ESTUDIO ANÁLISIS COSTOS DE EXPLOTACIÓN 2013 Preparado para la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC)

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1 ESTUDIO ANÁLISIS COSTOS DE EXPLOTACIÓN 2013 Preparado para la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC) Por Bonilla y Asociados Ltda. 28 de Agosto de 2014

2 2 Contenido Capítulo 1 Resumen Ejecutivo... 4 Capítulo 2 Introducción... 7 Capítulo 3 Revisión Completitud y Consistencia de la Información... 9 Revisión Compras de Energía y Potencia... 9 Revisión Remuneraciones del Personal Propio Revisión Transacciones con Terceros Revisión Otros Gastos Revisión Resumen Costos de Explotación Revisión Chequeo ficha F.E.C.U. o equivalente con gastos contables Solicitud de Información Capítulo 4 Análisis Longitudinal Resumen Análisis Comparativo Compras de Energía y Potencia Comparación Totales Monetarios Energía y Precios Nudo Análisis Comparativo Otros Costos Otros Costos por Naturaleza Otros Costos por Tipo de Gasto Otros Costos por Holding Capítulo 5 Revisión y Ajuste de Costos Revisión y Ajuste Compras de Electricidad Metodología de aplicación de los Criterios de Revisión Resultados Revisión Otros Costos de Explotación Ajuste Remuneraciones del Personal Propio Ajuste Servicios y Labores Contratados a s Relacionadas Ajuste Servicios y Labores Contratados a s No Relacionadas Otros Gastos Ajuste Exceso de Gasto por Actividades Análisis Gasto en Atención de Clientes Análisis Gasto en Servicio de Empalmes Incluido en Chequeo Ajuste por Exceso de Gasto en Actividades

3 3 Resultados Capítulo 6 Anexos

4 4 Capítulo 1 Resumen Ejecutivo Este Estudio tiene por objeto realizar un análisis crítico de la información entregada por las empresas distribuidoras de electricidad respecto al valor de los costos de compra de energía y potencia; y de los otros costos, los que consideran costos de administración, gestión comercial, operación y mantenimiento, correspondiente al año 2013, de modo que la Superintendencia pueda rechazar aquellos costos que considere innecesarios o la parte de ellos que estime excesiva. Con respecto a los Costos de Compra de Energía y Potencia, informados por las empresas concesionarias de distribución eléctrica para el año 2013, el análisis desarrollado consideró los siguientes criterios: Criterio 1: Revisión y ajuste de la aplicación de la corrección monetaria a los valores netos mensuales presentados. Criterio 2: Revisión y ajuste de los precios de compra de energía, potencia en horas de punta y potencia en horas fuera de punta, simulados al ingreso del sistema de distribución de la empresa. Criterio 3: Revisión y ajuste de las unidades físicas de compra de energía, potencia en horas de punta y potencia en horas fuera de punta, simulados al ingreso del sistema de distribución de la empresa En la Tabla 1 se incluyen los costos de Compra de Energía y Potencia, presentados y fijados producto de la aplicación de los criterios mencionados anteriormente. Tabla 1: Costos de Compra de Energía - Potencia Presentados y Fijados Nº Presentado Compras SD (MM$) Fijado (MM$) % Ajuste 1 EMELARI , ,71-12,72% 2 ELIQSA , ,82-12,14% 3 ELECDA , ,70-8,96% 4 EMELAT , ,48-3,59% 6 CHILQUINTA , ,25-1,31% 7 CONAFE , ,40 2,60% 8 EMELCA 809,47 887,19 9,60% 9 LITORAL 5.589, ,07-2,34% 10 CHILECTRA , ,96-3,80% 12 EEC 4.383, ,47-10,39% 13 TIL - TIL 900,97 679,30-24,60% 14 EEPA , ,44-4,30% 15 LUZ ANDES 659,51 631,65-4,22% 17 EMELECTRIC , ,32-4,40% 18 CGED , ,79-1,32% 21 COOPELAN 4.276, ,91 13,59% 22 FRONTEL , ,78-0,87% 23 SAESA , ,95-2,02% 24 EDELAYSEN , ,66-0,06% 25 EDELMAG , ,22-0,57% 26 CODINER 3.461, ,34-0,02% 28 EDECSA 3.196, ,76-2,23% 29 CEC 4.960, ,98 9,02% 30 EMETAL 7.098, ,83-5,33% 4

5 5 Nº Presentado Compras SD (MM$) Fijado (MM$) % Ajuste 31 LUZLINARES 6.878, ,71-4,25% 32 LUZPARRAL 5.162, ,60-6,39% 33 COPELEC 8.217, ,45-5,98% 34 COELCHA 3.174, ,59 1,46% 35 SOCOEPA 1.822, ,33-8,08% 36 COOPREL 2.386, ,29-14,80% 39 LUZ OSORNO 9.535, ,51-11,10% 40 CRELL 4.803, ,79 5,42% 42 ENELSA 2.517, ,39 0,91% Total , ,65-2,66% Con respecto a los Otros Costos, informados por las empresas concesionarias de distribución eléctrica para el año 2013, el análisis desarrollado consideró los siguientes criterios: Revisión costos y gastos en Remuneraciones, Servicios y Labores Contratados a s Relacionadas, Servicios y Labores Contratados a s No Relacionadas y Otros Gastos. Revisión Exceso de gastos en las actividades Distribución AT y BT, Atención de Clientes, y Servicio de Empalmes incluido en chequeo. En la Tabla 2 se incluyen los Otros Costos, presentados y fijados producto de la aplicación de los criterios mencionados anteriormente. Tabla 2: Otros Costos Presentados y Fijados N Nombre Presentado Otros Costos MM$ Fijado MM$ Total Rechazado % 1 EMELARI 3.521, ,02 13,62% 2 ELIQSA 5.669, ,52 9,21% 3 ELECDA 8.387, ,13 10,64% 4 EMELAT 5.116, ,12 4,70% 6 CHILQUINTA , ,28 4,21% 7 CONAFE , ,88 15,35% 8 EMELCA 251,26 244,36 2,75% 9 LITORAL 1.855, ,98 2,20% 10 CHILECTRA , ,71 24,37% 12 EEC 788,4 573,91 27,21% 13 TILTIL 228, ,47% 14 EEPA 3.722, ,42 4,48% 15 LUZANDES 296,57 161,38 45,58% 17 EMELECTRIC , ,83 2,15% 18 CGE , ,55 13,02% 21 COOPELAN 1.517, ,16 26,76% 22 FRONTEL , ,85 10,42% 23 SAESA , ,53 12,62% 24 EDELAYSEN 2.396, ,01 23,81% 25 EDELMAG 2.562, ,86 7,72% 26 CODINER 1.152, ,74 1,70% 28 EDECSA 545,11 284,44 47,82% 29 CEC 736,48 480,89 34,70% 30 EMETAL 741,77 725,1 2,25% 31 LUZLINARES 1.460, ,79 0,00% 32 LUZPARRAL 1.180, ,59 0,04% 33 COPELEC 4.328, ,85 26,53% 34 COELCHA 1.482, ,04 16,24% 5

