FIJA FORMULAS TARIFARIAS PARA LAS EMPRESAS ELECTRICAS CONCESIONARIAS DE SERVICIO PUBLICO DE DISTRIBUCION QUE SEÑALA

Transcripción

1 DO TEXTO DCTO 572 PODER EJECUTIVO MINISTERIO DE ECONOMIA, FOMENTO Y RECONSTRUCCION SUBSECRETARIA DE ECONOMIA, FOMENTO Y RECONSTRUCCION FIJA FORMULAS TARIFARIAS PARA LAS EMPRESAS ELECTRICAS CONCESIONARIAS DE SERVICIO PUBLICO DE DISTRIBUCION QUE SEÑALA Núm Santiago, 27 de Octubre de Visto: Lo informado por la Comisión Nacional de Energía, en su oficio CNE (O) No. MEC/36, de fecha 21 de Octubre de 1992, y lo establecido en el DFL No. 1 de 1982, del Ministerio de Minería en la ley No Decreto: Artículo 1 : Fíjanse a continuación las fórmulas tarifarias aplicables a los suministros indicados en el No. 1 del artículo 90 del DFL No. 1, de 1982, de Minería, a las empresas eléctricas concesionarias de distribución que se indican. Estas fórmulas tarifarias entrarán en vigencia el tercer día hábil siguiente a la fecha de publicación del presente decreto. 1. EMPRESAS CONCESIONARIAS DE DISTRIBUCION - Empresa Eléctrica de Arica S.A. (EMELARI) - Empresa Eléctrica de Iquique S.A. (ELIQSA) - Empresa Eléctrica de Antofagasta S.A. (ELECDA) - Empresa Eléctrica de Atacama S.A. (EMELAT) - Empresa Eléctrica de Coquimbo S.A. (EMEC) - Compañía Chilena de Distribución Eléctrica Quinta Región S.A. (CHILECTRA V REGION) - Compañía Nacional de Fuerza Eléctrica S.A. (CONAFE) - Empresa Eléctrica Casablanca (CASABLANCA) - Compañía Eléctrica del Litoral S.A. (LITORAL). - Distribuidora CHILECTRA Metropolitana S.A. (CHILECTRA) - Compañía Eléctrica del Río Maipo S.A. (Río Maipo) - Empresa Eléctrica de Colina (Colina) - Empresa Eléctrica Municipal de Til-Til (TIL-TIL) - Empresa Eléctrica de Puente Alto (PUENTE ALTO) - Empresa Eléctrica Municipal de Las Condes (LAS CONDES) - Sociedad Eléctrica de Pirque S.A. (PIRQUE) - Sociedad Eléctrica de Melipilla, Colchagua y Maule S.A. (EMEL) - Compañía General de Electricidad Industrial S.A. (CGEI) - Empresa Eléctrica del Sur Limitada (Sur) - Empresa Eléctrica de La Frontera S.A. (FRONTEL) - Sociedad Austral de Electricidad S.A. (SAESA) - Sociedad Eléctrica de Aysén S.A. (EDELAYSEN) - Empresa Eléctrica de Magallanes S.A. (EDELMAG) - Cooperativa Eléctrica de Los Angeles (LOS ANGELES) - Cooperativa Eléctrica de Temuco (TEMUCO) - Cooperativa Eléctrica de Limarí (LIMARI) - Cooperativa Eléctrica de Talca (TALCA) - Cooperativa Eléctrica de Río Bueno (RIO BUENO) - Cooperativa Eléctrica de Linares (LINARES) - Cooperativa Eléctrica de Paillaco (PAILLACO) 2. SECTORIZACION DE LAS EMPRESAS Los sectores correspondientes a las empresas que se señalan, comprenden las concesiones de servicio público de distribución ubicadas en las áreas territoriales qua indican: ELECDA : EMEC : Sector 3 Sector 4 Zona de concesión, excepto comuna de Taltal Comuna de Taltal IV Región, excepto provincias de Limarí y Choapa Provincia de Limarí Provincia de Choapa V Región CHILECTRA V REGION : Sector 3 Comunas de Valparaíso y Viña de Mar Provincias de Valparaíso, excepto comunas de Valparaíso, Viña del Mar, Casablanca y Quintero. Provincia de Quillota

2 Sector 4 Provincias de Los Andes y San Felipe Sector 5 Provincia de San Antonio Sector 6 Comuna de Casablanca Sector 7 Comuna de Quintero CONAFE : CHILECTRA : EMEL : CGEI : FRONTEL : Sector 3 Sector 4 Sector 3 Sector 4 Sector 5 Sector 6 Sector 3 V Región VII Región Zona de Concesión, excepto provincia de Chacabuco Provincia de Chacabuco Comuna de Melipilla, Curacaví, Talagante Región Metropolitana, excepto comunas de Melipilla, Curacaví y Talagante VI y VII Región VIII Región Región Metropolitana y VI Región VII Región VIII Región, excepto comunas de Concepción y Talcahuano Comuna de Concepción y Talcahuano IX Región, excepto comunas de Villarrica y Pucón Comunas de Villarrica y Pucón VIII Región IX Región Comunas de Temuco y Los Angeles SAESA : Comunas de Gorbea, Loncoche, Villarrica, Lanco y Panguipulli Provincia de Valdivia Sector 3 Provincias de Osorno y Llanquihue Sector 4 Provincia de Chiloé 3. OPCIONES TARIFARIAS Los clientes podrán elegir libremente cualquiera de las opciones de tarifas que se describen más adelante con las limitaciones establecidas en cada caso y dentro del nivel de tensión que les corresponde. Las empresas concesionarias de servicio público de distribución, en adelante las Empresas, estarán obligadas a aceptar la opción que los clientes elijan. Salvo acuerdo con las empresas distribuidoras, la opción tomada por los clientes regirá por un plazo mínimo de un año. 4. DEFINICION DE CLIENTES EN ALTA Y BAJA TENSION Son clientes en alta tensión aquellos que están conectados con su empalme a redes cuyo voltaje es superior a 400 volts. Son clientes en baja tensión aquellos que están conectados con su empalme a redes cuyo voltaje es inferior a 400 volts. Aquellos clientes cuyos suministros se efectúen en voltajes de 44 o 66 KV tendrán una rebaja de las tarifas aplicables en alta tensión igual a 7%. Aquellos cuyo voltaje de suministro sea 110 KV tendrán una rebaja de las tarifas aplicables en alta tensión de 9%. Los consumos correspondientes a clientes de alta tensión podrán ser medidos tanto en alta como en baja tensión. En este último caso, se considerará un recargo por pérdida de transformación equivalente a un 3,5%, tanto en los cargos de energía como de potencia. 