Resolución 614 EXENTA APRUEBA INFORME TÉCNICO "FIJACIÓN DE PEAJES DE DISTRIBUCIÓN"

APRUEBA INFORME TÉCNICO "FIJACIÓN DE PEAJES DE DISTRIBUCIÓN"

    Núm. 614 exenta.- Santiago, 31 de octubre de 2017.

    Vistos:

    a) El DL N° 2.224 de 1978, que crea la Comisión Nacional de Energía, en adelante e indistintamente la "Comisión", modificado por la Ley N°20.402, que crea el Ministerio de Energía, en especial lo dispuesto en el artículo 9° letra h);

    b) El decreto con fuerza de ley N° 4 del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, de 2006, que fija el texto refundido, coordinado y sistematizado del decreto con fuerza de ley N° 1 del Ministerio de Minería, de 1982, modificado por la ley N° 20.936, en adelante, "Ley General de Servicios Eléctricos" o la "Ley", en particular lo dispuesto en su artículo 120°;

    c) El artículo 48 letra b) de la Ley N° 19.880, que Establece Bases de los Procedimientos Administrativos que Rigen los Actos de los Órganos de la Administración del Estado;

    d) La resolución exenta N° 102 de la Comisión, de 23 de febrero de 2017, que Aprueba Informe Técnico "Fijación de Fórmulas Tarifarias para Concesionarias de Servicio Público de Distribución Cuadrienio Noviembre 2016 - Noviembre 2020" y deja sin efecto resolución exenta N° 753 de la Comisión, de fecha 3 de noviembre de 2016;

    e) El decreto N° 11T del Ministerio de Energía, de fecha 4 de noviembre de 2016, que Fija Fórmulas Tarifarias Aplicables a los Suministros Sujetos a Precios Regulados, publicado en el Diario Oficial con fecha 24 de agosto de 2017;

    f) Resolución exenta CNE N° 237 de fecha 9 de mayo de 2017, que Aprueba Informe Técnico "Fijación de Peajes de Distribución", y

    g) Lo establecido en la resolución N° 1.600 de 2008, de la Contraloría General de la República.

    Considerando:

    a) Que, de acuerdo a lo establecido en el inciso primero del artículo 120° de la ley, los concesionarios de servicio público de distribución de electricidad estarán obligados a prestar el servicio de transporte, permitiendo el acceso a sus instalaciones de distribución, para que terceros den suministro a usuarios no sometidos a regulación de precios ubicados dentro de su zona de concesión;

    b) Que, en conformidad a lo señalado en el inciso segundo del mismo artículo 120°, quienes transporten electricidad y hagan uso de instalaciones de distribución, de acuerdo lo señalado en el inciso primero del artículo antes referido, estarán obligados a pagar al concesionario un peaje por dicho uso, denominado peaje de distribución;

    c) Que, según lo dispuesto en el inciso cuarto del artículo 120° ya citado, corresponde al Ministerio de Energía, previo informe de la Comisión, fijar dichos peajes, con ocasión de la fijación de tarifas de distribución correspondiente;

    d) Que, habiéndose culminado el proceso de determinación de fórmulas tarifarias de distribución, cuadrienio noviembre 2016 - noviembre 2020, en términos de lo señalado en el Informe Técnico "Fijación de fórmulas tarifarias para concesionarias de servicio público de distribución cuadrienio noviembre 2016 - noviembre 2020", aprobado por resolución exenta N° 102 de la Comisión, de 23 de febrero de 2017, y habiéndose dictado el decreto N° 11T del Ministerio de Energía, de fecha 4 de noviembre de 2016, que Fija Fórmulas Tarifarias Aplicables a los Suministros Sujetos a Precios Regulados, y estando en trámite ante la Contraloría General de la República, esta Comisión dictó la resolución exenta N° 237, que Aprueba Informe Técnico "Fijación de Peajes de Distribución", y

    e)Que, con fecha 24 de agosto de 2017, se publicó en el Diario Oficial, el decreto N° 11T a que serefiere la letra e) de vistos, y debido a los cambios realizados durante su tramitación en la Contraloría General de la República se hace necesario dictar un nuevo informe que dé cuenta de las fórmulas y consideraciones técnicas generales que determinan los peajes de distribución, y en consecuencia, dejar sin efecto la resolución exenta CNE N° 237, de fecha 9 de mayo de 2017, que Aprueba Informe Técnico "Fijación de Peajes de Distribución".