6 6 N Nombre Presentado Otros Costos MM$ Fijado MM$ Total Rechazado % 35 SOCOEPA 1.105,35 705,11 36,21% 36 COOPREL 616,1 397,7 35,45% 39 LUZOSORNO 1.066,07 970,2 8,99% 40 CRELL 1.971, ,69 19,38% 42 ENELSA 623,56 566,26 9,19% Total , ,89 15,25% 6

7 7 Capítulo 2 Introducción Según lo establecido en el Artículo 185 del DFLN 4/ de 2007, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, le corresponde a la Superintendencia de Electricidad y Combustibles informar a la Comisión Nacional de Energía los Costos de Explotación de las empresas concesionarias de servicio público de distribución de energía eléctrica. Producto de las asimetrías de información existentes entre las empresas y la entidad fiscalizadora, y al incentivo por parte de las empresas a sobreestimar sus costos, nuestra propuesta toma especial relevancia en la transparencia del sistema, permitiéndole a la Superintendencia fundamentar el rechazo de aquellos costos presentados por las concesionarias de distribución que considere innecesarios o la parte de ellos que estime excesiva para prestar el servicio de distribución. La Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC), ha contratado a la empresa Claudio Bonilla y Compañía Limitada Asesorías e Inversiones, en adelante Bonilla y Asociados Ltda. (BAS) para desarrollar el Estudio de Costos de Explotación 2013 de las s Concesionarias de Distribución. El objetivo de este estudio es realizar un análisis crítico de la información entregada por las empresas concesionarias respecto del valor de la energía y potencia requerida para la actividad de distribución, calculado con los precios de nudo que rigen en el punto de conexión con las instalaciones de distribución, y de los costos de administración, gestión comercial, operación y mantenimiento, estableciendo fundada y sistemáticamente todas las recomendaciones que permitan a la Superintendencia de Electricidad y Combustibles, que parte de los costos presentados por las empresas pueden ser consideradas excesivas e innecesarias para el servicio público de distribución eléctrica. La primera parte del Estudio consistió en revisar la completitud y consistencia de la información entregada por las empresas distribuidoras en su ejercicio Esta etapa de estudio se desarrolló en tres semanas a partir del inicio de la consultoría, y como resultado se generaron requerimientos de información para las empresas distribuidoras a modo de completar y corregir la información. Con respecto a la información proporcionada, esta no sólo se presenta en forma incompleta, sino que con algunas incongruencias, que se han detectado y se han intentado corregir. En aquellos casos en que la información no se puede corregir, se ha solicitado la información a las empresas por medio de la SEC. En otros casos, para algunas incongruencias se decide no solicitar la información por no ser relevantes para el análisis. Como segunda parte del estudio, este informe presenta un análisis comparativo longitudinal de las Compras de Energía y los Otros Costos de las empresas distribuidoras de electricidad. 7

8 8 La tercera y última parte del estudio, consistió en determinar aquellos costos que deben ser ajustados por incluir costos que no se encuentran relacionados con la actividad de distribución o porque se consideran un exceso de gasto. Cada ajuste que se realiza disminuye el total de costos incluidos en chequeo de rentabilidad informado por cada empresa, en el mismo orden en que se presentan, de tal manera de no ajustar dos veces el mismo costo. Cada ajuste disminuirá el costo informado en cada actividad de distribución. 8

9 9 Capítulo 3 Revisión Completitud y Consistencia de la Información El Sistema de Cuentas SEC, solicita a las empresas distribuidoras presentar en marzo de cada año, el detalle de sus Costos de Explotación para el año anterior. El caso de este estudio comprende el ejercicio del año Sólo 33 de las empresas listadas hicieron entrega de la información, y por tanto el estudio es acerca de estas 33 empresas. Las empresas distribuidoras envían a la Superintendencia su información de Costos de Explotación mediante la entrega de los siguientes antecedentes que se detallan posteriormente: Compras de Electricidad, Remuneraciones del Personal Propio, Transacciones con Terceros, Otros Egresos Fuera de Explotación, Consistencia de Costos de Explotación con VNR, Otros Costos de Explotación y Resumen Costos de Explotación. El resumen de la revisión de la información se describe a continuación: Revisión Compras de Energía y Potencia Se revisó el detalle de los siguientes archivos: COMPRAS_REALES COMPRAS_SD PEAJES_REALES RESPALDO_COMPRAS_SD Completitud: En la Tabla 3 se incluye el detalle de las empresas que incluyeron información en las hojas Compras Reales, Autogeneración y Licitaciones, del archivo COMPRAS_REALES. Tabla 3: Información Entregada de Compras Reales Nº Nombre Compras Reales Autogeneración Licitaciones 1 EMELARI x x 2 ELIQSA x x 3 ELECDA x x 4 EMELAT x x 6 CHILQUINTA x x x 7 CONAFE x 8 EMELCA x x x 9 LITORAL x x 10 CHILECTRA x x 12 EEC x 13 TIL - TIL x 14 EEPA x x 15 LUZ ANDES x 17 EMELECTRIC x x 18 CGED x x 21 COOPELAN x 22 FRONTEL x x 23 SAESA x x 24 EDELAYSEN x 9

10 10 Nº Nombre Compras Reales Autogeneración Licitaciones 25 EDELMAG x 26 CODINER x x 28 EDECSA x x 29 CEC x x 30 EMETAL x x 31 LUZLINARES x x 32 LUZPARRAL x x 33 COPELEC x x 34 COELCHA x x 35 SOCOEPA x x 36 COOPREL x x 39 LUZ OSORNO x 40 CRELL x x 42 ENELSA x x Respecto de las empresas que no entregaron información en la hoja Licitaciones, en el archivo Modelo PNP Dic-13 DS 14, publicado en la web de la CNE, se incluye energía consumida el año 2013 bajo el régimen de licitaciones para las siguientes empresas: COOPELAN, en los procesos SAE 2006/01 y SAESA 2012/01 LUZ OSORNO, en los procesos SAE 2006/01 y SAESA 2012/01 Todas las empresas entregaron información en el archivo COMPRAS_SD. Las empresas Chilectra, EEC, Til Til, Luz Andes, Edelaysen, Edelmag y Coelcha no presentaron información de PEAJES_REALES. Todas las empresas entregaron información en el archivo RESPALDO_COMPRAS_SD. Como resultado de esta revisión, se solicitó información a completar por las empresas. Consistencia: Se revisó la consistencia de las unidades físicas y valorización, informada en los archivos COMPRAS_REALES y COMPRAS_SD para la totalidad de las empresas. Se revisó la consistencia de las unidades físicas informadas en los archivos RESUMEN_INGRESOS_EXP y COMPRAS_SD para la totalidad de la empresa. Se revisó la consistencia de información contenida en la hoja COMPRAS_SD del archivo COMPRAS_SD. Se chequea la consistencia del traspaso de las Compras de Energía en sus archivos COMPRAS_REALES, PEAJES_REALES, COMPRAS_SD y RESPALDO_COMPRAS_SD al archivo RESUMEN_COSTOS_EXP presentado por las empresas distribuidoras. 10