5. RECARGOS POR DISTANCIA Las Empresas podrán aplicar un recargo por distancia a sus clientes en alta y baja tensión en las condiciones que se establecen a continuación. - Los consumos cuyo punto de suministro se encuentre a una distancia inferior a 20 Km de una subestación de bajada a niveles de tensión de 23 Kv o menos, pero más de 400 volts, no estarán afectos a recargos. La distancia se considerará a lo largo de las líneas de distribución.

3 - Los consumos cuyo punto de suministro se encuentre a una distancia superior o igual a 20 Km. de una subestación como la definida anteriormente, estarán afectos a un recargo por cada Km de distancia por sobre el límite indicado, a lo largo de las líneas de distribución. Este recargo será de 0,5% por Km. para los suministros en alta tensión, y de 0,25% por Km para los suministros en baja tensión. Para los efectos de aplicar este recargo, las subestaciones se considerarán una vez transcurridos dos años desde la fecha de puesta en servicio. En aquellos sistemas eléctricos en los cuales no hubieren subestaciones de bajada a tensiones de 23 KV o menos, pero más de 400 volts, la distancia para la aplicación de este recargo se medirá a partir del patio de la central generadora más próxima al punto de suministro. 6. RECARGOS POR FACTOR DE POTENCIA MEDIA MENSUAL La facturación por consumos efectuados en instalaciones cuyo factor de potencia medio sea inferior a 0,85 se recargará en 1% por cada 0,01 en que dicho factor baje de 0,85. Cuando no haya medidores permanentemente instalados que permitan determinar el factor de potencia, la Empresa lo determinará. 7. OPCIONES TARIFARIAS PARA CLIENTES CONECTADOS EN BAJA TENSION 7.1 Tarifa BT1 para clientes con medidor simple de energía (Opción de tarifa simple) Se considerarán los casos siguientes: Caso a: aplicable a los clientes abastecidos por empresas cuya demanda máxima anual se produce en meses en que se han definido horas de punta. Caso b: aplicable a los clientes abastecidos por empresas cuya demanda máxima anual se produce en meses en que se han definido horas de punta Caso a La tarifa comprenderá los siguientes cargos que se sumarán en la factura o boleta, cuando corresponda: b) Cargo por energía base c) Cargo por energía adicional de invierno El cargo fijo mensual es independiente del consumo, y se efectuará incluso si éste es nulo. El cargo por energía base se obtendrá multiplicando los kwh del consumo base por su precio unitario. El cargo por energía adicional de invierno se aplicará en cada mes del período 01 de Mayo - 30 de Septiembre, en que el consumo del cliente exceda 250 kwh/mes, a cada kwh consumido al mes en exceso del límite de invierno del cliente. El límite de invierno de cada cliente será igual al mayor valor que resulte de comparar: 200 kwh, con un séptimo de la totalidad de la energía consumida en el período 1 de Octubre -30 de Abril inmediatamente anterior, incrementada en 20%. Para aquellos clientes que se hubieren incorporado como tales después del 01 de Octubre, se les considerará para el cálculo del límite de invierno un consumo de 250 kwh/mes entre el 01 de Octubre y la fecha de energización del medidor. El cargo por energía adicional de invierno no se aplicará en el caso de las empresas abastecidas desde el Sistema Interconectado del Norte Grande; facturándose la totalidad de la energía consumida al precio unitario de la energía base. En la E.E.M. Las Condes, no regirá el límite de 250 kwh/mes para la aplicación del cargo por energía adicional de invierno y el límite de invierno se calculará como un séptimo de la totalidad de la energía consumida en el período 01 de Octubre - 30 de Abril inmediatamente anterior, incrementada en 20%. Regirá no obstante la disposición relativa a los clientes que se incorporen después del 01 de Octubre Caso b La tarifa comprenderá los siguientes cargos que se sumarán en la factura o boleta, cuando corresponda: b) Cargo fijo por energía c) Cargo por potencia base d) Cargo por potencia de invierno El cargo fijo mensual se facturará independientemente del consumo, incluso si éste es nulo. El cargo por energía se aplicará en todos los meses del año y se obtendrá multiplicando los kwh de consumo por su precio unitario.

