SUPERINTENDENCIA DE ELECTRICIDAD Y COMBUSTIBLES INFORME REVISIÓN COMPRAS DE ENERGÍA Y POTENCIA 2011

Transcripción

1 SUPERINTENDENCIA DE ELECTRICIDAD Y COMBUSTIBLES INFORME REVISIÓN COMPRAS DE ENERGÍA Y POTENCIA 2011 Agosto 2012

2 INDICE 1. Resumen Ejecutivo Antecedentes Generales, Objetivos y Etapas del Estudio Metodología de aplicación de los Criterios de Revisión Resultados Propuesta de Modificaciones al Sistema de Cuentas Anexo 1. Factores de Corrección Monetaria Empleados (Criterio 1)... 25

3 1. Resumen Ejecutivo Según lo establecido en el Artículo Nº 185 de la Ley General de Servicios eléctricos, cada año 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 distribución eléctrica. El presente informe abarca la revisión de los Costos de Compra de Energía y Potencia, informados por las empresas concesionarias de distribución eléctrica para el año 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. Nº Tabla 1: Costos de Compra de Energía - Potencia Presentados y Fijados Presentado Compras SD($) Fijado ($) % 1 EMELARI ,26% 2 ELIQSA ,27% 3 ELECDA ,56% 4 EMELAT ,70% 6 CHILQUINTA ,43% 7 CONAFE ,03% 8 EMELCA ,81% 9 LITORAL ,29% 10 CHILECTRA ,01% 12 EEC ,03% 13 TIL - TIL ,06% 3

4 Nº Presentado Compras SD($) Fijado ($) % 14 EEPA ,90% 15 LUZ ANDES ,02% 17 EMELECTRIC ,41% 18 CGED ,50% 20 COOPERSOL ,91% 21 COOPELAN ,76% 22 FRONTEL ,64% 23 SAESA ,60% 24 EDELAYSEN ,35% 25 EDELMAG ,00% 26 CODINER ,97% 28 EDECSA ,07% 29 CEC ,91% 30 EMETAL ,74% 31 LUZLINARES ,24% 32 LUZPARRAL ,22% 33 COPELEC ,40% 34 COELCHA ,18% 35 SOCOEPA ,35% 36 COOPREL ,71% 39 LUZ OSORNO ,73% 40 CRELL ,93% 42 ENELSA ,33% Total ,30% 4

5 2. Antecedentes Generales, Objetivos y Etapas del Estudio Según lo establecido en el Art 185º del D.F.L. Nº4/ de 2007, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, le corresponde a la Superintendencia de Electricidad y Combustibles, en adelante SEC, informar a la Comisión Nacional de Energía, los Costos de Explotación de las empresas concesionarias del servicio público de distribución de energía eléctrica. De acuerdo a lo establecido en el Art 193º del D.F.L Nº4/20.018, son Costos de Explotación para las empresas distribuidoras el 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, los costos de operación del sistema de distribución de la energía, los de conservación y mantenimiento, administración y generales, gravámenes y contribuciones, seguros, asesoramiento técnico y demás que la Superintendencia considere necesarios para la explotación del servicio en la zona de concesión. Se establece, además, que no podrán incluirse en los Costos de Explotación las depreciaciones, los déficit de ganancia en ejercicios anteriores, ni ningún costo financiero como los impuestos y contribuciones por dividendos de acciones o el servicio de intereses y amortización de préstamos, bonos y otros documentos. Adicionalmente, se indica que SEC podrá rechazar aquellos costos que considere innecesarios o la parte de ellos que estime excesivos. En base a lo anterior, SEC ha solicitado a GTD Ingenieros Consultores, el desarrollo de 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 durante el año 2011, de modo de proporcionar a SEC los antecedentes que le faciliten su labor de rechazar aquellos costos considerados innecesarios o bien la parte de ellos que estime excesivos. El análisis realizado considera el cumplimiento de los siguientes objetivos específicos: Elaborar un modelo que recoja los precios de nudo vigentes durante el año 2011 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. 5

6 Para el cumplimiento de los objetivos indicados anteriormente, la metodología desarrollada consideró las etapas indicadas en la Figura 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 Figura 1: Criterios y Procedimientos de Revisión Criterio Revisión Procedimiento Resultado 1. Corrección Monetaria Aplicación Corrección Monetaria a valores netos informados por Corrección Monetaria 2. Precios de compra Valorización unidades físicas informadas con precios modelados por Precios de Compra 3. Unidades Físicas Valorización unidades físicas modeladas con precios modelados por Unidades Físicas Rechazo Total En el Capítulo 3 se incluye el detalle de la metodología utilizada para la aplicación de cada uno de los Criterios señalados anteriormente, mientras que en el Capítulo 4 se incorporan los resultados obtenidos para cada una de las empresas concesionarias de distribución. Adicionalmente, en el Capítulo 5 se indican las propuestas de modificaciones al Sistema de Cuentas, según los aspectos detectados durante la revisión desarrollada. 6

