Decreto 283 - FIJA PRECIOS DE NUDO PARA SUMINISTROS DE ELECTRICIDAD
| Emisor | MINISTERIO DE ECONOMIA, FOMENTO Y RECONSTRUCCION |
| Rango de Ley | Decreto |
FIJA PRECIOS DE NUDO PARA SUMINISTROS DE ELECTRICIDAD
Núm. 283.- Santiago, 28 de octubre de 2005.- Visto: Lo dispuesto en el artículo 103 del DFL Nº 1, de 1982, del Ministerio de Minería; en el art. 79°-5, 1º transitorio, 3º transitorio y 4º transitorio de la Ley Nº 20.018 publicada el 19 de mayo de 2005 lo establecido en la Resolución Exenta Nº544-2005 de la Comisión Nacional de Energía y sus posteriores modificaciones, y lo informado por la Comisión Nacional de Energía; en su Oficio ORD. CNE Nº 1347, de fecha 14 de octubre de 2005.
Decreto:
Artículo uno: Fíjanse los siguientes precios de nudo, sus fórmulas de indexación y las condiciones de aplicación de los mismos, para los suministros de electricidad a que se refiere el número 3 del artículo 90º del DFL Nº 1, de 1982, de Minería, modificado mediante la Ley Nº 19.940 del 13 de marzo de 2004 y la Ley Nº 20.018 del 19 de mayo de 2005, que se efectúen desde las subestaciones de generación-transporte que se señalan. Estos precios podrán ser aplicados a más tardar dentro de tercer día hábil siguiente a la fecha de la publicación de este Decreto. No obstante, los nuevos precios de nudo entrarán en vigencia a contar del 1° de noviembre de 2005, conforme a lo dispuesto en el artículo 103° del DFL N° 1, de 1982, modificado por las leyes antes mencionadas.
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PRECIOS DE NUDO
1.1 Precios base de nudo en subestaciones troncales
A continuación se detallan los precios base por potencia de punta y por energía que se aplicarán a los suministros servidos en las subestaciones denominadas troncales, y para los niveles de tensión que se indican.
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Sistema Interconectado del Norte Grande
VER DIARIO OFICIAL DE 30.12.2005, PÁGINA 5.
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Sistema Interconectado Central
VER DIARIO OFICIAL DE 30.12.2005, PÁGINA 5.
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Abono o cargo por diferencia de precio de nudo con costos marginales, de los suministros sometidos a regulación de precios no cubiertos por contratos. A los precios base de la energía del Sistema Interconectado Central establecido en el literal precedente se deberá descontar un monto de 0,406 [$/kWh], resultante de la aplicación de las disposiciones establecidas en el Artículo 3º transitorio de la Ley Nº 20.018.
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Sistema Coyhaique
VER DIARIO OFICIAL DE 30.12.2005, PÁGINA 5.
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Sistema Punta Arenas
VER DIARIO OFICIAL DE 30.12.2005, PÁGINA 6.
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Sistema Puerto Natales
VER DIARIO OFICIAL DE 30.12.2005, PÁGINA 6.
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Sistema Puerto Porvenir
VER DIARIO OFICIAL DE 30.12.2005, PÁGINA 6.
Los precios de nudo en las subestaciones de centrales generadoras cuya potencia instalada supere la potencia de influencia de la subestación troncal más cercana, serán iguales a los precios en dicha subestación troncal para el mismo nivel de tensión. Estas subestaciones de centrales generadoras, en conjunto con las subestaciones troncales, se denominarán subestaciones principales. Los precios de nudo para las subestaciones principales, en otros niveles de tensión, y para el resto de las subestaciones de generación-transporte, incluidas las subestaciones de centrales generadoras no principales, serán iguales a los que se determinen según lo señalado en 1.2.