4 El cargo por potencia base se aplicará en todos los meses del año, incluso si el consumo del mes respectivo es nulo, y se obtendrá multiplicando el mayor de los consumos de energía de los meses de enero y febrero inmediatamente anteriores por su precio unitario. El cargo por potencia de invierno se aplicará sólo en los meses de invierno (Mayo a Septiembre inclusive), y será igual al producto del consumo del mes de invierno respectivo por el precio unitario de potencia de invierno Limitaciones para optar a la presente tarifa Sólo podrán optar a esta tarifa los clientes alimentados en baja tensión cuya potencia conectada sea inferior a 10 kw y aquellos clientes que instalen un limitador de potencia para cumplir esta condición. 7.2 Tarifa BT2 para clientes con medidor simple de energía y potencia contratada (Opción de tarifa con potencia contratada). La tarifa comprenderá los siguientes cargos que se sumarán en la factura o boleta: b) Cargo por potencia contratada c) Cargo por energía Condiciones de aplicación - El cargo por energía se obtendrá multiplicando los kwh de consumo por su precio unitario. - Contratación de potencia Los clientes que decidan optar por la presente tarifa podrán contratar libremente una potencia máxima con la respectiva distribuidora, la que se regirá por un plazo mínimo de un año. Durante dicho período los consumidores no podrán disminuir ni aumentar su potencia contratada sin el acuerdo de la distribuidora. Al término de la vigencia anual de la potencia contratada los clientes podrán contratar una nueva potencia.. Los consumidores podrán utilizar la potencia contratada sin restricciones en cualquier momento durante el período de la vigencia de dicha potencia contratada. - Precios a aplicar para la potencia contratada. La presente tarifa será aplicada con variantes, en lo que se refiere al cargo por potencia, según el grado de utilización de la potencia en horas de punta, de acuerdo al siguiente criterio: a) Cuando la potencia contratada está siendo usada manifiestamente durante las horas de punta del sistema eléctrico, independientemente de si dicha potencia es o no utilizada en el resto de las horas del año, el consumo será calificado como "presente en punta" y se le aplicará el precio unitario correspondiente. Se entenderá que la potencia contratada está siendo usada manifiestamente durante las horas de punta, cuando el cuociente entre la demanda media del cliente en horas de punta y su potencia contratada es mayor o igual a 0,5; por demanda media en horas de punta se entenderá el consumo de energía durante dichas horas dividido por el número de horas de punta. b) Cuando la potencia contratada está siendo usada parcialmente durante las horas de punta del sistema eléctrico, independientemente de si dicha potencia es o no utilizada en el resto de las horas del año, el consumo será calificado como "parcialmente presente en punta", y se le aplicará el precio unitario correspondiente. Se entenderá que la potencia está siendo usada parcialmente durante las horas de punta, cuando el cuociente entre la demanda media del cliente en dichas horas su potencia contratada es inferior a 0,5. No obstante lo anterior, si en períodos de 60 minutos consecutivos en las horas de punta, el cuociente entre la potencia media utilizada por el cliente y su potencia contratada supera 0,85, y este hecho se produce frecuentemente, el consumo será clasificado como "presente en punta". Se entenderá como frecuente la ocurrencia del suceso durante por lo menos 5 días hábiles del mes. La empresa calificará al consumo del cliente como "presente en punta" o bien como "parcialmente presente en punta". Cuando la empresa distribuidora califique al consumo del cliente como "presente en punta" deberá informarle por escrito las razones que tuvo para ello. No obstante, el cliente podrá reclamar ante la Superintendencia de Electricidad y Combustible, en adelante la Superintendencia, aportando antecedentes y medidas de consumo en horas de punta efectuadas conjuntamente con distribuidora durante al menos 30 días seguidos del período de punta; el costo de estas medidas será de cargo del cliente. La Superintendencia oyendo a las partes, resolver fundadamente sobre la materia. En caso que la resolución sea favorable al cliente, la empresa no podrá recalificar el consumo de éste, salvo autorización expresa de la Superintendencia, una vez aportados los antecedentes que respalden dicha recalificación.

