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Timestamp: 2016-12-11 08:25:43
Document Index: 262874565

Matched Legal Cases: ['Artículo 189', 'Artículo 188', 'Artículo 183', 'Artículo 183', 'Artículo 185', 'artículo 225', 'Artículo 183', 'Artículo 183', 'Artículo 183', 'Artículo 183', 'Artículo 183', 'Artículo 185', 'Artículo 33', 'ARTÍCULO 1', 'artículo 35', 'Artículo 2']

⭐INFORME TÉCNICO FIJACIÓN DE FÓRMULAS TARIFARIAS PARA CONCESIONARIOS DE SERVICIO PÚBLICO DE DISTRIBUCIÓN
INFORME TÉCNICO FIJACIÓN DE FÓRMULAS TARIFARIAS PARA CONCESIONARIOS DE SERVICIO PÚBLICO DE DISTRIBUCIÓN
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Ignacio Gil Ortiz de Zárate
1 INFORME TÉCNICO FIJACIÓN DE FÓRMULAS TARIFARIAS PARA CONCESIONARIOS DE SERVICIO PÚBLICO DE DISTRIBUCIÓN CUADRIENIO NOVIEMBRE DE 2008 NOVIEMBRE DE 2012 Noviembre de 20082 INFORME TÉCNICO FIJACIÓN DE FÓRMULAS TARIFARIAS PARA CONCESIONARIOS DE SERVICIO PÚBLICO DE DISTRIBUCIÓN CUADRIENIO NOVIEMBRE DE 2008 NOVIEMBRE DE 2012 INTRODUCCIÓN El presente documento corresponde al Informe Técnico que la Comisión Nacional de Energía, en adelante CNE, debe emitir conforme el Artículo 189º del Decreto con Fuerza de Ley Nº4/ del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, de 2006, que fija el texto refundido, coordinado sistematizado del Decreto con Fuerza de Ley N 1 del Ministerio de Minería, de 1982, que establece la Ley General de Servicios Eléctricos, en adelante la Ley, y que recoge los aspectos y consideraciones técnicas que sustentan el proceso de fijación de fórmulas tarifarias aplicables a concesionarios de servicio público de distribución correspondiente al cuadrienio noviembre de noviembre de Este informe se divide en los siguientes cuatro capítulos: I. Estudios de Valor Agregado de Distribución II. III. IV. Estructuración de Fórmulas de Tarifas Preliminares Verificación de Rentabilidad de la Industria Otros parámetros a considerar en el Decreto Tarifario AVDA. LIBERTADOR BERNARDO O HIGGINS 1449-PISO13, DOWNTOWN II-SANTIAGO-CHILE-FONO (56-2) FAX (56-2) Página 13 I. ESTUDIOS DE VALOR AGREGADO DE DISTRIBUCIÓN 1. Bases técnicas para estudios de valor agregado de distribución Conforme se establece en el Artículo 188º de la Ley, se definieron las bases técnicas para el desarrollo de los estudios de valor agregado de distribución, en adelante VAD, con objeto de determinar las componentes de costo de empresas modelo a que se refieren los Artículos 182º y 183º de la Ley. Las Bases Técnicas, en adelante las Bases 1, consideraron, en lo general, los siguientes conceptos: Se adoptó el criterio de considerar empresas modelo nuevas, tomando como dato en el proceso de diseño eficiente de su inversiones e infraestructura operativa, sólo las características físicas de la zona en que opera, la demanda que enfrenta, así como otras restricciones de carácter administrativo o normativo, que en conjunto configuran la hipótesis de empresa distribuidora operando en el país según esta consideración se señala Artículo 183º de la Ley. Este concepto es el mismo empleado en la fijación tarifaria del año El tratamiento de empresa nueva conlleva el criterio de consideración de la última tecnología, o tecnología moderna, para la simulación de los procesos de inversión y operativos de la empresa modelo. Se contempló el diseño de la empresa modelo para abastecer tanto una demanda actual como proyectada y no sólo la correspondiente a un año base de operación. Se consideró como hipótesis de trabajo el estudiar zonas de distribución cubiertas en la actualidad por empresas completas, con objeto de recoger en el diseño el efecto de todas las economías de escala que se producen en la actividad de distribución 2. Consistentemente con ello, la definición de áreas de distribución típicas a que se refiere el Artículo 183º de la Ley, consideró también la clasificación de empresas completas en un solo tipo de área, dando continuidad al tratamiento efectuado en la fijación pasada. 2. Definición de áreas típicas Los estudios de VAD y en definitiva, los niveles tarifarios determinados en las fijaciones tarifarias, deben establecerse por áreas de distribución típicas, o simplemente áreas típicas, definidas en la Ley como áreas en las cuales los valores agregados por la actividad de distribución para cada una de ellas son parecidos entre sí. Las empresas analizadas son las que se señalan a continuación, correspondientes a aquellas con calidad de concesionarias de servicio público de distribución al 31 de diciembre de 2007: 1 Ver Anexo Nº1 Bases para el Cálculo de las Componentes del Valor Agregado de Distribución (VAD) 2 El tratamiento de empresas completas, tanto para la definición de áreas típicas como para la consecuente determinación del VAD, se efectuó por primera vez en la fijación tarifaria del año AVDA. LIBERTADOR BERNARDO O HIGGINS 1449-PISO13, DOWNTOWN II-SANTIAGO-CHILE-FONO (56-2) FAX (56-2) Página 24 EMPRESA SIGLA REGIÓN ADMINISTRATIVA Empresa Eléctrica de Arica S.A. EMELARI XV Empresa Eléctrica de Iquique S.A. ELIQSA I Empresa Eléctrica de Antofagasta S.A. ELECDA II Empresa Eléctrica de Atacama S.A. EMELAT III Compañía Nacional de Fuerza Eléctrica S.A. (Ex-Emec) CONAFE A III, IV y V Chilquinta Energía S.A. CHILQUINTA V Compañía Nacional de Fuerza Eléctrica S.A. CONAFE B V Empresa Eléctrica de Casablanca S.A. EMELCA V Compañía Eléctrica del Litoral S.A. LITORAL V Chilectra S.A. CHILECTRA Metropolitana Empresa Eléctrica de Colina Ltda. EEC Metropolitana Empresa Eléctrica Municipal de Til-Til TIL-TIL V y Metropolitana Empresa Eléctrica Puente Alto Ltda. EEPA Metropolitana Luz Andes Ltda. LUZ ANDES Metropolitana Empresa Eléctrica de Melipilla, Colchagua y Maule S.A. EMELECTRIC V, Metropolitana, VI, VII y VIII CGE Distribución S.A. CGED Metropolitana, VI, VII, VIII y IX Cooperativa de Abastecimiento de