    Resuelvo:

    Artículo primero: Apruébase Informe Técnico "Fijación de Peajes de Distribución".

    INFORME TÉCNICO

    FIJACIÓN DE PEAJES DE DISTRIBUCIÓN

    ARTÍCULO 120° DE LA LEY GENERAL DE SERVICIOS ELÉCTRICOS

    I. INTRODUCCIÓN

    Mediante el presente Informe Técnico, y conforme lo establecido en el artículo 120° del decreto con fuerza de ley N° 4/20.018, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que fija el texto refundido, coordinado y sistematizado del decreto con fuerza de ley N° 1 del Ministerio de Minería, de 1982, Ley General de Servicios Eléctricos, en materia de energía eléctrica, y sus modificaciones posteriores, en adelante e indistintamente, la "LGSE" o la "Ley", y demás normativa legal aplicable, la Comisión Nacional de Energía, en adelante e indistintamente, la Comisión, da cuenta de las fórmulas y consideraciones técnicas generales que determinan los peajes a que se refiere el artículo 120° señalado, en adelante e indistintamente, "peajes de distribución".

    En conformidad a lo establecido en el referido artículo 120°, y habiendo culminado el proceso de determinación de fórmulas tarifarias de distribución, cuadrienio noviembre 2016 - noviembre 2020, en términos de lo señalado en el decreto supremo N°11T de 2016, del Ministerio de Energía, que "Fija Fórmulas Tarifarias Aplicables a los Suministros Sujetos a Precios Regulados que se señalan, efectuados por las Empresas Concesionarias de Distribución que se Indican", el peaje de distribución a pagar es igual al Valor Agregado de Distribución, en adelante e indistintamente "VAD", vigente en la zona en que se encuentra el usuario, dentro de la respectiva área típica, ajustado de modo tal que si los clientes no regulados adquirieran su potencia y energía a los precios de nudo considerados para establecer la tarifa de los clientes regulados de la concesionaria en la zona referida, el precio final resultará para ellos igual al que pagarían si se les aplicaran las tarifas fijadas a la mencionada concesionaria en dicha zona.

    Esta condición para la determinación de los peajes de distribución, establecida en el referido artículo 120°, fue incorporada con el fin de cautelar que los peajes de distribución no generaran costos de acceso a la red de distribución que resultaran discriminatorios entre clientes no regulados y regulados, en consideración a la forma en que los costos de distribución son traspasados a los clientes regulados en sus respectivas fórmulas tarifarias. En efecto, los costos de distribución que pagan los clientes regulados consideran efectos económicos que, al ser tratados en forma particular en la tarificación de los clientes no regulados, resultaría en tarifas distintas para unos y otros en la parte que ellas remuneran los costos de distribución. Dichos efectos económicos son básicamente dos:

    1. La forma en que los diversos precios de compra -precios de nudo- que enfrenta la distribuidorason incorporados a la tarifa regulada, los cuales son traspasados como valores promedio, y

    2. La forma en que estas fórmulas tarifarias incorporan el efecto de coincidencia en las demandasmáximas de los clientes, asignando factores de coincidencia promedio por tipo de clientes.

    De esta manera, el peaje de distribución, que en lo sustantivo es el VAD, debe ser ajustado, conforme la Ley lo dispone, para reflejar un costo de distribución regulado que resulte igual para clientes no regulados y para clientes finales sometidos a regulación de precios. Esta condición se verifica suponiendo que el cliente no regulado adquiere la energía y la potencia a precio de nudo, y constatando que el precio final resultante de agregar el peaje de distribución resulta en el mismo precio que los clientes finales regulados pagan en la misma zona.