7 3. Metodología de aplicación de los Criterios de Revisión En el presente capítulo, 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_$_ingSD, de la hoja COMPRAS_SD del archivo COMPRAS_SDXXXAAAA, por los factores de corrección monetaria incluidos en el Anexo 1, para proceder a continuación a comparar con los valores informados en el campo Total_compra_$_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 Precios obtenidos con el modelo desarrollado por el consultor, en base a los siguientes ítems: o Precios de Nudo indicados para cada concesionaria en los Decretos de Precio de Nudo Promedio o en los Decretos de Precio de Nudo, o Decreto de tarificación de Subtransmisión y sus indexaciones aprobadas por Resoluciones Exentas de la Comisión Nacional de Energía, o Distancias de los Sistemas de Subtransmisión utilizadas por los CDEC en la facturación mensual de diciembre Una vez obtenidos los valores de referencia anteriores, se aceptaron los precios informados por las empresas si su desviación del valor de energía y potencia en horas de punta es menor a un 1% respecto del valor calculado por el modelo. En el caso de los precios no aceptados por este concepto, se consideró el precio indicado por la CNE en su fijación de peajes de distribución. 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 2011 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 7

8 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 los puntos de ingreso de distribución en los que se registró pago por este ítem. 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 2: Resoluciones Exentas CNE Peajes de Distribución Ítem Número Vigencia (meses durante 2011) Resolución Exenta CNE Peajes de Distribución SIC Resolución Exenta Peajes de Distribución SING Resolución Exenta Peajes de Distribución Sistemas Medianos 100/ de enero al 31 de marzo 269/ al 30 de abril 567/ de mayo al 30 de junio 19/ de julio al 31 de diciembre 100/ de enero al 30 de abril 410/ de mayo al 31 de octubre 50/ de noviembre al 31 de diciembre 236/ de mayo al 31 de octubre 697/ de noviembre al 31 de diciembre Tabla 3: Decretos y Resoluciones Exentas empleadas en el Modelo Ítem Número Vigencia (meses durante año 2011) Decreto Precio de Nudo Promedio Decreto Precio de Nudo SIC - SING 23/ de enero a 31 de marzo 38/ al 30 de abril 52/ de mayo al 30 de junio 84/ de julio al 31 de octubre 127/ de noviembre al 31 de diciembre 264/ de enero al 30 de abril 40/ de mayo al 31 de octubre 85/ de noviembre al 31 de diciembre 8

9 Ítem Número Vigencia (meses durante año 2011) Decretos Precio de Nudo Sistemas Medianos Decreto fijación tarifas de Subtransmisión Resoluciones Exentas tarifas de Subtransmisión 296/2010 Indexación desde mayo 297/2010 Indexación desde mayo 298/2010 Indexación desde mayo 315/2010 Indexación desde mayo 320/2008 Indexación semestral (mayo y noviembre) 716/ de enero al 30 de abril 222/ de mayo al 31 de octubre 619/ de noviembre al 31 de diciembre 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 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_SDXXXAAAA, 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 incluida en el decreto tarifario 320/2008, 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_REALESXXXAAAA 1, respecto de las incluidas en 1 Para los tipos de clientes que usan el sistema de distribución de la concesionaria (3) incluidos en las compras a terceros y/o autogeneración. 9

10 COMPRAS_SDXXXAAAA, para cada uno de los puntos de ingreso a la empresa, realizándose ajustes en los siguientes casos: Se rechazaron las unidades físicas de energía informadas en ingreso a distribución para los puntos de ingreso a la empresa no incluidos en el archivo COMPRAS_REALESXXXAAAA. Para los meses en los que las unidades físicas de energía informadas en ingreso a distribución son mayores que las indicadas en el archivo COMPRAS_REALESXXXAAAA, se ajustó la energía ingresada a distribución según el promedio de las diferencias porcentuales de los meses adyacentes. Un procedimiento similar se aplicó para los meses en los que la diferencia mínima mensual es menor que un 40% de la diferencia promedio mensual Revisión Unidades Físicas de Potencia en Horas de Punta Según lo estipulado en los Decretos de Precio de Nudo vigentes durante el año 2011, 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 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. 10

