IMPLEMENTACIÓN DE METODOLOGÍA DE DETERMINACIÓN DE FACTORES DE SECTORIZACIÓN INFORME FINAL CORREGIDO

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1 Página 1 de 36 IMPLEMENTACIÓN DE METODOLOGÍA DE DETERMINACIÓN DE FACTORES DE SECTORIZACIÓN INFORME FINAL CORREGIDO COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA LICITACIÓN N LE12 OCTUBRE DE 2012

2 Página 2 de 36 ÍNDICE I. RESUMEN EJECUTIVO 4 II. OBJETIVOS Y ACTIVIDADES MÍNIMAS DEL PROYECTO 5 II.1. OBJETIVO GENERAL 5 II.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS 5 II.3. ACTIVIDADES MÍNIMAS 5 III. CONCEPTOS GENERALES. VAD Y FACTORES DE SECTORIZACIÓN 6 III.1. DETERMINACIÓN DEL VAD PARA CLIENTES REGULADOS 6 III.2. ESTRUCTURA DE LA FACTURACIÓN A CLIENTES REGULADOS 7 III.2.1. CLASIFICACIÓN TARIFARIA DE LOS CLIENTES REGULADOS A NIVEL DE DISTRIBUCIÓN 8 III.2.2. DESCOMPOSICIÓN DE LA CUENTA FINAL 8 III.3. FACTORES DE SECTORIZACIÓN. APLICACIÓN HISTÓRICA 10 III.3.1. AÑO III.3.2. AÑO III.3.3. AÑO III.3.4. AÑO III.3.5. AÑO IV. METODOLOGÍA DE REFERENCIA PARA LA DETERMINACIÓN DE LOS FS 16 IV.1. DOCUMENTACIÓN 16 IV.2. DETERMINACIÓN DE ÁREAS CONFLICTIVAS 17 IV.3. ANÁLISIS EMPÍRICO 25 IV.4. EFECTOS DE LA METODOLOGÍA DE REFERENCIA 25 IV.5. CONCLUSIONES 27 V. METODOLOGÍA ALTERNATIVA PARA LA DETERMINACIÓN DE LOS FS 29 V.1. RESTRICCIONES BÁSICAS 29 V.2. METODOLOGÍA GENERAL 30 V.3. IMPLEMENTACIÓN 31 V.3.1. METODOLOGÍA ESPECÍFICA UTILIZADA 33

3 Página 3 de 36 V.3.2. RESTRICCIONES 34 V.4. INSTRUCCIONES DE USO 35

4 Página 4 de 36 I. RESUMEN EJECUTIVO El presente informe corresponde al del Estudio: Implementación de Metodología de Determinación de licitado por la Comisión Nacional de Energía en el marco del desarrollo del proceso de fijación de tarifas de distribución eléctrica para el período El Capítulo II sólo resume los objetivos generales y específicos para el proyecto de acuerdo a lo establecido en las bases de licitación. Asimismo, reitera las actividades mínimas exigidas en las bases para el cumplimiento de los objetivos específicos. El Capítulo III entrega un contexto general sobre el Valor Agregado de Distribución y los Factores de Sectorización, haciendo al final una especie de recuento y síntesis histórica de la aplicación de estos últimos. El Capítulo IV describe la documentación y material de respaldo que se pudo relevar respecto de la metodología de referencia o actual. Se deja aquí de manifiesto la necesidad de realizar un análisis geográfico más profundo respecto de la condición de proximidad entre clientes que se quiere aplicar por cuanto un análisis centrado sólo en aquellas comunas con más de una distribuidora eléctrica en diferentes áreas típicas no evidencia el que perfectamente puede haber comunas separadas, por ejemplo, sólo por el eje de una calle, en donde dos clientes ubicados frente a frente y a escasos metros pueden pagar tarifas significativamente diferentes si pertenecen a empresas clasificadas en áreas típicas muy disímiles. O a la inversa, este tipo de análisis no descarta aquellas comunas en las que existen dos o más empresas de distribución con redes muy alejadas entre sí, en donde el problema social de tener empresas con tarifas distintas puede ser irrelevante. Asimismo, en el capítulo se concluye que la metodología de referencia básicamente actualiza o modula los factores utilizados en procesos tarifarios anteriores y no los determina de manera independiente. En definitiva, los principales aspectos críticos detectados sobre la metodología de referencia son: i) que no se encontró suficiente documentación de respaldo metodológico; ii) que no da cuenta de la proximidad real o efectiva de los clientes ni tampoco su importancia; y iii) que está desactualizada y desalineada de la realidad del Valor Agregado de Distribución toda vez que al modular los factores utilizados en procesos tarifarios anteriores no se da cuenta de la dispersión real entre el CDAT y CDBT de áreas típicas extremas, como asimismo de la modificación que en el tiempo han tenido algunas empresas en su clasificación de áreas típicas. El Capítulo V desarrolla la metodología alternativa. Comienza estableciendo las restricciones básicas identificadas y consensuadas con la Contraparte Técnica en las reuniones de trabajo. Luego se describe en términos generales la metodología planteada, explicando por qué no se usó un modelo de optimización tradicional. A continuación se detalla la metodología y su implementación, acompañándose un diagrama de flujo simplificado. Finalmente, el capítulo culmina con un instructivo de cómo proceder con los modelos entregados para su actualización, y el correspondiente cálculo de los para cada cargo.

5 Página 5 de 36 II. OBJETIVOS Y ACTIVIDADES MÍNIMAS DEL PROYECTO Lo que sigue ha sido extraído de las Bases Técnicas de Licitación y se incluye en el presente informe sólo para efectos de tener un mejor documento, y auto contenido. II.1. OBJETIVO GENERAL Proponer, desarrollar e implementar una metodología para la determinación de los Factores de Sectorización, considerando críticamente la metodología actualmente utilizada. II.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS Analizar críticamente la metodología para la determinación de los actualmente utilizada por la Comisión y metodologías de referencia que ésta aportará; Proponer una metodología para la determinación de los ; Implementar la metodología que se apruebe en conjunto con la contraparte técnica del estudio II.3. ACTIVIDADES MÍNIMAS Para cumplir con los objetivos específicos, se deberá realizar las siguientes actividades mínimas: A. Para el Objetivo Específico 1 Analizar las metodologías de referencia a aportar por la Contraparte Técnica, identificando sus fortalezas y debilidades en función del objetivo general. Proponer mejoras o ajustes a dichas metodologías para cumplir con los requerimientos del estudio incluyendo la información de referencia necesaria y su disponibilidad. B. Para el Objetivo Específico 2 Considerando el análisis de las metodologías de referencia, proponer una metodología alternativa que cumpla con los requerimientos del estudio a aprobar por la contraparte técnica. Desarrollar un diagrama de flujos asociado a la metodología aprobada incluyendo la información de referencia necesaria. C. Para el Objetivo Específico 3 Desarrollar un diagrama de flujos asociado a la metodología aprobada incluyendo la información de referencia necesaria. Implementar computacionalmente la metodología aprobada. Analizar críticamente los resultados de la metodología en función de los requerimientos del estudio.

6 Página 6 de 36 III. CONCEPTOS GENERALES. VAD Y FACTORES DE SECTORIZACIÓN Los (FS) son determinados por la Comisión Nacional de Energía (CNE) en el marco del Proceso de Fijación del Valor Agregado de Distribución (VAD) para las empresas concesionarias de servicio público de distribución en el país. El objetivo de estos factores es reducir las diferenciaciones (a nivel comunal en los últimos procesos tarifarios) en los cargos por concepto del Valor Agregado de Distribución (VAD) que deben pagar los clientes regulados, para considerar la presencia de otras empresas de distribución con zonas de concesión en la misma zona geográfica o en zonas geográficas colindantes. La finalidad que se persigue con la determinación los FS es, por tanto, evitar que existan diferencias muy significativas en el cobro que finalmente realizan las empresas de distribución a clientes regulados que habitan en una misma zona geográfica o en zonas geográficas vecinas. Dichas diferencias se originan por varias razones, siendo una de ellas que las empresas en cuestión pertenecen a Áreas de Distribución Típicas distintas, por lo que tienen VAD distintos que pueden llegar a traducirse en diferencias tarifarias significativas. A continuación se realiza una breve reseña sobre la metodología de cálculo del VAD, el cual es el marco en el cual se determinan los FS. En segundo lugar, se describe brevemente la estructura de facturación a clientes regulados bajo las distintas opciones tarifarias existentes en la actualidad (según el DS N 385/2008 del Ministerio de Economía), en las cuales se reflejan finalmente el VAD determinado y la aplicación de los FS. Finalmente, se realiza una breve síntesis histórica de cómo ha sido introducida la utilización de los FS y su evolución. III.1. DETERMINACIÓN DEL VAD PARA CLIENTES REGULADOS Desde el punto de vista físico, el proceso de distribución consiste, en primer lugar, en retirar la energía desde las subestaciones reductoras del sistema de transmisión o subtransmisión y transportarla a las subestaciones primarias de distribución, donde se reduce el voltaje al nivel de alta tensión de distribución. A continuación se distribuye la energía al interior de los sectores de consumo a través de líneas denominadas alimentadores de alta tensión, para el suministro a subestaciones particulares de los clientes, y para transformadores de distribución que reducen el voltaje a niveles de baja tensión. Finalmente, se distribuye la energía mediante redes de baja tensión y se entrega en los puntos de conexión de los clientes finales, denominados empalmes. Desde el punto de vista administrativo, la actividad de distribución de la concesionaria incluye también la comercialización. Esta actividad consiste en la compra y venta de bloques de energía y potencia. Las compras se realizan mediante contratos a una o más empresas generadoras conectadas al sistema interconectado, y las ventas se realizan a clientes libres y regulados conectados a las líneas de alta y baja tensión de distribución. Las tarifas que finalmente enfrentan los clientes regulados de las distribuidoras se componen de los precios de generación, transmisión, y los valores agregados por costos de distribución. Antes de las reformas introducidas a la Ley General de Servicios Eléctricos (LGSE) por la Ley Corta II, los precios de generación correspondían a los precios de nudo determinados semestralmente por la CNE. Actualmente estos precios serán los que resulten del proceso de licitación de bloques de energía. La componente de precios de transmisión corresponde al peaje por el uso de las instalaciones de transmisión troncal, descontado el pago por uso que realizan las generadoras que inyectan energía al Sistema a través de estas instalaciones, y al peaje por el uso de las instalaciones de subtransmisión que se extienden desde el sistema de transmisión troncal hasta el ingreso al sistema de distribución de la concesionaria. La última componente de costo que compone el precio regulado corresponde al VAD, el cual representa en definitiva el reconocimiento y pago a

