“COMPRAS DE ENERGÍA Y POTENCIA DE LAS EMPRESAS

“COMPRAS DE ENERGÍA Y POTENCIA DE LAS EMPRESAS DISTRIBUIDORAS DURANTE EL AÑO 2012”

INFORME FINAL

PREPARADO PARA:

“COMPRAS DE ENERGÍA Y POTENCIA DE LAS EMPRESAS DISTRIBUIDORAS DURANTE EL AÑO 2012” INFORME FINAL


Tabla de contenido 1

INTRODUCCIÓN ........................................................................................................................... 4

2

OBJETIVOS ..................................................................................................................................... 5

3

4

2.1

Objetivo General ........................................................................................................................ 5

2.2

Objetivos Específicos ............................................................................................................... 5

ANÁLISIS PRELIMINAR............................................................................................................. 6 3.1

Descripción de Sistemas Eléctricos en Chile ................................................................... 6

3.2

Segmento Distribución ............................................................................................................ 8

METODOLOGÍA ......................................................................................................................... 13 4.1

Análisis Corrección Monetaria Aplicada a las Compras Presentadas ................ 15

4.2 Análisis Compra Monetaria de Energía y Potencia al Ingreso de las Instalaciones de Distribución ......................................................................................................... 15 4.2.1

Identificar a que sistema eléctrico pertenece cada empresa........................ 15

4.2.2

Precios de Nudo ............................................................................................................ 15

4.2.3 Referencia de Precios de Energía y Potencia en Hora de Punta a Subestaciones de Distribución Primaria ................................................................................ 18 4.2.4 Procedimiento para determinar los Precios de Energía y Potencia en Hora de Punta a utilizar ................................................................................................................ 22 4.2.5 Criterios de revisión de diferencia de Precios de Energía y Potencia en Horas de Punta ................................................................................................................................. 22 4.2.6 Criterios de revisión de diferencia de Precios de Potencia en Hora Fuera de Punta .............................................................................................................................................. 22 4.3 Análisis Compra Física de Energía y Potencia al Ingreso de las Instalaciones de Distribución ..................................................................................................................................... 23 4.3.1

Análisis Compras Físicas de Energía ...................................................................... 23

2


4.3.2 5

Análisis Compras Físicas de Potencia .................................................................... 24

RESULTADOS ............................................................................................................................. 27 5.1

Rechazos Análisis Corrección Monetaria ...................................................................... 27

5.2

Rechazos Análisis Compra Monetaria de Energía y Potencia ............................... 28

5.2.1

Rechazos Análisis Compras Monetarias de Energía ........................................ 28

5.2.2

Rechazos Análisis Compras Monetarias de Potencia....................................... 29

5.3

Rechazos Análisis Compra Físicas de Energía y Potencia ...................................... 31

5.3.1

Rechazos Análisis Compras Físicas de Energía .................................................. 31

5.3.2

Rechazos Análisis Compras Físicas de Potencia ................................................ 32

5.4 Resumen con los Rechazos Producto de la Revisión de Corrección Monetaria, Precios y Cantidades Físicas............................................................................................................ 34 6

ANEXO .......................................................................................................................................... 36

ANEXOS

ANEXO 1: DECRETOS E INDEXACIONES ANEXO 2: SISTEMA DE CUENTAS DE LA SEC

3



1

INTRODUCCIÓN

Conforme a lo establecido en el Artículo 185º D.F.L. Nº 4/20.018 de 2007, del Ministerio de Economía Fomento y Reconstrucción, que fija el texto refundido, coordinado y sistematizado del D.F.L. N°1 de Minería de 1982, en su inciso tercero, numeral 3, la Superintendencia de Electricidad y Combustibles, en adelante SEC, debe informar a la Comisión Nacional de Energía, en adelante CNE, los Costos de Explotación de las empresas concesionarias del servicio público de distribución de energía eléctrica, en adelante empresas distribuidoras. De acuerdo a lo establecido en el artículo 193° de DFL Nº 4/20.018 de 2007, son Costos de Explotación para las empresas distribuidoras el valor de la energía y potencia requerida para la actividad de distribución, calculado con los precios de nudo que rigen en el punto de conexión con las instalaciones de distribución, los costos de operación del sistema de distribución de la energía, los de conservación y mantenimiento, administración y generales, gravámenes y contribuciones, seguros, asesoramiento técnico y demás que la Superintendencia considere necesarios para la explotación del servicio en la zona de concesión. Se establece, además, que no podrán incluirse en los Costos de Explotación las depreciaciones, los déficit de ganancia en ejercicios anteriores, ni ningún costo financiero como los impuestos y contribuciones por dividendos de acciones o el servicio de intereses y amortización de préstamos, bonos y otros documentos. Adicionalmente, se establece que SEC podrá rechazar aquellos costos que considere innecesarios o la parte de ellos que estime excesiva. SEC solicitó a Mega Red Ingenieros Limitada, en adelante el Consultor, desarrollar un análisis crítico de la información entregada por las empresas respecto del valor de energía y potencia requerida para la actividad de distribución calculando los precios nudos que rigen en el punto de conexión con las instalaciones de distribución, de modo de proporcionar a SEC antecedentes que faciliten su labor de rechazar aquellos costos considerados innecesarios o bien la parte de ellos que estime excesivos para prestar el servicio de distribución.

4


El presente documento corresponde al Informe Final preparado por el Consultor, el cual contiene la metodología y los resultados obtenidos a partir de análisis realizado. 2

OBJETIVOS

2.1

Objetivo General

Realizar un análisis crítico de la información entregada por las empresas respecto del valor de energía y potencia requerida para la actividad de distribución calculando los precios nudos que rigen en el punto de conexión con las instalaciones de distribución, de modo de proporcionar a SEC antecedentes que faciliten su labor de rechazar aquellos costos considerados innecesarios o bien la parte de ellos que estime excesivos para prestar el servicio de distribución. 2.2

Objetivos Específicos

 Elaborar un modelo que permita obtener los precios de nudo vigente durante el año 2012 en cada punto de ingreso al sistema de distribución de las empresas concesionarias.  Recopilar los antecedentes indicados a continuación en donde la CNE dispone de los precios en las Subestaciones de Distribución Primaria, precios que serán utilizados como referencia: i. Respaldos de cálculos asociados a los Decretos de Fijación de Precio Nudo Promedio Ponderado, para el caso de los sistemas SING y SIC. ii. Resoluciones Exentas que fijan los Peajes de Distribución para el caso de los Sistemas Medianos.  Comparar el valor de la compra utilizando los valores físicos informados por las empresas y precios modelados y rechazar el exceso informado.  Validar los valores físicos de energía y potencia informados en los puntos de ingreso al sistema de distribución por las empresas concesionarias.  Elaborar un resumen con los rechazos producidos por concepto de revisión de precios y cantidades físicas.

5


3 3.1

ANÁLISIS PRELIMINAR Descripción de Sistemas Eléctricos en Chile

A lo largo del país existen cuatro sistemas eléctricos independientes. Éstos son: 1. Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) 2. Sistema Interconectado Central (SIC) 3. Sistema de Aysén 4. Sistema de Magallanes Desde el punto de vista geográfico, el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) cubre el territorio comprendido entre las ciudades de Arica y Antofagasta; el Sistema Interconectado Central (SIC), se extiende entre las localidades de Taltal y Chiloé; el Sistema de Aysén que atiende el consumo de la Región XI y el Sistema de Magallanes, que abastece la Región XII. Lo descrito anteriormente se muestra en la Figura 1:

6


Figura 1. Sistemas Eléctricos en Chile

Respecto a la capacidad instalada, en la Tabla 1 se muestra un resumen de la potencia instalada total por sistema1: Sistema SIC SING Magallanes (2) Aysén Total

Potencia Instalada [MW] 13,585 4,600 101.7 41 18,328.20

Potencia Instalada [%] 74.12% 25.10% 0.55% 0.22% 100%

Tabla 1. Capacidad instalada por sistema 1

Fuente CDEC-SIC, Anuario 2012.

2

Suma de los tres subsistemas que conforman el Sistema de Magallanes: Punta Arenas, Puerto Natales y Puerto Porvenir.