11 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 Revisión Unidades Físicas de Potencia en Horas Fuera de Punta La revisión realizada en el numeral 3.2, respecto del precio a reconocer para la valorización de la potencia comprada fuera de las horas de punta del sistema, estableció el precio asociado a los puntos de ingreso a distribución en los que se registraron compras reales de potencia fuera de horas de punta del sistema. No obstante lo anterior, en una concesionaria de distribución pueden coexistir en un mismo punto de ingreso a distribución, contratos que consideren pagos por este ítem con otros en los que no se registren estos pagos, por lo que en esta etapa de la revisión se ajustaron las unidades físicas a reconocer, según las efectivamente pagadas incluidas en el archivo COMPRAS_REALESXXXAAAA. 11

12 4. Resultados En las tablas siguientes se incluyen los resultados de la aplicación de la metodología detallada en el Capítulo 3. Todas las cifras incluyen corrección monetaria. Respecto de los cargos por energía reactiva, éstos fueron aceptados para todas las empresas Detalle s de la aplicación de cada Criterio Tabla 4: s aplicación Criterio 1 (Revisión Corrección Monetaria) Nº Total compra presentado ($) Total ajustado Criterio 1 (CM) ($) Criterio 1 (CM) % 1 EMELARI ,00% 2 ELIQSA ,00% 3 ELECDA ,00% 4 EMELAT ,00% 6 CHILQUINTA ,00% 7 CONAFE ,00% 8 EMELCA ,00% 9 LITORAL ,00% 10 CHILECTRA ,00% 12 EEC ,00% 13 TIL - TIL ,23% 14 EEPA ,00% 15 LUZ ANDES ,02% 17 EMELECTRIC ,00% 18 CGED ,00% 20 COOPERSOL ,69% 21 COOPELAN ,00% 22 FRONTEL ,00% 23 SAESA ,00% 24 EDELAYSEN ,00% 25 EDELMAG ,00% 26 CODINER ,00% 28 EDECSA ,00% 29 CEC ,00% 12

13 Nº Total compra presentado ($) Total ajustado Criterio 1 (CM) ($) Criterio 1 (CM) % 30 EMETAL ,00% 31 LUZLINARES ,00% 32 LUZPARRAL ,00% 33 COPELEC ,83% 34 COELCHA ,06% 35 SOCOEPA ,00% 36 COOPREL ,00% 39 LUZ OSORNO ,00% 40 CRELL ,77% 42 ENELSA ,00% Total ,01% 13

14 Nº Presentado Criterio 1 (CM) ($) Tabla 5: s Energía Criterio 2 (Precios) y Criterio 3 (Unidades Físicas) 2 (Precios) ($) Criterio 2 (Precios) % 2 (Precios) ($) 3 (Unidades Físicas) ($) Criterio 3 (Unidades Físicas) % % Total 1 EMELARI ,00% ,12% -0,12% 2 ELIQSA ,00% ,14% -0,14% 3 ELECDA ,00% ,02% -0,03% 4 EMELAT ,01% ,63% -0,62% 6 CHILQUINTA ,00% ,00% 0,00% 7 CONAFE ,01% ,00% 0,01% 8 EMELCA ,81% ,00% 25,81% 9 LITORAL ,00% ,00% 0,00% 10 CHILECTRA ,00% ,00% 0,00% 12 EEC ,00% ,04% -0,04% 13 TIL - TIL ,41% ,00% -12,41% 14 EEPA ,57% ,00% -0,57% 15 LUZ ANDES ,00% ,00% 0,00% 17 EMELECTRIC ,04% ,00% -0,04% 18 CGED ,00% ,02% -0,02% 20 COOPERSOL ,53% ,02% -0,55% 21 COOPELAN ,11% ,00% 8,11% 22 FRONTEL ,00% ,00% 0,00% 23 SAESA ,00% ,00% 0,00% 14