7 Página 7 de 36 la empresa distribuidora de sus costos inversión, operación, pérdidas y mantenimiento, y sus gastos de administración, facturación y atención al usuario. El VAD corresponde a los costos medios por potencia instalada de distribución de una empresa modelo eficiente representativa de un área típica de distribución, y se fija cada cuatro años sobre la base de un estudio realizado, para cada área típica, por una empresa consultora contratada por la CNE y de otro u otros estudios contratados por las empresas distribuidoras a empresas consultoras establecidas en un listado previamente acordado con la CNE. La Comisión, en cada proceso de fijación tarifaria, define las áreas típicas a considerar en las Bases Técnicas del estudio del VAD, elaboradas seis meses antes, y clasifica en ellas a todas las empresas concesionarias del país. Conforme a las Bases Técnicas se deben realizar los estudios de dimensionamiento de redes de distribución y costos de la empresa modelo. Estos costos se ponderan en dos tercios para el estudio de la CNE y en un tercio para el promedio de los estudios realizados por las empresas. Con los valores agregados de distribución para cada área típica, la Comisión elabora las tarifas preliminares para cada distribuidora. La Comisión determina diversas opciones tarifarias para los clientes regulados de la distribuidora conforme a sus características de consumo de energía y potencia y tipo de medición instalada, considerando que el VAD es un costo asociado al uso de potencia de distribución en horas de punta por parte los usuarios. A fin de determinar el cargo por VAD que corresponde pagar a las diferentes opciones tarifarias, la Comisión calcula los denominados factores de coincidencia y horas de uso, que básicamente miden la presencia y proporcionalidad del consumo de potencia de cada tipo de cliente en la punta del sistema de generacióntransporte y del sistema de distribución. Asimismo, la Comisión establece diferenciaciones a nivel geográfico (comunal, en los últimos procesos tarifarios) en el cargo por VAD que deben para los clientes regulados de una misma empresa, mediante los denominados FS, a fin de evitar que existan diferencias muy significativas en el cobro a clientes regulados que habitan en una misma zona geográfica o en zonas geográficas colindantes. Una vez determinadas las tarifas preliminares conforme a lo indicado precedentemente, la Comisión verifica que los ingresos que las distribuidoras obtendrían aplicando dichas tarifas a sus consumos actuales, permitan a la industria obtener una tasa de rentabilidad real sobre sus activos actuales (valorados a valor nuevo de reemplazo en el mercado o VNR) entre el 6% y 14%. Durante el período de vigencia de las tarifas, anualmente la Comisión debe verificar que con los ingresos y costos de explotación reales la rentabilidad anual de la industria de distribución se mantenga entre el 5% y 15%. En el caso de que la rentabilidad se encuentre fuera de esta banda la Comisión deberá efectuar un nuevo estudio para determinar nuevas fórmulas tarifas, que estarán vigentes hasta completar el período de 4 años desde la última fijación tarifaria, salvo que haya acuerdo unánime entre las distribuidoras y la Comisión para ajustar las fórmulas vigentes. Dada la existencia de economías de densidad en el servicio público de distribución, las empresas alcanzan anualmente rendimientos crecientes con el aumento de la cantidad de clientes y de la demanda total por potencia dentro de su zona de concesión, los cuales son incorporados en las tarifas reguladas y transferidos a los clientes mediante la aplicación, sobre los cargos fijos, de factores de economías de escala anuales determinados por la Comisión. III.2. ESTRUCTURA DE LA FACTURACIÓN A CLIENTES REGULADOS En forma mensual o bimensual las empresas de distribución eléctrica deben emitir sus facturas a los clientes regulados por sus consumos durante el período de medición. En Chile se han definido varios grupos de tarifas para clientes regulados, de acuerdo a la tecnología de medición de energía y potencia que posea el usuario, y a su nivel de consumo. A continuación se realiza un breve análisis de los distintos grupos

8 Página 8 de 36 tarifarios, de la tarifa flexible regulada y de la composición de la facturación de suministro eléctrico para clientes regulados. III.2.1. CLASIFICACIÓN TARIFARIA DE LOS CLIENTES REGULADOS A NIVEL DE DISTRIBUCIÓN La autoridad sectorial ha clasificado a los usuarios finales regulados en dos grandes grupos, según se conecten en baja tensión (BT, aplicable a clientes conectados con empalme a líneas de voltaje igual o inferior a 400 volts) o alta tensión (AT, aplicable a clientes conectados con empalme a líneas de voltaje superior a 400 volts) en la red de distribución, es decir, a tensiones menores a 23 kv. La definición de los grupos tarifarios aplicables se encuentra en el Decreto que fija el VAD de las empresas de distribución eléctrica. Asimismo, dentro de cada grupo, y de acuerdo al tipo de medición de la energía y modalidad para la medición de potencia que lleven, existen los siguientes tipos de usuarios finales: Residenciales (BT1) a los que sólo se les mide la energía consumida mensualmente y cuya potencia conectada sea inferior a 10 KW, o bien instalen un limitador de potencia para cumplir esta condición; Clientes con potencia contratada (BT2 y AT2) a los que se les mide la energía y quienes establecen el pago por un monto fijo de potencia. La potencia contratada que solicite el cliente deberá ceñirse a las capacidades de los limitadores disponibles en el mercado; Clientes con demanda máxima leída (BT3 y AT3) a los que se les mide la energía y la demanda máxima consumida mensualmente 1, entendiendo por demanda máxima leída del mes el más alto valor de las demandas integradas de energía en períodos sucesivos de 15 minutos; y Clientes con medición horaria (BT4 y AT4), con medidor simple de energía y con potencia leída en forma horaria o contratada en alguna de las siguientes modalidades 2 : BT4.1 y AT4.1: Demanda máxima de potencia en horas de punta y demanda máxima de potencia, ambas contratadas. BT4.2 y AT4.2: Demanda máxima leída de potencia en horas de punta y demanda máxima de potencia contratada. BT4.3 y AT4.3: Demanda máxima de potencia en horas de punta y demanda máxima de potencia, ambas leídas. En el decreto tarifario de VAD se establece que los clientes podrán elegir libremente cualquiera de las opciones tarifarias que se describieron anteriormente, con las limitaciones y condiciones de aplicación que se establezcan en cada grupo tarifario y dentro del nivel de tensión que les corresponda. Las empresas de distribución estarán obligadas a aceptar la opción que los clientes elijan y éstos deberán permanecer en la opción elegida por al menos 12 meses. III.2.2. DESCOMPOSICIÓN DE LA CUENTA FINAL Una cuenta eléctrica típica de un consumidor regulado en Chile considera los siguientes elementos: Cargo fijo (en $/cliente). Destinado a cubrir los costos de facturación y atención comercial a clientes de la empresa de distribución. Cobro por uso del sistema troncal. Destinado a cubrir la proporción del costo del sistema de transmisión troncal a cargo de los consumidores. Resulta de la multiplicación del Cargo Único por uso del sistema troncal (en $/kwh) y la energía consumida por el cliente durante el período de facturación. 1 El medidor de potencia puede establecer la demanda máxima del mes pero no el momento en que ocurrió. 2 El medidor de potencia tiene la capacidad de establecer la demanda máxima y el momento en que ocurrió.