    II.CONCEPTOS Y CONSIDERACIONES GENERALES

    Las primeras consideraciones a efectuar para estructurar el peaje de distribución, dicen relación con lo siguiente:

    El VAD corresponde, de acuerdo a lo señalado en el artículo 182° de la ley, a un concepto de costos que considera costos fijos, pérdidas medias de energía y potencia, y costos medios por unidad de potencia suministrada.

    Las pérdidas -que representan un costo ineludible en la operación de transporte a través del sistema de distribución- deben incluirse como parte del peaje de distribución en términos del estándar de pérdidas reconocido en las tarifas reguladas de la distribuidora. Esta inclusión de las pérdidas no sólo se ajusta a la disposición legal que define el VAD, sino que cumple además con lo preceptuado en el artículo 120°, en términos de no determinar peajes discriminatorios(1). Al establecer que el peaje de distribución debe pagar las pérdidas, se transfiere la obligación de cubrirlas al distribuidor. Al reconocer este costo conforme el estándar tarifario eficiente, no se reconoce el costo de las pérdidas reales, y se mantiene la señal de eficiencia para el diseño y operación de la red de distribución que debe efectuar el concesionario.

    Respecto al costo fijo -costos de medición, facturación y atención al cliente- nuevamente su inclusión es obligatoria conforme lo dispuesto en las normas legales señaladas. Debe agregarse además que, para los efectos de los peajes de distribución, lo más eficiente es que sea el propio distribuidor quien efectúe las mediciones de consumo a los clientes sujetos de peaje, puesto que la prestación del servicio de transporte requiere que el distribuidor mantenga registros del consumo de aquellos. Asimismo, tal servicio requiere la emisión de una factura por parte del distribuidor, debiendo incurrir en el costo correspondiente.

    Debe notarse que la norma legal que introduce el peaje de distribución establece además determinadas garantías a la distribuidora las que, en la práctica, requerirán de cierta supervigilancia por parte de ésta respecto del consumo del cliente(2).

    Todo lo anterior permite aseverar que existe un vínculo entre el distribuidor y el cliente no regulado, aun cuando no sea el primero el suministrador comercial de la energía y potencia que proviene del sistema. El cargo fijo tarifario incorporado en el VAD cubre eficientemente los costos incurridos.

    Conforme a todas las consideraciones expuestas, resulta perfectamente enmarcado en la conceptualización económica contenida en la regulación, técnicamente consistente, y legalmente correcto, que el peaje de distribución sea estructurado de modo tal que el cliente no regulado abastecido bajo esta modalidad comercial enfrente una estructura tarifaria, en lo que a costos de peaje se refiere, idéntica a la que enfrentan los clientes regulados, esto es, con cargo fijo, cargos unitarios de potencia y energía, y factores de pérdidas tarifarios. Todos estos cargos reflejan el costo que se reconoce a la empresa distribuidora, constituyendo lo que se entiende por VAD.

    III. ESTRUCTURACIÓN DE FÓRMULAS TARIFARIAS PARA EL PEAJE

    A. Primeras Consideraciones. Efecto Precio de Compra.

    En términos simplificados, un cliente no regulado alimentado desde la red de distribución de un concesionario enfrenta, en condición de equilibrio, la siguiente estructura de precio cuando es suministrado en términos comerciales por un tercero, por ejemplo, una empresa generadora.

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    La condición establecida en la normativa señala que el peaje de distribución debe ser tal que si el cliente adquiriera el suministro al precio de nudo considerado para establecer la tarifa del cliente regulado en la misma zona, el precio resultante de aplicar el peaje sería, en esta simulación, igual al precio final regulado en la zona señalada.

    Despreciando por ahora el efecto pérdidas, los costos fijos y el efecto coincidencia, la condición señalada se construye:

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(1) Debe hacerse notar que la Ley al establecer que el peaje debe ser igual al VAD, ya está imponiendo una primera consideración de no discriminación entre usuarios.

(2) Garantía de caución de la potencia conforme al Artículo 126° de la Ley.

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    B. Estructuración del Peaje. Consideración de las pérdidas.