11 11 Revisión Remuneraciones del Personal Propio Se revisó el detalle de los siguientes archivos: REMUNERACIONES ORGANIGRAMA ESTRUCTURA_ORGANIZACIONAL Completitud: En la Tabla 4 se observa que todas las empresas entregaron la información correspondiente a Remuneraciones del Personal Propio. Tabla 4: Archivos Entregados Remuneraciones del Personal Propio Nº Nombre REMUNERACIONES ORGANIGRAMA ESTRUCTURA_ORGANIZACIONAL 1 EMELARI x x x 2 ELIQSA x x x 3 ELECDA x x x 4 EMELAT x x x 6 CHILQUINTA x x x 7 CONAFE x x x 8 EMELCA x x x 9 LITORAL x x x 10 CHILECTRA x x x 12 EEC x x x 13 TILTIL x x x 14 EEPA x x x 15 LUZANDES x x x 17 EMELECTRIC x x x 18 CGE x x x 21 COOPELAN x x x 22 FRONTEL x x x 23 SAESA x x x 24 EDELAYSEN x x x 25 EDELMAG x x x 26 CODINER x x x 28 EDECSA x x x 29 CEC x x x 30 EMETAL x x x 31 LUZLINARES x x x 32 LUZPARRAL x x x 33 COPELEC x x x 34 COELCHA x x x 35 SOCOEPA x x x 36 COOPREL x x x 39 LUZOSORNO x x x 40 CRELL x x x 42 ENELSA x x x Consistencia: Se revisó la información de cada trabajador, número de meses trabajados, área de trabajo y descripción del cargo, se chequeó que la información entregada en los tres archivos fuera consistente. 11

12 12 Se chequeo que la suma de los totales en cada hoja de la planilla de Remuneraciones fuera consistente entre sí y con la información final traspasada al archivo RESUMEN_COSTOS_EXP. Revisión Transacciones con Terceros Se revisó el detalle de los siguientes archivos: SERV_LAB_CONT_REL SERV_LAB_CONT_NO_REL DESCRIPCION_SERV_LAB_CONT_REL SERV_LAB_PRES_REL SERV_LAB_PRES_NO_REL DESCRIPCION_SERV_LAB_PRES_REL DESCRIPCIÓN_PLAN_DE_CUENTAS Completitud: En la Tabla 5 se observa que todas las empresas entregaron la información correspondiente a Transacciones con Terceros, con excepción de la empresa EEPA a quien se solicitó entregar el archivo correspondiente a la Descripción de los Servicios y Labores Contratados a empresas relacionadas. Nº Nombre Tabla 5: Archivos Entregados Transacciones con Terceros 1 SERV LAB CONT REL SERV LAB CONT NO REL DESCRIPCION SERV LAB CONT REL SERV LAB PRES REL SERV LAB PRES NO REL DESCRIPCION SERV LAB PRES REL DESCRIPCION PLAN DE CUENTAS 1 EMELARI x x x x x x x 2 ELIQSA x x x x x x x 3 ELECDA x x x x x x x 4 EMELAT x x x x x x x 6 CHILQUINTA x x x x x x x 7 CONAFE x x x x x x x 8 EMELCA x x NR x x NR x 9 LITORAL x x x x x x x 10 CHILECTRA x x x x x x x 12 EEC x x x x x NR x 13 TILTIL x x x x x x x 14 EEPA x x F x x NR x 15 LUZANDES x x x x x NR x 17 EMELECTRIC x x x x x x x 18 CGE x x x x x x x 21 COOPELAN x x x x x x x 22 FRONTEL x x x x x x x 23 SAESA x x x x x x x 24 EDELAYSEN x x x x x x x 1 NR: no requiere. F: no entregó el archivo. 12

13 13 Nº Nombre SERV LAB CONT REL SERV LAB CONT NO REL DESCRIPCION SERV LAB CONT REL SERV LAB PRES REL SERV LAB PRES NO REL DESCRIPCION SERV LAB PRES REL DESCRIPCION PLAN DE CUENTAS 25 EDELMAG x x x x x x x 26 CODINER x x x x x NR x 28 EDECSA x x x x x x x 29 CEC x x NR x x NR x 30 EMETAL x x x x x x x 31 LUZLINARES x x x x x x x 32 LUZPARRAL x x x x x x x 33 COPELEC x x x x x x x 34 COELCHA x x x x x NR x 35 SOCOEPA x x x x x NR x 36 COOPREL x x x x x x x 39 LUZOSORNO x x x x x x x 40 CRELL x x x x x NR x 42 ENELSA x x x x x x x Consistencia: Se revisó la información de cada cuenta contable, y se chequeó que la información entregada fuera consistente con la descripción para el caso de las transacciones con empresas relacionadas, además de encontrarse cada cuenta en el plan de cuentas de cada empresa. Se chequeo que la suma de los totales en cada hoja de las planillas fuera consistente entre sí y con la información final traspasada al archivo RESUMEN_COSTOS_EXP. Revisión Otros Gastos Se revisó el detalle de los siguientes archivos: OTROS_EGRESOS_FUERA_EXP DESCRIPCION_ OTROS_EGRESOS_FUERA_EXP CONSISTENCIA_CEXP_VNR Informe de Criterios empleados en la Información de Costos de Explotación OTROS_COSTOS_EXP Completitud: La revisión de los Otros Gastos considera la revisión de los Otros egresos fuera de la explotación, la consistencia de Costos de Explotación con VNR y los Otros Costos de Explotación. La Tabla 6 resume la completitud de la información entregada por las empresas distribuidoras: 13

14 14 Tabla 6: Archivos Entregados en Otros Gastos Nº Nombre OTROS EGRESOS FUERA EXP DESCRIPCION OTROS EGRESOS FUERA EXP CONSISTENCIA CEXP VNR Informe de criterios OTROS COSTOS EXP 1 EMELARI x x x x x 2 ELIQSA x x x x x 3 ELECDA x x x x x 4 EMELAT x x x x x 6 CHILQUINTA x x x x x 7 CONAFE x x x x x 8 EMELCA x x x x x 9 LITORAL NR x x x x 10 CHILECTRA x x x x x 12 EEC x x x x x 13 TILTIL x x x x x 14 EEPA NR x x x x 15 LUZANDES x x x x x 17 EMELECTRIC x x x x x 18 CGE x x x x x 21 COOPELAN x x x x x 22 FRONTEL x x x x x 23 SAESA x x x x x 24 EDELAYSEN x x x x x 25 EDELMAG x x x x x 26 CODINER x x x x x 28 EDECSA NR x x x x 29 CEC x x x x x 30 EMETAL x x x x x 31 LUZLINARES NR x x x x 32 LUZPARRAL NR x x x x 33 COPELEC x x x x x 34 COELCHA x x x x x 35 SOCOEPA NR x x x x 36 COOPREL x x x x x 39 LUZOSORNO x x x x x 40 CRELL x x x x x 42 ENELSA x x x x x Consistencia: En los Otros Egresos fuera de la Explotación: se revisó la información de cada transacción, y se chequeó que la información entregada fuera consistente con la descripción. En la Consistencia de Costos de Explotación con VNR: se revisó la información de cada planilla, y se chequeó que la información entregada fuera consistente entre si y que la información se encontrara respaldada en el Informe de criterios empleados. Se chequeo en cada caso, la manera en que la empresa ajustó y si lo hizo en forma correcta. En los Otros Costos de Explotación: Se revisó la información de cada cuenta contable y se chequeó que la información entregada fuera consistente con el Plan de Cuentas entregado por la empresa. 14