9 Página 9 de 36 Cobro por la energía consumida. Destinado a cubrir el costo de suministro de energía del sistema de generación y el uso del sistema de subtransmisión. Resulta de multiplicar el Precio de Nudo de la energía en nivel de distribución (en $/kwh), la energía consumida por el cliente durante el período de facturación y un factor por pérdidas medias de energía en el sistema de distribución. El Precio de Nudo de la energía a nivel de distribución es la suma del precio de la energía que la distribuidora debe cobrar para pagar a las empresas de generación con las que mantenga contratos de suministro, definido a la entrada del sistema de distribución 3, y un peaje por el uso del sistema de subtransmisión 4. Cobro por la potencia consumida. Destinado a cubrir el costo de suministro de potencia firme del sistema de generación y el uso del sistema de subtransmisión y distribución. Para ello se utilizan dos tipos de precios: el precio nudo de la potencia a nivel de distribución y el costo de distribución. El Precio de nudo de la potencia a nivel de distribución es la suma del precio de la potencia que la distribuidora debe cobrar para pagar a las empresas de generación con las que mantenga contratos de suministro, definido a la entrada del sistema de distribución, y un peaje por el uso del sistema de subtransmisión. El costo de distribución se encuentra en el decreto que fija las tarifas por el uso del sistema de distribución. La forma en que procede este cobro depende de la opción tarifaria del cliente: (1) BT1: como estos clientes solamente tienen medidor simple de energía, se procede a aproximar el consumo de potencia mediante su consumo de energía. Para ello se divide el consumo de energía durante el período de facturación para el número de horas de uso que un cliente tipo hace del sistema cuando éste se encuentra en las horas de punta de sistema de generación - transporte y cuando éste se encuentra en las horas de punta del sistema de distribución 5. El resultado de la primera división se multiplica por el precio nudo de la potencia y por las pérdidas medias de potencia a nivel de distribución. El resultado de la segunda división se multiplica por el costo de distribución en baja tensión. (2) BT2, BT3, AT2, AT3: Independientemente de si el cliente tiene la potencia máxima contratada (BT2 y AT2) o tiene un medidor para medir la potencia máxima que consume (BT3 y AT3), la distribuidora debe establecer si dicho consumo se encuentra presente en horas de punta o parcialmente presente en punta, y debe aplicarles el cargo respectivo a cada caso 6. Dichos cargos difieren solamente en el factor de coincidencia de la demanda máxima del cliente con la demanda máxima del sistema que es utilizado, e incluyen el precio de la potencia y el costo de distribución en alta o baja tensión, según corresponda. (3) BT4 y AT4. Estos grupos tarifarios diferencian la demanda máxima que el cliente contrata o consume durante las horas de punta del sistema de generación y la demanda máxima que el cliente contrata o consume durante el resto del año. El cliente paga el precio de la potencia por la demanda máxima en horas de punta del sistema de generación. Asimismo, el cliente 3 Incluye, además, un recargo para solventar a consumidores de otras empresas de distribución cuyo precio de contrato de suministro esté por encima del 5% del promedio de todos los contratos, según lo establece la LGSE. Si la empresa distribuidora es la que se encuentra en dicha situación, se le aplica un subsidio (y no un recargo) hasta que el precio de la energía aplicable a sus clientes alcance la banda superior del 5% señalada. 4 Antes de la publicación en el Diario Oficial del D.S. N 320/2008 que por primera vez fijaba las tarifas de subtransmisión y sus fórmulas de indexación, en el Decreto de Precio de Nudo semestral se incluía un % de recargo por km de transporte (el cual difería dependiendo del nivel de tensión de la línea) sobre el Precio de Nudo de la energía y un sobrecargo por km de transporte en el precio nudo de potencia, para considerar los costos por uso del sistema de subtransmisión. 5 Los números de horas de uso se establecen en el decreto de VAD para cada empresa de distribución. 6 Según el Decreto VAD, se entenderá que la potencia contratada o leída está siendo usada manifiestamente durante las horas de punta, cuando el cociente entre la demanda media del cliente en horas de punta y su potencia contratada, en el caso de las opciones BT2 y AT2, o su demanda máxima leída, en el caso de las opciones BT3 y AT3, es mayor o igual a 0,5. Por demanda media en horas de punta se entenderá al consumo de energía durante dichas horas dividido por el número de horas de punta.

10 Página 10 de 36 paga el costo de distribución en alta o baja tensión, según corresponda, por la demanda máxima en horas de punta del sistema de generación por su respectivo factor de coincidencia 7, y por la diferencia (positiva o negativa) entre la demanda máxima del resto del año y la demanda máxima en horas de punta de generación, por su respectivo factor de coincidencia 8. Otros recargos y descuentos. El Decreto que fija el VAD para las empresas de distribución, permite realizar un cargo adicional a los clientes regulados en función de la relación de su consumo activo y reactivo, de acuerdo a los montos y condiciones que se establezcan en el Decreto de Precio de Nudo de Corto plazo vigente. Asimismo, para clientes en alta tensión cuyo consumo sea medido en baja tensión, se considerara un recargo de 3.5% por pérdidas de transformación en los cargos de energía y potencia. Finalmente, 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%. III.3. FACTORES DE SECTORIZACIÓN. APLICACIÓN HISTÓRICA De acuerdo a lo dispuesto en los decretos tarifarios de VAD, los FS corresponden a los denominados Factores de Asignación de Costos Sectorizados, y como lo indica la CNE en sus informes técnicos, se determinan para reconocer la diversidad de costos unitarios al interior de la zona de concesión. A continuación se describe la evolución que ha tenido la aplicación de los FS en los distintos decretos tarifarios. III.3.1. AÑO 1992 El D.S. N 572 de 1992 que fija las tarifas de distribución eléctrica por el período contemplaba en su punto 10.2 la definición de áreas típicas para cada empresa: 7 Factor de coincidencia de demanda máxima en hora de punta de generación respecto a la demanda máxima del sistema de distribución. 8 Factor de coincidencia de demanda máxima fuera de hora de punta de generación respecto a demanda máxima del sistema de distribución.

11 Página 11 de 36 Cuadro 1: Áreas Típicas del D.S. N 572 de 1992 EMPRESA AREA B EMELARI 2 0,94 ELIQSA 2 0,94 ELECDA-1 2 0,96 ELECDA-2 2 0,97 EMELAT 2A 0,91 EMEC-1 y 4 2A 0,92 EMEC-2 y 3 3 0,92 CHILQUINTA 1-5 y 7 2 0,92 CHILQUINTA y 6 2A CONAFE-1 1 0,89 CONAFE-2 2A 0,89 CASABLANCA 2A 0,96 LITORAL 2A 0,87 CHILECTRA-1 1 0,89 CHILECTRA-2 2 0,89 RIO MAIPO 2A 0,9 COLINA 2 1 TIL TIL 2A 1 PUENTE ALTO 2 0,81 LAS CONDES 3 0,97 PIRQUE 3 1 EMEL-1 2A 0,94 EMEL-2-3 Y 4 3 0,94 COOPERATIVA LOS ANGELES 3 1 COOPERATIVA TEMUCO 3 1 COOPERATIVA LIMARI 3 1 COOPERATIVA TALCA 3 1 COOPERATIVA BIO BUENO 3 1 COOPERATIVA LINARES 3 1 COOPERATIVA PAILLACO 3 1 CGEI-1 2A 0,95 CGEI-2-3 y 5 2 0,95 CGEI CGEI-6 3 0,95 E.E. DEL SUR 2 0,89 FRONTEL 1 y 2 3 0,95 FRONTEL 3 2 0,95 SAESA-1-2 y 3 2A 0,93 SAESA-4 3 0,93 EDELAYSEN 3 1 EDELMAG 2A 0,86 Como puede apreciarse, se establecieron 4 áreas tarifarias (nominalmente eran 3, pero el área 2 contenía un caso especial denominado 2A). Llama también la atención la aplicación del parámetro B (factor de corrección por aportes de terceros) diferenciado según sector de distribución. En efecto, además del área

12 Página 12 de 36 típica se contemplaba la sectorización de cada empresa, la cual se aplicaba sólo a las empresas más grandes (punto 2 del decreto), y era la siguiente: Cuadro 2: Sectorización de empresas del D.S. N 572 de 1992 EMPRESA SECTOR ALCANCE ELECDA Sector 1 Zona de concesión, excepto comuna de Taltal Sector 2 Comuna de Taltal Sector 1 IV Región, excepto provincias de Limarí y Choapa EMEC CHILECTRA V REGION CONAFE CHILECTRA EMEL CGEI FRONTEL SAESA Sector 2 Provincia de Limarí Sector 3 Provincia de Choapa Sector 4 V Región Sector 1 Comunas de Valparaíso y Viña de Mar Sector 2 Provincias de Valparaíso, excepto comunas de Valparaíso, Viña del Mar, Casablanca y Quintero Sector 3 Provincia de Quillota 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 Sector 1 V Región Sector 2 VII Región Sector 1 Zona de concesión excepto provincia de Chacabuco Sector 2 Provincia de Chacabuco Sector 1 Comuna de Melipilla, Curacaví, Talagante Sector 2 Región Metropolitana, excepto comunas de Melipilla, Curacaví y Talagante Sector 3 VI y VII Región Sector 4 VIII Región Sector 1 Región Metropolitana y VI Región Sector 2 VII Región Sector 3 VIII Región, excepto comunas de Concepción y Talcahuano Sector 4 Comuna de Concepción y Talcahuano Sector 5 IX Región, excepto comunas de Villarrica y Pucón Sector 6 Comunas de Villarrica y Pucón Sector 1 VIII Región Sector 2 IX Región Sector 3 Comunas de Temuco y Los Angeles Sector 1 Comunas de Gorbea, Loncoche, Villarrica, Lanco y Panguipulli Sector 2 Provincia de Valdivia Sector 3 Provincias de Osorno y Llanquihue Sector 4 Provincia de Chiloé La sectorización anterior aplicaba a los recargos de lo que hoy se denomina subtransmisión (precio nudo equivalente de la potencia y energía), y su aplicación a los cargos fijos, CDBT y CDAT se hacía a través de las áreas típicas. Es decir, la diferenciación geográfica de los cargos anteriores en definitiva también correspondía al sector de distribución de cada distribuidora eléctrica. III.3.2. AÑO 1996 Para el proceso tarifario siguiente y que culminó con la dictación del D.S. N 300 de 1997, que fija las tarifas de distribución eléctrica por el período , se hizo una clasificación de cada comuna-empresa en un área típica y sector de distribución. Esto es, para un mismo sector de distribución, varias comunas podrían pertenecer a más de un área típica, dando cuenta así de una manera más fina de la diferencia de costos medios de distribuir electricidad en cada comuna. La sectorización de las empresas se encontraba en el