5 - Facturación mínima mensual El cargo fijo mensual y cargo por potencia contratada se facturará mensualmente, incluso si el consumo de energía es nulo. - Determinación de la potencia contratada La potencia contratada se establecerá mediante la medición de la demanda máxima con instrumentos apropiados a juicio de la distribuidora y cuando ésta lo estime conveniente. Cuando la demanda máxima no se mida, se determinará como sigue: A la potencia conectada en el alumbrado se sumará la demanda del resto de la carga conectada, estimada de acuerdo con la siguiente tabla: Número de motores o Demanda máxima estimada artefactos conectados en % de la carga conectada o más 60 Cada aparato de calefacción se considerará como monto para los efectos de aplicar esta tabla. Los valores de la demanda máxima que resulten de aplicar esta tabla deberán modificarse, si es necesario, en forma que la demanda máxima estimada no sea en ningún caso menor que la potencia del motor o artefacto más grande, o que el 90% de la potencia sumada de los dos motores o artefactos más grandes, o que el 80% de la potencia sumada de los tres motores o artefactos más grandes. Se entenderá como carga conectada en motores y artefactos la potencia nominal de la placa. Alternativamente, el cliente podrá solicitar una potencia contratada distinta de la determinada mediante el procedimiento anterior. En este caso, la distribuidora podrá exigir la instalación de un limitador, especificado por ella misma, el que será de cargo del cliente. La potencia contratada que solicite el cliente deberá ceñirse a las capacidades de limitadores disponibles en el mercado. 7.3 Tarifa BT3 para clientes con medidor simple de energía y demanda máxima leída (Opción de tarifa con demanda máxima leída). - La tarifa comprenderá los siguientes cargos que se sumarán en la factura o boleta: b) Cargo por demanda máxima c) Cargo por energía Condiciones de aplicación - El cargo fijo mensual es independiente del consumo y se facturará incluso si éste es nulo. - El cargo por energía se obtendrá multiplicando los kwh de consumo por su precio unitario. - Determinación de la demanda máxima Se entenderá por demanda máxima leída de un mes, el más alto valor de las demandas integradas en períodos sucesivos de 15 min. Se facturará como demanda máxima del mes, la más alta que resulte de comparar la demanda máxima leída del mes con el promedio de las dos más altas demandas registradas en aquellos meses que contengan horas de punta, dentro de los últimos 12 meses, incluído el mes que se factura. - Precios a aplicar para la demanda máxima El precio unitario a aplicar para el cargo por demanda máxima será igual al establecido para el cargo por potencia contratada de la tarifa BT2. La presente tarifa será aplicada con variante, en lo que se refiere al cargo por demanda máxima, de acuerdo con el mismo criterio establecido para la tarifa BT2, considerándose para su aplicación la demanda máxima leída en vez de la potencia contratada. Facturación mínima mensual del cargo por demanda máxima. La facturación mínima mensual de este cargo corresponderá al mayor de los dos valores siguientes: - Cargo por demanda máxima determinado de acuerdo al procedimiento indicado anteriormente. - 40% del mayor de los cargos por demanda máxima registrado en los últimos 12 meses.

6 7.4 Tarifa BT4 (Opción de tarifa horaria) Esta tarifa considera precios diferenciados para los suministros de electricidad según si éstos se efectúan en horas de punta del sistema eléctrico o bien fuera de dicho período. Los cargos al cliente adquieren formas de facturación diferentes según las siguientes modalidades de medición: BT4.1 Medición de la energía mensual consumida, y contratación de la demanda máxima de potencia en horas de punta y de la demanda máxima de potencia. BT4.2 Medición de la energía mensual consumida y de la demanda máxima de potencia en horas de punta, y contratación de la demanda máxima de potencia. BT4.3 Medición de la energía mensual total consumida, de la demanda máxima de potencia en horas de punta y de la demanda máxima suministrada Tarifa BT4.1 Esta tarifa comprende los siguientes cargos que se sumarán en la factura o boleta: b) Cargo por energía c) Cargo mensual por demanda máxima contratada en horas de punta. d) Cargo mensual por demanda máxima contratada Tarifa BT4.2 Esta tarifa comprende los siguientes cargos que se sumarán en la factura o boleta: b) Cargo por energía c) Cargo mensual por demanda máxima leída de potencia en horas de punta. d) Cargo mensual por demanda máxima contratada Tarifa BT4.3 Esta tarifa comprende los siguientes cargos que se sumarán en la factura o boleta: b) Cargo por energía c) Cargo mensual por demanda máxima leída de potencia en horas de punta. d) Cargo mensual por demanda máxima de potencia suministrada Condiciones de aplicación para las tarifas horarias. El cargo por energía se obtendrá multiplicando los kwh de consumo por precio unitario. El cargo fijo mensual es independiente del consumo, y se facturará incluso si éste es nulo. Los cargos por demanda máxima contratada en horas de punta y por demanda máxima contratada de la tarifa BT4.1, así como el cargo por demanda máxima contratada de la tarifa BT4.2 se facturarán incluso si el consumo de energía es nulo. Ellos se obtendrán multiplicando los kw de potencia por el precio unitario correspondiente. Los cargos mensuales por demanda máxima leída de