    De acuerdo a las consideraciones expuestas y a la formulación general del problema planteado en el punto A, la consideración de pérdidas requiere expresar la condición legal del siguiente modo:

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    En este esquema, se tiene en general lo siguiente:

   

    1. El suministrador comercial del cliente reconoce, en la subestación que alimenta al cliente, un retiro de magnitud igual al consumo medido al cliente en su punto directo de suministro.

    2. La mayor inyección al sistema de distribución, producto de las pérdidas técnicas que genera el cliente, la asume la empresa distribuidora a un costo igual al precio de nudo en la subestación que alimenta al cliente. Lo anterior significa que la distribuidora no compra el volumen de consumo del cliente, pero la mayor inyección de pérdidas ocasionada por éste debe ser incorporada a la compra general de aquella.

    3. El peaje a recaudar por la distribuidora reconoce el precio de la pérdida pero sólo remunera la cantidad eficiente conforme el estándar tarifario. La distribuidora asume la diferencia entre las pérdidas físicas reales y las reconocidas en las tarifas.

    C. Estructuración del Peaje. Energía, Potencia y Factores de Coincidencia

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    D. Incorporación de los costos fijos.

    La incorporación de los costos fijos de distribución como parte del peaje resulta de complejidad menor, visto el hecho de que los cargos asociados no dependen ni de la energía ni de la potencia consumida por el cliente. Dado este hecho, es que no están afectos a la condición de ajuste establecida en la Ley, y su incorporación se traduce en la simple agregación de los cargos fijos de la distribuidora (CF) en la boleta o factura del peaje de distribución.

    E. Estructura general del Peaje de Distribución.

    Conforme lo expuesto en este informe, y la definición de términos ya señalada, la estructura del peaje de distribución se presenta de la siguiente forma:

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    Puesto que los peajes dependen de las diferencias entre los Precios de Nudo Equivalentes y los precios de nudo a la entrada de los sistemas de distribución, de energía y potencia, los peajes resultantes de las fórmulas anteriores deben actualizarse junto a las fijaciones de Precio de Nudo Promedio, debiendo quedar establecidos para cada empresa concesionaria con el nivel de desagregación que se establezca en el Decreto de Precio de Nudo Promedio correspondiente.

    IV. FÓRMULAS TARIFARIAS DEL PEAJE DE DISTRIBUCIÓN

    Conforme al desarrollo expuesto, las fórmulas tarifarias de peajes de distribución aplicables a cada concesionario de distribución, se construyen a partir de los mismos parámetros que determinan las fórmulas tarifarias aplicables a los clientes regulados, introduciendo los ajustes señalados anteriormente. Considerando además la necesidad de contar con un registro concreto de la energía y potencia transportada a través de las redes de distribución, correspondientes a los consumos de clientes, se establecen las siguientes fórmulas tarifarias para la determinación del peaje en cualquier zona de concesión:

    1. Peaje DX-AT: Correspondiente a estructura AT

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    2. Peaje DX-BT: Correspondiente a estructura BT

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    Los términos establecidos en estas fórmulas son los siguientes:

    a) Precios de Nudo

    Pe: Precio de nudo equivalente de energía. Corresponde al precio de nudo de energía a nivel de distribución aplicable a cada concesionario, conforme a lo establecido en los decretos de precios de nudo promedio vigentes.

    Pp: Precio de nudo equivalente de potencia. Corresponde al precio de nudo de potencia a nivel de distribución aplicable a cada concesionario, conforme a lo establecido en los decretos de precios de nudo promedio vigentes, incorporando el efecto de las diferencias en las compras de potencia que surjan producto de la aplicación del decreto supremo N°62, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que aprueba el reglamento de transferencias de potencia entre empresas generadoras establecidas en la Ley General de Servicios Eléctricos, en los respectivos decretos de precios de nudo, en relación a la cantidad de demandas máximas a considerar en las mencionadas compras, en consistencia con lo dispuesto en el decreto que fija fórmulas tarifarias aplicables a los suministros sujetos a precios regulados efectuados por las empresas concesionarias de distribución, que se encuentre vigente, debidamente indexado.