13 Página 13 de 36 punto 1.2 del decreto y era la que se muestra parcialmente (sólo las primeras cinco empresas), en el cuadro siguiente: Cuadro 3: Áreas Típicas y Sectorización del D.S. N 300 de 1997 EMPRESA SECTOR COMUNA AREA TIPICA Emelari 1 Arica 2 Iquique 2 Eliqsa Elecda 1 Pica y Pozo Almonte 3 Huara 4 1 Antofagasta y Calama 2 Mejillones y Tocopilla 3 2 Taltal 3 Copiapó 2 Emelat 1 Caldera, Chañaral, Diego de Almagro, Freirina, Tierra Amarilla y Vallenar 3 Emec Alto del Carmen y Huasco 4 Coquimbo y La Serena 2 Andacollo y Vicuña 3 La Higuera y Paiguano 4 Ovalle y Punitaqui 3 Combarbalá, Monte Patria y Río Hurtado 4 Illapel y Los Vilos 3 Canela y Salamanca 4 Cabildo, La Ligua, Papudo, Petorca y Puchuncaví 3 Zapallar 4 El número de áreas típicas nuevamente era 4 (desapareció el área 2A). La sectorización también se aplicó a los recargos de la subtransmisión (precio nudo equivalente de la potencia y energía). La discriminación de los factores de coincidencia y horas de uso se hizo por sector. Pero en definitiva, la aplicación a los cargos fijos, y al CDBT y CDAT se hizo a nivel comunal, a través de las áreas típicas. Es decir, la diferenciación geográfica de estos últimos cargos correspondió a cada una de las comunas en que da servicio una distribuidora. III.3.3. AÑO 2000 En el proceso tarifario siguiente, que culminó con la dictación del D.S. N 632 de 2000, que fija las tarifas de distribución eléctrica por el período , en su punto 1.2 se establecieron las siguientes áreas típicas: Cuadro 4: Áreas Típicas del D.S. N 632 de 2000 EMPRESA AREA TÍPICA EMELARI 3 ELIQSA 2 ELECDA 2 EMELAT 2 EMEC 3 CHILQUINTA 3

14 Página 14 de 36 CONAFE 2 EMELCA 5 LITORAL 5 CHILECTRA 1 RIO MAIPO 2 COLINA 3 TIL TIL 3 PUENTE ALTO 2 LUZANDES 3 PIRQUE 3 EMELECTRIC 4 CGE 2 EMELPAR 3 COOPELAN 5 FRONTEL 5 SAESA 4 EDELAYSEN 4 EDELMAG 3 CODINER 5 ELECOOP 4 E. CASABLANCA 4 COOP. CURICO 3 EMETAL 6 LUZLINARES 5 LUZPARRAL 5 COPELEC 6 COELCHA 6 SOCOEPA 5 COOPREL 5 CREO 5 Es decir, se aumentó a 6 las áreas típicas, pero se produjo un cambio sustancial respecto del decreto tarifario anterior por cuanto cada empresa fue clasificada en una y sólo un área típica. Las horas uso y factores de coincidencia eran únicos por empresa. La dispersión entre los valores extremos del CDAT era de un 455% y en el caso del CDBT de un 269% (punto 7.2.1). Es en este decreto que aparecen por primera vez los Factores de Asignación de Costos Sectorizados (punto 7.6), uno para los costos (en realidad cargos) fijos (FSTCF) y otro para los valores agregados de distribución (FSTCD) como factor único que multiplica tanto el CDAT como el CDBT (punto 7.2.1). Los factores eran los siguientes (se muestran sólo los de las primeras cuatro empresas): Cuadro 5: del D.S. N 632 de 2000 EMPRESA COMUNA FSTCD FSTCF EMELARI ARICA 1,000 1,000 EMELARI CAMARONES 1,000 1,000 ELIQSA IQUIQUE 0,960 0,999 ELIQSA HUARA 1,842 1,020 ELIQSA PICA 1,462 1,007 ELIQSA POZO ALMONTE 1,462 1,007 ELECDA ANTOFAGASTA 0,955 1,000

15 Página 15 de 36 ELECDA MEJILLONES 1,436 1,002 ELECDA CALAMA 0,955 1,000 ELECDA TOCOPILLA 1,436 1,002 ELECDA TALTAL 1,436 1,002 EMELAT COPIAPO 0,833 0,996 EMELAT CALDERA 1,133 1,002 EMELAT TIERRA AMARILLA 1,133 1,002 EMELAT CHAÑARAL 1,133 1,002 EMELAT DIEGO DE ALMAGRO 1,133 1,002 EMELAT VALLENAR 1,133 1,002 EMELAT ALTO DEL CARMEN 1,689 1,018 EMELAT FREIRINA 1,133 1,002 EMELAT HUASCO 1,689 1,018 El FSTCD variaba entre 0,557 y 1,979 mientras que el FSTCF lo hacía entre 0,860 y 1,849. Su intención aparente entonces era modular tanto el cargo fijo como el CDBT y CDAT para reducir en algún modo las diferencias tarifarias entre comunas, seguramente sin alterar la recaudación esperada de cada empresa distribuidora. Ello, toda vez que este decreto ya no establecía áreas típicas por comuna sino por empresa pudiendo producirse diferencias tarifarias mucho más pronunciadas entre empresas vecinas. III.3.4. AÑO 2004 En el proceso tarifario siguiente, que culminó con la dictación del D.S. N 276 de 2004, que fija las tarifas de distribución eléctrica por el período , se mantuvieron varios de los criterios del proceso anterior, en particular una clasificación de 6 áreas típicas y cada empresa perteneciendo sólo a una de ellas. La dispersión entre los valores extremos del CDAT era de un 536% y en el caso del CDBT de un 354% (punto 7.3.1). En este decreto los cargos variables (CDAT y CDBT) y los cargos fijos para clientes con medidores de energía se modulan por dos factores: los Factores de Asignación de Costos Sectorizados (punto 7.7, FSTCD y FSTCF), y los factores de reasignación de cargos fijos para clientes con medidor de energía (punto 7.8, FVAD y FCFE). Los primeros con una diferenciación comunal y los segundos por empresa. Estos últimos determinados probablemente con el objeto de que el cargo fijo sectorizado para clientes con medidor de energía, no experimente alzas respecto a los valores vigentes al momento de dictar el nuevo decreto tarifario. El FSTCD variaba entre 0,557 y 1,961 mientras que el FSTCF lo hacía entre 0,861 y 1,088. III.3.5. AÑO 2008 En el último proceso tarifario realizado, y que culminó con la dictación del D.S. N 385 de 2008, que fija las tarifas de distribución eléctrica por el período , también se mantuvieron varios de los criterios del proceso anterior, en particular una clasificación de 6 áreas típicas y cada empresa perteneciendo sólo a una de ellas. La dispersión entre los valores extremos del CDAT era de un 955% y en el caso del CDBT de un 463% (punto 7.3.1). Nuevamente, en este decreto los cargos variables (CDAT y CDBT) y los cargos fijos para clientes con medidores de energía se modulan por dos factores: los Factores de Asignación de Costos Sectorizados (punto 7.7, FSTCD y FSTCF), y los factores de reasignación de cargos fijos para clientes con medidor de energía (punto 7.8, FVAD y FCFE). Los primeros con una diferenciación comunal y los segundos por empresa. El FSTCD variaba entre 0,556 y 1,931 mientras que el FSTCF lo hacía entre 0,694 y 1,818.

16 Página 16 de 36 IV. METODOLOGÍA DE REFERENCIA PARA LA DETERMINACIÓN DE LOS FS IV.1. DOCUMENTACIÓN No se pudo obtener más documentación pública de sustento respecto del cálculo de los FS en el primer proceso tarifario en que éstos aparecieron (año 2000), por lo que en la práctica se desconoce su mecanismo de cálculo y los supuestos o restricciones adoptadas para su determinación original. Como se verá más adelante, esta es una debilidad sumamente relevante. En el proceso tarifario de 2008, específicamente en el informe técnico de la CNE 9, Capítulo II, se señala: La determinación de los parámetros consideró un ajuste en las horas de uso, factores de coincidencia, factores de asignación de costos sectorizados (FSTCD y FSTCF) y factores de reasignación de cargos fijos de clientes con medidor de energía (FCFE y FVAD), en conformidad con lo establecido en el Artículo 185 de la Ley y 295 del Decreto N 327. En su parte relevante, el artículo 185 de la LGSE dispone: Con los valores agregados resultantes del artículo precedente y los precios de nudo que correspondan, la Comisión estructurará un conjunto de tarifas básicas preliminares, de acuerdo al criterio expresado en el artículo 181 de la presente ley. Deberán existir tantas tarifas básicas como empresas y sectores de distribución de cada empresa se hayan definido. El artículo 181 de la LGSE señala: La estructura de los precios a nivel de distribución considerará los precios de nudo establecidos en el punto de conexión con las instalaciones de distribución, y del cargo único por concepto de uso del sistema de transmisión troncal, señalado en la letra a) del artículo 102º y el valor agregado por concepto de costos de distribución, adicionándolos a través de fórmulas que representen una combinación de dichos valores, de tal modo que el precio resultante de suministro corresponda al costo de la utilización por parte del usuario de los recursos a nivel producción transporte y distribución empleados. Por su parte, el artículo 295 del D.S. N 327 establece: Para los efectos de calcular el valor agregado por concepto de distribución, la Comisión deberá establecer un determinado número de áreas de distribución típicas, para las cuales se calcularán las componentes de dicho valor indicadas en el artículo anterior, oyendo previamente a las empresas. Para la determinación de las áreas típicas, la Comisión podrá encargar un estudio para definir los parámetros de clasificación de las empresas o sectores de ellas. Este estudio podrá considerar, entre otros, índices de ruralidad, de densidad de población y de densidad de consumo. Para la aplicación de las tarifas de distribución se establecerá un conjunto de sectores de distribución que en total correspondan a todas las zonas en que existan concesionarios de servicio público de distribución. Cada empresa concesionaria, globalmente o dividida en sectores de distribución, deberá ser asignada a una o más áreas de distribución típicas, de manera que la asignación cubra totalmente su zona de concesión. 9 Informe Técnico. Fijación de Fórmulas Tarifarias para Concesionarios de Servicio Público de Distribución. Cuadrienio noviembre de 2008 noviembre de