15 15 Se chequeo que la suma de los totales en cada hoja de las planillas fuera consistente entre sí y con la información final traspasada a la hoja Otros Gastos del archivo RESUMEN_COSTOS_EXP. Revisión Resumen Costos de Explotación Se revisó el detalle del siguiente archivo: RESUMEN_COSTOS_EXP Completitud: Todas las empresas presentan el Resumen de Costos de Explotación. Consistencia: Se revisó la información entregada en el Resumen y que fuera consistente con la información entregada en las planillas anteriores. Se chequeo que la suma de los totales en cada hoja de las hojas fuera consistente entre sí y que la explicación de la variación del año anterior se encontrara en todos aquellos casos en que es necesaria. Revisión Chequeo ficha F.E.C.U. o equivalente con gastos contables Se revisó el detalle de los siguientes archivos: RESUMEN_COSTOS_EXP Ficha FECU Cuadratura IFRS Estados Financieros Auditados Completitud: Las empresas dependiendo del tipo de Estado de Resultados presentado, presentaron dos o más archivos de los anteriores. Consistencia: Se revisó la Cuadratura de cada empresa según el formato en que lo presenta. En particular se realizó el chequeo de que los Costos Operacionales contables informados fueran la suma total de los Costos de Explotación Informados. En PCGA corresponde a la suma de Costos de Explotación, Gastos de Administración y Ventas, y Egresos Fuera de la Explotación, menos la Depreciación. En IFRS por Función corresponde a la suma de Costo de Ventas y Gastos de Administración, menos Depreciación; en algunos casos la Cuadratura también incluye Otros Gastos Varios de Operación. En IFRS por Naturaleza, corresponde a la suma de Materias Primas y consumibles utilizados, Gastos por beneficios a empleados y Otros gastos, por naturaleza, menos Gasto por depreciación y amortización; en algunos casos la Cuadratura también incluye Otros trabajos realizados por la entidad y capitalizados, Reversión de pérdidas por deterioro de valor reconocidas en el resultado del período y Otras ganancias (pérdidas). Solicitud de Información En todos aquellos casos en que la información se pudiera corregir con información proporcionada en otro archivo de la empresa, se corrigió la información registrando todos los cambios. Sin embargo, en aquellos casos en que la empresa no entregó algún archivo o la información entregada es inconsistente entre sí, se solicitó a la empresa corregir la información. Sólo se solicitó 15

16 16 la información relevante para el análisis. La Solicitud de Información se realizó en requerimientos por medio de la SEC a las empresas. 16

17 17 Capítulo 4 Análisis Longitudinal Resumen A continuación un resumen de los Costos de Explotación incluidos en el chequeo de rentabilidad comparados con ejercicios anteriores. Análisis Comparativo Compras de Energía y Potencia La revisión en este punto considera la comparación de lo presentado el año 2013 en el archivo Compras SD, en los siguientes ítems: Totales monetarios presentados y fijados durante los años 2012 y Energía total informada y precios medios a nivel de ingreso a distribución resultantes. A continuación, se muestran los resultados obtenidos en cada uno de los puntos anteriores. Comparación Totales Monetarios En la Tabla 7 se incluye la comparación del monto total presentado 2013 respecto de los valores históricos presentados y fijados. A nivel total se registra una reducción del 0,67% respecto del valor presentado el año 2012, no obstante se registra una gran dispersión en los valores entre las empresas, producto de la aplicación del DS 14 y la no existencia de decretos de Precio Nudo publicados del año Nº Nombre Tabla 7: Comparación Totales Monetarios Históricos Presentados y Fijados Presentado (MM$ 2013) Incremento 2013 respecto de presentado Fijado (MM$ dic 2013) Incremento 2013 respecto de fijado EMELARI ,32% -4,75% ,17% -4,51% 2 ELIQSA ,14% -1,08% ,91% -0,81% 3 ELECDA ,61% 1,66% ,88% 2,23% 4 EMELAT ,59% -9,13% ,10% -7,57% 6 CHILQUINTA ,36% -20,77% ,57% -20,43% 7 CONAFE ,95% -2,11% ,82% -1,09% 8 EMELCA ,77% -36,74% ,02% -51,27% 9 LITORAL ,59% -28,86% ,05% -25,68% 10 CHILECTRA ,02% 2,00% ,24% 5,16% 12 EEC ,84% 12,19% ,98% 12,22% 13 TIL - TIL ,36% -15,14% ,44% -6,69% 14 EEPA ,18% 2,70% ,07% 3,64% 15 LUZ ANDES ,89% 11,87% ,52% 11,85% 17 EMELECTRIC ,34% -12,20% ,48% -8,15% 18 CGED ,30% -15,21% ,15% -14,79% 21 COOPELAN ,59% -0,03% ,43% -10,55% 22 FRONTEL ,90% -19,69% ,34% -19,17% 23 SAESA ,19% -0,33% ,52% 0,27% 24 EDELAYSEN ,65% 8,93% ,77% 9,31% 25 EDELMAG ,21% 3,64% ,21% 3,64% 26 CODINER ,45% 1,24% ,97% 3,27% 28 EDECSA ,00% -32,84% ,24% -28,50% 29 CEC ,59% -3,87% ,16% -14,10% 30 EMETAL ,67% 0,54% ,69% 2,32% 31 LUZLINARES ,92% -21,33% ,78% -17,85% 32 LUZPARRAL ,74% -17,05% ,53% -13,40% 17