15 Nº Presentado Criterio 1 (CM) ($) 2 (Precios) ($) Criterio 2 (Precios) % 2 (Precios) ($) 3 (Unidades Físicas) ($) Criterio 3 (Unidades Físicas) % % Total 24 EDELAYSEN ,00% ,00% 0,00% 25 EDELMAG ,00% ,00% 0,00% 26 CODINER ,19% ,00% 1,19% 28 EDECSA ,03% ,00% 0,03% 29 CEC ,60% ,00% 9,60% 30 EMETAL ,00% ,00% 0,00% 31 LUZLINARES ,00% ,20% -0,20% 32 LUZPARRAL ,00% ,18% -0,18% 33 COPELEC ,13% ,01% 10,12% 34 COELCHA ,46% ,08% 8,37% 35 SOCOEPA ,79% ,00% 11,79% 36 COOPREL ,12% ,00% 11,12% 39 LUZ OSORNO ,00% ,00% 0,00% 40 CRELL ,17% ,00% 1,17% 42 ENELSA ,01% ,41% -0,40% Total ,13% ,03% 0,10% 15

16 Tabla 6: s Potencia en Horas de Punta Criterio 2 (Precios) y Criterio 3 (Unidades Físicas) Nº Presentado Criterio 1 (CM) ($) 2 (Precios) ($) Criterio 2 (Precios) % 2 (Precios) ($) 3 (Unidades Físicas) ($) Criterio 3 (Unidades Físicas) % % Total 1 EMELARI ,00% ,00% 0,00% 2 ELIQSA ,00% ,00% 0,00% 3 ELECDA ,00% ,00% 0,00% 4 EMELAT ,01% ,00% 0,01% 6 CHILQUINTA ,00% ,00% 0,00% 7 CONAFE ,05% ,00% 0,05% 8 EMELCA ,30% ,00% 179,30% 9 LITORAL ,00% ,00% 0,00% 10 CHILECTRA ,00% ,02% -0,02% 12 EEC ,00% ,00% 0,00% 13 TIL - TIL ,49% ,00% -0,49% 14 EEPA ,07% ,00% -2,07% 15 LUZ ANDES ,00% ,00% 0,00% 17 EMELECTRIC ,05% ,00% -0,05% 18 CGED ,00% ,00% 0,00% 20 COOPERSOL 21 COOPELAN ,42% ,64% 37,23% 22 FRONTEL ,00% ,00% 0,00% 23 SAESA ,00% ,00% 0,00% 24 EDELAYSEN ,00% ,00% 0,00% 16

17 Nº Presentado Criterio 1 (CM) ($) 2 (Precios) ($) Criterio 2 (Precios) % 2 (Precios) ($) 3 (Unidades Físicas) ($) Criterio 3 (Unidades Físicas) % % Total 25 EDELMAG ,00% ,00% 0,00% 26 CODINER ,65% ,54% -20,06% 28 EDECSA ,00% ,02% -0,01% 29 CEC ,82% ,00% 47,82% 30 EMETAL ,00% ,00% 0,00% 31 LUZLINARES ,00% ,00% 0,00% 32 LUZPARRAL ,00% ,00% 0,00% 33 COPELEC ,11% ,00% 63,11% 34 COELCHA ,16% ,88% -7,09% 35 SOCOEPA ,15% ,91% -1,06% 36 COOPREL ,27% ,37% 73,62% 39 LUZ OSORNO ,00% ,00% 0,00% 40 CRELL ,97% ,00% 0,97% 42 ENELSA ,00% ,00% 0,00% Total ,34% ,06% 0,28% 17

18 Tabla 7: s Potencia en Horas Fuera de Punta Criterio 2 (Precios) y Criterio 3 (Unidades Físicas) Nº Presentado Criterio 1 (CM) ($) Ajustado Criterio 2 (Precios) ($) Criterio 2 (Precios) % Ajustado Criterio 2 (Precios) ($) 3 (Unidades Físicas) ($) Criterio 3 (Unidades Físicas) % % Total 1 EMELARI ,00% - - 0,00% -100,00% 2 ELIQSA ,00% - - 0,00% -100,00% 3 ELECDA ,00% - - 0,00% -100,00% 4 EMELAT ,00% - - 0,00% -100,00% 6 CHILQUINTA ,00% - - 0,00% -100,00% 7 CONAFE ,51% ,91% -99,82% 8 EMELCA - - 0,00% - - 0,00% 0,00% 9 LITORAL ,81% ,00% -99,81% 10 CHILECTRA ,00% - - 0,00% -100,00% 12 EEC - - 0,00% - - 0,00% 0,00% 13 TIL - TIL - - 0,00% - - 0,00% 0,00% 14 EEPA - - 0,00% - - 0,00% 0,00% 15 LUZ ANDES - - 0,00% - - 0,00% 0,00% 17 EMELECTRIC ,03% ,33% -99,56% 18 CGED ,07% ,09% -69,04% 20 COOPERSOL ,93% ,00% 1,93% 21 COOPELAN - - 0,00% - - 0,00% 0,00% 22 FRONTEL ,00% - - 0,00% -100,00% 18