Energía Eléctrica Socoroma Ltda. COOPERSOL XV Cooperativa Eléctrica Los Angeles Ltda. COOPELAN VIII Empresa Eléctrica de la Frontera S.A. FRONTEL VIII y IX Sociedad Austral de Electricidad S.A. SAESA IX, X y XIV Empresa Eléctrica de Aisén S.A. EDELAYSEN X y XI Empresa Eléctrica de Magallanes S.A. EDELMAG XII Compañía Distribuidora de Energía Eléctrica S.A. CODINER IX Energía de Casablanca S.A. EDECSA V y Metropolitana Cooperativa Eléctrica Curicó Ltda. CEC VII Empresa Eléctrica de Talca S.A. EMETAL VII Luzlinares S.A. LUZLINARES VII Luzparral S.A. LUZPARRAL VII y VIII Cooperativa de Consumo de Energía Eléctrica Chillán Ltda. COPELEC VIII Sociedad Cooperativa de Consumo de Energía Eléctrica Charrúa Ltda. COELCHA VIII Cooperativa Eléctrica Paillaco Ltda. SOCOEPA XIV Cooperativa Rural Eléctrica Río Bueno Ltda. COOPREL X y XIV Compañía Eléctrica Osorno S.A. LUZ OSORNO X y XIV Cooperativa Regional Eléctrica Llanquihue Ltda. CRELL X Energía del Limarí Ltda. ENELSA IV Como se adelantó en el punto anterior, se clasificaron empresas o sectores de ellas cuyos valores agregados por la actividad de distribución son parecidos entre sí. Sin perjuicio de ello, y conforme lo establecido en el Artículo 185º de la Ley y 295º del Decreto Supremo N 327 del Ministerio de Minería, de 1997, que establece el Reglamento de la Ley General de Servicios Eléctricos, en adelante e indistintamente el Decreto Nº 327 o el Reglamento de la Ley, en la estructuración de las fórmulas tarifarias se definieron sectores tarifarios que recogen la dispersión de costos unitarios a nivel comunal aplicando la desviación relativa de niveles tarifarios comunales establecidos para este efecto en la fijación tarifaria del año 2004, que determinó cargos unitarios de distribución según cuatro tipos de comuna al interior de cada empresa en base a su dispersión de carga o consumo. El procedimiento de clasificación de Áreas Típicas se describe a continuación: a) Consideraciones iniciales El artículo 225º m) de la Ley, define el concepto de Área Típica de Distribución como: Áreas en las cuales los valores agregados por la actividad de distribución para cada una de ellas son parecidos entre sí. Tal definición refleja que el objetivo de establecer áreas típicas es el de determinar un valor agregado representativo de las empresas contenidas en éstas, por lo tanto, en la presente AVDA. LIBERTADOR BERNARDO O HIGGINS 1449-PISO13, DOWNTOWN II-SANTIAGO-CHILE-FONO (56-2) FAX (56-2) Página 35 definición de áreas típicas se ha considerado las componentes de costos de los valores agregados de las empresas. En efecto, los artículos 182º y 183º de la Ley establecen las componentes de costos que debe considerar el VAD, las cuales se calcularán para cada área de distribución típica, y que son: Costos fijos por concepto de gastos de administración, facturación y atención del usuario, independientes de su consumo; Pérdidas medias de distribución en potencia y energía, y Costos estándares de inversión, mantención y operación asociados a la distribución, por unidad de potencia suministrada. Bajo estas consideraciones, se empleó una metodología a través de la cual se determina el número de áreas de distribución típicas en función de los componentes de costos del VAD de todas las empresas concesionarias de distribución que operan en sistemas con potencia conectada en generación mayor a 1500 kw. b) Información utilizada La información base utilizada para el cálculo de los VAD teóricos, sobre la base de los cuales se determinan las áreas para el desarrollo de análisis, es la siguiente: Valor nuevo de reemplazo de instalaciones al 31 de diciembre del 2006, expresados en moneda del 31 de diciembre de Esta información corresponde a la cifra informada por las empresas concesionarias a la Superintendencia de Electricidad y Combustibles. Costos de explotación anuales informados por las empresas concesionarias a la Superintendencia de Electricidad y Combustibles para el año 2006, expresados en moneda del 31 de diciembre de Esta cifra es informada a la Comisión Nacional de Energía por la Superintendencia de Electricidad y Combustibles. Parámetros físicos propios de cada empresa concesionaria informados a la Comisión. Costo de pérdidas de energía y potencia del año 2006, para cuyo cálculo se utiliza la información de compras y ventas de energía y potencia, tanto en unidades físicas como económicas. c) Metodología aplicada A partir de la información básica de costos y parámetros físicos recopilada, se agruparon inicialmente los costos por concepto de distribución en alta y baja tensión de distribución (AT y BT respectivamente), conformándose con ellos los siguientes dos modelos de regresión econométricos: Costos totales de las empresas asignados a AT, en función de los momentos de carga (MW*km) en AT. Costos totales de las empresas asignados a BT, en función de los momentos de carga (MW*km) en BT. A través de los modelos anteriores se obtuvo una representación económica del mercado de empresas concesionarias de distribución de energía eléctrica, el cual se desea segmentar en áreas típicas, de modo de establecer distintos mercados relevantes en cuanto a costos medios presentes de distribución. AVDA. LIBERTADOR BERNARDO O HIGGINS 1449-PISO13, DOWNTOWN II-SANTIAGO-CHILE-FONO (56-2) FAX (56-2) Página 46 A partir de la representación del mercado obtenida bajo el procedimiento señalado, se elaboró una base de datos de costos totales teóricos por empresa, adicionándoles los costos por concepto de pérdidas de energía y potencia. La valorización de las pérdidas se realizó aplicando a las pérdidas anuales de energía un precio medio monómico de compras de energía y potencia del año 2006 en $/kwh. La cantidad física de pérdidas de energía del año 2006, en MWh, se determinó como la diferencia entre la cantidad física de compras