7


3.2 Segmento Distribución Los sistemas de distribución están constituidos por las líneas, subestaciones y equipos que permiten prestar el servicio de distribuir la electricidad hasta los consumidores finales, localizados en cierta zona geográfica explícitamente limitada. Las empresas de distribución operan bajo un régimen de concesión de servicio público de distribución, con obligación de servicio y con tarifas reguladas para el suministro a clientes regulados. El cuadro siguiente muestra la evolución en el tiempo del número de clientes regulados, las ventas de energía y el consumo promedio de cliente:

Nro. Clientes 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

3,508,336 3,672,143 3,911,253 4,052,673 4,177,766 4,292,193 4,423,258 4,560,578 4,700,198 4,771,683 4,924,493 5,088,984 5,230,805 5,322,693 5,504,130 5,712,148

Ventas Anuales GWh 16,215 17,134 18,188 20,164 20,837 21,649 23,047 24,780 26,339 25,115 26,591 26,551 26,812 27,270 28,875 31,221

Ventas/Cliente kWh-mes 385.2 388.8 387.5 414.6 415.6 420.3 434.2 452.8 467.0 438.6 450.0 434.8 427.2 426.9 437.2 455.5

8


6,000,000

35,000

5,000,000

30,000

20,000 3,000,000 15,000 2,000,000

10,000

1,000,000

5,000

Nro. Clientes

2012

2011

2010

2009

2008

2007

2006

2005

2004

2003

2002

2001

2000

1999

1998

0 1997

0

Ventas Anuales GWh

500.0

35,000

450.0

30,000

400.0 Nro. Clientes

GWh

25,000

4,000,000

350.0

25,000

300.0

20,000

250.0 200.0

15,000

150.0

10,000

100.0

GWh

Nro. Clientes

INFORME FINAL

5,000

50.0

Nro. Clientes

2012

2011

2010

2009

2008

2007

2006

2005

2004

2003

2002

2001

2000

1999

1998

0 1997

0.0

Ventas Anuales GWh

En el SING operan tres empresas distribuidoras: EMELARI que abastece a la ciudad de Arica; ELIQSA que abastece a la ciudad de Iquique y ELECDA que suministra la energía a la ciudades de Antofagasta, Calama y a una pequeña parte del SIC que corresponde a la zona de Tal-Tal abasteciendo alrededor de 300,000 clientes. En toda la extensión del SIC en la actualidad operan 28 empresas abasteciendo a un número aproximado de 5,100,000 clientes3. En el caso de los sistemas más pequeños Aysén y Magallanes operan en ellos una sola empresa EDELAYSÉN y EDELMAG respectivamente, atendiendo a un número cercano a los 36,000 clientes en el caso de EDELAYSÉN y a unos 53,000 clientes en el caso de EDELMAG. 3

Fuente CNE, Estadísticas, Diciembre 2011.

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En la siguiente tabla se muestra el sistema y la región en que opera cada una de las empresas distribuidoras. ID

EMPRESA

01 EMELARI 02 ELIQSA 03 ELECDA 04 EMELAT 06 CHILQUINTA ENERGÍA 07 CONAFE 08 EMELCA 09 LITORAL 10 CHILECTRA 12 COLINA 13 TIL-TIL 14 E.E. PUENTE ALTO 15 LUZ ANDES 17 EMELECTRIC 18 CGE DISTRIBUCIÓN 20 COOPERSOL 21 COOPELAN 22 FRONTEL 23 SAESA 24 EDELAYSEN 25 EDELMAG 26 CODINER 28 ENERGÍA DE CASABLANCA 29 COOP. CURICÓ 30 EMETAL 31 LUZLINARES 32 LUZPARRAL 33 COPELEC 34 COELCHA 35 SOCOEPA 36 COOPREL 39 LUZOSORNO 40 CRELL 42 ENELSA

REGIÓN EN QUE ABASTECE

SISTEMA

I I II III V III, IV, V y VII V V RM RM V y RM RM RM V, RM, VI, VII y VIII RM, VI, VII, VIII y IX I VIII VIII y IX IX y X XI XII IX V y RM VII VII VII VII y VIII VIII VIII X X X X IV

SING SING SING-SIC SIC SIC SIC SIC SIC SIC SIC SIC SIC SIC SIC SIC SING SIC SIC SIC AYSEN MAGALLANES SIC SIC SIC SIC SIC SIC SIC SIC SIC SIC SIC SIC SIC

Tabla 2. Empresas distribuidoras por Sistema Eléctrico

10


Precio Medio 2011 120.0

100.0

80.0

60.0

Phfp-2011 Php-2011 Ener-2011

40.0

20.0

-

Precio Medio 2012 120.0

100.0

80.0

60.0

Phfp-2012 Php-2012 Ener-2012

40.0

20.0

-

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Dentro del proceso de fijación de fórmulas tarifarias para las empresas eléctricas concesionarias de servicio público, la SEC, debe informar a la Comisión Nacional de Energía, los Costos de la Explotación de las empresas concesionarias de servicio público de distribución de energía eléctrica. En el caso específico del presente estudio se requiere analizar la información proporcionada por las empresas concesionarias respecto de las compras de energía y potencia realizadas durante el año 2012. Para ello se trabajó en base a una metodología que en lo relevante consideraba tres etapas. 1. Análisis de las modificaciones de precios de nudo utilizados para calcular los precios en las subestaciones en los sistemas de distribución. Esto para valorar las compras físicas de energía y potencia. 2. Análisis de los montos físicos de energía y potencia declarados por las empresas. 3. Recomendación por empresa de las compras de energía y potencia. Lo anterior sin embargo, responde al análisis global teniendo presente los resultados que se desean obtener. De esta manera, es importante mencionar que el proceso de revisión se realizó en etapas consecutivas, interdependientes una de la otra, de modo de obtener un producto final sólido. El proceso que se siguió se puede resumir en las siguientes etapas: 1. Revisión de la Corrección Monetaria. 2. Identificar los decretos y resoluciones exentas que modifican los precios de nudo. 3. Identificar las indexaciones de los parámetros de las fórmulas de peajes en Subtransmisión. 4. Revisión de los caminos o rutas de mínima distancia eléctrica informados por cada una de las empresas. 5. Aplicación de la metodología indicada en el Decreto 320, para el cálculo de los peajes en sistemas de subtransmisión, que adicionados a los precios de nudo en sus respectivas barras de inyección, constituirán los precios en subestaciones de sistemas de distribución. 6. Revisión de las cantidades físicas declaradas en energía y en potencia. 7. Revisión y cálculo de la demanda mensual a facturar, por concepto de demanda máxima en hora de punta. 8. Obtención de los montos recomendados de compra de energía y de potencia de las empresas de distribución.

12


4

METODOLOGÍA El estudio se divide básicamente en tres etapas, indicadas en forma sintetizada en la

Figura 2. Cada una de estas etapas corresponde a la aplicación de uno de los criterios que se describen a continuación: i.

Criterio 1: Revisión Corrección Monetaria.

ii.

Criterio 2: Revisión Precios de Compra de Energía, Potencia en Horas de Punta y Potencia Fuera de Horas de Punta, al ingreso de las instalaciones de distribución.

iii.

Criterio 3: Revisión Unidades Físicas de Energía, Potencia en Horas de Punta y Potencia Fuera de Horas de Punta, al ingreso de las instalaciones de distribución.

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Figura 2. Etapas del Estudio


4.1

Análisis Corrección Monetaria Aplicada a las Compras Presentadas

Este criterio considera la multiplicación de cada uno de registros indicados como “Neto_compra_$_ingSD”, de la hoja “COMPRAS_SD” del archivo “COMPRAS_SDXXXAAAA”4, por los factores de corrección monetaria incluidos en anexo. Posteriormente se procede a comparar los valores obtenidos con los informados en el campo “Total_compra_$_ingSD” del archivo y hoja mencionados previamente. 4.2

Análisis Compra Monetaria de Energía y Potencia al Ingreso de las Instalaciones de Distribución

Este análisis en particular considera como resultado final la comparación entre el valor de la compra obtenida a partir de los valores físicos informados por las empresas y precios modelados y el valor de la compra informada por la empresa rechazando el exceso informado. 4.2.1 Identificar a que sistema eléctrico pertenece cada empresa Se identificó a que sistema eléctrico pertenece cada empresa concesionaria de distribución, con el propósito de construir para cada uno de ellos el cronograma de precios de nudos. 4.2.2 Precios de Nudo Se distinguen los siguientes tipos de precios de nudo: a) Precios de Nudo de Largo Plazo de Energía (PNELP) y Potencia (PNPLP). Son aquellos precios que debe pagar una empresa concesionaria a su suministrador en virtud del contrato de suministro respectivo, suscrito a partir de las licitaciones públicas reguladas en conformidad con el artículo 131 y siguientes de la Ley. b) Precios de Nudo de Corto Plazo de energía (PNECP) y potencia de punta (PNPCP). Son los precios a nivel de generación-transporte fijados por semestralmente en los meses de abril y octubre de cada año en virtud del Artículo 160 de la Ley.