1.2 Precios base de nudo en subestaciones principales en niveles de tensión diferentes a los señalados en 1.1 y en subestaciones no principales
Los precios de nudo en subestaciones principales en niveles de tensión diferentes a los señalados en 1.1 y en subestaciones no principales, incluidas las subestaciones primarias de distribución, se determinarán incrementando los precios de la energía y de la potencia de punta de la subestación principal que corresponda conforme se establece en 2.1, en los cargos por concepto de transformación y de transporte que resulten de la aplicación de las fórmulas siguientes, y verificando que no se exceda los límites denominados costos de conexión directa, de acuerdo con las condiciones de aplicación que se establece en 2.
Cargo por concepto de transformación y transporte de energía
VER DIARIO OFICIAL DE 30.12.2005, PÁGINA 6.
donde:
PBEP es el precio base de la energía en la
subestación principal, a partir de lo señalado en el literal b) numeral 1.1 del presente artículo, más el cargo o abono a que se refiere el literal c) del mismo numeral. Este precio
se expresa en [$/kWh].
CBTE es el cargo base por transformación de energía
desde el nivel de tensión en que se dispone del precio base en la subestación principal al nivel de tensión en que se desea calcular el precio de nudo. Se expresa en (%).
CBTP es el cargo base por transformación de potencia
desde el nivel de tensión en que se dispone del precio base en la subestación principal al nivel de tensión en que se desea calcular el precio de nudo. Se expresa en [$/kW/mes]. n es el número de tramos líneas de transmisión hasta el punto en que se desea calcular el precio de nudo, para un mismo nivel de tensión.
CBLEi es el cargo base por transporte de energía,
denominado CBLE, correspondiente al tramo i,
expresado en [%/km].
CBLPi es el cargo base por transporte de potencia,
denominado CBLP, correspondiente al tramo i, expresado en [$/kW-mes/km].
FE Parámetro de enmallamiento para ajuste de
costo de inversión aplicable a tramo i, [p.u.].
kmi es la longitud de cada tramo i, calculada de
acuerdo a lo indicado en 2.2 expresada en kilómetros.
Estos cargos permiten obtener los factores de penalización de energía y de potencia en estos nudos e incorporan todos los costos de inversión, operación, mantenimiento, y pérdidas de potencia y energía en las instalaciones. Los valores para CBTE, CBLE, CBTP, y CBLP se indican a continuación. Por definición, los precios de nudo en subestaciones primarias de distribución no incluirán cargos por transporte de energía ni cargos por transporte de potencia en niveles de tensión de distribución.
Valor de CBTE(%) desde la tensión señalada en 1.1:
Sistema Interconectado del Norte Grande
VER DIARIO OFICIAL DE 30.12.2005, PÁGINA 6.
Sistema Interconectado Central
VER DIARIO OFICIAL DE 30.12.2005, PÁGINA 6.
Sistema Coyhaique
VER DIARIO OFICIAL DE 30.12.2005, PÁGINA 6.
Sistema Punta Arenas
VER DIARIO OFICIAL DE 30.12.2005, PÁGINA 6.
Sistema Puerto Natales
VER DIARIO OFICIAL DE 30.12.2005, PÁGINA 6.
Sistema Puerto Porvenir
VER DIARIO OFICIAL DE 30.12.2005, PÁGINA 6.
Valor de CBLE %
Líneas de 200 kv 0,03 % por kilómetro
Líneas de 154 kv 0,04 % por kilómetro
Líneas de 110 kv 0,09 % por kilómetro
Líneas a menos de 100 kv
y más de 30 kv 0,19 % por kilómetro
Líneas a nivel
distribución 0,29 % por kilómetro
Valor de CBTP desde la tensión señalada en 1.1:
Sistema Interconectado del Norte Grande
VER DIARIO OFICIAL DE 30.12.2005, PÁGINA 7.
Sistema Interconectado Central
VER DIARIO OFICIAL DE 30.12.2005, PÁGINA 7.
Sistema Coyhaique
VER DIARIO OFICIAL DE 30.12.2005, PÁGINA 7.