potencia en horas de punta de las tarifas BT4.2 y BT4.3 se facturarán de la siguiente manera: - Durante los meses que contengan horas de punta, se aplicará a la demanda máxima en horas de punta efectivamente leída en cada mes el precio unitario correspondiente, excepto en las empresas abastecidas por el Sistema Interconectado del Norte Grande en que se aplicará al promedio de las dos demandas máximas leídas en las horas de punta de los últimos 12 meses, incluído el propio mes que se factura. - Durante los meses que no contengan horas de punta se aplicará al promedio de las dos mayores demandas máximas en horas de punta registradas durante los meses del período de punta inmediatamente anteriores, el precio unitario correspondiente. El cargo mensual por demanda de potencia suministrada de la tarifa BT4.3 se facturará aplicando al promedio de las dos más altas demandas máximas que se facture el precio unitario correspondiente. La contratación de demanda máxima de las tarifas BT4.1 y BT4.2 se regirá por el mismo procedimiento establecido para la tarifa BT2. El monto de la demanda máxima de potencia contratada en horas de punta, de la tarifa BT4.1, será el que solicite el usuario ciñéndose a las capacidades de limitadores de potencia disponibles en el mercado. La empresa podrá exigir

7 que el cliente instale un reloj control que asegure que el monto de potencia contratada en horas de punta no sea sobrepasado en dicha horas. 7.5 Definición de horas de punta La definición de horas de punta para cada empresa o sector de distribución dependerá del sistema eléctrico del cual sean abastecidos. Para las empresas distribuidoras o sectores de distribución abastecidas desde el Sistema Interconectado Central, se entenderá por horas de punta el período comprendido entre las 18 y 23 horas de cada día de los meses de invierno (Mayo a Septiembre inclusives). Para las empresas distribuidoras o sectores de distribución abastecidas desde el Sistemas Interconectado del Norte Grande, se entenderá por horas de punta el período comprendido entre las 18 y 23 horas -mientras rija el horario oficial de invierno- y entre las 19 y 24 horas -mientras rija el horario de verano- de cada día de todos los meses del año. Para las empresas distribuidoras o sectores de distribución abastecidos desde los sistemas eléctricos de Aysén y Magallanes, se entenderá por horas de punta el período comprendido entre las 17 y 22 horas de cada día de los meses de invierno (Mayo a Septiembre inclusives). Sin embargo, a solicitud de cualquier empresa, el Ministerio de Economía podrá autorizar a que ésta adelante hasta en un máximo de una hora el inicio del período de 5 horas diarias de punta, o bien, para que atrase este inicio hasta en un máximo de una hora. En caso de ser acogida la solicitud, la empresa deberá publicar en un diario de circulación nacional el período de horas de punta que regirá, para su zona de concesión, con una anticipación mínima de 30 días antes de su aplicación. 7.6 Condiciones generales de aplicación de las tarifas en baja tensión. Cuando la facturación esté formada por fracciones de dos meses calendario, se debe estimar el consumo de energía del mes calendario en función de los avos correspondientes. Asimismo, para la determinación de la demanda máxima leída a facturar, se considerará como correspondiente a un mes calendario la demandad imputada en la factura que tenga un mayor número de días pertenecientes a dicho mes. Los montos de potencias contratadas en las diferentes tarifas como asimismo las opciones tarifarias elegidas por el cliente, regirán por 12 meses, y se entenderán renovados por un período similar, salvo aviso del cliente con al menos 30 días de anticipación al vencimiento de dicho período. No obstante, el cliente podrá disminuir dichos montos o bien cambiar de opción tarifaria, comprometiendo con la empresa el pago del remanente que tuviere por concepto de potencias contradas; de modo similar se procederá con las demandas máximas leídas de las diferentes opciones tarifarias. Todos los equipos de medida y otros dispositivos de control serán de cargo del cliente, o bien, provistos por éste. La Empresa podrá rechazar los equipos y dispositivos que a su juicio no cuenten con el grado de confiabilidad requeridos; en este caso, el cliente podrá apelar a la Superintendencia, quien resolverá oyendo a las partes. 8. OPCIONES TARIFARIAS PARA CLIENTES CONECTADOS EN ALTA TENSION En alta tensión regirán las tarifas AT2, AT3, AT4.1, AT4.2 y AT4.3, las que serán similares en estructura y condiciones de aplicación a las tarifas BT2, BT3, BT4.1, BT4.2 y BT4.3, respectivamente, difiriendo sólo en los precios unitarios correspondientes. 9. FORMULAS TARIFARIAS A continuación se indican las fórmulas para obtener los precios unitarios en las distintas opciones tarifarias. TARIFA BT1 a) Para empresas cuya demanda máxima anual se produce en invierno: - Cargo fijo mensual ($/cliente) : CFE - Cargo por energía ($/KWh) : PEBT x PEAT x PE + PPBT x PPAT x Pp x CDBT NHUNB NHUDB - Cargo por energía adicional de invierno ($/KWh): PEBT x PEAT x PE + 2,4 x PPBT x PPAT x Pp + 2,4 x CDBT NHUNI NHUDI b) Para empresas cuya demanda máxima anual se produce en verano: - Cargo fijo mensual ($/cliente) : CFE - Cargo por energía ($/KWh) : PEBT x PEAT x PE - Cargo por potencia base ($/KW) : (R - 1) PPBT x PPAT x PNP x CDBT NHUDB