4

El archivo de cada empresa concesionaria de distribución se diferencia por su número de identificación (XXX), seguido del año de las compras presentadas (AAAA).

15


c) Precio Nudo Promedio. Corresponderá al promedio de los Precios de Nudo de Largo Plazo para los suministros, conforme a la modelación de los contratos de las empresas concesionarias de distribución, ponderando cada precio por el volumen de suministro correspondiente. En el caso que una empresa concesionaria de distribución, a la fecha de entrada en vigencia de los correspondientes decretos de Precio Nudo Promedio, tenga suministros sujetos a Precio de Nudo de Corto Plazo, el Precio de Nudo Promedio se obtiene considerando esos suministros con criterios similares a los contratos licitados, constituyéndose entonces como un contrato recogido en el cálculo del Precio de Nudo Promedio. Los Precios de Nudo Promedio (PNP) nacen de las modificaciones al marco regulatorio eléctrico introducidas por la Ley 20.018, o Ley Corta II, y corresponden a los precios que las empresas concesionarias de servicio público de distribución deben traspasar a sus clientes regulados. Entre las principales características del Precio de Nudo Promedio, se destaca en que es un precio único determinado para cada distribuidora a nivel de generación-transporte, y que se aplica un procedimiento de ajuste de modo tal que el Precio de Nudo Promedio de cualquier distribuidora no puede exceder en más de un 5% el precio promedio de todo el sistema en un punto de comparación. Su determinación es efectuada por la Comisión Nacional de Energía (CNE), quien a través de un Informe Técnico comunica sus resultados al Ministerio de Energía, el cual procede a su fijación mediante la dictación de un Decreto publicado en el Diario Oficial. Los Precios de Nudo Promedio se fijan en las siguientes ocasiones: 

Semestralmente, en los meses de abril y octubre de cada año



Toda vez que se produzca la indexación del precio de algún contrato de suministro por una variación sobre el 10% respecto a su precio vigente. Con la entrada en vigencia de algún nuevo contrato de suministro licitado.



En esta etapa del estudio, se llevó a cabo una valorización de las cantidades físicas de energía y potencia informadas por las empresas a Precio de Nudo de distribución. Para ello se calcularon los precios de nudo de distribución considerando las siguientes normativas, además de considerar como otra referencia los precios establecidos por la CNE mediante las Resoluciones Exentas que fijan los Peajes de Distribución: a) Decretos de Fijación Tarifaria de Precio de Nudo de Corto Plazo, de Precio de Nudo Promedio, dictadas para el año 2012 por el Ministerio de Energía. b) Decreto 320, que Fija las Tarifas de Subtransmisión y sus fórmulas de Indexación, en vigencia a partir del 14 de enero de 2009.

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Los costos de compra de energía y potencia de distribución calculados, no consideran el Ajuste o Recargo (AR) aplicable a los clientes regulados de las empresas concesionarias, resultante de la aplicación del Artículo 157° de la Ley, tampoco consideran el Cargo Único por uso del Sistema de Transmisión Troncal (CU) establecido en los artículos 102 y 16 Transitorio de la Ley, puesto que los concesionarios de distribución actúan en este caso como un recaudador tanto del ajuste por diferencias entre contratos con generadores en el primer caso, como por el uso de los sistemas de transmisión troncal en el segundo. En la Tabla 3, Tabla 4 y Tabla 5 se presentan la secuencia de Decretos Supremos y Resoluciones Exentas que indican los respectivos precios nudos y sus modificaciones, tanto para el SIC y el SING, durante el año 2012. Decretos Precio de Nudo Promedio (PNP) año 2012 Periodo Normativa Publicación DO Entrada en Vigencia Sistema 1 2 3 4 5 6 7

DS N°16 DS N°64 DS N°82 DS N°98 DS N°105 DS N°106 DS N°1

06/03/12 07/08/12 27/09/12 12/10/12 05/12/12 05/12/12 21/02/13

01/01/12 01/04/12 01/05/12 01/07/12 01/08/12 01/09/12 01/11/12

SIC/SING SIC/SING SIC/SING SIC SING SIC SIC/SING

Tabla 3. Decretos Precio de Nudo Promedio, 2012

Decretos Precio de Nudo de Corto Plazo (PNCP) año 2012 Periodo Normativa Publicación DO Entrada en Vigencia Sistema 1 2 3 4

DS N°85 DS N°27 DS N°42 DS N°107

31/12/11 24/03/12 27/07/12 12/02/12

01/11/11 24/03/12 01/05/12 01/11/12

SIC/SING SIC/SING SIC/SING SIC/SING

Tabla 4. Decretos e Indexaciones Precio de Nudo de Corto Plazo, 2012

Resoluciones Exentas con Índices Tarifas de Subtransmisión año 2012 Periodo Normativa 1 2

RES. EXTA N°619 RES. EXTA N°222

Publicación DO Entrada en Vigencia Sistema 24/10/11 13/04/12

01/11/11 01/05/12

SIC/SING SIC/SING

17


3

RES. EXTA N°773

09/10/12

01/11/12

SIC/SING

Tabla 5. Resoluciones Exentas con Índices Tarifas de Subtransmisión año 2012

En resumen, las principales fuentes de Información utilizadas fueron: • • • • •

Sistema de Cuentas de la SEC. Diagramas Unilineales informados por la concesionaria. Estos diagramas se encuentran disponibles en el sistema de cuentas de la SEC. Respaldo de cálculos del CDEC-SIC y CDEC-SING de pagos por parte de quienes efectúan retiros en sistemas de Subtransmisión. Decretos de Fijación de Precio Nudo Promedio Ponderado y los correspondientes respaldos de cálculos de la CNE. Decreto de Fijación de Precio de Nudo y Resoluciones Exentas relacionada con modificaciones a los Precios de Nudo.

Los principales objetivos que involucra esta parte del estudio son: 1. Verificación de los caminos o rutas de mínima distancia eléctrica utilizados para referir los precios de nudo. 2. Cálculo de los precios de nudo en todos los puntos de ingreso al sistema de distribución informados por las empresas concesionarias. 3. Análisis y evaluación de la correcta aplicación del decreto 320 y decretos tarifarios al cálculo de precios de nudo de energía y potencia. 4. Contrastar los precios calcula dos con los informa dos por las empresas en sus compras de energía y potencia en hora de punta. 5. Verificación del precio de la potencia en hora de punta.

4.2.3 Referencia de Precios de Energía y Potencia en Hora de Punta a Subestaciones de Distribución Primaria De acuerdo a lo establecido en el Decreto 320, se establecerán precios por unidad de energía y de potencia, en adelante, peajes de Subtransmisión que, adicionados a los precios de nudo en sus respectivas barras de inyección, constituirán los precios de nudo en sus respectivas barras de retiro. Los precios de nudo en las barras de inyección considerados corresponden a los Precios de Nudo Promedio fijado en los decretos correspondientes. Lo anterior supondrá:

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a. Identificar los Caminos de Mínima Distancia Eléctrica Estas rutas son determinadas y publicadas por el CDEC-SIC. b. Identificar los Factores de Expansión de Pérdidas por Concepto de Transformación en Tensiones de Distribución Sistema SIC1 SIC2 SIC3 SIC4 SIC5 SIC6

FEPET [%] 0.508% 0.638% 0.412% 1.608% 1.230% 0.516%

Sistema SIC1 SIC2 SIC3 SIC4 SIC5 SIC6

FEPPT [%] 0.564% 0.630% 0.467% 2.041% 1.279% 0.567%

Tabla 6. Factores de Expansión de Pérdidas de Energía y Potencia, por Transformación

c. Identificar los Factores de Expansión de Pérdidas por Concepto de Transmisión en Tensiones de Distribución Sistema

FEPEL-i [%]

220 154 110 66 44 33 23 SIC1 0.1349% 0.0806% 0.0806% 0.0806% 0.2362% SIC2 0.0314% 0.0759% 0.0824% 0.0824% 0.0824% SIC3 0.0090% 0.0417% 0.0399% 0.0399% 0.0399% SIC4 0.1108% 0.0078% 0.0393% 0.0803% 0.0803% 0.0803% SIC5 0.0204% 0.0500% 0.1219% 0.1219% 0.1219% SIC6 0.0010% 0.0499% 0.0535% 0.0535% 0.0535% 0.0332% SIC6(*) 0.0173% (*) Recargos aplicables solamente al tramo Punta Barranco -> Punta Gallan del sistema SIC 6.