Sistema Punta Arenas
VER DIARIO OFICIAL DE 30.12.2005, PÁGINA 7.
Sistema Puerto Natales
VER DIARIO OFICIAL DE 30.12.2005, PÁGINA 7.
Sistema Puerto Porvenir
VER DIARIO OFICIAL DE 30.12.2005, PÁGINA 7.
Valor de CBLP [$/kW/mes/km]
VER DIARIO OFICIAL DE 30.12.2005, PÁGINA 7.
En aquellas subestaciones de generación-transporte no principales, con niveles de tensión inferiores a 154 [kV] pero ubicadas en zonas geográficas en las cuales existan líneas de 154 [kV] ó de 220 [kV], los precios de nudo estarán adicionalmente limitados a los valores máximos que resultan de evaluar a través del procedimiento señalado en el numeral 2.3 de las Condiciones de Aplicación de dicha posibilidad de suministro, denominados costos de conexión directa.
Coeficiente FE
El valor del parámetro FE a aplicar en un tramo de línea se obtendrá de la siguiente tabla, para cada uno de los tramos de las líneas de 110 [kV] que se indican en el cuadro a) y que forman parte de la ruta para la determinación del precio en los puntos de inyección a distribución que se indican en el cuadro b).
El valor del parámetro FE será igual a 1,0 en los siguientes casos:
* Para el resto de las líneas de transmisión secundaria del sistema.
* Para los tramos de líneas de 110 [kV] que se indican en a) pero que no forman parte de la ruta que determina el precio en los puntos del cuadro b).
Cuadro a)
VER DIARIO OFICIAL DE 30.12.2005, PÁGINA 7.
Cuadro b)
VER DIARIO OFICIAL DE 30.12.2005, PÁGINA 7.
1.3 Indisponibilidad de Generación y Transmisión
Las indisponibilidades aceptables de generación y de transmisión asociadas a estos precios, establecidas en la forma de horas de falla al año, se indican a continuación:
Sistema Interconectado del Norte Grande
VER DIARIO OFICIAL DE 30.12.2005, PÁGINA 8.
Sistema Interconectado central
VER DIARIO OFICIAL DE 30.12.2005, PÁGINA 8.
(*) Se refiere a la indisponibilidad en puntos de retiro alimentados desde las líneas de transmisión detalladas en la tabla del Coeficiente FE en el numeral 1.2.
Sistema Coyhaique
VER DIARIO OFICIAL DE 30.12.2005, PÁGINA 8.
Sistema Punta Arenas
VER DIARIO OFICIAL DE 30.12.2005, PÁGINA 8.
Sistema Puerto Natales
VER DIARIO OFICIAL DE 30.12.2005, PÁGINA 8.
Sistema Puerto Porvenir
VER DIARIO OFICIAL DE 30.12.2005, PÁGINA 8.
En los puntos de conexión a concesionarios de servicio público de distribución, la indisponibilidad aceptable en horas anuales será igual a la indicada en la columna denominada Indisponibilidad Total de los cuadros presentados en el numeral 1.3.
1.4 Fórmulas de indexación
Las fórmulas de indexación aplicables a los precios de nudo son los siguientes:
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Subestaciones principales del sistema Interconectado Central
VER DIARIO OFICIAL DE 30.12.2005, PÁGINA 8.
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Subestaciones principales del Sistema Interconectado del Norte Grande
VER DIARIO OFICIAL DE 30.12.2005, PÁGINA 8.
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Subestación principal del Sistema Coyhaique
VER DIARIO OFICIAL DE 30.12.2005, PÁGINA 8.
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Subestación principal del Sistema Punta Arenas
VER DIARIO OFICIAL DE 30.12.2005, PÁGINA 8.
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Subestación principal del Sistema Puerto Natales
VER DIARIO OFICIAL DE 30.12.2005, PÁGINA 8.
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Subestación...
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