17 Página 17 de 36 Como puede apreciarse, en las referencias normativas anteriores no se advierten mayores detalles respecto de cómo fueron determinados los FS. A continuación, el mismo informe técnico en su Capítulo II, punto 9.6, señala: Como se indicó en el punto 2 de este Capítulo, los niveles tarifarios dados por las áreas típicas a las cuales fueron asignadas las empresas concesionarias, han sido sectorizados, conforme los Artículos 185 de la Ley y 295 del Decreto N 327, de modo de reconocer la diversidad de costos unitarios al interior de la zona de concesión. Como criterio de sectorización se utilizó el criterio de segmentación comunal establecido en las tarifas vigentes. Para reconocer la diferenciación de costos se mantuvo la desviación relativa considerada en la fijación del año 2004, la que correlaciona los costos unitarios comunales con indicadores que dan cuenta de la densidad de carga en cada zona. De esta forma, y manteniendo el nivel tarifario general dado por el área típica correspondiente al presente proceso de fijación tarifaria, se sectorizó a nivel comunal los costos de distribución y costos fijos, valores que se muestran en Anexo N 3. Los factores de asignación de costos sectorizados FSTCF y FSTCD corresponden a coeficientes adimensionales que multiplican a los cargos fijos y costos de distribución respectivamente. La conclusión destacable de ello es que en el año 2008, los FS se determinaron manteniendo la desviación relativa considerada en la fijación del año Por otro lado, no conociendo el detalle metodológico de la determinación de los FS para el año 2000 o 2004 no se puede entonces conocer para el último proceso tarifario. Otra fuente documental analizada la constituyó el informe denominado: Determinación de Áreas Típicas de Distribución y Factores Tarifarios, de octubre de 2010, elaborado por IEAndes Consultores. En él se desarrolla una metodología para limitar las diferencias en las cuentas de clientes BT1 de 134 KWh (monto correspondiente a clientes de bajo consumo) que son atendidos por distintas empresas en una misma comuna, manteniendo invariante los ingresos de las respectivas empresas a los valores que les corresponde por VAD. La aproximación anterior nos parece correcta si el problema que se quiere abordar se considera esencialmente político o social. En efecto, mediante la aplicación de los FS no se puede pretender eliminar la diferenciación lógica que se produce con la clasificación de áreas típicas, y es razonable plantearse entonces como meta al menos reducir la diferenciación para un cliente tipo u objetivo. Sin embargo, dadas las restricciones que se discutieron con la Contraparte Técnica y que se detallan más adelante, ello no corresponde a lo pretendido por la CNE como criterio general de ajuste. IV.2. DETERMINACIÓN DE ÁREAS CONFLICTIVAS De acuerdo a la información que las empresas de distribución presentaron a la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC) para el año 2010, se puede determinar aquellas comunas en las que habría la presencia de más de una empresa de distribución. Ello en primera instancia podría pensarse que es suficiente para acotar el problema desde la dimensión geográfica, pero veremos que no es así. Se realiza este ejercicio por cuanto es probablemente bajo esta lógica que se ha realizado el análisis y determinación de los FS. En el siguiente cuadro se puede observar las regiones, comunas y empresas (con su respectiva área típica de acuerdo al último proceso de fijación tarifaria). De acuerdo a esta información, existían en el año 2010 alrededor de 124 comunas en las que había presencia de más de una empresa de distribución, de las cuales en una de ellas había 5 empresas, en 8 de ellas había 4 empresas, en 37 de ellas había 3 empresas y en el

18 Página 18 de 36 resto había 2 empresas. En gris también se señalan en el cuadro siguiente aquellas comunas en las que las empresas presentes en ella pertenecen a una misma área típica. Estas corresponden solamente a comunas con presencia de dos empresas y ascienden a un total de 11 comunas, por lo que en la gran mayoría de las comunas en las que existe más de una empresa de distribución, dichas empresas pertenecen a áreas típicas distintas. Esta información, debería actualizarse en atención a que pueden existir transferencias de zonas de concesión o a que algunas empresas (como por ejemplo, Coelcha) dejen de tener clientes y por tanto ofrecer tarifas reguladas en algunas comunas donde estaban previamente Esto último, por ejemplo, se evidenció cuando se trató de averiguar las tarifas que ofrecían algunas empresas en algunas comunas seleccionadas para comparar las tarifas de suministro regulado, encontrándose que algunas de ellas ya no consideraban algunas de las comunas señaladas en el Cuadro 6 (año 2010) dentro de su planilla de tarifas de suministro para clientes regulados correspondiente a junio 2012.

19 Página 19 de 36 Cuadro 6: Comunas con presencia de más de una Empresa Eléctrica, Empresas Eléctricas presentes con su respectiva Área Típica Región Comuna E. E. (1) A.T.(1) E. E. (2) A.T.(2) E. E. (3) A.T.(3) E. E. (4) A.T.(4) E. E. (5) A.T.(5) III Freirina Emelat 2 Conafe 3 Ovalle Conafe 3 Enelsa 3 IV Combarbalá Conafe 3 Enelsa 3 Monte Patria Conafe 3 Enelsa 3 Punitaqui Conafe 3 Enelsa 3 Valparaíso Chilquinta 3 Conafe 2 E. de Casablanca 4 Casablanca Emelca 5 Litoral 4 E. de Casablanca 4 Puchuncaví Chilquinta 3 Conafe 3 Quilpué Chilquinta 3 Conafe 2 Viña del Mar Chilquinta 3 Conafe 2 V San Antonio Chilquinta 3 Emelectric 3 Algarrobo Litoral 4 E. de Casablanca 4 Cartagena Chilquinta 3 Litoral 4 Emelectric 3 E. de Casablanca 4 El Tabo Chilquinta 3 Litoral 4 Santo Domingo Chilquinta 3 Emelectric 3 Llay Llay Chilquinta 3 Til - Til 4 Las Cabras Emelectric 3 CGE Distribución 2 VI Pichidegua Emelectric 3 CGE Distribución 2 Chimbarongo Emelectric 3 CGE Distribución 2 Talca Emelectric 3 CGE Distribución 2 Emetal 5 Constitución Emelectric 3 Emetal 5 Luz Linares 5 VII Curepto Emelectric 3 Emetal 5 Maule Emelectric 3 CGE Distribución 2 Emetal 5 Pelarco Emelectric 3 CGE Distribución 2 Emetal 5

20 Página 20 de 36 Región Comuna E. E. (1) A.T.(1) E. E. (2) A.T.(2) E. E. (3) A.T.(3) E. E. (4) A.T.(4) E. E. (5) A.T.(5) VIII Pencahue Emelectric 3 CGE Distribución 2 Emetal 5 Río Claro Emelectric 3 CGE Distribución 2 Emetal 5 San Clemente Emelectric 3 Emetal 5 San Rafael Emelectric 3 CGE Distribución 2 Emetal 5 Cauquenes Emelectric 3 Luz Parral 5 Curicó CGE Distribución 2 Coop. Curicó 3 Molina Emelectric 3 CGE Distribución 2 Coop. Curicó 3 Rauco Emelectric 3 CGE Distribución 2 Romeral CGE Distribución 2 Coop. Curicó 3 Sagrada Familia Emelectric 3 CGE Distribución 2 Teno CGE Distribución 2 Coop. Curicó 3 Linares CGE Distribución 2 Luz Linares 5 Colbún Emelectric 3 Luz Linares 5 Longaví Emelectric 3 CGE Distribución 2 Luz Linares 5 Luz Parral 5 Parral Emelectric 3 Luz Parral 5 Retiro Emelectric 3 Luz Parral 5 San Javier Emelectric 3 CGE Distribución 2 Emetal 5 Luz Linares 5 Luz Parral 5 Villa Alegre CGE Distribución 2 Luz Linares 5 Yerbas Buenas Emelectric 3 CGE Distribución 2 Emetal 5 Luz Linares 5 Coronel CGE Distribución 2 Frontel 5 Florida CGE Distribución 2 Frontel 5 Copelec 5 Coelcha 6 Hualqui CGE Distribución 2 Frontel 5 Coelcha 6 Tomé CGE Distribución 2 Frontel 5 Copelec 5 Los Ángeles CGE Distribución 2 Coopelan 5 Frontel 5 Coelcha 6 Cabrero Frontel 5 Coelcha 6 Laja Coopelan 5 Frontel 5