19 Nº Presentado Criterio 1 (CM) ($) Ajustado Criterio 2 (Precios) ($) Criterio 2 (Precios) % Ajustado Criterio 2 (Precios) ($) 3 (Unidades Físicas) ($) Criterio 3 (Unidades Físicas) % % Total 23 SAESA ,00% - - 0,00% -100,00% 24 EDELAYSEN ,00% - - 0,00% -100,00% 25 EDELMAG - - 0,00% - - 0,00% 0,00% 26 CODINER - - 0,00% - - 0,00% 0,00% 28 EDECSA ,86% ,00% -99,86% 29 CEC - - 0,00% - - 0,00% 0,00% 30 EMETAL ,00% - - 0,00% -100,00% 31 LUZLINARES ,00% - - 0,00% -100,00% 32 LUZPARRAL ,00% - - 0,00% -100,00% 33 COPELEC - - 0,00% - - 0,00% 0,00% 34 COELCHA ,60% ,73% -13,88% 35 SOCOEPA - - 0,00% - - 0,00% 0,00% 36 COOPREL ,59% ,00% 62,59% 39 LUZ OSORNO ,00% - - 0,00% -100,00% 40 CRELL - - 0,00% - - 0,00% 0,00% 42 ENELSA ,41% ,48% -92,99% Total ,35% ,11% -95,33% 19

20 4.2. Resumen s Tabla 8: Resumen s ($) Nº Compras SD ($) Criterio 1: s por Corrección Monetaria ($) Criterio 2: s por precios ($) Criterio 3: s por unidades físicas ($) Energía PHP PFHP Total Energía PHP PFHP Total Total s ($) Fijado ($) 1 EMELARI ELIQSA ELECDA EMELAT CHILQUINTA CONAFE EMELCA LITORAL CHILECTRA EEC TIL - TIL EEPA LUZ ANDES EMELECTRIC CGED COOPERSOL COOPELAN FRONTEL SAESA

21 Nº Compras SD ($) Criterio 1: s por Corrección Monetaria ($) Criterio 2: s por precios ($) Criterio 3: s por unidades físicas ($) Energía PHP PFHP Total Energía PHP PFHP Total Total s ($) Fijado ($) 24 EDELAYSEN EDELMAG CODINER EDECSA CEC EMETAL LUZLINARES LUZPARRAL COPELEC COELCHA SOCOEPA COOPREL LUZ OSORNO CRELL ENELSA Total

22 Tabla 9: Resumen s (%) Nº Compras SD Criterio 1: s por Corrección Monetaria Criterio 2: s por precios Criterio 3: s por unidades físicas Energía PHP PFHP Total Energía PHP PFHP Total Total s Fijado 1 EMELARI 100% 0,00% 0,00% 0,00% -0,16% -0,16% -0,10% 0,00% 0,00% -0,10% -0,26% 99,74% 2 ELIQSA 100% 0,00% 0,00% 0,00% -0,15% -0,15% -0,12% 0,00% 0,00% -0,12% -0,27% 99,73% 3 ELECDA 100% 0,00% 0,00% 0,00% -0,54% -0,54% -0,02% 0,00% 0,00% -0,02% -0,56% 99,44% 4 EMELAT 100% 0,00% 0,01% 0,00% -1,18% -1,17% -0,53% 0,00% 0,00% -0,53% -1,70% 98,30% 6 CHILQUINTA 100% 0,00% 0,00% 0,00% -0,42% -0,43% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% -0,43% 99,57% 7 CONAFE 100% 0,00% 0,01% 0,01% -0,96% -0,94% 0,00% 0,00% -0,09% -0,09% -1,03% 98,97% 8 EMELCA 100% 0,00% 25,09% 4,73% 0,00% 29,81% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 29,81% 129,81% 9 LITORAL 100% 0,00% 0,00% 0,00% -4,29% -4,29% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% -4,29% 95,71% 10 CHILECTRA 100% 0,00% 0,00% 0,00% -3,00% -3,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% -3,01% 96,99% 12 EEC 100% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% -0,03% 0,00% 0,00% -0,03% -0,03% 99,97% 13 TIL - TIL 100% -0,23% -8,68% -0,15% 0,00% -8,83% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% -9,06% 90,94% 14 EEPA 100% 0,00% -0,44% -0,46% 0,00% -0,90% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% -0,90% 99,10% 15 LUZ ANDES 100% 0,02% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,02% 100,02% 17 EMELECTRIC 100% 0,00% -0,04% -0,01% -4,26% -4,30% 0,00% 0,00% -0,11% -0,11% -4,41% 95,59% 18 CGED 100% 0,00% 0,00% 0,00% -0,22% -0,22% -0,01% 0,00% -0,26% -0,28% -0,50% 99,50% 20 COOPERSOL 100% 0,69% -0,37% 0,00% 0,60% 0,24% -0,02% 0,00% 0,00% -0,02% 0,91% 100,91% 21 COOPELAN 100% 0,00% 7,09% 5,33% 0,00% 12,41% 0,00% -0,65% 0,00% -0,65% 11,76% 111,76% 22 FRONTEL 100% 0,00% 0,00% 0,00% -0,64% -0,64% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% -0,64% 99,36% 23 SAESA 100% 0,00% 0,00% 0,00% -0,60% -0,60% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% -0,60% 99,40% 22