18 18 Nº Nombre Presentado (MM$ 2013) Incremento 2013 respecto de presentado Fijado (MM$ dic 2013) Incremento 2013 respecto de fijado COPELEC ,64% 34,40% ,60% 11,62% 34 COELCHA ,00% 1,45% ,61% -4,45% 35 SOCOEPA ,44% -5,05% ,77% -13,17% 36 COOPREL ,83% 1,97% ,78% -13,37% 39 LUZ OSORNO ,30% -9,32% ,20% -8,65% 40 CRELL ,67% 6,51% ,96% 3,47% 42 ENELSA ,62% -38,72% ,98% -32,42% Total ,67% -7,78% ,97% -6,56% Energía y Precios Nudo En la Tabla 8 se adjunta la comparación de la energía presentada respecto de los años anteriores y los precios medios resultantes a nivel de ingreso al sistema de distribución de la empresa concesionaria. A nivel global se registra un incremento del 5,18%, no obstante la gran dispersión de los valores entre las distintas empresas. Nº Empre sa Nombre Tabla 8: Energía Informada y Precios Medios Históricos Energía (GWh) Incremento Energía 2013 respecto a Precio medio presentado ($/kwh) EMELARI 298,86 289,51 276,54 3,23% 8,07% 62,59 64,82 71,01 2 ELIQSA 536,34 523,52 522,31 2,45% 2,69% 63,09 59,77 65,49 3 ELECDA 947,38 893,15 833,30 6,07% 13,69% 60,67 61,52 67,85 4 EMELAT 675,35 641,17 616,50 5,33% 9,55% 61,09 68,89 73,65 6 CHILQUINTA 2.580, , ,81 4,90% 10,71% 60,52 62,03 84,57 7 CONAFE 1.757, , ,68 7,08% 14,30% 65,17 75,82 76,10 8 EMELCA 16,11 16,30 15,64-1,19% 2,99% 50,25 54,43 81,81 9 LITORAL 85,47 80,09 72,63 6,72% 17,68% 65,40 87,88 108,19 10 CHILECTRA , , ,67 4,58% 9,89% 45,43 47,50 48,95 12 EEC 79,29 74,10 70,79 7,00% 12,01% 55,29 53,86 55,20 13 TIL - TIL 14,13 15,21 14,72-7,10% -4,01% 63,77 66,83 72,14 14 EEPA 266,31 245,85 226,95 8,32% 17,34% 47,04 51,56 53,74 15 LUZ ANDES 9,17 8,30 7,63 10,49% 20,12% 71,94 75,78 77,24 17 EMELECTRIC 1.319, , ,36 7,39% 12,65% 56,65 67,10 72,68 18 CGED 8.050, , ,39 5,27% 9,53% 65,62 68,87 84,76 21 COOPELAN 87,27 86,72 83,04 0,64% 5,10% 49,01 49,61 51,52 22 FRONTEL 970,34 924,75 866,97 4,93% 11,92% 53,45 62,95 74,49 23 SAESA 2.134, , ,78 5,94% 14,56% 57,13 58,09 65,67 24 EDELAYSEN 149,09 143,57 139,68 3,85% 6,74% 82,88 84,68 81,22 25 EDELMAG 281,82 277,76 267,30 1,46% 5,43% 58,66 59,39 59,67 26 CODINER 68,92 60,13 55,16 14,62% 24,93% 50,23 54,09 61,99 28 EDECSA 54,33 47,48 46,27 14,43% 17,43% 58,83 80,14 102,86 29 CEC 112,70 103,91 100,51 8,46% 12,13% 44,01 48,51 51,34 30 EMETAL 123,51 121,26 111,27 1,85% 11,00% 57,47 63,39 63,45 31 LUZLINARES 113,89 107,25 103,29 6,19% 10,26% 60,40 62,32 84,65 32 LUZPARRAL 80,14 68,83 65,79 16,43% 21,81% 64,42 70,93 94,61 33 COPELEC 151,11 135,13 129,92 11,83% 16,31% 54,38 57,02 47,06 34 COELCHA 55,07 55,65 52,35-1,04% 5,19% 57,64 58,21 59,77 35 SOCOEPA 31,11 29,56 28,18 5,26% 10,42% 58,58 61,39 68,13 36 COOPREL 37,76 33,47 34,44 12,82% 9,64% 63,20 62,64 67,95 39 LUZ OSORNO 142,46 133,53 134,64 6,69% 5,81% 66,94 62,48 78,11 40 CRELL 81,86 78,82 70,35 3,87% 16,36% 58,68 57,13 64,11 18

19 19 Nº Empre sa Nombre Energía (GWh) Incremento Energía 2013 respecto a Precio medio presentado ($/kwh) ENELSA 49,12 53,63 51,94-8,40% -5,43% 51,25 77,76 79,10 Total , , ,81 5,18% 10,56% 55,68 58,96 66,75 Análisis Comparativo Otros Costos A continuación se realiza un análisis comparativo de los Otros Costos de Explotación presentados por las empresas distribuidoras de electricidad en el ejercicio de Consideraciones: Los Totales a presentar de 2013 son los del archivo Resumen Costos de Explotación entregado por cada una de ellas, es decir, los Otros Costos informados. Estos costos pueden diferir de los últimos utilizados cada vez que el respaldo de ellos no sea el correcto. Los valores correspondientes al año 2012 y 2011 comparativos han sido reajustados según el Informe de Otros Costos preparado por este mismo consultor el año anterior. Otros Costos por Naturaleza En la Tabla 9 se compara el Total de Otros Costos de Explotación Informado en los años 2011 al 2013, en la que se muestra el desglose por naturaleza: 19

20 Tabla 9: Otros Costos Incluidos en Chequeo de Rentabilidad por Naturaleza en MM$ de 2013 Naturaleza Directa en Chequeo Naturaleza Indirecta en Chequeo Total en Chequeo Variación años N Sigla EMELARI 2.947, , ,90 574,37 635,27 661, , , ,56 3,8% -6,3% 2 ELIQSA 4.845, , ,67 824, , , , , ,15-10,4% 0,9% 3 ELECDA 7.315, , , , , , , , ,89 1,4% -3,4% 4 EMELAT 4.319, , ,16 794,19 964,84 998, , , ,13-5,3% -0,7% 6 CHILQUINTA , , , , , , , , ,99-2,5% -7,4% 7 CONAFE , , , , , , , , ,29-6,7% 0,7% 8 EMELCA 139,58 135,20 135,20 111,68 107,93 107,93 251,26 243,13 243,13 3,3% 0,0% 9 LITORAL 1.566, , ,38 289,00 289,80 277, , , ,29-1,6% -1,5% 10 CHILECTRA , , , , , , , , ,66-2,2% 7,7% 12 EEC 581,47 506,50 435,14 206,93 213,90 203,41 788,40 720,40 638,55 9,4% 12,8% 13 TILTIL 118,47 102,58 102,58 109,67 97,13 97,13 228,14 199,71 199,71 14,2% 0,0% 14 EEPA 2.419, , , , , , , , ,08-6,3% 8,1% 15 LUZANDES 288,85 397,28 236,53 7,72 7,39 5,95 296,57 404,67 242,48-26,7% 66,9% 17 EMELECTRIC , , ,45 672, , , , , ,87-9,9% -0,6% 18 CGE , , , , , , , , ,57-13,3% 0,6% 21 COOPELAN 1.199, ,16 878,73 317,36 425,54 347, , , ,29 0,4% 23,3% 22 FRONTEL , , , , , , , , ,21-7,1% 4,9% 23 SAESA , , , , , , , , ,13 6,8% 5,8% 24 EDELAYSEN 2.294, , ,90 101,70 83,99 247, , , ,74 4,0% -3,3% 25 EDELMAG 1.593, , ,17 968,90 875,10 954, , , ,29 5,8% -5,5% 26 CODINER 658,52 676,26 722,50 414,15 430,00 439, , , ,99-3,0% -4,8% 28 EDECSA 460,07 461,41 421,95 85,04 58,40 77,04 545,11 519,81 498,99 4,9% 4,2% 29 CEC 485,81 516,63 304,42 249,79 312,99 304,75 735,60 829,61 609,17-11,3% 36,2% 30 EMETAL 628,26 842,61 826,87 113,51 73,59 73,70 741,77 916,20 900,57-19,0% 1,7% 31 LUZLINARES 1.262, ,55 978,44 198,05 170,17 169, , , ,79 14,1% 11,5% 32 LUZPARRAL 1.046,72 989,40 864,36 133,37 116,25 132, , ,65 996,40 6,7% 11,0% 33 COPELEC 1.663,06 525, , , , , , , ,83 15,1% 15,1% 34 COELCHA 1.006,41 964,69 919,32 476,42 420,97 423, , , ,60 7,0% 3,2% 35 SOCOEPA 640,67 516,27 475,45 399,71 367,84 411, ,39 884,11 886,50 17,7% -0,3% 36 COOPREL 397,74 335,06 323,02 218,35 211,41 175,84 616,10 546,46 498,86 12,7% 9,5% 39 LUZOSORNO 942, ,25 849,02 123,96 107,25 92, , ,50 941,89-17,6% 37,3% 40 CRELL 1.392, , ,96 579,74 370,73 420, , , ,58 23,6% 1,3% 42 ENELSA 357,91 415,00 816,90 265,65 287,13 313,99 623,56 702, ,89-11,2% -37,9% TOTAL , , , , , , , , ,05-4,9% 2,6%