Tabla 7. Factores de Expansión de Pérdidas de Energía por concepto de Transmisión Sistema

FEPPL-i [%]

220 154 110 66 44 33 23 SIC1 0.1060% 0.1143% 0.1143% 0.1143% 0.1901% SIC2 0.0366% 0.0851% 0.0917% 0.0917% 0.0917% SIC3 0.0106% 0.0461% 0.0459% 0.0459% 0.0459% SIC4 0.1384% 0.0122% 0.0488% 0.1063% 0.1063% 0.1063% SIC5 0.0137% 0.0421% 0.1209% 0.1209% 0.1209% SIC6 0.0008% 0.0345% 0.0510% 0.0510% 0.0510% 0.0332% SIC6(*) 0.0141% (*) Recargos aplicables solamente al tramo Punta Barranco -> Punta Gallan del sistema SIC 6.

Tabla 8. Factores de Expansión de Pérdidas de Potencia por concepto de Transmisión

d. Identificar los Cargos por Conceptos de Pago del Valor Anual de Subtransmisión. i.

Cargo Base por Concepto de Transformación De acuerdo al nivel de tensión de la barra de retiro del sistema de subtransmisión y con respecto a la barra de inyección asociada, los

19


cargos CBTE y CBTP se determinarán de acuerdo a lo que a continuación se indica:  IPMIi IPMNi IPCi IPMBIi IPM i IPacei IPcui IPali  CBTEi  CBTEo   a  b  c d  e f  g  h  IPMNo IPCo IPMBI o IPM o IPaceo IPcuo IPalo   IPMI o  IPMIi IPMNi IPCi IPMBIi IPM i IPacei IPcui IPali  CBTPi  CBTPo   a  b c d  e f g  h  IPMNo IPCo IPMBI o IPM o IPaceo IPcuo IPalo   IPMI o CBTEo [$/kWh] 2.24 1.654 1.046 1.694 1.379 1.359



CBTPo [$/kWh] 1366.44 840.84 542.95 1014.99 720.45 738.28

Tabla 9. Cargos base por conceptos de transformación de Energía y Potencia

ii.

Cargo Base por Concepto de Transmisión

 IPMIi IPMNi IPCi IPMBIi IPM i IPacei IPcui IPali  CBLEi  CBLEo   a  b  c d  e f  g  h  IPMNo IPCo IPMBI o IPM o IPaceo IPcuo IPalo   IPMI o  IPMIi IPMNi IPCi IPMBIi IPM i IPacei IPcui IPali  CBLPi  CBLPo   a  b c d  e f g  h  IPMNo IPCo IPMBI o IPM o IPaceo IPcuo IPalo   IPMI o

Sistema

CBLEi [$/kWh/km] 220

154

SIC1

110

66

44

33

Dx 0.096

0.058

0.208

0.208

0.208

SIC2

0.016

0.054

0.176

0.176

0.176

SIC3

0.012

0.044

0.107

0.107

0.107

SIC4

0.02

0.027

0.033

0.045

0.045

0.045

SIC5

0.008

0.037

0.064

0.064

0.064

SIC6

0.018

0.058

0.058

0.058

1.029

SIC6 (*)

0.402

33

Dx

0.022

Tabla 10. Cargos base por conceptos de transformación de Energía

Sistema

CBLPi [$/kWh/km] 220

154

110

66

44

20


SIC1 SIC2

7.8

SIC3

6.04

SIC4

11.83

16.51

SIC5

4.22

19.03

SIC6

9.46

SIC6 (*)

217

35.25

124.38

124.38

124.38

27.72

88.42

88.42

88.42

22.67

55.39

55.39

55.39

19.16

27.84

27.84

27.84

31.38

31.38

31.38

31.41

31.41

31.41

12.02

57.5

555.77

Tabla 11. Cargos base por conceptos de transformación de Potencia

e. Identificar los Coeficientes de Indexación Sistema SIC1 SIC2 SIC3 SIC4 SIC5 SIC6

a 0.349 0.342

b 0.171 0.162

0.367 0.372 0.321

0.157 0.162 0.163

c 0.480 0.496 0.520 0.476 0.466 0.516

d

E

f

g

h

0.182

0.149

0.077

0.036

0.036

Tabla 12. Coeficientes de Indexación

f. Identificar los Valores Base de Indexación Índice IPMIo IPMNo

Valor Base

Mes

90,57

Octubre de 2005

87,82

Octubre de 2005

121,82

Octubre de 2005

IPMBIo

85,73

Octubre de 2005

IPMo

84,9

Octubre de 2005

IPaceo

130,47

Jul.05 – Sep.05

IPcuo

170,4

Jul.05 – Sep.05

Ipalo

82,97

Jul.05 – Sep.05

IPCo

Tabla 13. Índices y valores bases de indexación

g. Resoluciones exentas que comunican índices contenidos en fórmulas de indexación para la determinación de los peajes de subtransmisión. Nota: Los valores indicados anteriormente corresponden a los establecidos en el Decreto 320. La actualización de estos valores se han efectuado conforme lo establecido en las Resoluciones Exentas indicadas en la Tabla 5 del presente informe.

21


4.2.4 Procedimiento para determinar los Precios de Energía y Potencia en Hora de Punta a utilizar En los casos donde se producen modificaciones a los precios nudos a mediados de un mes, se realizó una operación de ponderación de precios, que a continuación se presenta en su expresión algebraica:

PN1  N Dias1 PN 2  N Dias2   PNMes N DiasMes N DiasMes Donde: PN1 : Precio de Nudo fijación anterior PN2 : Precio de Nudo fijación nueva Nº Días1 : Cantidad de días con la fijación anterior Nº Días2 : Cantidad de días con la fijación nueva Nº DíasMes : Cantidad de días del mes. Se cumple que Nº Días1 + Nº Días2 es igual a Nº DíasMes PNMes : Precio de Nudo a aplicar el mes en que ocurre la modificación 4.2.5 Criterios de revisión de diferencia de Precios de Energía y Potencia en Horas de Punta Respecto del precio de la energía y potencia en horas de punta, se ha considerado como precios aceptados los obtenidos a partir del modelo desarrollado en este estudio, no obstante se han utilizado como referencia para la revisión efectuada, los precios que la CNE dispone en los respaldos de cálculos asociados a los Decretos de Fijación de Precio Nudo Promedio Ponderado, para el caso de los sistemas SING y SIC, y en las resoluciones Exentas que fijan los Peajes de Distribución para el caso de los Sistemas Medianos. 4.2.6 Criterios de revisión de diferencia de Precios de Potencia en Hora Fuera de Punta Respecto del precio de la potencia en horas fuera de punta, en los Decretos de Precio de Nudo vigentes durante el año 2012 se indica que: “El cargo por demanda máxima fuera de punta se aplicará a la diferencia entre la demanda de facturación fuera de punta y la demanda de facturación de punta. El precio que se aplicará a esta diferencia de demandas máximas será establecido de común acuerdo entre la empresa vendedora y la empresa compradora, y se basará en los costos adicionales en que incurra la empresa vendedora para suministrarla”

22


Conforme a lo indicado en el párrafo anterior, para determinar el precio de demanda fuera de hora de punta se utilizó el siguiente criterio: 

Para cada registro del archivo Compras Reales informado por las distribuidoras, se obtuvo el porcentaje del precio fuera de horas de punta respecto del valor en horas de punta de cada registro del archivo Compras Reales entregado para cada distribuidora.



El porcentaje anterior se aplicó al precio de demanda en horas de punta resultante de la revisión, en los puntos de ingreso de distribución en los que se registró pago por este ítem.