anuales de energía referidas al ingreso de distribución y la cantidad física de ventas anuales de energía. El precio medio monómico se determinó como el cuociente entre el costo de compras de energía y potencia del año 2006 referido a nivel de distribución, y la cantidad física de compras anuales de energía referidas al ingreso de distribución. El VAD de referencia del mercado o VAD teórico, asignado a las empresas en la representación de mercado, se obtuvo dividiendo los costos totales por los kw vendidos el La segmentación del mercado se realizó formando grupos homogéneos de empresas a partir de una lista ordenada por VAD teórico en forma creciente. Para determinar el número definitivo de áreas típicas, se segmenta la industria según VAD similares, para lo cual se determina una variable de máxima aceptación de desviación de costos (TIR teórica) en los miembros de cada segmento, considerando que una tarifa promedio definida como el promedio del menor y mayor VAD del segmento, permita a todas y cada una de las empresas del segmento obtener una TIR teórica en el rango 5% a 15%. Lo anterior se logra aplicando un proceso de ordenamiento recursivo, hasta cubrir la industria por completo. Esta metodología se muestra en detalle en Anexo Nº2. d) Resultados Luego de la aplicación de la metodología descrita y con el criterio de segmentación indicado, se obtuvo un total de seis (6) áreas de distribución típicas. De esta forma, los resultados de la clasificación de Áreas Típicas por empresa es el siguiente: EMPRESA ÁREA TÍPICA EMPRESA ÁREA TÍPICA EMPRESA ÁREA TÍPICA EMELARI 3 EEPA 2 CEC 3 ELIQSA 3 LUZ ANDES 3 EMETAL 5 ELECDA 2 EMELECTRIC 3 LUZLINARES 5 EMELAT 2 CGED 2 LUZPARRAL 5 CONAFE A 3 COOPERSOL 6 COPELEC 5 CHILQUINTA 3 COOPELAN 5 COELCHA 6 CONAFE B 2 FRONTEL 5 SOCOEPA 5 EMELCA 5 SAESA 4 COOPREL 5 LITORAL 4 EDELAYSEN 5 LUZ OSORNO 5 CHILECTRA 1 EDELMAG 3 CRELL 5 EEC 3 CODINER 6 ENELSA 4 TIL-TIL 4 EDECSA 4 3. Estudios de valores agregados de distribución consultores CNE AVDA. LIBERTADOR BERNARDO O HIGGINS 1449-PISO13, DOWNTOWN II-SANTIAGO-CHILE-FONO (56-2) FAX (56-2) Página 57 Conforme lo señalado en el Artículo 183º de la Ley, los valores agregados de distribución que la CNE debe determinar, deben calcularse sobre la base de un estudio de costos encargado a un consultor externo por la Comisión. El estudio de costos fue licitado, conforme a la Ley , y adjudicado al consorcio Synex Ingenieros Consultores Ltda. y Mercados Energéticos Consultores S.A. (Resolución TR CNE Nº71 del 30 de mayo de 2008), para el estudio de las seis áreas típicas definidas. Luego, sobre la base del estudio de costos señalado, se obtienen las siguientes componentes de costo del valor agregado de distribución por parte de la CNE: VALORES ESTUDIOS CNE COSTOS DE INV., OP. ÁREA Y MANTENCIÓN COSTOS FIJOS PÉRDIDAS MEDIAS TÍPICA VADAT VADBT CFE CFD CFH $/kw/año $/kw/año $/cl/año $/cl/año $/cl/año PMPAG PMPAD PMEA PMPBG PMEB PMPBD , , , , ,16 1,0044 1,0049 1,0045 1,0550 1,0452 1, , , , , ,95 1,0107 1,0126 1,0097 1,0607 1,0547 1, , , , , ,05 1,0077 1,0091 1,0070 1,0591 1,0536 1, , , , , ,20 1,0071 1,0079 1,0058 1,0558 1,0581 1, , , , , ,29 1,0321 1,0362 1,0123 1,0650 1,0615 1, , , , , ,84 1,0385 1,0451 1,0249 1,0695 1,0754 1, Estudios encargados por las empresas concesionarias De acuerdo a lo establecido en el Artículo 183º de la Ley, las empresas pueden contratar en conjunto o individualmente el mismo estudio, en cuyo caso, los valores agregados resultantes de los estudios de las empresas se ponderan con los de la CNE en proporciones de 1/3 y 2/3 respectivamente. Las empresas presentaron en esta oportunidad un único estudio por Área Típica, según se indica a continuación: Área Típica 1, remitido por CHILECTRA S.A.; Área Típica 2, remitido por CGE DISTRIBUCIÓN S.A.; Área Típica 3, remitido por CHILQUINTA ENERGÍA S.A.; Área Típica 4, remitido por SOCIEDAD AUSTRAL DE ELECTRICIDAD S.A.; Área Típica 5, remitido por EMPRESA ELÉCTRICA DE LA FRONTERA S.A., y Área Típica 6, remitido por COMPAÑÍA DISTRIBUIDORA DE ENERGÍA ELÉCTRICA S.A. Cada uno de estos estudios fue presentado a la CNE el día 3 de septiembre de La CNE efectuó observaciones a estos estudios, dando lugar a correcciones respecto a los valores originalmente presentados, conforme al Artículo 183º de la Ley y 298º del Decreto Nº 327. De esta forma, las componentes de costo presentadas por las empresas, conforme a lo establecido en el Artículo 183º mencionado, incorporadas las correcciones señaladas, son las que se muestran en la siguiente tabla: VALORES ESTUDIOS EMPRESAS COSTOS DE INV., OP. ÁREA Y MANTENCIÓN COSTOS FIJOS PÉRDIDAS MEDIAS TÍPICA VADAT VADBT CFE CFD CFH $/kw/año $/kw/año $/cl/año $/cl/año $/cl/año PMPAG PMPAD PMEA PMPBG PMEB PMPBD , , , , ,45 1,0052 1,0090 1,0062 1,0680 1,0553 1, , , , , ,25 1,0330 1,0361 1,0283 1,0697 1,0807 1, , , , , ,00 1,0255 1,0252 1,0275 1,0750 1,0877 1, , , , , ,62 1,0378 1,0399 1,0360 1,0870 1,0932 1, , , , , ,23 1,0578 1,0608 1,0553 1,0901 1,1016 1, , , , , ,00 1,0365 1,0476 1,0393 1,0856 1,1025 1,0819 AVDA. LIBERTADOR BERNARDO O HIGGINS 1449-PISO13, DOWNTOWN II-SANTIAGO-CHILE-FONO (56-2) FAX (56-2) Página 68 5. Ponderación de resultados Conforme a lo señalado en los puntos 3 y 4 precedentes, y conforme a lo establecido en el Artículo 183º de la Ley, se procedió a ponderar las componentes de costo del valor agregado de distribución determinados por la CNE con los obtenidos del estudio de las empresas concesionarias. Los valores ponderados son las que se muestran en la siguiente tabla: VALORES AGREGADOS PONDERADOS ANUALES COSTOS DE INV., OP. ÁREA Y MANTENCIÓN COSTOS FIJOS PÉRDIDAS MEDIAS TÍPICA VADAT VADBT CFE CFD CFH $/kw/año $/kw/año $/cl/año $/cl/año $/cl/año PMPAG PMPAD PMEA PMPBG PMEB PMPBD , , , , ,59 1,0047 1,0063 1,0051 1,0593 1,0485 1, , , , , ,72 1,0181 1,0204 1,0159 1,0637 