21 De manera global, los otros costos informados son un 4,9% menor a los presentados en La principal variación se produce en los costos de naturaleza directa. Sin embargo, con respecto al monto después de rechazo 2012, se nota un alza de los otros costos de 10,1%; como se observa en la Tabla 10. Tabla 10: Otros Costos Incluidos en Chequeo de Rentabilidad en MM$ de 2013 Total Informado Total Informado Después de Rechazo N Sigla Var Var EMELARI 3.521, ,91 3,8% 3.184,36 10,6% 2 ELIQSA 5.669, ,55-10,4% 4.805,28 18,0% 3 ELECDA 8.387, ,26 1,4% 7.601,92 10,3% 4 EMELAT 5.113, ,02-5,3% 4.588,16 11,5% 6 CHILQUINTA , ,17-2,5% ,17-1,0% 7 CONAFE , ,21-6,7% ,28 14,6% 8 EMELCA 251,26 243,13 3,3% 70,20 257,9% 9 LITORAL 1.855, ,39-1,6% 1.852,52 0,2% 10 CHILECTRA , ,02-2,2% ,36 18,5% 12 EEC 788,40 720,40 9,4% 662,28 19,0% 13 TILTIL 228,14 199,71 14,2% 173,88 31,2% 14 EEPA 3.722, ,78-6,3% 1.977,11 88,3% 15 LUZANDES 296,57 404,67-26,7% 146,92 101,9% 17 EMELECTRIC , ,42-9,9% ,07-2,0% 18 CGE , ,78-13,3% ,01 1,5% 21 COOPELAN 1.517, ,70 0,4% 836,98 81,3% 22 FRONTEL , ,48-7,1% ,02-3,3% 23 SAESA , ,78 6,8% ,28 13,3% 24 EDELAYSEN 2.396, ,56 4,0% 2.230,66 7,4% 25 EDELMAG 2.562, ,61 5,8% 2.391,10 7,2% 26 CODINER 1.072, ,26-3,0% 782,85 37,0% 28 EDECSA 545,11 519,81 4,9% 385,99 41,2% 29 CEC 735,60 829,61-11,3% 757,59-2,9% 30 EMETAL 741,77 916,20-19,0% 817,60-9,3% 31 LUZLINARES 1.460, ,72 14,1% 1.273,32 14,7% 32 LUZPARRAL 1.180, ,65 6,7% 1.090,16 8,2% 33 COPELEC 4.328, ,60 15,1% 3.541,79 22,2% 34 COELCHA 1.482, ,66 7,0% 1.005,43 47,5% 35 SOCOEPA 1.040,39 884,11 17,7% 698,53 48,9% 36 COOPREL 616,10 546,46 12,7% 512,46 20,2% 39 LUZOSORNO 1.066, ,50-17,6% 1.053,29 1,2% 40 CRELL 1.971, ,41 23,6% 1.370,98 43,8% 42 ENELSA 623,56 702,13-11,2% 466,27 33,7% Total , ,70-4,9% ,82 10,1% Otros Costos por Tipo de Gasto La principal variación se observa en los Servicios y Labores Contratados a s Relacionadas, que además es el mayor gasto por tipo. A continuación los otros costos por tipo de gasto y la variación con respecto a lo informado en 2012 en la Tabla 11:

22 Tabla 11: Otros Costos Incluidos en Chequeo de Rentabilidad por Tipo de Gasto en MM$ de 2013 Personal Servicios ER Servicios ENR Otros Gastos N Sigla Var Var Var Var 1 EMELARI 1.214, ,66 8,7% 1.208, ,19-2,0% 1.099, ,06 5,6% - - 0,0% 2 ELIQSA 1.537, ,00-1,1% 2.247, ,39-10,8% 1.884, ,15-16,4% - - 0,0% 3 ELECDA 2.619, ,60 2,9% 2.611, ,71 0,4% 3.155, ,95 0,9% - - 0,0% 4 EMELAT 955, ,65-11,6% 2.372, ,46 2,2% 1.786, ,91-10,6% - - 0,0% 6 CHILQUINTA 8.115, ,59-7,4% 3.948, ,77-6,6% , ,81 3,2% - - 0,0% 7 CONAFE 4.354, ,89-37,2% 6.913, ,51-13,4% , ,27 30,4% 91,47 563,54-83,8% 8 EMELCA 115,75 87,03 33,0% - - 0,0% - - 0,0% 135,51 156,11-13,2% 9 LITORAL 612,51 632,16-3,1% 274,66 323,26-15,0% 968,63 930,97 4,0% - - 0,0% 10 CHILECTRA , ,28-0,1% 6.985, ,16-9,2% , ,02-2,5% , ,56 0,0% 12 EEC 263,18 274,63-4,2% 90,20 83,67 7,8% 406,12 320,05 26,9% 28,90 42,05-31,3% 13 TILTIL 181,30 165,75 9,4% - - 0,0% 1,37 0,77 76,4% 45,47 33,18 37,0% 14 EEPA 1.997, ,89-2,7% 192,92 156,92 22,9% 476,62 725,98-34,3% 1.055, ,98 1,6% 15 LUZANDES 55,29 45,95 20,3% 39,62 41,52-4,6% 197,88 312,40-36,7% 3,77 4,80-21,4% 17 EMELECTRIC - - 0,0% 4.970, ,54-14,1% 6.604, ,88-6,5% - - 0,0% 18 CGE , ,03-11,6% , ,90-38,7% , ,80 20,2% 726, ,04-83,9% 21 COOPELAN 469,01 403,78 16,2% 20,98 21,34-1,6% 522,49 401,60 30,1% 504,67 684,99-26,3% 22 FRONTEL 6.667, ,53 8,3% - - 0,0% 6.299, ,17-18,6% 2.044, ,78-9,9% 23 SAESA 8.486, ,61 20,6% - - 0,0% 8.442, ,90-3,5% 4.409, ,28 5,0% 24 EDELAYSEN 791,43 688,52 14,9% - - 0,0% 1.014,62 995,47 1,9% 590,60 621,57-5,0% 25 EDELMAG 1.657, ,95 3,9% 75,43 58,07 29,9% 619,74 576,62 7,5% 210,05 190,96 10,0% 26 CODINER 553,34 529,62 4,5% 191,35 187,03 2,3% - - 0,0% 327,98 389,60-15,8% 28 EDECSA 217,10 227,93-4,8% 48,31 49,95-3,3% 279,70 241,93 15,6% - - 0,0% 29 CEC 362,27 356,70 1,6% - - 0,0% 209,25 186,67 12,1% 164,07 286,25-42,7% 30 EMETAL - - 0,0% 709,06 708,93 0,0% 32,71 207,28-84,2% - - 0,0% 31 LUZLINARES 328,53 332,32-1,1% 153,95 123,44 24,7% 978,31 823,96 18,7% - - 0,0% 32 LUZPARRAL 268,10 235,25 14,0% 135,65 80,79 67,9% 776,34 789,62-1,7% - - 0,0% 33 COPELEC 1.639, ,25 7,6% 231,43 16, ,5% 991, ,28-1,4% 1.466, ,92 20,7% 34 COELCHA 587,74 600,94-2,2% 51,20 47,36 8,1% 804,22 717,47 12,1% 39,68 19,89 99,5% 35 SOCOEPA 130,52 121,00 7,9% 791,88 568,06 39,4% 117,99 195,04-39,5% - - 0,0% 36 COOPREL 235,54 211,85 11,2% 21,22 21,22 0,0% 0,81 1,17-30,8% 358,53 312,22 14,8% 39 LUZOSORNO 345,16 307,59 12,2% - - 0,0% 560,95 625,28-10,3% 159,96 360,63-55,6% 40 CRELL 1.026,54 848,48 21,0% 274,41 262,83 4,4% 132,62 83,16 59,5% 538,30 400,94 34,3% 42 ENELSA 80,62 83,05-2,9% 258,71 328,36-21,2% 268,34 272,73-1,6% 15,90 17,98-11,6% TOTAL , ,48-3,3% , ,55-20,5% , ,38 3,5% , ,30-15,0%