4.3 Análisis Compra Física de Energía y Potencia al Ingreso de las Instalaciones de Distribución El objetivo de esta actividad del estudio, fue realizar un análisis crítico de las compras físicas de energía y de potencia informadas por las empresas a fin de aceptar o rechazar aquellos valores que no se ajustaran técnicamente, que sean excesivos o que se contradigan con registros que disponen otros organismos. Considerando que los datos de energía entregados por las empresas son respaldados por facturas o por lo informado por otras empresas distribuidoras, se centró el análisis en la potencia facturada a las empresas. Para ello, se utilizó la información entregada por las propias empresas respecto de sus demandas máximas de potencia en cada subestación, información que debían presentar para los años 2011 y 2012. 4.3.1 Análisis Compras Físicas de Energía El análisis consistirá en revisar las compras de energía en el lugar de ingreso de las instalaciones de distribución, en términos de unidades físicas. a) Se realizó una comparación global por empresa, entre la compra física real de energía asociada a los clientes que hacen uso del sistema de distribución (tipo 3 de acuerdo a lo indicado en el Sistema de Cuentas) y la compra modelada al ingreso del sistema de distribución de acuerdo a la metodología establecida en el Sistema de Cuentas, considerando también en el análisis los casos en que las empresas informaron energía autogenerada. b) Se analizó la información entregada por las empresas, desde el punto de vista de que dispongan o no con equipos de medida en los puntos de ingreso a distribución.

23


En relación a esto se distinguen dos casos: Caso 1: Se dispone de equipos de medida en los puntos de ingreso a distribución, en este caso se aplica directamente el valor de compra (Q) informado por la empresa. Caso 2: No se dispone de equipos de medida en los puntos de ingreso a distribución. En este caso se ha considerado como pérdida mínima los factores de pérdidas establecidos en el decreto de STx, que han sido aplicados a partir del punto en que la empresa informa que dispone de equipos de medida. Para llevar a cabo este análisis, en primer lugar se verificó que los puntos de ingreso de la energía informados por las concesionarias eran efectivamente aquéllos que se encuentran a la entrada de las instalaciones de distribución. Luego de ello se determinó a que caso correspondía cada punto de ingreso, no realizando ajustes para los que se encontraban en el caso 1 y aplicando el criterio indicado anteriormente para los que se encontraban en el caso 2. Del análisis efectuado, se concluye que las empresas informan que en su gran mayoría los puntos de ingreso a distribución disponen de equipos de medición (Caso 1). Los resultados del análisis físico de las compras de energía se presentan en el punto 5.3.1. 4.3.2 Análisis Compras Físicas de Potencia Las empresas concesionarias informaron, según lo que indica el Sistema de Cuentas, las mediciones mensuales de demanda en horas de punta y en horas fuera de punta, para los años 2011 y 2012, sean estos subestaciones principales o aquellas de entrada a distribución. Esta información es analizada, para cada caso, y contrastada con lo informado y valorado en el sistema de cuentas. El objetivo es desarrollar la metodología indicada en el Decreto de Precios de Nudo, aplicar los precios de nudo y revisar si existen diferencias respecto de lo informado físicamente por la empresa y valorado con los precios finales calculados. Los Decretos de Precios de Nudo mencionan, respecto de la manera de calcular la demanda facturada, que la potencia podrá ser (valga la redundancia) facturada mediante el cálculo de la demanda máxima leída o en la modalidad de potencia contratada. En caso de que el cliente no opte por ninguno, de forma automática se le

24


aplicará el sistema de facturación de Demanda Máxima Leída. Los decretos también indican que en caso en que un mismo cliente reciba energía en dos o más puntos de entrega, cuyos precios de nudo se calculan sobre la base de los precios de nudo en la misma subestación principal, los clientes podrán solicitar al vendedor, o a los vendedores, que para los fines de facturación, les consideren las demandas máximas de cada punto afectadas por un coeficiente, para compensar el posible efecto de diversidad. El valor de dicho coeficiente y demás normas de aplicación a este respecto las establecen de común acuerdo el vendedor y el cliente. El sistema de cuentas no recoge la información suficiente como para poder establecer una metodología de revisión de los factores de diversidad a que hace mención los decretos de precios de nudo, por esta razón el análisis realizado no considera los factores de diversidad. Junto con lo anterior, los clientes tienen el derecho de instalar equipos que les permitan medir y registrar la demanda, para aquellos casos en que los puntos de suministro tengan precios ligados a una misma subestación principal, para establecer mensualmente el factor de diversidad del grupo correspondiente. En este caso, la demanda máxima en horas de punta será el aporte individual a la demanda máxima conjunta del grupo. El mismo procedimiento es ocupado en horas fuera de punta. Demanda Máxima Leída La Demanda Máxima Leída toma como referencia las demandas máximas leídas en horas de punta y en horas fuera de punta, aplicándose para el kW de demanda máxima leída en horas de punta el precio de nudo de la potencia de punta en el punto de entrega. La facturación de la Demanda Máxima Leída, podrá considerar el momento en el que ocurre, es decir, si sucede en “horas de punta” o en “horas fuera de punta”. La Demanda a facturar, en el caso de demandas en hora de punta, es el promedio de las dos más altas demandas máximas leídas en las horas de punta de los últimos 12 meses, incluido el propio mes que se factura. Por otra parte, si la mayor demanda se produce en horas fuera de punta, la facturación mensual de la demanda máxima incluirá los siguientes elementos que se suman en la factura: 1. Cargo por demanda máxima de punta, y 2. Cargo por demanda máxima fuera de punta La demanda de facturación, en la cual se basa el cargo por demanda máxima de punta,

25


es el promedio las dos más altas demandas máximas leídas en las horas de punta de los últimos 12 incluido el propio mes que se factura. La demanda de facturación, en la cual se basa el cargo por demanda máxima fuera de punta, es el promedio de las dos más altas demandas máximas leídas en las horas fuera de punta de los últimos 12 meses, incluido el propio mes que se factura. El cargo por demanda máxima fuera de punta se aplica a la diferencia entre la demanda de facturación fuera de punta y la demanda de facturación de punta. El precio que se aplica a esta diferencia de demandas máximas será establecido por un común acuerdo entre la empresa vendedora y la empresa compradora, y se basará en los costos adicionales en que incurra la empresa vendedora para suministrarla. Potencia Contratada En esta modalidad de facturación, las empresas compradoras contratan las demandas máximas que tendrán derecho a tomar en horas de punta y/o fuera de punta. Aplicación del Procedimiento El procedimiento es aplicado para todas las empresas que informaron sus demandas a través del Sistema de Cuentas. Se tomaran los registros de demandas máximas de todos los meses (de enero de 2011 a Diciembre de 2012) y se extraerá el promedio de las dos demandas máximas del período correspondiente. Luego, será valorada según los precios finales calculados y comparado con lo informado por la empresa. Los resultados del análisis se indican en el punto 5.3.2.

26


5

RESULTADOS

Los resultados obtenidos a partir del desarrollo metodológico descrito en el punto anterior se indican a continuación. Todas las cifras informadas en los cuadros siguientes tienen aplicada la corrección monetaria. Respecto de los cargos por Reactivos éstos fueron aceptados para todas las empresas. 5.1 Rechazos Análisis Corrección Monetaria Resultado Ajustes por Aplicación Corrección Monetaria Total Compras SD en $ % Nº Empresa Presentado Ajustado Ajustado 1 Emelari 18,324,569,155 18,323,143,913 -0.01% 2 Eliqsa 30,557,099,129 30,554,656,543 -0.01% 3 Elecda 53,655,406,663 53,651,218,801 -0.01% 4 Emelat 43,132,438,243 43,128,959,687 -0.01% 6 Chilquinta 149,004,822,513 149,004,822,513 0.00% 7 Conafe 121,526,905,691 121,517,076,050 -0.01% 8 Emelca 866,480,517 866,152,619 -0.04% 9 Litoral 6,873,645,833 6,873,645,833 0.00% 10 Chilectra 565,013,234,121 565,013,234,109 0.00% 12 Colina 3,897,464,002 3,897,464,002 0.00% 13 Til-Til 992,637,202 991,855,953 -0.08% 14 EEPA 12,378,211,182 12,373,317,600 -0.04% 15 Luz Andes 614,010,954 614,010,956 0.00% 17 Emelectric 80,513,759,770 80,507,454,781 -0.01% 18 CGE 514,352,077,879 514,312,796,683 -0.01% 21 Coopelan 4,201,584,403 4,199,737,347 -0.04% 22 Frontel 56,847,670,283 56,843,330,901 -0.01% 23 Saesa 114,264,498,934 114,255,478,619 -0.01% 24 Edelaysén 11,872,540,293 11,871,556,894 -0.01% 25 Edelmag 16,109,783,214 16,109,783,214 0.00% 26 Codiner 3,175,918,553 3,175,918,553 0.00% 28 Edecsa 3,715,706,974 3,715,706,974 0.00% 29 CEC 4,922,568,111 4,920,916,072 -0.03% 30 Emetal 7,507,199,341 7,506,623,746 -0.01% 31 Luz Linares 6,526,726,509 6,526,726,509 0.00% 32 Luz Parral 4,767,872,748 4,767,872,748 0.00% 33 Copelec 7,524,657,432 7,521,540,631 -0.04% 34 Coelcha 3,163,160,778 3,161,861,899 -0.04% 35 Socoepa 1,772,071,645 1,772,071,639 0.00% 36 Cooprel 2,047,397,433 2,046,541,421 -0.04% 39 Luz Osorno 8,147,369,805 8,146,722,196 -0.01% 40 CRELL 4,397,338,892 4,430,367,593 0.75% 42 Enelsa 4,071,958,968 4,071,554,414 -0.01% Total general 1,866,738,787,169 1,866,674,121,412 0.00%