21 Página 21 de 36 Región Comuna E. E. (1) A.T.(1) E. E. (2) A.T.(2) E. E. (3) A.T.(3) E. E. (4) A.T.(4) E. E. (5) A.T.(5) Mulchén CGE Distribución 2 Coopelan 5 Frontel 5 Nacimiento Frontel 5 Coelcha 6 Quilleco Coopelan 5 Frontel 5 Coelcha 6 Santa Bárbara Coopelan 5 Frontel 5 Tucapel Frontel 5 Coelcha 6 Yumbel Frontel 5 Coelcha 6 Chillán CGE Distribución 2 Copelec 5 Bulnes Frontel 5 Copelec 5 Cobquecura Emelectric 3 Copelec 5 Coelemu Emelectric 3 CGE Distribución 2 Copelec 5 Coihueco Emelectric 3 CGE Distribución 2 Copelec 5 Chillán Viejo CGE Distribución 2 Copelec 5 El Carmen Frontel 5 Copelec 5 Ninhue Emelectric 3 Copelec 5 Niquén Emelectric 3 Luz Parral 5 Pemuco Frontel 5 Copelec 5 Coelcha 6 Pinto Emelectric 3 Frontel 5 Copelec 5 Portezuelo Emelectric 3 Copelec 5 Quillón Frontel 5 Copelec 5 Coelcha 6 Quirihue Emelectric 3 Copelec 5 Ránquil Emelectric 3 Frontel 5 Copelec 5 San Carlos Emelectric 3 CGE Distribución 2 Luz Parral 5 Copelec 5 San Fabián Emelectric 3 Copelec 5 San Ignacio Frontel 5 Copelec 5 San Nicolás Emelectric 3 CGE Distribución 2 Copelec 5 Trehuaco Emelectric 3 Copelec 5

22 Página 22 de 36 Región Comuna E. E. (1) A.T.(1) E. E. (2) A.T.(2) E. E. (3) A.T.(3) E. E. (4) A.T.(4) E. E. (5) A.T.(5) IX X Yungay Frontel 5 Coelcha 6 Temuco CGE Distribución 2 Frontel 5 Codiner 6 Cunco Frontel 5 Codiner 6 Freire CGE Distribución 2 Frontel 5 Codiner 6 Galvarino Frontel 5 Codiner 6 Gorbea Frontel 5 Saesa 4 Codiner 6 Lautaro CGE Distribución 2 Frontel 5 Codiner 6 Loncoche CGE Distribución 2 Saesa 4 Codiner 6 Nueva Imperial Frontel 5 Codiner 6 Padre Las Casas CGE Distribución 2 Frontel 5 Codiner 6 Perquenco Frontel 5 Codiner 6 Pitrufquén CGE Distribución 2 Frontel 5 Codiner 6 Toltén Frontel 5 Saesa 4 Vilcún CGE Distribución 2 Frontel 5 Codiner 6 Villarica CGE Distribución 2 Frontel 5 Saesa 4 Codiner 6 Curacautín Frontel 5 Codiner 6 Ercilla Frontel 5 Codiner 6 Traiguén Frontel 5 Codiner 6 Victoria Frontel 5 Codiner 6 Puerto Montt Saesa 4 Crell 5 Fresia Saesa 4 Crell 5 Frutillar Saesa 4 Luz Osorno 5 Crell 5 Los Muermos Saesa 4 Crell 5 Llanquihue Saesa 4 Crell 5 Maullín Saesa 4 Crell 5 Puerto Varas Saesa 4 Luz Osorno 5 Crell 5

23 Página 23 de 36 Región Comuna E. E. (1) A.T.(1) E. E. (2) A.T.(2) E. E. (3) A.T.(3) E. E. (4) A.T.(4) E. E. (5) A.T.(5) RM XIV Osorno Saesa 4 Luz Osorno 5 Crell 5 Puerto Octay Saesa 4 Luz Osorno 5 Purranque Saesa 4 Luz Osorno 5 Crell 5 Puyehue Saesa 4 Luz Osorno 5 Río Negro Saesa 4 Luz Osorno 5 San Juan de la Costa Saesa 4 Luz Osorno 5 San Pablo Saesa 4 Cooprel 5 Luz Osorno 5 Lo Barnechea Chilectra 1 Luz Andes 3 Puente Alto EE Puente Alto 2 CGE Distribución 2 Colina Chilectra 1 Colina 3 Tiltil Chilectra 1 Til - Til 4 Curacaví Emelectric 3 CGE Distribución 2 E. de Casablanca 4 Talagante Emelectric 3 CGE Distribución 2 Isla de Maipo Emelectric 3 CGE Distribución 2 Los Lagos Saesa 4 Socoepa 5 Crell 5 Máfil Saesa 4 Socoepa 5 Paillaco Saesa 4 Socoepa 5 Panguipulli Saesa 4 Socoepa 5 Luz Osorno 5 La Unión Saesa 4 Socoepa 5 Cooprel 5 Luz Osorno 5 Futrono Saesa 4 Socoepa 5 Lago Ranco Saesa 4 Cooprel 5 Río Bueno Saesa 4 Cooprel 5 Fuente: Elaboración propia en base a información de Ingresos de Explotación 2010 presentados por las empresas a SEC. E.E. (1): Empresa Eléctrica 1 presente en la comuna A.T. (1): Área Típica a la que pertenece la Empresa Eléctrica 1 presente en la comuna

24 Página 24 de 36 E.E. (2): Empresa Eléctrica 2 presente en la comuna A.T. (2): Área Típica a la que pertenece la Empresa Eléctrica 2 presente en la comuna E.E. (3): Empresa Eléctrica 3 presente en la comuna A.T. (3): Área Típica a la que pertenece la Empresa Eléctrica 3 presente en la comuna E.E. (4): Empresa Eléctrica 4 presente en la comuna A.T. (4): Área Típica a la que pertenece la Empresa Eléctrica 4 presente en la comuna E.E. (5): Empresa Eléctrica 5 presente en la comuna A.T. (5): Área Típica a la que pertenece la Empresa Eléctrica 5 presente en la comuna Ahora bien, a nuestro juicio lo más significativo del análisis anterior es que las comunas identificadas en el Cuadro anterior no representan a todo el universo de comunas que se deben considerar a efectos de determinar los FS, sino que habría que incorporar adicionalmente aquellas comunas colindantes abastecidas por las mismas u otras empresas de distribución a las identificadas en el Cuadro. Se requiere por tanto un procesamiento adicional y más elaborado en la metodología alternativa que se proponga. En otras palabras, el análisis anterior no evidencia que perfectamente puede haber comunas aledañas en que la separación de las mismas es, por ejemplo, sólo el eje de una calle, en donde dos clientes ubicados frente a frente y a escasos metros pueden pagar tarifas significativamente diferentes si pertenecen a empresas clasificadas en áreas típicas muy disímiles. Este aspecto debe entonces recogerse en la metodología alternativa.

25 Página 25 de 36 IV.3. ANÁLISIS EMPÍRICO De acuerdo al análisis de los modelos proporcionados por la Contraparte Técnica (no públicos) se pudo constatar lo siguiente: El archivo PXQ Completo NVO F de Sectorización.XLS remitido, sirve para calcular las tarifas de distribución para todas las comunas y opciones tarifarias. No es un modelo que tenga soporte interno o externo comprometido. Este modelo está compuesto por las siguientes hojas: o INDEXACIÓN_Dx: Donde se registran todos los índices necesarios para ir actualizando las tarifas de distribución. o DECRETO_X_ATip: Donde se registran los resultados de los estudios de VAD para cada área tipica, incluyendo el estudio de la CNE y de las empresas, y se realiza la ponderación 2/3-1/3. o DECRETO_X_Emp: En esta hoja se encuentran todos los parámetros necesarios para calcular todos los cargos requeridos en las fórmulas tarifarias para cada una de las empresas concesionarias de distribución. o Cargos: En esta hoja se encuentran todos los cargos necesarios para el cálculo de las tarifas finales de distribución. o FVADyFCF: Esta hoja es utilizada para calcular los ingresos esperados para cada concesionaria de distribución considerando la variación en los factores que variabilizan el cargo fijo. o FSectorizacion: En esta hoja se encuentra el resultado producto del análisis de los factores sectorización, para cada una de las concesionarias y comunas donde prestan servicio. o COMUNAS: En esta hoja se encuentran las formulas necesarias para el cálculo de todos los cargos para la obtención las tarifas de distribución, para cada una de las concesionarias, cada comuna donde prestan servicio de distribución y para cada una de las opciones tarifarias. La planilla es un modelo genérico para el cálculo de las tarifas de distribución, donde se deben actualizar todos los parámetros e indexadores de acuerdo al decreto tarifario correspondiente. Se constató que la versión recibida no viene con los valores o parámetros definitivos del proceso tarifario La metodología utilizada para realizar el cálculo de los FS en el proceso tarifario es básicamente una actualización de los factores utilizados en el cuadrienio y no una determinación independiente. Para actualizar dichos factores toma los mismos utilizados en el proceso tarifario anterior y aplica un proceso iterativo de búsqueda tal que los ingresos de la concesionaría de distribución se mantengan constantes. Esto es realizado utilizando la herramienta de Excel, Buscar Objetivo, definiendo que el objetivo a obtener es la diferencia entre los ingresos totales estimados para la concesionaría y los ingresos calculados con las formulas tarifarias que incluye los correspondientes factores de sectorización debe ser mínima o tendiente a cero. Dicho factor multiplicativo obtenido como factor de sectorización, único por concesionaria, es aplicado directamente a los factores de sectorización para cada distribuidora y cada comuna definidos en el proceso tarifario anterior. IV.4. EFECTOS DE LA METODOLOGÍA DE REFERENCIA El objetivo final de los factores de sectorización debiera ser evitar que existan diferencias muy significativas en el cobro a clientes regulados que habitan en una misma zona geográfica o en zonas geográficas colindantes. Para verificar que efectivamente se esté cumpliendo este objetivo en la práctica, a continuación se realizará un breve análisis de las tarifas finales que cobran a sus clientes residenciales (BT1a, aéreo) las