    Pe s/e: Precio de nudo de energía a la entrada del sistema de distribución, en la subestación que alimenta al cliente, incorporando los ajustes para la aplicación del artículo 157° de la ley conforme lo fijado en el decreto que fija Precios de Nudo Promedio, para la comuna correspondiente. Se expresa en $/kWh.

    Pp s/e: Precio de nudo de potencia a la entrada del sistema de distribución, en la subestación que alimenta al cliente, incorporando el efecto de las diferencias en las compras de potencia que surjan producto de la aplicación del decreto supremo N°62, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que aprueba el reglamento de transferencias de potencia entre empresas generadoras establecidas en la Ley General de Servicios Eléctricos, en los respectivos decretos de precios de nudo, en relación a la cantidad de demandas máximas a considerar en las mencionadas compras, en consistencia con lo dispuesto en el decreto que fija fórmulas tarifarias aplicables a los suministros sujetos a precios regulados efectuados por las empresas concesionarias de distribución, que se encuentre vigente, debidamente indexado. Se expresa en $/kW/mes.

    b) Costos de Distribución

    CDAT: Costo de distribución sectorizado, en alta tensión aplicable a clientes de la empresa concesionaria en la comuna del cliente. Considera la condición de alimentación subterránea conforme el decreto que fija fórmulas tarifarias aplicables a los suministros sujetos a precios regulados efectuados por las empresas concesionarias de distribución, que se encuentre vigente, debidamente indexado. Se expresa en $/kW/mes.

    CDBT: Costo de distribución sectorizado, en baja tensión aplicable a clientes de la empresa concesionaria en la comuna del cliente. Considera la condición de alimentación subterránea conforme el decreto que fija fórmulas tarifarias aplicables a los suministros sujetos a precios regulados efectuados por las empresas concesionarias de distribución, que se encuentre vigente, debidamente indexado. Se expresa en $/kW/mes.

    c) Cargo Fijo

    CFHS: Cargo fijo sectorizado para cliente con medición de energía y medición de demanda, con resolución horaria o inferior, en la comuna del cliente, fijado en el decreto que fija fórmulas tarifarias aplicables a los suministros sujetos a precios regulados efectuados por las empresas concesionarias de distribución, que se encuentre vigente, debidamente indexado. Se expresa en $/mes.

    d) Factores de Coincidencia

    FNPPA: Factor de coincidencia en alta tensión de las demandas presentes en la punta del sistema.

    FDPPA: Factor de coincidencia en alta tensión de las demandas presentes en la punta del sistema de distribución.

    FDFPA: Factor de coincidencia en alta tensión de las demandas consumidas fuera de las horas de punta.

    FNPPB: Factor de coincidencia en baja tensión de las demandas presentes en la punta del sistema.

    FDPPB: Factor de coincidencia en baja tensión de las demandas presentes en la punta del sistema de distribución.

    FDFPB: Factor de coincidencia en baja tensión de las demandas consumidas fuera de las horas de punta.

    e) Factores de Expansión de Pérdidas

    PPAT: Factor de expansión de pérdidas de potencia en alta tensión, en horas de punta del sistema eléctrico.

    PEAT: Factor de expansión de pérdidas de energía en alta tensión.

    PPBT: Factor de expansión de pérdidas de potencia en baja tensión, en horas de punta del sistema eléctrico.

    PEBT: Factor de expansión de pérdidas de energía en baja tensión.

    PMPBT: Factor de expansión de pérdidas de potencia en baja tensión en horas de máxima utilización del sistema de distribución.

    Con excepción de los precios de nudo Pe y Pp, cuyo valor se determina conforme se establezca en el decreto de precio de nudo promedio que se encuentre vigente, el resto de los parámetros se obtiene directamente de la aplicación del decreto cuadrienal que establezca las fórmulas tarifarias aplicables a los clientes sometidos a regulación de precios de las empresas concesionarias, en el caso del presente informe, el decreto que fije tales fórmulas para el período noviembre 2016 - noviembre 2020(4).

    f) Cargos Tarifarios

    El cargo fijo mensual es independiente del consumo y se aplica incluso si éste es nulo.