23 23 Otros Costos por Holding En la Tabla 12 se observa la variación en el total de costo incluidos en chequeo para las empresas Tipo Holding: Tabla 12: Otros Costos Incluidos en Chequeo de Rentabilidad por Holding en MM$ de 2013 Total Informado Variación Variación N Sigla EMELARI 3.521, , ,56 3,8% -6,3% 2 ELIQSA 5.669, , ,15-10,4% 0,9% 3 ELECDA 8.387, , ,89 1,4% -3,4% 4 EMELAT 5.113, , ,13-5,3% -0,7% 7 CONAFE , , ,29-6,7% 0,7% 17 EMELECTRIC , , ,87-9,9% -0,6% 18 CGE , , ,57-13,3% 0,6% 25 EDELMAG 2.562, , ,29 5,8% -5,5% 30 EMETAL 741,77 916,20 900,57-19,0% 1,7% Holding CGE , , ,32-10,0% 0,0% 10 CHILECTRA , , ,66-2,2% 7,7% 12 EEC 788,40 720,40 638,55 9,4% 12,8% 15 LUZANDES 296,57 404,67 242,48-26,7% 66,9% Holding CHILECTRA , , ,69-2,2% 7,9% 6 CHILQUINTA , , ,99-2,5% -7,4% 9 LITORAL 1.855, , ,29-1,6% -1,5% 28 EDECSA 545,11 519,81 498,99 4,9% 4,2% 31 LUZLINARES 1.460, , ,79 14,1% 11,5% 32 LUZPARRAL 1.180, ,65 996,40 6,7% 11,0% Holding CHILQUINTA , , ,45-1,2% -5,5% 22 FRONTEL , , ,21-7,1% 4,9% 23 SAESA , , ,13 6,8% 5,8% 24 EDELAYSEN 2.396, , ,74 4,0% -3,3% 39 LUZOSORNO 1.066, ,50 941,89-17,6% 37,3% Holding SAESA , , ,96 0,2% 5,6% Holding TOTAL , , ,42-5,5% 2,4% Lo que se observa es una leve variación al alza en Saesa, pero la tendencia ha sido a la baja. 23

24 24 Capítulo 5 Revisión y Ajuste de Costos En este capítulo se desarrollan los distintos criterios utilizados para rechazar costos informados por las empresas dentro del chequeo de rentabilidad, y el ajuste necesario a realizar en cada una de ellas. Los rechazos se realizan en el orden que sigue y por tanto, no se ajustará el mismo costo dos veces. Revisión y Ajuste Compras de Electricidad El análisis realizado considera el cumplimiento de los siguientes objetivos específicos: Elaborar un modelo que recoja los precios de nudo vigentes durante el año 2013 en cada punto de ingreso al sistema de distribución de las concesionarias. Valorizar la compra con los precios del modelo y las unidades físicas informadas, de modo de comparar con el costo de compra entregado por las concesionarias y rechazar el exceso informado. Validar los valores físicos de energía y potencia informados en los puntos de ingreso al sistema de distribución por las empresas concesionarias. Elaborar un resumen con los ajustes producidos por concepto de revisión de precios y de cantidades físicas. Para el cumplimiento de los objetivos indicados anteriormente, la metodología desarrollada consideró las etapas indicadas en la Ilustración 1, agrupando las tareas realizadas según los siguientes criterios: Criterio 1: Revisión Corrección Monetaria Criterio 2: Revisión Precios de Compra de Energía, Potencia en Horas de Punta y Potencia Fuera de Horas de Punta, al ingreso de las instalaciones de distribución Criterio 3: Revisión Unidades Físicas de Energía, Potencia en Horas de Punta y Potencia Fuera de Horas de Punta, al ingreso de las instalaciones de distribución Ilustración 1: Criterios y Procedimientos de Revisión Criterio Revisión Procedimiento Resultado 1. Corrección Monetaria Aplicación Corrección Monetaria a valores netos informados Rechazo por Corrección Monetaria 2. Precios de compra Valorización unidades físicas informadas con precios modelados Rechazo por Precios de Compra 3. Unidades Físicas Valorización unidades físicas modeladas con precios modelados Rechazo por Unidades Físicas Rechazo Total 24

25 25 Metodología de aplicación de los Criterios de Revisión Se presenta el detalle de la metodología empleada para la aplicación de cada uno de los criterios de revisión, los que fueron aplicados en forma posterior a la revisión de consistencia de la información entregada por cada una de las empresas concesionarias de distribución. Criterio 1: Revisión aplicación Corrección Monetaria Este criterio considera la multiplicación de cada uno de registros indicados como Neto_compra_$_ingSD, de la hoja COMPRAS_SD del archivo COMPRAS_SD, por los factores de corrección monetaria incluidos en el Anexo 1, para proceder a continuación a comparar con los valores informados en el campo Total_compra_$_ingSD de la misma hoja y archivo. Criterio 2: Revisión Precios de Compra de Energía, Potencia en Horas de Punta y Potencia Fuera de Horas de Punta Los precios de energía y demanda en horas de punta, informados por las empresas en cada punto de ingreso al sistema de distribución, se compararon con los siguientes valores de referencia: Peajes de distribución aprobados por Resoluciones Exentas de la Comisión Nacional de Energía para los Sistemas Medianos Precios obtenidos con el modelo desarrollado por el consultor, en base a los siguientes ítems: o Precios de Nudo Promedio a nivel Troncal incluido en el Decreto N 1/2013 del Ministerio de Energía; o Decreto de tarificación de Subtransmisión N 14/2012 y sus indexaciones aprobadas por Resoluciones Exentas de la Comisión Nacional de Energía. En las tablas siguientes, se incluyen tanto el detalle de los Decretos y Resoluciones Exentas empleadas en el desarrollo de la revisión, así como las distancias en redes de distribución consideradas para la aplicación de los recargos en distribución. Tabla 13: Resoluciones Exentas CNE Peajes de Distribución Sistemas Medianos 2 Número Vigencia (meses durante 2013) 828/ de enero al 30 de abril 257/ de mayo al 31 de octubre 692/ de noviembre al 31 de diciembre 2 Corresponden a la indexación de los decretos 296, 297, 298 y 315 de