1,0633 1, , , , , ,03 1,0136 1,0145 1,0138 1,0644 1,0650 1, , , , , ,34 1,0173 1,0186 1,0159 1,0662 1,0698 1, , , , , ,61 1,0406 1,0444 1,0266 1,0734 1,0748 1, , , , , ,23 1,0378 1,0459 1,0297 1,0748 1,0845 1,0726 Los mismos valores ponderados, expresados en base mensual son los siguientes: VALORES AGREGADOS PONDERADOS MENSUALES COSTOS DE INV., OP. ÁREA Y MANTENCIÓN COSTOS FIJOS PÉRDIDAS MEDIAS TÍPICA VADAT VADBT CFE CFD CFH $/kw/año $/kw/año $/cl/año $/cl/año $/cl/año PMPAG PMPAD PMEA PMPBG PMEB PMPBD , ,00 598,96 839,33 873,13 1,0047 1,0063 1,0051 1,0593 1,0485 1, , ,39 788, , ,39 1,0181 1,0204 1,0159 1,0637 1,0633 1, , ,61 876, , ,42 1,0136 1,0145 1,0138 1,0644 1,0650 1, , ,74 970, , ,61 1,0173 1,0186 1,0159 1,0662 1,0698 1, , , , , ,72 1,0406 1,0444 1,0266 1,0734 1,0748 1, , , , , ,02 1,0378 1,0459 1,0297 1,0748 1,0845 1,0726 AVDA. LIBERTADOR BERNARDO O HIGGINS 1449-PISO13, DOWNTOWN II-SANTIAGO-CHILE-FONO (56-2) FAX (56-2) Página 79 II. ESTRUCTURACIÓN DE FÓRMULAS DE TARIFAS PRELIMINARES La estructuración de fórmulas tarifarias preliminares considera la definición de las estructuras propiamente tales, así como la asignación de los diferentes parámetros que determinan el nivel final de la tarifa. En esta oportunidad se mantuvieron las estructuras tarifarias establecidas en la fijación de 2004 y que se encuentran definidas en el Decreto Nº 276/2004 del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción. Sin perjuicio de lo anterior, en las fórmulas tarifarias de la opción BT1 (a y b) se ha introducido un Factor de Invierno (FI) que permite la aplicación de los cargos por Energía adicional de invierno (BT1a) y Potencia de invierno (BT1b), en base a condiciones que no dependen de fechas determinadas sino que directamente de la cantidad anual de meses en que se han definido horas de punta para cada sistema eléctrico, conforme a la normativa vigente. La determinación de los parámetros consideró un ajuste en las horas de uso, factores de coincidencia, factores de asignación de costos sectorizados (FSTCD y FSTCF) y factores de reasignación de cargos fijos de clientes con medidor de energía (FCFE y FVAD), en conformidad con lo establecido en el Artículo 185º de la Ley y 295º del Decreto Nº 327. Asimismo, se actualiza el conjunto de parámetros de modulación y recargo para reflejar las diferencias de costos relativos por concepto de suministro subterráneo en sectores con esa modalidad de abastecimiento. Los criterios de asignación sectorizada son los mismos empleados en la fijación del año 2004, contenidos en el Decreto Nº 276/2004. Adicionalmente, se revisaron y modificaron los límites asociados al cargo por energía adicional de invierno para la opción tarifaria BT1a y el Factor de Clasificación asociado a la opción tarifaria BT1b. De esta forma, las fórmulas tarifarias a usuarios finales sometidos a regulación de precios son las que se presentan a continuación. Las condiciones de aplicación de las mismas, se muestran en el Anexo Nº4. 1. Tarifa BT1 Opción de tarifa simple en baja tensión. Para clientes con medidor simple de energía. Se consideran los siguientes casos: Caso a: 1) Aplicable a los clientes abastecidos por empresas cuya demanda máxima anual de consumos en esta opción (BT1) se produce en meses en que se han definido horas de punta; y 2) Aplicable a los clientes abastecidos por empresas cuya demanda máxima anual de consumos en esta opción (BT1) se produce en meses en que no se hayan definido horas de punta y cuyo Factor de Clasificación, calculado según se indica más adelante, sea igual o inferior a dos coma cinco. Caso b: Aplicable a los clientes abastecidos por empresas cuya demanda máxima anual de consumos en esta opción (BT1) se produce en meses en que no se han definido horas de punta, y cuyo Factor de Clasificación, calculado según se indica más adelante, sea superior a dos coma cinco. a) Tarifa BT1a AVDA. LIBERTADOR BERNARDO O HIGGINS 1449-PISO13, DOWNTOWN II-SANTIAGO-CHILE-FONO (56-2) FAX (56-2) Página 810 CARGO UNIDAD FÓRMULA Fijo $/cliente CFES Cargo único por uso de sistema troncal Energía Base Energía adicional de invierno $/kwh $/kwh $/kwh CU PEBT x PEAT x Pe + PPBT x PPAT x Pp + CDBT NHUNB NHUDB PEBT x PEAT x Pe + FI x PPBT x PPAT x Pp + FI x CDBT NHUNI NHUDI b) Tarifa BT1 b CARGO UNIDAD FÓRMULA Fijo $/cliente CFES Cargo único por uso de sistema troncal $/ kwh CU Energía $/kwh PEBT x PEAT x Pe Potencia base $/kwh (Pp - PNPT) x PPBT x PPAT + CDBT NHUNB NHUDV Potencia de invierno $/kwh FI x PPBT x PPAT x PNPT NHUNI 2. Tarifa BT2 Opción de tarifa en baja tensión con potencia contratada. Para clientes con medidor simple de energía y potencia contratada. CARGO UNIDAD FÓRMULA Fijo $/cliente CFES Cargo único por uso del sistema troncal $/kwh CU Energía $/kwh PEBT x PEAT x Pe Potencia presente en punta $/kw/mes FNPPB x PPBT x PPAT x Pp + FDPPB x CDBT Potencia parcialmente presente en punta $/kw/mes FNDPB x PPBT x PPAT x Pp + FDDPB x CDBT 3. Tarifa BT3 Opción de tarifa en baja tensión con demanda máxima leída. Para clientes con medidor simple de energía y demanda máxima leída. CARGO UNIDAD FÓRMULA Fijo $/cliente CFDS Cargo único por uso del sistema troncal $/kwh CU AVDA. LIBERTADOR BERNARDO O HIGGINS 1449-PISO13, DOWNTOWN II-SANTIAGO-CHILE-FONO (56-2) FAX (56-2) Página 911 Energía $/kwh PEBT x PEAT x Pe Potencia presente en punta $/kw/mes FNPPB x PPBT x PPAT x Pp + FDPPB x CDBT Potencia parcialmente presente en punta $/kw/mes FNDPB x PPBT x PPAT x Pp + FDDPB x CDBT 4. Tarifa BT4 4.1 Tarifa BT4.1 Opción de tarifa horaria en baja tensión. Para clientes con medidor simple de energía, demanda máxima contratada y demanda máxima contratada en horas de punta del sistema eléctrico. CARGO UNIDAD FÓRMULA Fijo $/cliente CFES Cargo único por uso del sistema troncal $/kwh CU Energía $/kwh PEBT x PEAT x Pe Potencia contratada $/kw/mes FDFPB x (CDBT - PMPBT x CDAT) Potencia contratada en $/kw/mes FNPPB x PPBT x PPAT x Pp + FDPPB x CDBT - FDFPB x (CDBT - PMPBT x CDAT) horas de punta 4.2 Tarifa BT4.2 Opción de tarifa horaria en baja tensión. Para clientes con medidor simple de energía, demanda máxima contratada y demanda máxima leída en horas de punta del sistema eléctrico. CARGO UNIDAD FÓRMULA Fijo $/cliente CFDS Cargo único por uso del sistema troncal $/kwh CU Energía $/kwh PEBT x PEAT x Pe Potencia contratada $/kw/mes FDFPB x (CDBT - PMPBT x CDAT) Demanda máxima leída en horas de $/kw/mes FNPPB x PPBT x PPAT x Pp + FDPPB x CDBT - FDFPB x (CDBT PMPBT x CDAT) punta 4.3 Tarifa BT4.3 Opción de tarifa horaria en baja tensión. Para clientes con medidor simple de energía, demanda máxima suministrada y demanda máxima leída en horas de punta del sistema eléctrico. CARGO UNIDAD FÓRMULA Fijo $/cliente CFHS Cargo único por uso del sistema troncal $/kwh CU Energía $/kwh PEBT x PEAT x Pe Demanda máxima $/kw/mes FDFPB x (CDBT - PMPBT x CDAT) AVDA. LIBERTADOR BERNARDO O HIGGINS 1449-PISO13, DOWNTOWN II-SANTIAGO-CHILE-FONO (56-2) FAX (56-2) Página 1012 suministrada Demanda máxima leída en horas de punta $/kw/mes FNPPB x PPBT x PPAT x Pp + FDPPB x CDBT - FDFPB x (CDBT - PMPBT x CDAT) 5. Tarifa AT2 Opción de tarifa en alta tensión con potencia contratada. Para clientes con medidor simple de energía y potencia contratada. CARGO UNIDAD FÓRMULA Fijo $/cliente CFES Cargo único por uso del sistema troncal $/kwh CU Energía $/kwh PEAT x Pe Potencia presente en punta $/kw/mes FNPPA x PPAT x Pp + FDPPA x CDAT Potencia parcialmente presente en punta $/kw/mes FNDPA x PPAT x Pp + FDDPA x CDAT 6. Tarifa AT3 Opción de tarifa en alta tensión con demanda máxima leída. Para clientes con medidor simple de energía y demanda máxima leída. CARGO UNIDAD FÓRMULA Fijo $/cliente CFDS Cargo único por uso del sistema troncal $/kwh CU Energía $/kwh PEAT x Pe Potencia presente en punta $/kw/mes FNPPA x PPAT x Pp + FDPPA x CDAT Potencia parcialmente presente en punta $/kw/mes FNDPA x PPAT x Pp + FDDPA x CDAT 7. Tarifa AT4 7.1 Tarifa AT4.1 Opción de tarifa horaria en alta tensión. Para clientes con medidor simple de energía, demanda máxima contratada y demanda máxima contratada en horas de punta del sistema eléctrico. CARGO UNIDAD FÓRMULA Fijo $/cliente CFES Cargo único por uso del sistema troncal $/kwh CU AVDA. LIBERTADOR BERNARDO O HIGGINS 1449-PISO13, DOWNTOWN II-SANTIAGO-CHILE-FONO (56-2) FAX (56-2) Página 1113 Energía $/kwh PEAT x Pe Potencia contratada $/kw/mes FDFPA x CDAT Potencia contratada en horas de punta $/kw/mes FNPPA x PPAT x Pp + FDPPA x CDAT - FDFPA x CDAT 7.2 Tarifa AT4.2 Opción de tarifa horaria en alta tensión. Para clientes con medidor simple de energía, demanda máxima contratada y demanda máxima leída en horas de punta del sistema eléctrico. CARGO UNIDAD FÓRMULA Fijo $/cliente CFDS Cargo único por uso del sistema troncal $/kwh CU Energía $/kwh PEAT x Pe Potencia contratada $/kw/mes FDFPA x CDAT Demanda máxima leída en horas de punta $/kw/mes FNPPA x PPAT x Pp + FDPPA x CDAT - FDFPA x CDAT 7.3 Tarifa AT4.3 Opción de tarifa horaria en alta tensión. Para clientes con medidor simple de energía, demanda máxima suministrada y demanda máxima leída en horas de punta del sistema eléctrico. CARGO UNIDAD FÓRMULA Fijo $/cliente CFHS Cargo único por uso del sistema troncal $/kwh CU Energía $/kwh PEAT x Pe Demanda máxima suministrada $/kw/mes FDFPA x CDAT Demanda máxima leída en horas de punta $/kw/mes FNPPA x PPAT x Pp + FDPPA x CDAT - FDFPA x CDAT 8. Tarifas Flexibles Reguladas Los clientes podrán elegir libremente cualquiera de las opciones tarifarias descritas en el numeral 7 con las limitaciones y condiciones de aplicación establecidas en cada caso y dentro del nivel de tensión que les corresponda. Las empresas concesionarias de servicio público de distribución, en adelante la(s) Empresa(s), estarán obligadas a aceptar la opción que los clientes elijan. Salvo acuerdo con las Empresas, la opción tarifaria contratada por el cliente regirá por 12 meses. Sin perjuicio de lo anterior, cada Empresa podrá ofrecer opciones tarifarias adicionales, en adelante tarifas flexibles reguladas (TFR), bajo las condiciones de los incisos siguientes. Las características y condiciones de aplicación de las TFR deberán estar permanentemente publicadas AVDA. LIBERTADOR BERNARDO O HIGGINS 1449-PISO13, DOWNTOWN II-SANTIAGO-CHILE-FONO (56-2) FAX (56-2) Página 1214 tanto en las oficinas comerciales como en el sitio de dominio electrónico de la Empresa, sin que esas características o condiciones puedan significar discriminación alguna, debiendo dichas TFR estar disponibles para cualquier cliente dentro de la zona de concesión de la empresa que, cumpliendo las exigencias técnicas que para cada caso se establezcan, las solicite y acepte someterse a las condiciones de aplicación de las mismas. Anualmente, la Empresa deberá verificar e informar a cada cliente que se encuentre acogido a una TFR, la comparación entre la facturación de los últimos 12 meses con la TFR y la que el cliente hubiese percibido con la opción tarifaria de referencia, para el mismo consumo. Si se verificare que la facturación con TFR es superior, a partir del mes siguiente la Empresa deberá facturar los consumos del cliente con la opción tarifaria de referencia, a menos que expresamente este último señale lo contrario. Por opción tarifaria de referencia se entenderá la tarifa que tenía el cliente al momento de optar a una TFR, cuando se trate de un cliente preexistente, o bien, a la opción tarifaria de las indicadas en el numeral 7 que signifique la menor facturación posible durante el año inmediatamente anterior, cuando se trate de un cliente que fue inicialmente incorporado como tal con una opción TFR. Para la determinación de la menor facturación posible, deberá considerarse la tecnología de medición de la TFR contratada y utilizarse los registros de consumo medidos bajo la opción TFR. En cualquier momento, el cliente podrá elegir una nueva tarifa, ya sea TFR o de aquellas establecidas en el numeral 7. Con excepción de los pagos remanentes por concepto de potencia que el cliente hubiese pactado con la Empresa, el término de un acuerdo o convenio de TFR no deberá significar ningún tipo de costo o aporte de responsabilidad del cliente, ni podrá imponerse a este último una formalidad o condición para dicho término que sea más gravoso que las formalidades o condiciones que se le exigieron al momento de la elección de la TFR a la que está dando término. 