8 - Cargo por potencia de invierno ($/KW) : 2,4 x PPBT x PPAT x PNPT NHUNI TARIFA BT2 - Cargo fijo mensual ($/cliente) : CFE - Cargo por energía ($/KWh) : PEBT x PEAT x PE - Cargo por potencia base ($/KW/mes) : a) Consumos parcialmente presentes en punta : FNDPB x PPBT x PPAT x Pp + FDDPB + CDBT b) Consumos presentes en punta : FNPPB x PPBT x PPAT x Pp + FDPPB x CDBT TARIFA BT3 - Cargo fijo mensual ($/cliente) : CFD - Cargo por energía ($/kwh) : PEBT x PEAT x PE - Cargo por potencia ($/KW/mes) : a) Consumos parcialmente presentes en punta : FNDPB x PPBT x PPAT x Pp + FDDPB x CDBT b) Consumos presentes en punta : FNPPB x PPBT x PPAT x Pp x FDPPB x CDBT TARIFA BT4.1 - Cargo fijo mensual ($/cliente) : CFE - Cargo por energía ($/KWh) : PEBT x PEAT x PE - Cargo mensual por potencia : FDFPB (CDBT PPBT x CDAT) contratada ($KW/mes) - Cargo mensual por demanda máxima : FNPPB x PPBT x PPAT x Pp + FDPPB x CDBT-FDFPB(CDBT- PPBTxCDAT) de potencia contratada en horas de punta de invierno ($/KW/mes) TARIFA BT4.2 - Cargo fijo Mensual ($/cliente) : CFD - Cargo por energía ($KWh) : PEBT x PEAT x PE - Cargo mensual por potencia : FDFPB (CDBT PPBT x CDAT) contratada ($KW/mes) - Cargo mensual por demanda máxima : FNPPB x PPBT x PPAT x Pp + FDPPB x CDBT-FDFPB(CDBT- PPBTxCDAT) de potencia leída en horas de punta de invierno ($KW/mes) TARIFA BT4.3 - Cargo fijo mensual ($/cliente) : CFH - Cargo por energía ($/KWh) : PEBT x PEAT x PE - Cargo mensual por demanda máxima : FDFPB (CDBT PPBT x CDAT) suministrada ($/KW/mes) - Cargo mensual por demanda máxima : FNPPBxPPBTxPPATxPp+FDPPBxCDBT-FDFPB(CDBT-PPBxCDBTxCDAT) de potencia leída en horas de punta de invierno ($/KW/mes) TARIFA AT2 - Cargo fijo mensual ($/cliente) : CFE - Cargo por energía ($/KWh) : PEAT x PE - Cargo por potencia ($/KW/mes) : a) Consumos parcialmente presentes en punta : FNDPA x PPAT x Pp + FDDPA x CDAT b) Consumos presentes en punta : FNPPA x PPA x Pp + FDPPA x CDAT TARIFA AT3 - Cargo fijo mensual ($/cliente) : CFD - Cargo por energía ($/KWh) : PEAT x PE - Cargo por potencia ($/KW/mes) : a) Consumos parcialmente presentes en punta : FNDPA x PPAT x Pp + FDDPA x CDAT b) Consumos presentes en punta : FNPPA x PPAT x Pp + FDPPA x CDAT TARIFA AT4.1 - Cargo fijo mensual ($/cliente) : CFE - Cargo por energía ($/KWh) : PEAT x PE

9 - Cargo mensual por potencia : FDFPA x CDAT contratada ($KW/mes) - Cargo mensual por demanda máxima : FNPPA x PPAT x Pp + FDPPA x CDAT FDFPA x CDAT de potencia contratada en horas de punta de invierno ($KW/mes) TARIFA AT4.2 - Cargo fijo mensual ($/cliente) : CFD - Cargo por energía ($/KWh) : PEAT x PE - Cargo mensual por potencia : FDFPA x CDAT contratada ($/KW/mes) - Cargo mensual por demanda máxima : FNPPA x PPAT x Pp + FDPPA x CDAT FDFPA x CDAT de potencia leída en horas de punta de invierno ($/KW/mes) TARIFA AT4.3 - Cargo fijo mensual ($/cliente) : CFH - Cargo por energía ($/KWh) : PEAT x PE - Cargo mensual por demanda máxima : FDFPA x CDAT suministrada ($/KW/mes) - Cargo mensual por demanda máxima : FNPPA x PPAT x Pp + FDPPA x CDAT - FDFPA x CDAT de potencia leída en horas de punta de invierno ($/KW/mes) En las fórmulas tarifarias anteriores: PE, Pp : Precios de nudo equivalentes de energía y potencia. Estos precios se determinan según lo establecido en el punto CFE, CFD, CFH : Cargos fijos diferenciados según tipo de medida. Estos valores se especifican en el punto 2. CDAT, CDBT : Costos de distribución en alta y baja tensión respectivamente. Estos costos se especifican para cada empresa y sector de distribución, así como los factores de coincidencia y horas de uso en el punto 2. FNDPB, FNPPB : Factores de coincidencia en baja tensión de las demandas parcialmente presentes en la punta del sistema. FDDPB, FDPPB : Factores de coincidencia en baja tensión de las demandas parcialmente presentes y presentes en la punta del sistema de distribución. FNDPA, FNPPA : Factores de coincidencia en alta tensión de las demandas parcialmente presentes y presentes en la unta del sistema. FDDPA,FDPPA : Factores de coincidencia en alta tensión de las demandas parcialmente presentes y 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. FDFPA : Factor de coincidencia en alta tensión de las demandas consumidas fuera de las horas de punta. NHUNB,NHUDB : Número de horas de uso para el cálculo de las potencias adicional de invierno coincidente con la punta del sistema y del sistema de distribución respectivamente. NHUNI,NHUDI : Número de horas de uso para el cálculo de las potencias adicional de invierno coincidente con la punta del sistema y del sistema de distribución respectivamente. 10. DETERMINACION DE LOS PARAMETROS 10.1 Precios de nudo equivalentes de energía Para cada concesionario y sector de distribución los precios de nudo equivalentes de energía y potencia se calcularán de la siguiente forma: PE = N1 x R1 x PNE1 + N2 x R2 x PNE2 + N3 x R3 x PNE = Sum (Ni x Ri x PNEi) Pp = N1 x (PNP1 + C1 * F) + N2 x (PNP2 + C2 * F) + N3 x (PNP3 + C3 * F) +... = Sum (Ni x (PNPi + Ci * F)) En que : 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 pérdida de energía en transporte desde la subestación troncal de generación - transporte i. Ci : Cargo adicional, en $/kw/mes, en el precio de la potencia de punta por concepto de inversión, operación, mantenimiento y pérdida de potencia en transporte desde la subestación troncal de generación-transporte i. PNEi : Precio de nudo de la energía, para la subestación troncal de generación - transporte i.