Tabla 14. Rechazos Análisis Corrección Monetaria

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5.2 Rechazos Análisis Compra Monetaria de Energía y Potencia A continuación se presentan los resultados obtenidos luego del análisis de la compra monetaria de energía y potencia. 5.2.1 Rechazos Análisis Compras Monetarias de Energía ID 1 2 3 4 6 7 8 9 10 12 13 14 15 17 18 21 22 23 24 25 26 28 29 30 31 32 33 34 35 36 39 40 42

EMPRESA Emelari Eliqsa Elecda Emelat Chilquinta Conafe Emelca Litoral Chilectra Colina Til-Til EEPA Luz Andes Emelectric CGE Coopelan Frontel Saesa Edelaysén Edelmag Codiner Edecsa CEC Emetal Luz Linares Luz Parral Copelec Coelcha Socoepa Cooprel Luz Osorno CRELL Enelsa Total general

COMPRA ENERGÍA COMPRA ENERGÍA CRITERIO 1 CRITERIO 2 ($) ($) 14,104,104,370 14,109,888,210 23,620,314,686 23,641,884,841 40,757,733,551 40,626,596,719 35,664,567,119 35,751,029,939 120,158,349,286 120,049,847,115 95,389,207,030 95,409,402,779 828,986,251 1,076,592,577 4,570,097,125 4,577,834,499 427,094,450,326 427,150,232,480 2,752,838,077 2,751,906,589 663,744,650 577,100,308 9,562,521,838 9,498,176,714 308,774,019 308,876,505 65,054,605,334 65,107,746,115 426,979,095,733 427,011,311,835 3,651,281,306 3,969,655,182 44,383,010,875 44,376,554,178 93,236,580,827 93,722,933,968 9,631,352,849 9,631,352,849 11,980,437,772 11,980,437,768 2,664,409,327 2,741,564,088 2,911,191,243 2,929,886,850 4,443,420,561 4,443,369,927 6,097,203,634 6,116,603,685 5,291,265,773 5,293,789,097 3,704,163,254 3,707,259,637 5,870,399,567 5,830,769,643 2,674,346,143 2,682,993,917 1,391,371,360 1,400,205,544 1,653,341,610 1,655,642,688 6,422,275,389 6,400,407,077 3,591,727,938 3,822,359,628 3,023,071,583 3,021,659,299 1,480,130,240,407 1,481,375,872,251

RECHAZO COMPRA RECHAZO COMPRA ENERGÍA CRITERIO 2 ENERGÍA CRITERIO 2 ($) ($) 5,783,839 0.04% 21,570,155 0.09% 131,136,832 -0.32% 86,462,820 0.24% 108,502,172 -0.09% 20,195,749 0.02% 247,606,325 29.87% 7,737,374 0.17% 55,782,154 0.01% 931,488 -0.03% 86,644,342 -13.05% 64,345,124 -0.67% 102,487 0.03% 53,140,781 0.08% 32,216,102 0.01% 318,373,876 8.72% 6,456,698 -0.01% 486,353,141 0.52% 0.00% 3 0.00% 77,154,761 2.90% 18,695,607 0.64% 50,634 0.00% 19,400,051 0.32% 2,523,324 0.05% 3,096,383 0.08% 39,629,924 -0.68% 8,647,774 0.32% 8,834,184 0.63% 2,301,077 0.14% 21,868,312 -0.34% 230,631,690 6.42% 1,412,284 -0.05% 1,245,631,844 0.08%

Tabla 15. Rechazos de análisis compras monetarias de energía

28


5.2.2 Rechazos Análisis Compras Monetarias de Potencia

a) Potencia Hora Punta ID

EMPRESA

1 2 3 4 6 7 8 9 10 12 13 14 15 17 18 21 22 23 24 25 26 28 29 30 31 32 33 34 35 36 39 40 42

Emelari Eliqsa Elecda Emelat Chilquinta Conafe Emelca Litoral Chilectra Colina Til-Til EEPA Luz Andes Emelectric CGE Coopelan Frontel Saesa Edelaysén Edelmag Codiner Edecsa CEC Emetal Luz Linares Luz Parral Copelec Coelcha Socoepa Cooprel Luz Osorno CRELL Enelsa Total general

COMPRA PHP CRITERIO 1 ($)

COMPRA PHP CRITERIO 2 ($)

4,204,526,328 6,754,061,088 12,572,453,406 6,789,160,008 27,814,292,499 24,621,540,320 31,792,004 2,006,802,936 120,223,587,160 1,144,625,927 328,111,303 2,810,795,756 305,236,935 13,229,661,569 82,111,802,209 545,588,153 12,070,457,797 20,216,234,184 2,226,825,437 4,129,345,439 511,509,220 508,682,815 477,495,512 1,154,324,277 880,016,206 733,434,693 1,651,141,076 482,114,903 380,422,006 389,572,814 1,610,981,908 838,639,636 369,832,944

4,203,884,133 6,753,237,328 12,436,255,565 6,699,572,652 27,740,147,822 24,621,527,785 31,792,004 2,002,197,123 120,222,217,201 1,140,667,046 252,799,295 2,745,772,644 305,233,580 13,213,625,076 82,021,474,215 545,588,153 12,070,263,062 20,168,102,133 2,226,825,437 4,129,345,436 511,495,877 508,129,166 477,494,938 1,143,480,977 880,001,238 733,412,972 1,615,076,746 482,113,762 380,419,399 389,570,588 1,591,477,138 838,639,636 369,817,098

354,125,068,467 353,451,657,223

RECHAZO COMPRA PHP CRITERIO 2 ($) 642,195 823,761 136,197,841 89,587,356 74,144,677 12,535 4,605,813 1,369,959 3,958,881 75,312,008 65,023,112 3,355 16,036,493 90,327,994 194,735 48,132,051 3 13,343 553,649 574 10,843,300 14,968 21,722 36,064,329 1,141 2,606 2,226 19,504,771 15,846 -673,411,245

RECHAZO COMPRA PHP CRITERIO 2 ($) -0.02% -0.01% -1.08% -1.32% -0.27% 0.00% 0.00% -0.23% 0.00% -0.35% -22.95% -2.31% 0.00% -0.12% -0.11% 0.00% 0.00% -0.24% 0.00% 0.00% 0.00% -0.11% 0.00% -0.94% 0.00% 0.00% -2.18% 0.00% 0.00% 0.00% -1.21% 0.00% 0.00% -0.19%

Tabla 16. Rechazos de análisis compras monetarias de potencia, hora punta

29


b) Potencia Hora Fuera de Punta ID

EMPRESA

1 2 3 4 6 7 8 9 10 12 13 14 15 17 18 21 22 23 24 25 26 28 29 30 31 32 33 34 35 36 39 40 42

Emelari Eliqsa Elecda Emelat Chilquinta Conafe Emelca Litoral Chilectra Colina Til-Til EEPA Luz Andes Emelectric CGE Coopelan Frontel Saesa Edelaysén Edelmag Codiner Edecsa CEC Emetal Luz Linares Luz Parral Copelec Coelcha Socoepa Cooprel Luz Osorno CRELL Enelsa Total general

COMPRA PHFP CRITERIO 1 ($) 14,513,212 180,280,760 321,031,840 670,296,328 1,032,180,735 1,498,988,236 0 296,745,773 17,226,745,774 0 0 0 0 2,005,016,838 4,713,788,707 0 342,716,616 783,703,241 13,378,605 0 0 295,832,919 0 242,210,111 355,444,533 330,274,802 0 5,400,852 0 3,108,133 86,106,396 0 401,725,965 30,819,490,373