9. Valores de los parámetros tarifarios 9.1 Precios de nudo (Pe, Pp y PNPT) Los precios Pe ($/kwh) y Pp ($/kw/mes) corresponden directamente a los precios de nudo aplicables a cada concesionario y sector de nudo, conforme esto se encuentre establecido, se según corresponda, en los Decretos de precios de nudo fijados semestralmente o en los precios de nudo de largo plazo que se establezcan conforme a la Ley. Por su parte, el precio PNPT ($/kw/mes) corresponde al precio de nudo en nivel troncal establecido en los Decretos de precios de nudo fijados semestralmente semestralmente y los precios de nudo de largo plazo que se establezcan conforme a la Ley. 9.2 Cargo único por uso del sistema troncal (CU) Cargo único por concepto de uso del sistema troncal, al que se refieren los Artículos 102º a), 155º y 181º de la Ley del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, publicada en el Diario Oficial con fecha 13 de marzo de Este cargo se determinará en proporción a los consumos de energía conforme se establezca en la normativa reglamentaria correspondiente. 9.3 Factores de expansión de pérdidas Conforme a los parámetros presentados en el punto 5 del Capítulo I, los factores de expansión de pérdidas se establecen de la siguiente forma: PPAT = PMPAG AVDA. LIBERTADOR BERNARDO O HIGGINS 1449-PISO13, DOWNTOWN II-SANTIAGO-CHILE-FONO (56-2) FAX (56-2) Página 1315 PEAT = PMEA PPBT = PMPBG PEBT = PMEB PMPBT = PMPBD Donde: PPAT : Factor de expansión de pérdidas de potencia en alta tensión, en horas de punta del sistema eléctrico. PMPAG : Factor de expansión de pérdidas ponderado de potencia en los sistemas de distribución en alta tensión en horas de punta del sistema eléctrico. PEAT : Factor de expansión de pérdidas de energía en alta tensión. PMEA : Factor de expansión de pérdidas ponderado de energía en alta tensión. PPBT : Factor de expansión de pérdidas de potencia en baja tensión, en horas de punta del sistema eléctrico. PMPBG : Factor de expansión de pérdidas ponderado de potencia en los sistemas de distribución en baja tensión en horas de punta del sistema eléctrico. PEBT : Factor de expansión de pérdidas de energía en baja tensión. PMEB : Factor de expansión de pérdidas ponderado de energía en baja tensión. PMPBT : Factor de expansión de pérdidas de potencia en baja tensión en horas de máxima utilización del sistema de distribución. PMPBD : Factor de expansión de pérdidas ponderado de potencia en horas de máxima utilización de los sistemas de distribución en baja tensión. Así, los factores de expansión de pérdida se establecen de la siguiente forma: 9.4 Cargos fijos ÁREA TÍPICA PPAT PEAT PÉRDIDAS (p.u.) PPBT PEBT PMPBT 1 1,0047 1,0051 1,0593 1,0485 1, ,0181 1,0159 1,0637 1,0633 1, ,0136 1,0138 1,0644 1,0650 1, ,0173 1,0159 1,0662 1,0698 1, ,0406 1,0266 1,0734 1,0748 1, ,0378 1,0297 1,0748 1,0845 1,0726 Los cargos fijos sectorizados de clientes se determinan de la siguiente forma: CFES = FSTCF x FCFE x CFE = FSTCF x FCFE x Index (CFEo) CFDS = FSTCF x CFD = FSTCF x Index (CFDo) CFHS = FSTCF x CFH = FSTCF x Index (CFHo) Donde: CFES CFDS CFHS : Cargo fijo sectorizado para cliente con medidor de energía. Se expresa en $/cliente/mes. : Cargo fijo sectorizado para cliente con medidor de energía y medidor de demanda. Se expresa en $/cliente/mes. : Cargo fijo sectorizado para cliente con medidor de energía y medidor horario. Se expresa en $/cliente/mes. AVDA. LIBERTADOR BERNARDO O HIGGINS 1449-PISO13, DOWNTOWN II-SANTIAGO-CHILE-FONO (56-2) FAX (56-2) Página 1416 FSTCF : Factor de asignación de cargos fijos sectorizados. Se expresa por comuna y en valor propio. FCFE : Factor de reasignación de cargos fijos de cliente con medidor de energía. Se expresa por empresa y en valor propio. CFE : Cargo fijo indexado de cliente con medidor de energía. Equivale al valor indexado a partir de CFEo (Index (CFEo)). Se expresa $/cliente/mes. CFD : Cargo fijo indexado de cliente con medidor de energía y medidor de demanda. Equivale al valor indexado a partir de CFDo (Index (CFDo)). Se expresa en $/cliente/mes. CFH : Cargo fijo indexado de cliente con medidor de energía y medidor horario. Equivale al valor indexado a partir de CFHo (Index (CFHo)). Se expresa en $/cliente/mes. CFEo : Cargo fijo base para medidor de energía, $/cliente/mes. CFDo : Cargo fijo base para medidor de energía y medidor demanda, $/cliente/mes. CFHo : Cargo fijo base para medidor de energía y medidor horario, $/cliente/mes. Los cargos fijos CFE, CFD y CFH se establecen mediante la utilización de las respectivas fórmulas de indexación señaladas en el punto 2 del Capítulo IV, las que se aplican directamente sobre los valores base obtenidos como costos fijos ponderados de los estudios, según la siguiente tabla: 9.5 Costos de distribución ÁREA CFEo CFDo CFHo TÍPICA $/cl/mes $/cl/mes $/cl/mes 1 598,96 839,33 873, , , , , , , , , , , , , ,9 1754, ,02 Los costos de distribución en alta y baja tensión, CDAT y CDBT respectivamente, corresponden a las variables que otorgan el nivel tarifario de distribución propiamente tal, quedando determinados en función de los valores agregados de