10 PNPi : Precio de nudo de la potencia de punta, para la vigente, en $/kw/mes/km. En consecuencia, F se modifica en función de la fijación de precios de nudo y cuando estos se indexan conforme al artículo 98 del DFL-1 del Ministerio de Minería. Como precios de nudo de energía y potencia de punta se adoptarán los precios fijados de acuerdo con el artículo 103 del DFL-1 de 1982, del Ministerio de Minería, definidos en las subestaciones troncales de generación-transporte correspondientes, en nivel de voltaje de alta tensión de distribución. Los valores PNEi y PNPi incluyen los costos de transformación de voltaje aplicables al punto de conexión con las instalaciones de distribución, independientemente del nivel de tensión de la transmisión. A continuación se indican, para cada concesionario de servicio público de distribución, los valores de los parámetros Ni, Ri, Ci 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. Concesionario S/E 1 N1 R1 Sector Troncal 0/1 0/1 EMELARI ARICA C1 S/E 2 Troncal N2 0/1 R2 0/1 C2 S/E 3 Troncal N3 0/1 R3 0/1 C3 S/E 4 Troncal N4 0/1 R4 0/1 C4 ELOISA P.ALMONTE ELECDA1 CRUCERO MEJILLONES ANTOFAGASTA ELECDA2 D.ALMAGRO EMELAT D.ALMAGRO CARDONES MAITENCILLO EMEC P.AZUCAR S.ISIDRO TIL TIL C.NAVIA CONAFE1 S.ISIDRO CONAFE2 ITAHUE ,0 PARRAL CHILECTRA VR S.ISIDRO CASABLANCA S.ISIDRO LITORAL S.ISIDRO COLINA C.NAVIA LAS CONDES C.NAVIA CHILECTRA M C.NAVIA A.JAHUEL RIO MAIPO C.NAVIA A.JAHUEL PUENTE ALTO A.JAHUEL CGEI 1.2 A.JAHUEL RANCAGUA S.FERNANDO ITAHUE CGEI3 CARRUA CGEI4 CONCEPCION CGEI 5.6 TEMUCO EMEL 1.2 C.NAVIA A.JAHUEL EMEL 3 S.FERNANDO ITAHUE PARRAL COLBUN EMEL 4 CONCEPCION CHARRUA COOP TALCA ITAHUE FRONTEL CONCEPCION CHARRUA TEMUCO COOP TEMUCO TEMUCO COOP RIO BUENO VALDIVIA COOP L.ANGELES CHARRUA COOP LIMARI P.AZUCAR COOP PAILLACO VALDIVIA COOP LINARES PARRAL SAESA TEMUCO VALDIVIA P.MONTT PUGUEÑ UN EDELAYSEN COYHAIQUE EDELMAG P.NATALES T.PUENTES PORVENIR En el cuadro anterior, los valores indicados para el nudo Puerto Elvira se entenderán aplicables al futuro nudo Pugueñún, una vez que éste se defina Costos de distribución y cargos fijos Los costos de distribución en alta y baja tensión, CDAT y CDBT respectivamente y los cargos fijos CFE, CFD y CFH, se calcularán de la siguiente forma: CDAT = (LB + M) ISS + (NB + P) IPMN + QB IPCu + RB D ISSo IPMNo IPCuo Do VALORES DE L,M,N,P,Q y R EMPRESAS L M N P Q R Area 1 79,27 364,76 531,08 134,91 55,49 126,83 Area 2 84,24 516,53 215,28 105,80 107,64 60,84 Area 2A 96,91 594,23 247,66 121,71 123,83 69,99 Area 3 387, ,90 701,99 119,77 572,77 184,73

11 CDBT = (SB + T) ISS + (UB + V) IPMN + WB IPCu + XB D ISSo IPMNo IPCuo Do VALORES DE S, T, U, V, W, X EMPRESAS S T U V W X Area 1 327, , ,57 380,66 459,00 262,29 Area 2 372, ,07 862,28 301,54 509,52 215,57 Area 2A 387, ,68 897,58 318,61 530,38 224,39 Area , , ,52 414, ,69 489,11 E.M. LAS CONDES 1462, , ,13 568, ,98 670,51 CFE.D.H.= J ISS + K IPMN ISSo IPMNo VALORES DE J y K EMPRESAS TIPO DE MEDIDA J K Area 1 1. Medidor energía CFE 2. Medidor demanda CFD 3. Medidor horario CFH 257,53 453,01 355,94 Area 2 1. Medidor energía CFE 2. Medidor demanda CFD 3. Medidor horario CFH 360,09 633,41 931,31 202,35 666,08 523,34 169,45 298,08 438,27 Area 3 1. Medidor energía CFE 2. Medidor demanda CFD 3. Medidor horario CFH 350,56 616,65 906,68 172,67 303,73 446,57 LAS CONDES UNICA : CFE=CFD=CFH 906,68 446,57 A contar de las fechas que se indican, los parámetros L,M,N,P,Q,R,S,T,U,V,W,X, deben ser multiplicados por los factores que se señalan; en las fechas que se indican: FECHA AREA 1 AREA 2 AREA ,995 0,990 0, ,990 0,980 0, ,985 0,970 0, ,980 0,961 0,961 A su vez,a contar de las fechas que se indican, los parámetros J y K deben ser multiplicados por los factores que se señalan: FECHA AREA 1 AREA 2 AREA ,986 0,973 0, ,971 0,948 0, ,958 0,923 0, ,944 0,899 0,912 En las fórmulas anteriores se tiene: D : Indice de productos importados calculado como D = Tc x (1 + Ta); y con : Tc : Valor referencial para el dólar de los Estados Unidos de Norteamérica determinado por el Banco Central de Chile "Dólar acuerdo" o el que lo reemplace. Ta : Tasa arancelaria vigente para la importación de equipos electromecánico. Se utilizarán los valores Tc y Ta vigentes el día 20 del mes anterior a aquél en que las tarifas resultantes serán aplicadas. IPCu : Indice de precio del cobre calculado como el promedio del precio medio mensual de los últimos 12 meses de la libra de cobre en la Bolsa de Metales de Londres; precio que calcula la Comisión Chilena del Cobre y que se publica mensualmente en el "Boletín del Banco Central". Para estos efectos se considerarán los 12 meses que terminan con el tercer mes anterior a aquél en que las tarifas resultantes serán aplicadas y se referirán a moneda nacional utilizando el valor de Tc indicado en el punto anterior. Do,IPCuo : Indice de productos importados y precios del cobre calculados de la forma establecida para el cálculo de D e IPCu respectivamente, suponiendo que las tarifas hubieran sido aplicadas en julio de Do = 428,89 IPCuo = 39521,58 ISS : Indice de remuneraciones publicado por el Instituto Nacional de Estadística (INE). IPMB : Indice de precios al por mayor, total productos nacionales, publicado por el INE. IPMN : Indice de precios al por mayor, total productos nacionales, publicado por el INE. ISSo,IPMNo : Indice de remuneraciones y de precios al por mayor, total de productos nacionales, de abril de 1992.