COMPRA PHFP CRITERIO 2 ($) 0 0 0 0 981,406,409 3,802,345 0 466,273 0 0 0 0 0 1,285,663,111 3,449,513,243 0 0 0 0 0 0 743,317 0 0 1,395,440 0 0 5,400,852 0 3,108,133 0 0 0 5,731,499,122

RECHAZO COMPRA RECHAZO COMPRA PHFP CRITERIO 2 PHFP CRITERIO 2 ($) ($) 14,513,212 -100.00% 180,280,760 -100.00% 321,031,840 -100.00% 670,296,328 -100.00% 50,774,327 -4.92% - 1,495,185,892 -99.75% 0 -296,279,500 -99.84% - 17,226,745,774 -100.00% 0 -0 -0 -0 -719,353,727 -35.88% - 1,264,275,464 -26.82% 0 -342,716,616 -100.00% 783,703,241 -100.00% 13,378,605 -100.00% 0 -0 -295,089,602 -99.75% 0 -242,210,111 -100.00% 354,049,093 -99.61% 330,274,802 -100.00% 0 -0.00% 0 -0.00% 86,106,396 -100.00% 0 -401,725,965 -100.00% -25,087,991,251 -81.40%

Tabla 17. Rechazos de análisis compras monetarias de potencia, fuera de punta

30


5.3

Rechazos Análisis Compra Físicas de Energía y Potencia

5.3.1 Rechazos Análisis Compras Físicas de Energía En la tabla siguiente se presentan los resultados obtenidos del análisis físico de energía. ID 1 2 3 4 6 7 8 9 10 12 13 14 15 17 18 21 22 23 24 25 26 28 29 30 31 32 33 34 35 36 39 40 42

COMPRA ENERGÍA COMPRA ENERGÍA CRITERIO 2 CRITERIO 3 ($) ($) Emelari 14,109,888,210 14,092,823,167 Eliqsa 23,641,884,841 23,606,221,887 Elecda 40,626,596,719 40,575,792,285 Emelat 35,751,029,939 35,751,029,939 Chilquinta 120,049,847,115 120,049,847,115 Conafe 95,409,402,779 95,409,402,779 Emelca 1,076,592,577 1,076,592,577 Litoral 4,577,834,499 4,577,834,499 Chilectra 427,150,232,480 427,150,232,480 Colina 2,751,906,589 2,751,906,589 Til-Til 577,100,308 577,100,308 EEPA 9,498,176,714 9,498,176,714 Luz Andes 308,876,505 308,876,505 Emelectric 65,107,746,115 65,107,020,779 CGE 427,011,311,835 426,986,736,141 Coopelan 3,969,655,182 3,969,655,182 Frontel 44,376,554,178 44,376,554,178 Saesa 93,722,933,968 93,722,933,968 Edelaysén 9,631,352,849 9,631,352,849 Edelmag 11,980,437,768 11,980,437,768 Codiner 2,741,564,088 2,741,564,088 Edecsa 2,929,886,850 2,929,886,850 CEC 4,443,369,927 4,443,369,927 Emetal 6,116,603,685 6,116,603,685 Luz Linares 5,293,789,097 5,293,789,097 Luz Parral 3,707,259,637 3,707,259,637 Copelec 5,830,769,643 5,830,769,643 Coelcha 2,682,993,917 2,682,993,917 Socoepa 1,400,205,544 1,400,205,544 Cooprel 1,655,642,688 1,655,642,688 Luz Osorno 6,400,407,077 6,400,407,077 CRELL 3,822,359,628 3,822,359,628 Enelsa 3,021,659,299 3,021,659,299 Total general 1,481,375,872,251 1,481,247,038,789 EMPRESA

RECHAZO COMPRA RECHAZO COMPRA ENERGÍA CRITERIO 3 ENERGÍA CRITERIO 3 ($) ($) 17,065,043 -0.12% 35,662,954 -0.15% 50,804,434 -0.13% 0.00% 0.00% 0.00% 0.00% 0.00% 0.00% 0.00% 0.00% 0.00% 0.00% 725,336 0.00% 24,575,695 -0.01% 0.00% 0.00% 0.00% 0.00% 0.00% 0.00% 0.00% 0.00% 0.00% 0.00% 0.00% 0.00% 0.00% 0.00% 0.00% 0.00% 0.00% 0.00% -128,833,462 -0.01%

Tabla 18. Rechazos de análisis compras físicas de energía

31


5.3.2 Rechazos Análisis Compras Físicas de Potencia

a) Potencia Hora Punta ID 1 2 3 4 6 7 8 9 10 12 13 14 15 17 18 21 22 23 24 25 26 28 29 30 31 32 33 34 35 36 39 40 42

COMPRA PHP COMPRA PHP CRITERIO 2 CRITERIO 3 ($) ($) Emelari 4,203,926,563 4,203,926,563 Eliqsa 6,754,308,897 6,737,517,289 Elecda 12,169,495,203 12,169,495,203 Emelat 6,699,689,877 6,699,689,877 Chilquinta 27,740,779,508 27,740,779,508 Conafe 24,631,468,549 24,631,468,549 Emelca 56,183,167,414 56,183,167,414 Litoral 2,013,835,419 2,013,677,045 Chilectra 120,232,280,072 119,763,015,062 Colina 0 0 Til-Til 252,859,716 241,897,011 EEPA 2,745,772,644 2,726,030,160 Luz Andes 305,234,923 301,459,604 Emelectric 13,332,906,237 13,332,800,897 CGE 82,121,751,256 82,121,400,577 Coopelan 805,685,911 799,267,970 Frontel 12,070,412,118 12,067,040,483 Saesa 20,461,166,954 20,461,075,001 Edelaysén 2,226,825,437 2,226,825,437 Edelmag 4,129,345,445 4,129,345,445 Codiner 511,519,528 30,276,479 Edecsa 517,917,328 517,831,217 CEC 477,495,764 457,465,373 Emetal 1,143,483,936 1,143,445,578 Luz Linares 880,106,414 880,004,554 Luz Parral 733,416,823 733,355,456 Copelec 1,616,286,133 221,962,098 Coelcha 496,746,291 482,303,186 Socoepa 380,425,960 298,385,276 Cooprel 404,971,152 387,907,460 Luz Osorno 1,591,486,830 1,586,371,806 CRELL 912,485,161 897,585,634 Enelsa 369,822,871 369,822,871 Total general 409,117,076,334 406,556,596,082 EMPRESA

RECHAZO COMPRA RECHAZO COMPRA PHP CRITERIO 3 PHP CRITERIO 3 ($) ($) 0.00% 16,791,608 -0.25% 0.00% 0.00% 0.00% 0.00% 0.00% 158,373 -0.01% 469,265,010 -0.39% 0.00% 10,962,705 -4.34% 19,742,484 -0.72% 3,775,320 -1.24% 105,341 0.00% 350,679 0.00% 6,417,941 -0.80% 3,371,634 -0.03% 91,953 0.00% 0.00% 0.00% 481,243,049 -94.08% 86,111 -0.02% 20,030,391 -4.19% 38,358 0.00% 101,860 -0.01% 61,367 -0.01% - 1,394,324,034 -86.27% 14,443,105 -2.91% 82,040,684 -21.57% 17,063,691 -4.21% 5,115,024 -0.32% 14,899,527 -1.63% 0.00% -2,560,480,252 -0.63%

Tabla 19. Rechazos de análisis compras físicas de potencia, hora punta

32


b) Potencia Hora Fuera de Punta ID 1 2 3 4 6 7 8 9 10 12 13 14 15 17 18 21 22 23 24 25 26 28 29 30 31 32 33 34 35 36 39 40 42

COMPRA PHFP COMPRA PHFP CRITERIO 2 CRITERIO 3 ($) ($) Emelari 0 0 Eliqsa 0 0 Elecda 0 0 Emelat 0 0 Chilquinta 981,406,409 913,343,907 Conafe 3,802,345 3,802,345 Emelca 0 0 Litoral 466,273 459,549 Chilectra 0 0 Colina 0 0 Til-Til 0 0 EEPA 0 0 Luz Andes 0 0 Emelectric 1,285,663,111 1,221,726,259 CGE 3,449,513,243 495,767,769 Coopelan 0 0 Frontel 0 0 Saesa 0 0 Edelaysén 0 0 Edelmag 0 0 Codiner 0 0 Edecsa 743,317 741,518 CEC 0 0 Emetal 0 0 Luz Linares 1,395,440 1,387,954 Luz Parral 0 0 Copelec 0 0 Coelcha 5,400,852 0 Socoepa 0 0 Cooprel 3,108,133 1,656,692 Luz Osorno 0 0 CRELL 0 0 Enelsa 0 0 Total general 5,731,499,122 2,638,885,992 EMPRESA