26 Página 26 de 36 distribuidoras eléctricas en algunas comunas con presencia de más de una empresa, según lo anunciado por cada empresa en su página web o en la prensa nacional para el mes de junio En el Cuadro siguiente se puede observar el caso de la comuna de Ovalle, en la cual se encuentran presentes dos empresas de distribución (Conafe y Enelsa), pertenecientes a la misma área típica de distribución. Como se puede apreciar, los cargos a clientes residenciales entre ambas empresas son muy similares entre sí habiendo menos de 2% de diferencia en el costo de la energía al cliente residencial aunque existe una diferencia de aproximadamente un 10% en el cargo fijo. Cuadro 7: Factores de sectorización (proceso VAD ) y Cargos para clientes residenciales (junio 2012) de empresas presentes en la comuna de Ovalle (IV Región) Empresa Conafe Enelsa Area Típica 3 3 Región - Comuna IV Ovalle IV Ovalle FSTCF (año 2008) 0,986 0,990 FSTCD (año 2008) 1,116 0,982 Sector de Distribución Sector C3 Sector 1 Cargo Fijo ($/cliente) 1.163, ,80 Cargo único TT ($/kwh) 0,709 0,709 Cargo Energía base ($/kwh) 144, ,782 Cargo Energía adicional invierno ($/kwh) 210, ,462 En el Cuadro siguiente se puede apreciar el caso de otra comuna en la que también existen dos empresas de distribución, pero pertenecientes a áreas típicas distintas. En dicho caso se puede apreciar que los cargos de energía para clientes regulados difieren en forma más significativa que el caso anterior (en aproximadamente 9% en el caso de la energía base y 12% en el caso del cargo fijo). Cuadro 8: Factores de sectorización (proceso VAD ) y Cargos para clientes residenciales (junio 2012) de empresas presentes en la comuna de Freirina (III Región) Empresa Emelat Conafe Area Típica 2 3 Región - Comuna III Freirina III Freirina FSTCF (año 2008) 0,993 0,986 FSTCD (año 2008) 1,123 1,116 Sector de Distribución Comunas B Sector C3 Cargo Fijo ($/cliente) 1.041, ,37 Cargo único TT ($/kwh) 0,709 0,709 Cargo Energía base ($/kwh) 132, ,629 Cargo Energía adicional invierno ($/kwh) 180, ,226 En el Cuadro siguiente se aprecia el caso de una comuna que es abastecida por 3 empresas de distribución al mismo tiempo. Se puede apreciar que existen también diferencias muy significativas entre estas empresas, en especial porque CGE se encuentra en un área típica con un cargo VAD más bajo que las otras dos empresas. Llama la atención, sin embargo, los cargos que finalmente cobra Emetal (área típica 5), los cuales son inclusive inferiores a los que cobra Emelectric que se encuentra en un área típica inferior. Hay que considerar, no obstante, que las 3 empresas pertenecen actualmente al grupo CGE por lo que puede ser una estrategia comercial decidida a nivel corporativo.

27 Página 27 de 36 Cuadro 9: Factores de sectorización (proceso VAD ) y Cargos para clientes residenciales (junio 2012) de empresas presentes en la comuna de Talca (VII Región) Empresa Emelectric CGED Emetal Area Típica Región Comuna VII Talca VII Talca VII Talca FSTCF (año 2008) 1,008 1,004 1,001 FSTCD (año 2008) 1,285 0,889 0,669 Sector de Distribución Comunas F CGED-1 Sector 5 Comuna A Cargo Fijo ($/cliente) 1.189, , ,665 Cargo único TT ($/kwh) 0,709 0,709 0,709 Cargo Energía base ($/kwh) 140, , ,374 Cargo Energía adicional invierno ($/kwh) 210, , ,532 En el Cuadro siguiente se presenta, finalmente, el caso de una comuna abastecida por 4 empresas de distribución que no tienen nexos de propiedad entre ellas (aunque Coelcha y Copelec son miembros de FENACOPEL). En este caso se puede apreciar de mejor manera el efecto residual que persiste en los cobros que realizan las empresas de distribución de distintas áreas típicas en una misma comuna. Cuadro 10: Factores de sectorización (proceso VAD ) y Cargos para clientes residenciales (Junio 2012) de empresas presentes en la comuna de Florida (VIII Región) Empresa CGED Frontel Coelcha Copelec Area Típica Región Comuna VIII Florida VIII Florida VIII Florida VIII Florida FSTCF (año 2008) 1,038 1,007 0,994 0,976 FSTCD (año 2008) 1,931 1,308 1,018 1,196 Sector de Distribución CGED-3 Sector 8 Frontel 4 6 5a Cargo Fijo ($/cliente) 1.095, , , ,52 Cargo único TT ($/kwh) 0,709 0,709 0,709 0,709 Cargo Energía base ($/kwh) 125, , ,10 165,65 Cargo Energía adicional invierno ($/kwh) 187, , ,38 269,98 Las razones para estas diferencias pueden ser varias. Las diferencias más importantes deben estar tanto en las diferencias que aún persisten en el VAD cobrado y en las diferencias en los precios de contratos de suministro a clientes regulados que no pudieron ser consideradas al momento de fijar los factores de sectorización. IV.5. CONCLUSIONES Del análisis realizado sobre la metodología de referencia hemos extraído las siguientes conclusiones y críticas: No se encontró documentación de respaldo metodológico, aspecto que requiere con urgencia subsanarse, de modo de no arriesgar la pérdida o continuidad de criterios con la mera rotación natural del personal de la CNE No se modula el precio efectivamente pagado, salvo el Cargo Fijo, cuyo impacto en la cuenta final es muy menor y cuyas diferencias (también menores) entre opciones tarifarias no quedan recogidas. Asimismo, tampoco se distingue entre clientes de AT y BT. Por lo anterior, obviamente persisten diferencias que pueden ser importantes a nivel comunal o individual (determinados

28 Página 28 de 36 clientes) tanto en el cargo fijo como en los variables. Todo lo anterior no constituye una crítica sino más bien una constatación por cuanto, más adelante veremos que forma parte de las condiciones o limitaciones de entrada que también se considerarán para la metodología de alternativa. Un aspecto que debería subsanarse toda vez que existe información para ello, es que el modelo de referencia no da cuenta de la proximidad real o efectiva de los clientes ni tampoco su importancia. Esto es, no recoge ni se hace cargo de que puede haber comunas aledañas en que la separación de las mismas es, por ejemplo, sólo el eje de una calle, en donde dos clientes ubicados frente a frente y a escasos metros pueden pagar tarifas significativamente diferentes si pertenecen a empresas clasificadas en áreas típicas muy disímiles. Este aspecto debe entonces recogerse en la metodología alternativa que se proponga. El modelo de referencia está supeditado o es directamente dependiente de los FS determinados el año 2000, cuya realidad es completamente diferente a la actual. Considérese por ejemplo que los valores base para el CDAT y CDBT en el proceso tarifario del año 2000 tenían una dispersión del 455% para el CDAT y de un 269% para el CDBT, mientras que para el último proceso tarifario (2008), eran de un 955% para el CDAT y de un 463% para el CDBT. Del mismo modo, en ese período la clasificación de áreas típicas ha cambiado. A continuación se muestran algunas empresas que han modificado su clasificación en ese lapso: Cuadro 11: Empresas que han modificado su clasificación de área típica entre el proceso tarifario del año 2000 y el del año 2008 EMPRESA AREA TÍPICA AREA TÍPICA ELIQSA 2 3 LITORAL 5 4 TIL TIL 3 4 EMELECTRIC 4 3 EDELAYSEN 4 5 CODINER 5 6 EMETAL 6 5