23 Nº Compras SD Criterio 1: s por Corrección Monetaria Criterio 2: s por precios Criterio 3: s por unidades físicas Energía PHP PFHP Total Energía PHP PFHP Total Total s Fijado 24 EDELAYSEN 100% 0,00% 0,00% 0,00% -0,35% -0,35% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% -0,35% 99,65% 25 EDELMAG 100% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 100,00% 26 CODINER 100% 0,00% 1,01% -0,10% 0,00% 0,91% 0,00% -2,89% 0,00% -2,89% -1,97% 98,03% 28 EDECSA 100% 0,00% 0,02% 0,00% -6,09% -6,07% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% -6,07% 93,93% 29 CEC 100% 0,00% 9,02% 2,89% 0,00% 11,91% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 11,91% 111,91% 30 EMETAL 100% 0,00% 0,00% 0,00% -1,74% -1,74% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% -1,74% 98,26% 31 LUZLINARES 100% 0,00% 0,00% 0,00% -4,06% -4,06% -0,17% 0,00% 0,00% -0,17% -4,24% 95,76% 32 LUZPARRAL 100% 0,00% 0,00% 0,00% -4,07% -4,07% -0,15% 0,00% 0,00% -0,15% -4,22% 95,78% 33 COPELEC 100% 1,83% 8,73% 9,86% 0,00% 18,59% -0,01% 0,00% 0,00% -0,01% 20,40% 120,40% 34 COELCHA 100% -0,06% 7,30% 1,23% -0,01% 8,52% -0,07% -2,19% -0,02% -2,28% 6,18% 106,18% 35 SOCOEPA 100% 0,00% 9,55% -0,03% 0,00% 9,52% 0,00% -0,17% 0,00% -0,17% 9,35% 109,35% 36 COOPREL 100% 0,00% 9,93% 7,19% 0,35% 17,47% 0,00% 0,24% 0,00% 0,24% 17,71% 117,71% 39 LUZ OSORNO 100% 0,00% 0,00% 0,00% -0,73% -0,73% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% -0,73% 99,27% 40 CRELL 100% 1,77% 0,98% 0,17% 0,00% 1,16% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 2,93% 102,93% 42 ENELSA 100% 0,00% 0,01% 0,00% -8,59% -8,58% -0,31% 0,00% -0,44% -0,75% -9,33% 90,67% Total 100% 0,01% 0,11% 0,06% -1,35% -1,19% -0,02% -0,01% -0,09% -0,12% -1,30% 98,70% 23

24 5. Propuesta de Modificaciones al Sistema de Cuentas En base al análisis realizado, se sugieren las siguientes modificaciones al actual Plan de Cuentas SEC de los Costos de Explotación, en los ítems correspondientes a los Costos de Compra de Energía y Potencia: Establecimiento de una codificación única para los Puntos de Ingreso de Distribución y Puntos de Ingreso de, que permita comparar la información entregada en los diferentes archivos solicitados, Reemplazo de los archivos Excel actuales, por archivos de texto planos, que facilite el análisis en una estructura de base de datos. 24

25 Anexo 1. Factores de Corrección Monetaria Empleados (Criterio 1) Tabla 10: Factores Corrección Monetaria Criterio 1 Mes Factor Corrección Monetaria enero 1,0380 febrero 1,0350 marzo 1,0330 abril 1,0250 mayo 1,0220 junio 1,0180 julio 1,0160 agosto 1,0150 septiembre 1,0130 octubre 1,0080 noviembre 1,0030 diciembre 1,