    El cargo por energía se obtendrá multiplicando el consumo de energía mensual, en kWh, por su precio unitario.

    La potencia de facturación por compra corresponderá al promedio de las 52 demandas máximas leídas en horas de punta registradas en los últimos 12 meses, incluyendo el mes que se factura.

    Los cargos por demanda máxima de potencia leída en horas de punta, en su componente de distribución se facturarán de la siguiente manera:

    . Durante los meses que contengan horas de punta, se aplicará el precio unitario correspondiente a la demanda máxima de potencia en horas de punta efectivamente leída en cada mes, excepto en las concesionarias abastecidas desde el Sistema Interconectado del Norte Grande, en que se aplicará al promedio de las dos demandas máximas de potencia leídas en las horas de punta de los últimos 12 meses, incluido el propio mes que se factura. A partir de la interconexión de ambos Sistemas Interconectados, esta excepción no será aplicable.

    . Durante los meses que no contengan horas de punta se aplicará el precio unitario correspondiente al promedio de las dos mayores demandas máximas de potencia en horas de punta, registradas durante los meses del período de punta inmediatamente anterior.

    El cargo mensual por demanda máxima de potencia suministrada, en su componente distribución, se facturará aplicando el precio unitario correspondiente, al promedio de las dos más altas demandas máximas de potencia registradas en los últimos 12 meses, incluido el mes que se facture.

    Se entenderá por demanda máxima de potencia leída del mes, el más alto valor de las demandas integradas en períodos sucesivos de 15 minutos.

    La demanda máxima de potencia de cada hora corresponderá al máximo valor de los registros leídos que se encuentren dentro de ésta.

    V. SUBESTACIÓN QUE ALIMENTA AL CLIENTE

    Para efectos de la determinación de los peajes de distribución se entenderá que la subestación primaria de distribución que abastece o alimenta al cliente ubicado en una comuna específica, es aquella que presente la menor distancia al punto de suministro o consumo. La distancia será medida a lo largo de las líneas eléctricas que puedan permitir la conexión. Las líneas a considerar deben ser las de propiedad del concesionario y, además, las establecidas mediante concesión o que utilicen en su trazado bienes nacionales de uso público, independientemente de sus características técnicas y de si los circuitos operan o no normalmente cerrados.

    VI. DESCUENTO DE COMPRA

    Finalmente, conforme la definición de las fórmulas tarifarias de peaje de distribución desarrolladas en el punto IV anterior, se determina la cantidad de energía y potencia que la distribuidora deja de comprar al segmento generación - transporte por efecto de mantener clientes no regulados abastecidos por terceros que hacen uso del servicio de transporte en sus instalaciones de distribución. Este descuento de compra se efectúa en la subestación que alimenta al cliente determinada conforme a lo señalado en el punto anterior.

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(4) El decreto que fijará las tarifas de distribución para el cuadrienio noviembre 2016 - noviembre 2020, establece las mismas denominaciones para los parámetros señalados, las que además son las mismas establecidas en el decreto de tarifas de distribución que le precede.

    Los descuentos determinados en función de la energía consumida por el cliente (Qe) y de la demanda máxima no coincidente del cliente (Qp)5, se determinan según:

    1) Clientes con Peaje DX-AT

    Descuento compra de energía (DCE): Qe

    Descuento compra de potencia (DCP): Qp x FNPPA

    2) Clientes con Peaje DX-BT

    Descuento compra de energía (DCE): Qe

    Descuento compra de potencia (DCP): Qp x FNPPB

    Artículo segundo: Déjase sin efecto resolución exenta CNE N° 237, de fecha 9 de mayo de 2017, que Aprueba Informe Técnico "Fijación de Peajes de Distribución".

    Artículo tercero: Comuníquese la presente resolución a las empresas distribuidoras y clientes libres y publíquese en forma íntegra en el sitio web de la Comisión Nacional de Energía.

    Anótese, comuníquese y publíquese en el Diario Oficial.- Andrés Romero Celedón, Secretario Ejecutivo, Comisión Nacional de Energía.