12 Area ISSo = 668,03 IPMNo = 98,47 : Area típica de distribución en la cual se ha clasificado cada empresa. El cuadro siguiente indica el valor de B y el área correspondiente a cada empresa: EMPRESA AREA B EMELARI 2 0,935 ELIQSA 2 0,935 ELECDA-1 2 0,962 ELECDA-2 2 0,972 EMELAT 2A 0,908 EMEC-1 y 4 2A 0,921 EMEC-2 y 3 3 0,921 CHILQUINTA 1-5 y 7 2 0,917 CHILQUINTA y 6 2A CONAFE-1 1 0,886 CONAFE-2 2A 0,886 CASABLANCA 2A 0,957 LITORAL 2A 0,874 CHILECTRA-1 1 0,893 CHILECTRA-2 2 0,893 RIO MAIPO 2A 0,902 COLINA 2 0,999 TIL TIL 2A 1,000 PUENTE ALTO 2 0,813 LAS CONDES 3 0,970 PIRQUE 3 1,000 EMEL-1 2A 0,940 EMEL-2-3 Y 4 3 0,940 COOPERATIVA LOS ANGELES 3 1,000 COOPERATIVA TEMUCO 3 1,000 COOPERATIVA LIMARI 3 1,000 COOPERATIVA TALCA 3 1,000 COOPERATIVA BIO BUENO 3 1,000 COOPERATIVA LINARES 3 1,000 COOPERATIVA PAILLACO 3 1,000 CGEI-1 2A 0,949 CGEI-2-3 y 5 2 0,949 CGEI CGEI-6 3 0,949 E.E. DEL SUR 2 0,886 FRONTEL 1 y 2 3 0,951 FRONTEL 3 2 0,951 SAESA-1-2 y 3 2A 0,934 SAESA-4 3 0,934 EDELAYSEN 3 1,000 EDELMAG 2A 0,860 Las empresas deberán aplicar los índices D, IPCu, ISS e IPMN en las condiciones establecidas en el artículo 114 del citado DFL N 1. El valor a adoptar para el ISS e IPMN corresponderá al del tercer mes anterior a aquél en que las tarifas resultantes serán aplicadas. Así por ejemplo, para determinar las tarifas del mes de noviembre, deben usarse los índices correspondientes a agosto inmediatamente anterior Número de horas de utilización y factores de expansión de pérdidas EMPRESA NHUNB NHUDB NHUNI NHUDI Litoral, Tiltil, Colina y Chilectra Chilectra R.M Otras empresas Area 1 y E.M. Las Condes Otras Empresas Area EMPRESA PPAT PEAT PPBT PEBT Area 1 excepto Chilectra-1, CGEI Area 2 excepto Litoral Rio Maipo, Pte Alto, CGEI-2 y CGEI

13 Area Litoral, Río Maipo, Pte Alto, CGEI-2 y Cgei Chilectra CGEI Factores de coincidencia FNDPB = 0,50 FDDPB = 0,50 FNPPB = 0,75 FDPPB = 0,75 FDFPB = 0,40 FNDPA = 0,60 FDDPA = 0,60 FNPPA = 0,85 FDPPA = 0,85 FDFPA = 0,40 Artículo segundo: A los suministros indicados en el punto 2 del artículo 90º del citado DFL N 1 se les aplicará la tarifa correspondiente a la empresa concesionaria de distribución más próxima al punto de suministro. Artículo tercero: Las personas concesionarias de distribución autorizadas para no variar sus tarifas, si al aplicar las fórmulas indicadas en el artículo primero de este Decreto con los índices que correspondan, el parámetro CDBT decrece en menos de 2% respecto del valor correspondiente a las tarifas que está aplicando la empresa. Las tarifas del presente decreto son netas y no incluyen el impuesto al valor agregado ni otros impuestos que sean de cargo de los clientes. Anótese, publíquese y tómese razón.- Por orden del Presidente de la República, Jorge Marshall Rivera, Ministro de Economía, Fomento y Reconstrucción. Lo que transcribo a Ud. para su conocimiento.- Saluda atentamente a Ud.- Raúl Pellicer Navarro, Subsecretario de Economía, Fomento y Reconstrucción (S).