distribución ponderados para cada Área Típica. Estos costos se determinan en función de las siguientes expresiones: CDAT = FSTCD x FVAD x Index (CDATo) CDBT = FSTCD x FVAD x Index (CDBTo) Donde: CDAT : Costo de distribución sectorizado en alta tensión. Se determina a partir de la indexación del valor base CDATo (Index (CDATo)), de la sectorización y de la reasignación del costo fijo correspondiente. Se expresa en $/kw/mes. CDBT : Costo de distribución sectorizado en baja tensión. Se determina a partir de la indexación del valor base CDBTo (Index (CDBTo)), de la sectorización y de la reasignación del costo fijo correspondiente. Se expresa en $/kw/mes. FSTCD : Factor de asignación de valores agregados de distribución sectorizados. Se expresa por FVAD comuna y en valor propio. : Factor de corrección por reasignación de costos fijos asociado a cliente con medidor de energía. Se expresa por empresa y en valor propio. CDATo : Costo de distribución base en alta tensión. Se expresa en $/kw/mes y se establece como valor base de las fórmulas de indexación. Se determina como CDATo = VADAT. AVDA. LIBERTADOR BERNARDO O HIGGINS 1449-PISO13, DOWNTOWN II-SANTIAGO-CHILE-FONO (56-2) FAX (56-2) Página 1517 CDBTo : Costo de distribución base en baja tensión. Se expresa en $/kw/mes y se establece como valor base de las fórmulas de indexación. Se determina como CDBTo = VADAT x PMPBT + VADBT. VADAT : Valor agregado de distribución ponderado de alta tensión. Se expresa en $/kw/mes. PMPBT : Factor de expansión de pérdidas de potencia ponderado en baja tensión en horas de máxima utilización del sistema de distribución. VADBT : Valor agregado de distribución ponderado de baja tensión. Se expresa en $/kw/mes. Los valores de estas variables son los siguientes: ÁREA VADAT VADBT CDATo CDBTo PMPBT TÍPICA $/kw/mes $/kw/mes $/KW/mes $/KW/mes , ,00 1, , , , ,39 1, , , , ,61 1, , , , ,74 1, , , , ,94 1, , , , ,60 1, , , Factores de asignación de costos sectorizados Como se indicó en el punto 2 de este Capítulo, los niveles tarifarios dados por las áreas típicas a las cuales fueron asignadas las empresas concesionarias, han sido sectorizados, conforme los Artículos 185º de la Ley y 295º del Decreto Nº 327, de modo de reconocer la diversidad de costos unitarios al interior de la zona de concesión. Como criterio de sectorización se utilizó el criterio de segmentación comunal establecido en las tarifas vigentes. Para reconocer la diferenciación de costos se mantuvo la desviación relativa considerada en la fijación del año 2004, la que correlaciona los costos unitarios comunales con indicadores que dan cuenta de la densidad de carga en cada zona. De esta forma, y manteniendo el nivel tarifario general dado por el área típica correspondiente al presente proceso de fijación tarifaria, se sectorizó a nivel comunal los costos de distribución y costos fijos, valores que se muestran en Anexo Nº3. Los factores de asignación de costos sectorizados FSTCF y FSTCD corresponden a coeficientes adimensionales que multiplican a los cargos fijos y costos de distribución respectivamente. 9.7 Factores de reasignación de cargos fijos Conforme lo señalado, se definen y determinan los factores de reasignación de cargos fijos FCFE y FVAD, de modo tal que el cargo fijo sectorizado para cliente con medidor de energía, no experimente alzas respecto a los valores vigentes por empresa tomando como referencia los valores vigentes al 31 de diciembre de Los factores de reasignación a utilizar son los que se detallan en la siguiente tabla: AVDA. LIBERTADOR BERNARDO O HIGGINS 1449-PISO13, DOWNTOWN II-SANTIAGO-CHILE-FONO (56-2) FAX (56-2) Página 1618 EMPRESA FCFE FVAD EMPRESA FCFE FVAD EMPRESA FCFE FVAD EMELARI 1,0000 1,0000 EEPA 0,9742 1,0049 CEC 0,8772 1,0099 ELIQSA 0,8772 1,0158 LUZ ANDES 0,8772 1,0057 EMETAL 0,8159 1,0199 ELECDA 0,9742 1,0039 EMELECTRIC 1,0000 1,0000 LUZLINARES 0,8159 1,0232 EMELAT 0,9742 1,0041 CGED 0,9742 1,0045 LUZPARRAL 0,9657 1,0049 CONAFE A 1,0000 1,0000 COOPERSOL 0,7806 1,0510 COPELEC 0,9657 1,0044 CHILQUINTA 1,0000 1,0000 COOPELAN 0,9657 1,0034 COELCHA 0,7806 1,0321 CONAFE B 0,9742 1,0033 FRONTEL 0,8159 1,0332 SOCOEPA 0,9657 1,0029 EMELCA 0,9657 1,0058 SAESA 0,9544 1,0065 COOPREL 0,9657 1,0024 LITORAL 0,9047 1,0164 EDELAYSEN 0,9352 1,0098 LUZ OSORNO 0,8159 1,0152 CHILECTRA 0,9126 1,0078 EDELMAG 1,0000 1,0000 CRELL 0,8159 1,0173 EEC 1,0000 1,0000 CODINER 0,7806 1,0219 ENELSA 1,0000 1,0000 TIL-TIL 0,9047 1,0176 EDECSA 0,9544 1, Horas de uso y factores de coincidencia Los parámetros horas de uso y factores de coincidencia que forman parte de las fórmulas presentadas en el punto 1 de este Capítulo, son los siguientes: NHUNB : Número de horas de uso para el cálculo de la potencia base coincidente con la punta del sistema. NHUDB : Número de horas de uso para el cálculo de la potencia base coincidente con la punta del sistema de distribución. NHUNI : Número de horas de uso para el cálculo de la potencia adicional de invierno coincidente NHUDI con la punta del sistema : Número de horas de uso para el cálculo de la potencia adicional de invierno coincidente con la punta del sistema de distribución. NHUDV : Número de horas de uso para el cálculo de la potencia base coincidente con la punta del sistema de distribución según la opción BT1b. FNPPB : Factor de coincidencia en baja tensión de las demandas presentes en la punta del sistema. FDPPB : Factor de coincidencia en baja tensión de las demandas presentes en la punta del sistema de distribución. FNDPB : Factor de coincidencia en baja tensión de las demandas parcialmente presentes en la punta del sistema. FDDPB : Factor de coincidencia en baja tensión de las demandas parcialmente presentes en la punta del sistema de distribución. FDFPB : Factor de coincidencia en baja tensión de las demandas consumidas fuera de las horas de punta. FNPPA : Factor de coincidencia en alta tensión de las demandas presentes en la punta del sistema. FDPPA : Factor de coincidencia en alta tensión de las demandas presentes en la punta del sistema de distribución. FNDPA : Factor de coincidencia en alta tensión de las demandas parcialmente presentes en la punta del sistema. FDDPA : Factor de coincidencia en alta tensión de las demandas parcialmente presentes en la punta del sistema de distribución. FDFPA : Factor de coincidencia en alta tensión de las demandas consumidas fuera de las horas de punta. AVDA. LIBERTADOR BERNARDO O HIGGINS 1449-PISO13, DOWNTOWN II-SANTIAGO-CHILE-FONO (56-2) FAX (56-2) Página 1719 Los valores de estos parámetros, para cada empresa son los siguientes: EMPRESA HORAS DE USO FACTORES DE COINCIDENCIA NOMBRE NHUDB NHUNB NHUDI NHUNI NHUDV FNDPB FDDPB FNPPB FDPPB FDFPB FNDPA FDDPA FNPPA FDPPA FDFPA EMELARI ,25 0,35 0,45 0,45 0,30 0,35 0,45 0,65 0,55 0,25 ELIQSA ,45 0,50 0,60 0,75 0,50 0,50 0,35 0,70 0,50 0,30 ELECDA ,55 0,65 0,75 0,95 0,60 0,60 0,50 0,80 0,50 0,40 EMELAT ,65 0,70 0,75 0,85 0,60 0,65 0,75 0,75 0,80 0,60 CONAFE A ,55 0,60 0,80 0,75 0,45 0,65 0,70 0,75 0,80 0,40 CHILQUINTA ,75 0,45 0,75 0,60 0,50 0,85 0,70 0,90 0,65 0,50 CONAFE B ,50 0,55 0,70 0,85 0,45 0,75 0,55 0,80 0,70 0,40 EMELCA ,35 0,40 0,85 0,40 0,30 0,40 0,35 0,75 0,35 0,25 LITORAL ,75 0,85 0,95 0,95 0,75 0,75 0,85 0,95 0,95 0,80 CHILECTRA ,35 0,65 0,75 0,70 0,40 0,45 0,45 0,75 0,75 0,35 EEC ,55 0,65 0,70 0,80 0,45 0,60 0,45 0,70 0,40 0,30 TIL-TIL ,55 0,40 0,95 0,80 0,45 0,50 0,45 0,85 0,60 0,35 EEPA ,55 0,70 0,85 0,80 0,60 0,60 0,50 0,75 0,80 0,45 LUZ ANDES ,50 0,50 0,75 0,70 0,40 0,75 0,40 0,90 0,45 0,30 EMELECTRIC ,50 0,80 0,80 0,95 0,50 0,65 0,70 0,90 0,80 0,50 CGED ,65 0,50 0,80 0,70 0,40 0,70 0,50 0,85 0,75 0,40 COOPERSOL ,30 0,40 0,50 0,55 0,35 0,40 0,50 0,75 0,65 0,30 COOPELAN ,45 0,55 0,75 0,85 0,60 0,45 0,50 0,75 0,65 0,30 FRONTEL ,55 0,45 0,80 0,55 0,30 0,65 0,55 0,75 0,65 0,30 SAESA ,55 0,60 0,80 0,80 0,45 0,70 0,60 0,85 0,80 0,35 EDELAYSEN ,65 0,40 0,70 0,60 0,35 0,65 0,35 0,80 0,40 0,25 EDELMAG ,45 0,55 0,60 0,65 0,45 0,50 0,45 0,70 0,55 0,25 CODINER ,45 0,50 0,70 0,75 0,60 0,45 0,30 0,70 0,40 0,15 EDECSA ,30 0,95 0,65 0,95 0,55 0,25 0,75 0,70 0,75 0,55 CEC ,40 0,55 0,60 0,85 0,40 0,55 0,80 0,80 0,80 0,55 EMETAL ,75 0,50 0,85 0,75 0,30 0,80 0,50 0,85 0,75 0,25 LUZLINARES ,70 0,60 0,85 0,85 0,55 0,80 0,65 0,90 0,90 0,40 LUZPARRAL ,70 0,60 0,95 0,85 0,55 0,70 0,65 0,90 0,90 0,50 COPELEC ,65 0,65 0,95 0,80 0,45 0,70 0,80 0,80 0,80 0,30 COELCHA ,50 0,50 0,70 0,70 0,40 0,40 0,40 0,80 0,45 0,30 SOCOEPA ,35 0,45 0,75 0,80 0,45 0,30 0,50 0,60 0,60 0,30 COOPREL ,35 0,55 0,70 0,85 0,45 0,40 0,75 0,60 0,90 0,55 LUZ OSORNO ,40 0,45 0,60 0,70 0,40 0,55 0,60 0,70 0,60 0,20 CRELL ,40 0,45 0,55 0,70 0,40 0,55 0,45 0,70 0,60 0,25 ENELSA ,40 0,85 0,55 0,85 0,55 0,35 0,90 0,70 0,90 0,55 AVDA. LIBERTADOR BERNARDO O HIGGINS 1449-PISO13, DOWNTOWN II-SANTIAGO-CHILE-FONO (56-2) FAX (56-2) Página 1820 9.9 Factores de modulación de costos subterráneos En orden a reconocer el mayor costo que significa el abastecimiento efectuado mediante instalaciones o redes subterráneas, se mantuvo lo señalado en el DS Nº276/2004 vigente en cuanto a distinguir un tipo de tarifa aplicable a clientes con este tipo de suministro. De esta forma, se conservaron las condiciones de tipificación o caracterización de clientes con suministro subterráneo establecidas en dicho Decreto, distinguiendo el tipo de alimentación aérea o subterránea que reciben en alta y/o baja tensión. La aplicación se definió para dos situaciones: Clientes con suministro subterráneo a la fecha de entrada en vigencia del Decreto (noviembre de 2008), abastecidos desde desarrollos subterráneos consolidados, y clientes abastecidos por instalaciones subterráneas asociadas a nuevos desarrollos, habilitadas con posterioridad al Decreto, producto de nuevos desarrollos inmobiliarios y/o de la imposición de disposiciones municipales. En el caso de las instalaciones subterráneas consolidadas, los factores se determinaron para las áreas típicas 1, 2 y 3, que son aquellas donde actualmente se registra este tipo de suministros. Particularmente para la empresa LUZ ANDES no se aplicaron los factores señalados, siendo estos iguales a uno (1,0000), debido a que la zona de concesión de la empresa está compuesta sólo por una comuna y la totalidad de sus consumos son abastecidos con redes subterráneas. Para los nuevos desarrollos los factores aplican sobre todas las áreas típicas. En base a lo anterior, los factores determinados que multiplican los FSTCD definidos son los siguientes: a) Factores para suministros actuales Casos Área Típica 1 Área Típica 2 Área Típica 3 Cliente AT alimentado en forma aérea 1,0000 1,0000 1,0000 Cliente AT alimentado en forma subterránea 1,7000 1,7000 1,7000 Cliente BT alimentado vía AT y BT aérea 1,0000 1,0000 1,0000 Cliente BT Caso 1 1,2197 1,2197 1,2197 Cliente BT Caso 2 1,2058 1,2058 1,2058 Cliente BT Caso 3 1,4255 1,4255 1,4255 b) Factores para clientes asociados a desarrollos subterráneos futuros Casos Área Típica 1 Área Típica 2 Área Típica 3 Área Típica 4 Área Típica 5 Área Típica 6 Cliente AT alimentado en forma subterránea 1,6561 1,6763 1,6510 1,6830 1,6830 1,6830 Cliente BT Caso 1 1,1790 1,1868 1,2519 1,2720 1,2306 1,3575 Cliente BT Caso 2 2,0317 2,0709 1,8575 1,9027 1,9935 1,7149 Cliente BT Caso 3 2,2267 2,2617 2,1284 2,1747 2,2241 2, Factor de invierno (FI) En la opción tarifaria BT1, el factor de invierno (FI) dependerá del Sistema Eléctrico en el cual se encuentre el cliente y su valor corresponderá al resultante del siguiente cálculo: 12 FI = Meses HP SE En que: AVDA. LIBERTADOR BERNARDO O HIGGINS 1449-PISO13, DOWNTOWN II-SANTIAGO-CHILE-FONO (56-2) FAX (56-2) Página 19 Mostrar más
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