29 Página 29 de 36 V. METODOLOGÍA ALTERNATIVA PARA LA DETERMINACIÓN DE LOS FS V.1. RESTRICCIONES BÁSICAS Antes de desarrollar la propuesta metodológica para el nuevo cálculo de FS, hay que considerar las siguientes restricciones al problema provenientes de los análisis realizados en las reuniones con la Contraparte Técnica: 1. Se destacó la conveniencia de mantener el cálculo e identificación de los FS a nivel de cada empresa y comuna donde ésta se encuentra, sin más consideraciones geográficas o de sistemas eléctricos que las mencionadas; 2. Se estableció claramente que el objetivo de los FS es disminuir la dispersión en el Cargo Fijo y en el Valor Agregado de Distribución (o cargo variable) que enfrentan los clientes de una empresa en particular cuando en la misma comuna se encuentran presentes otras empresas de distribución pertenecientes a distintas áreas típicas de distribución. Lo anterior sujeto a que los ingresos que percibían las empresas de distribución antes de aplicar los FS sean iguales a los ingresos que percibirían una vez que se aplican dichos factores. Por consiguiente, no es el fin de los FS modular las diferencias entre empresas en el pago final total que los clientes deben realizar, el cual incluye, además, el pago por la energía y potencia eléctrica que consumen de las empresas de generación, y lo que deben pagar por el transporte de electricidad desde los centros de generación mediante los sistemas de transmisión troncal y subtransmisión; 3. Si se aplicase un solo factor para el cargo fijo y variable del servicio de distribución se puede dar la posibilidad de que si bien el ingreso total de la empresa se mantenga constante antes y después de aplicar los factores, los ingresos asociados al cargo fijo y al cargo variable sean distintos antes y después de su aplicación. Como ambos cargos tienen por objetivo remunerar actividades distintas de la empresa, dicha variación producto de un único factor puede introducir distorsiones en los ingresos esperados por las empresas por estas actividades. Por esa razón se consideró que se debería mantener el cálculo de los FS separado para el cargo fijo y para el valor agregado de distribución de cada empresa y comuna, para lo cual será necesario utilizar información de los ingresos de cargo fijo y de valor agregado de distribución por separado para cada empresa; 4. Además, se estableció la necesidad de diferenciar los FS según el nivel de tensión a la cual se conecta el cliente (es decir, AT o BT), a diferencia de lo observado en los últimos procesos, en los que se establece un solo factor de sectorización por el valor agregado de distribución sin diferenciar por alta o baja tensión; 5. Se estableció también que no se deberán considerar los otros factores que variabilizan el cargo fijo (FVAD y FCFE); 6. Respecto a los criterios a utilizar para determinar cuándo una empresa de distribución está presente en una comuna donde existe otra empresa de distribución, y por tanto ambas deben ser moduladas para que su cargo fijo o su valor agregado de distribución no sean muy diferentes, se determinó que: a) Una empresa de distribución está presente en una misma comuna que otra empresa de distribución (o potencialmente requiere allí de la aplicación de un FS) si la distancia entre las redes de ambas empresas (medida como la distancia entre los transformadores o subestaciones secundarias más cercanas) es inferior a 3 Kms. Ello dado que la distancia máxima que puede extenderse la red de baja tensión a partir de los transformadores es del orden de los 500 mts. Se consideró entonces así aproximadamente 2,0 Kms una distancia razonable entre clientes para que el eventual problema social de diferenciación tarifaria deje de tener notoriedad. Algo como lo que se ilustra a continuación:

30 Página 30 de 36 Figura 1: Criterio de proximidad geográfica de clientes estimada a partir de la distancia entre transformadores de distribución Este criterio permite identificar, por ejemplo, el caso de dos empresas con redes muy cercanas entre sí, pero pertenecientes a diferentes comunas. En dicho caso se considera a ambas comunas como una sola zona geográfica (zona conflictiva) en la que hay que establecer también FS para modular los cargos de las empresas presentes en dichas comunas. Asimismo, el criterio permite descartar aquellas comunas en las que existen dos o más empresas de distribución con redes de distribución muy alejadas entre sí, ya que en dicho caso el problema social de tener empresas con tarifas distintas es mucho menos relevante o imperceptible; b) Sólo si el número de clientes de cada empresa presente en dicha comuna es superior a 50, se procederá a modular los cargos fijos y variables mediante los FS 11. Recordandoo que la finalidad de estos factores es de reducir el impacto social de la diferencia tarifaria entre áreas geográficas colindantes, es relevante también incorporar en el análisis un umbral de cierta importancia social mínima de la señalada diferencia. Con las restricciones anteriores establecidas, la metodología para el cálculo de los factores es la siguiente. V.2. METODOLOGÍA GENERAL En primera instancia, se analizó la posibilidad de expresar el problema anterior en forma de un problema de optimización. Para ello se definió una función objetivo a minimizar que recogía las diferencias entre los cargos fijos o variables observados en una misma comuna donde está presente más de una empresa, diferencias que fueron penalizadas de alguna manera (por ejemplo, mediante una penalización cuadrática al valor de las diferencias entre los cargos). Como restricciones del problema se estableció la no negatividad de los FS (es decir, que sean mayores o iguales a cero) y que los ingresos de cada empresa de distribución, por separado, se mantengan constantess antes y después de aplicar los FS. No obstante, este camino de modelación no llevó a ningún resultado útil debido a la siguiente razón: como varias de las empresas de distribución están presentes en algunas comunas como los únicos proveedores del 11 Es decir, si en una zona conflictiva ha ay tres empresas, una con 50 clientes, y otras dos con menos de 50 clientes, allí no correspondería calcular FS. Pero si allí mismo, dos empresas tienen más de 50 clientes y la tercera tiene menos de 50 clientes, a las dos primeras sí se les aplicará FS.

31 Página 31 de 36 servicio, la restricción de que el ingreso total de la empresa debe ser el mismo tanto antes como después de aplicar los FS nunca será una restricción activa, ya que trivialmente se puede subir o bajar el factor de sectorización de la empresa en aquellas comunas donde está sola para que la restricción siempre se cumpla. Esta condición permite que las demás restricciones de ingreso constante de las otras empresas tampoco sean activas, ya que siempre es posible modular a la empresa de distribución que está sola en algunas comunas para que las otras empresas también cumplan su restricción. Debido a lo anterior, el problema de optimización planteado originalmente no tiene restricciones de ingreso activas, por lo que se trata de un problema de minimización directa de la función objetivo, que no tiene solución única a menos que el factor de una de las empresas presentes en una comuna se mantenga arbitrariamente constante. En base a la experiencia anterior, la metodología alternativa toma en consideración las dos observaciones que resultaron del ejercicio de optimización: a) aquellas empresas que se encuentran solas en algunas comunas pueden modular libremente sus factores de sectorización en dichas comunas de tal manera que sus ingresos antes y después de aplicar los factores de sectorización se mantengan constantes; y b) es necesario tener un punto fijo de referencia por comuna, para poder calcular los FS de la empresas presentes en dicha comuna. Respecto a la observación b) señalada en el párrafo anterior, cabe hacer presente que lo que pretenden finalmente los FS en una comuna particular es acercar los cargos fijos o variables de dos o más empresas pertenecientes a distintas áreas típicas pero que están presentes en dicha comuna. Dicho acercamiento se debiera lograr en un punto ubicado entre los valores de los cargos fijos mínimo y máximo, y de los cargos variables mínimo y máximo, que originalmente presentan las empresas en dicha comuna antes de aplicar los FS. En este sentido, resulta natural definir como punto fijo de referencia para calcular los FS en una comuna con dos o más empresas presentes, a un valor para el cargo fijo y variable que se ubique entre los valores mínimo y máximo de dichos cargos entre las empresas presentes en la comuna, por ejemplo, el promedio, simple o ponderado para cada comuna. V.3. IMPLEMENTACIÓN Con la información de la SEC se hizo un análisis respecto de la proximidad de real clientes clasificados en diferentes áreas típicas de distribución. En efecto, se determinaron los puntos de interés o zonas potencialmente conflictivas considerando las áreas geográficas que pueden ser atendidas por más de una empresa concesionaria de distribución. Dichas zonas fueron identificadas tomando las subestaciones de distribución secundarias informadas por las empresas en el proceso de fijación de VNR 2011, y que corresponden a las instalaciones vigentes a diciembre del En torno a cada subestación de distribución se determinó su posible área geográfica de influencia, definiendo como distancia máxima de atención de mts en torno a la subestación, tal como ya se describió. Posteriormente, se realizó la intersección de las áreas de influencia de las subestaciones de distribución de cada empresa con las de las demás distribuidoras, determinando así las zonas potencialmente conflictivas. A continuación, mediante el procesamiento de la misma información georrefenciada de la SEC se determinó el número de clientes que se encontraban en cada zona potencialmente conflictiva y para cada empresa. El procesamiento señalado, se acompaña en el CD adjunto al presente informe como varios archivos en formato shape, donde se indican todas las zonas potencialmente conflictivas identificadas. En el ejemplo siguiente se muestra la intersección de las empresas Conafe (en color amarillo) y Chilquinta (en color lila). El límite comunal se muestra en café. Los clientes son mostrados como puntos negros y las zonas rojas son las zonas conflictivas.

32 Página 32 de 36 Figura 2: Ejemplo de análisis de proximidad geográfica relevante de acuerdo a la metodología alternativa para la determinación de los A continuación, el trabajo se centró en el Modelo desarrollado en la herramienta MS Excel. Este modelo consta de los siguientes libros de cálculo o planillas: Análisis geográfico FS v.7.4.xlsx: Esta planilla recopila la información del resultado del procesamiento geográfico, esto es, establecer las zonas conflictivas. Posteriormente, en esta planilla, considerando el umbral previamente definido con la contraparte -de 50 clientes por empresa presentes en la zona conflictiva como mínimo- y su procesamiento, se establece el par empresa-comuna al cual necesariamente se le debe definir un FS distinto de 1 para modular los diferentes cargos. En la misma planilla se determina el par empresa-comuna donde no puede existir un FS distinto de 1, y finalmente se definen las coordenadas donde hay holguras para definir un FS distinto de uno para con ellos mantener constantes los ingresos de la empresa. El resultado de este análisis se encuentra en la hoja CasosAnalizar del archivo análisis geográfico FS, indicándose en la columna AD la necesidad o no de aplicar un FS en cada zona determinada. Cargos FS 2012.xlsx: En esta planilla se recopila toda la información relativa a los cargos y otros parámetros utilizados para calcular las tarifas y los ingresos de las distintas distribuidoras. Demanda FS 2012.xlsx: En esta planilla se recopila la información de demanda necesaria para hacer la estimación de los ingresos de cada una de las concesionarias. Esto es, la demanda mensual desagregada por cantidad de clientes, consumos de energía y potencia para cada opción tarifaria y comuna en que está presente cada empresa. FS CFES v.20.xlsx: Planilla de cálculo de FS para el cargo fijo CFES.