26 26 Tabla 14: Decretos y Resoluciones Exentas empleadas en el Modelo Ítem Número Vigencia (meses durante año 2013) Decreto Precio de Nudo Promedio 1/2013 Todo el año Decreto fijación tarifas de Subtransmisión 14/2012 Indexación semestral (mayo y noviembre) Resoluciones Exentas Indexación tarifas de Subtransmisión 205/ de enero al 30 de abril 254/ de mayo al 31 de octubre 644/ de noviembre al 31 de diciembre Tabla 15: Distancias en Líneas de Distribución (km) Nombre Barra Compras SD Distancia (km) TIL - TIL PLAZUELA 7,07 LUZ ANDES Curva 40 camino a Farellones 25,33 COPELEC RANGUELMO 23 LUZ OSORNO La Cumbre 35 LUZ OSORNO Rupanco 34,3 LUZ OSORNO Loncoleche 2,8 LUZ OSORNO Pichil 18,5 LUZ OSORNO Frutillar 2 LUZ OSORNO Casma 12,3 LUZ OSORNO Crucero 6,89 LUZ OSORNO Los Puentes 23 ENELSA MONTE PATRIA 0,595 EEC S/E BATUCO 10,692 Respecto del precio de la potencia en horas fuera de punta, en el numeral de los Decretos de Precio de Nudo vigentes durante el año 2013 se indica que: 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 En base a lo anterior, se empleó el siguiente criterio de aceptación para el precio de demanda fuera de hora de punta informado: Se calculó el porcentaje del precio fuera de horas de punta respecto del valor en horas de punta de cada registro del archivo Compras Reales entregado para cada concesionaria. El porcentaje anterior se aplicó al precio de demanda en horas de punta resultante de la revisión, en todos los puntos de ingreso de distribución de la concesionaria. Una vez obtenidos los precios modelados anteriores, se procedió a valorizar las unidades físicas informadas con los precios modelados. Las diferencias obtenidas con esta valorización respecto de los valores informados por las empresas, constituyen los ajustes producto de la aplicación de este criterio. 26

27 27 Criterio 3: Revisión Unidades Físicas de Energía, Potencia en Horas de Punta y Potencia Fuera de Horas de Punta La metodología desarrollada para la revisión de las unidades físicas de Energía, Potencia en Horas de Punta y Potencia Fuera de Horas de Punta, informadas por las empresas concesionarias en cada uno de los puntos de ingreso a distribución, consideró los siguientes procedimientos: Revisión Unidades Físicas de Energía En primera instancia, se verificó si los puntos de ingreso a distribución contaban con medidores, según lo indicado en la hoja MEDIDA_PID del archivo COMPRAS_SD, distinguiéndose los siguientes casos: Si el punto de medida se encuentra en el punto de ingreso a distribución, se aceptó dicho valor en esta etapa, Si el punto de medida está localizado en un punto diferente al de ingreso a distribución, se aceptó como pérdida mínima para los Sistemas de Subtransmisión, la promedio por nivel de tensión utilizada por el CDEC SING en su Balance de Pérdidas de diciembre 2013, ajustándose la energía ingresada a distribución por este concepto. A continuación, se revisaron las diferencias mensuales entre las unidades físicas de energía informadas en el archivo COMPRAS_SD, respecto de las incluidas en COMPRAS_REALES 3 y en la facturación de los Sistemas de Subtransmisión, para cada uno de los puntos de ingreso a la empresa. En los casos en los que no se informaron pérdidas y el punto de ingreso a la empresa es en una Subestación de nivel de Tensión superior a distribución, se aplicó las pérdidas obtenidas a partir de los retiros indicados en la facturación de los Sistemas de Subtransmisión. Revisión Unidades Físicas de Potencia en Horas de Punta Según lo estipulado en los Decretos de Precio de Nudo vigentes durante el año 2013, las empresas concesionarias de distribución pueden optar por el sistema de facturación de Demanda Máxima Leída o el de Potencia Contratada. No obstante lo anterior, de la revisión de los antecedentes recibidos, se constató que todas las empresas informaron sus Potencias en Horas de Punta bajo la modalidad de Demanda Máxima Leída, por lo que el análisis se centró en este sistema de facturación. Al respecto, en el Plan de Cuentas SEC se indica la siguiente metodología de cálculo para la determinación de las unidades físicas de Potencia en Horas de Punta: Por cada uno de los meses del período informado y del año inmediatamente anterior en los cuales existan horas de punta, la empresa distribuidora deberá calcular las demandas 3 Para los tipos de clientes que usan el sistema de distribución de la concesionaria (3) incluidos en las compras a terceros y/o autogeneración. 27

28 28 integradas en los puntos de ingreso al sistema de distribución de acuerdo a la siguiente metodología de cálculo: a) Por cada punto de ingreso de electricidad a la empresa distribuidora se deben referir los consumos físicos de potencia, necesarios para satisfacer los requerimientos de los clientes que hacen uso del sistema de distribución, al o los puntos de ingreso al sistema de distribución asociados. b) Por cada punto de ingreso al sistema de distribución, se deben referir los consumos físicos de potencia determinados en a) a la Subestación Principal empleada como base para el cálculo de su precio de nudo. c) Se deben sumar los consumos físicos de potencia determinados en b) de aquellos puntos de ingreso al sistema de distribución que emplearon en el cálculo de su precio de nudo la misma Subestación Principal, obteniéndose de esta forma, los consumos físicos de potencia en cada una de las Subestaciones Principales. d) Por cada Subestación Principal, se debe determinar el valor y el instante en el cual ocurrió la demanda máxima leída en horas de punta de los consumos físicos de potencia determinados en c). e) Finalmente, por cada uno de los puntos de ingreso al sistema de distribución se debe determinar la demanda leída en el instante en el cual ocurrió la demanda máxima leída en horas de punta de los consumos de potencia de la Subestación Principal empleada como base para el cálculo de su precio de nudo. Dicha demanda leída se denominará Demanda Integrada mensual en HP El procedimiento descrito anteriormente corresponde a la primera etapa indicada en el Plan de Cuentas. La segunda etapa considera para cada mes, El promedio de las 2 (dos) más altas Demandas Integradas mensuales en HP de los últimos 12 (doce) meses, incluido el propio mes que se factura. El análisis desarrollado consideró la revisión de los antecedentes entregados por las empresas concesionarias de distribución, previo a la aplicación del procedimiento estipulado en el Plan de Cuentas. Los aspectos incluidos en la revisión son: Fechas y horas de ocurrencia de las demandas máximas en las Subestaciones Principales correspondan al período de punta del sistema al que pertenezca la empresa concesionaria de distribución, Para cada mes del período de punta, la suma de la demanda coincidente de los puntos de ingreso a distribución asociados a cada Subestación Principal sea menor o igual a la demanda entregada para la Subestación Principal. 28