 1,074 2.022,84
LUZPARRAL 1 PARRAL 0,895 1,008 195,90
COPELEC 1 CHARRUA 0,931 1,048 1.343,14
COPELEC 1 CONCEPCION 0,069 1,109 3.418,28
COELCHA 1 CHARRUA 0,997 1,020 509,00
COELCHA 1 CONCEPCION 0,003 1,104 3.830,40
SOCOEPA 1 VALDIVIA 1,000 1,088 2.051,54
COOPREL 1 VALDIVIA 1,000 1,081 1.981,35
LUZOSORNO 1 PUERTO MONTT 0,255 1,114 2.734,62
LUZOSORNO 1 VALDIVIA 0,745 1,059 2.029,11
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.
Artículo dos: Los precios fijados mediante el presente Decreto, han sido ajustados a la banda de clientes libres, incluyendo en la misma costos de transmisión. Este efecto así como el efecto dispuesto en el decreto Nº119 de 30 de abril de 2004 artículo único numeral 7, será considerado en la aplicación de la Ley 19.940, publicada el día 13 de marzo de 2004, específicamente en lo relativo al cargo único a clientes finales.
Artículo transitorio: Para efecto de la determinación de los precios de nudo a utilizar en las fórmulas tarifarias de concesionarios de servicio público de distribución, durante la vigencia del decreto Número 632 de 2000, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, se considerarán los precios que resultan de aplicar las fórmulas a que se refiere el punto 4 del presente decreto, con la equivalencia siguiente:
DECRETO 632/2000 PRECIOS A UTILIZAR
EMPRESA SECTOR DE NUDO EMPRESA SECTOR DE NUDO
EMEC 1 CONAFE A 1
CONAFE 1 CONAFE B 1
CONAFE 2 CONAFE B 2
PIRQUE 1 CGE 1
Lo anterior en virtud de las transferencias de concesiones autorizadas por el Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción.
Anótese, tómese razón y publíquese.- Por orden del Presidente de la República, Jorge Rodríguez Grossi, Ministro de Economía, Fomento y Reconstrucción.
Lo que transcribo, para su conocimeinto.- Saluda atentamente a Usted, Claudio Castillo Castillo, Subsecretario de Economía, Fomento y reconstrucción (S.).