RECHAZO COMPRA PHFP CRITERIO 3 ($) 68,062,502 0 6,724 0 0 0 0 63,936,852 - 2,953,745,474 0 0 0 1,799 0 7,486 0 5,400,852 0 1,451,441 0 -3,092,613,130

RECHAZO COMPRA PHFP CRITERIO 3 ($) -----6.94% 0.00% --1.44% ------4.97% -85.63% -------0.24% ---0.54% ---100.00% --46.70% ----53.96%

Tabla 20. Rechazos de análisis compras físicas de potencia, fuera de punta

33


5.4

Resumen con los Rechazos Producto de la Revisión de Corrección Monetaria, Precios y Cantidades Físicas

Id

Empresa

1 2 3 4 6 7 8 9 10 12 13 14 15 17 18 21 22 23 24 25 26 28 29 30 31 32 33 34 35 36 39 40 42

Emelari Eliqsa Elecda Emelat Chilquinta Conafe Emelca Litoral Chilectra Colina Til-Til EEPA Luz Andes Emelectric CGE Coopelan Frontel Saesa Edelaysén Edelmag Codiner Edecsa CEC Emetal Luz Linares Luz Parral Copelec Coelcha Socoepa Cooprel Luz Osorno CRELL Enelsa Total

Presentado

Criterio 1:

Compras SD

Rechazo por CM

Precio Energía

Precio PHP

Precio PHFP

Total Precio

Energía

-1,425,242 -2,442,586 -4,187,862 -3,478,556 0 -9,829,641 -327,898 0 -12 0 -781,249 -4,893,582 2 -6,304,989 -39,281,196 -1,847,056 -4,339,382 -9,020,315 -983,399 0 0 0 -1,652,039 -575,595 0 0 -3,116,801 -1,298,879 -6 -856,012 -647,609 33,028,701 -404,554 -64,665,757

5,783,839 21,570,155 -131,136,832 86,462,820 -108,502,172 20,195,749 247,606,325 7,737,374 55,782,154 -931,488 -86,644,342 -64,345,124 102,487 53,140,781 32,216,102 318,373,876 -6,456,698 486,353,141 0 -3 77,154,761 18,695,607 -50,634 19,400,051 2,523,324 3,096,383 -39,629,924 8,647,774 8,834,184 2,301,077 -21,868,312 230,631,690 -1,412,284 1,245,631,844

-642,195 -823,761 -136,197,841 -89,587,356 -74,144,677 -12,535 0 -4,605,813 -1,369,959 -3,958,881 -75,312,008 -65,023,112 -3,355 -16,036,493 -90,327,994 0 -194,735 -48,132,051 0 -3 -13,343 -553,649 -574 -10,843,300 -14,968 -21,722 -36,064,329 -1,141 -2,606 -2,226 -19,504,771 0 -15,846 -673,411,245

-14,513,212 -180,280,760 -321,031,840 -670,296,328 -50,774,327 -1,495,185,892 0 -296,279,500 -17,226,745,774 0 0 0 0 -719,353,727 -1,264,275,464 0 -342,716,616 -783,703,241 -13,378,605 0 0 -295,089,602 0 -242,210,111 -354,049,093 -330,274,802 0 0 0 0 -86,106,396 0 -401,725,965 -25,087,991,251

-9,371,567 -159,534,366 -588,366,513 -673,420,864 -233,421,176 -1,475,002,678 247,606,325 -293,147,939 -17,172,333,579 -4,890,369 -161,956,349 -129,368,236 99,131 -682,249,438 -1,322,387,356 318,373,876 -349,368,048 -345,482,152 -13,378,605 -7 77,141,418 -276,947,644 -51,208 -233,653,360 -351,540,736 -327,200,140 -75,694,254 8,646,633 8,831,577 2,298,851 -127,479,478 230,631,690 -403,154,095 -24,515,770,652

-17,065,043 -35,662,954 -50,804,434 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -725,336 -24,575,695 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -128,833,462

18,324,569,155 30,557,099,129 53,655,406,663 43,132,438,243 149,004,822,513 121,526,905,691 866,480,517 6,873,645,833 565,013,234,121 3,897,464,002 992,637,202 12,378,211,182 614,010,954 80,513,759,770 514,352,077,879 4,201,584,403 56,847,670,283 114,264,498,934 11,872,540,293 16,109,783,214 3,175,918,553 3,715,706,974 4,922,568,111 7,507,199,341 6,526,726,509 4,767,872,748 7,524,657,432 3,163,160,778 1,772,071,645 2,047,397,433 8,147,369,805 4,397,338,892 4,071,958,968 1,866,738,787,169

Criterio 2: Rechazo por precios

Criterio 3: Rechazos por cantidades físicas PHP 0 -16,791,608 0 0 0 0 0 -158,373 -469,265,010 0 -10,962,705 -19,742,484 -3,775,320 -105,341 -350,679 -6,417,941 -3,371,634 -91,953 0 0 -481,243,049 -86,111 -20,030,391 -38,358 -101,860 -61,367 -1,394,324,034 -14,443,105 -82,040,684 -17,063,691 -5,115,024 -14,899,527 0 -2,560,480,252

PFP 0 0 0 0 -68,062,502 0 0 -6,724 0 0 0 0 0 -63,936,852 -2,953,745,474 0 0 0 0 0 0 -1,799 0 0 -7,486 0 0 -5,400,852 0 -1,451,441 0 0 0 -3,092,613,130

Total Físico

Total Rechazos

Fijado

-17,065,043 -52,454,562 -50,804,434 0 -68,062,502 0 0 -165,097 -469,265,010 0 -10,962,705 -19,742,484 -3,775,320 -64,767,529 -2,978,671,848 -6,417,941 -3,371,634 -91,953 0 0 -481,243,049 -87,911 -20,030,391 -38,358 -109,346 -61,367 -1,394,324,034 -19,843,957 -82,040,684 -18,515,132 -5,115,024 -14,899,527 0 -5,781,926,843

-27,861,852 -214,431,514 -643,358,809 -676,899,420 -301,483,678 -1,484,832,319 247,278,427 -293,313,036 -17,641,598,601 -4,890,369 -173,700,304 -154,004,302 -3,676,186 -753,321,957 -4,340,340,400 310,108,879 -357,079,065 -354,594,420 -14,362,004 -7 -404,101,630 -277,035,554 -21,733,638 -234,267,314 -351,650,082 -327,261,508 -1,473,135,089 -12,496,203 -73,209,113 -17,072,292 -133,242,112 248,760,864 -403,558,649 -30,362,363,253

18,296,707,303 30,342,667,615 53,012,047,854 42,455,538,823 148,703,338,835 120,042,073,372 1,113,758,944 6,580,332,797 547,371,635,521 3,892,573,633 818,936,898 12,224,206,880 610,334,768 79,760,437,813 510,011,737,479 4,511,693,282 56,490,591,218 113,909,904,514 11,858,178,289 16,109,783,207 2,771,816,923 3,438,671,420 4,900,834,473 7,272,932,027 6,175,076,427 4,440,611,240 6,051,522,343 3,150,664,575 1,698,862,532 2,030,325,141 8,014,127,693 4,646,099,756 3,668,400,319 1,836,376,423,917

Tabla 21. Resumen de rechazos por corrección monetaria, precios y cantidades físicas

34


Rechazo por precios Id 1 2 3 4 6 7 8 9 10 12 13 14 15 17 18 21 22 23 24 25 26 28 29 30 31 32 33 34 35 36 39 40 42

Empresa Emelari Eliqsa Elecda Emelat Chilquinta Conafe Emelca Litoral Chilectra Colina Til-Til EEPA Luz Andes Emelectric CGE Coopelan Frontel Saesa Edelaysén Edelmag Codiner Edecsa CEC Emetal Luz Linares Luz Parral Copelec Coelcha Socoepa Cooprel Luz Osorno CRELL Enelsa

Compras SD

Rechazo por CM

Precio Energía

Precio PHP

Rechazos por cantidades físicas

Precio PHFP

Total Precio

Energía

PHP

PFP

Total Físico

Total Rechazos

FIJADO

100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100%

-0.01% -0.01% -0.01% -0.01% 0.00% -0.01% -0.04% 0.00% 0.00% 0.00% -0.08% -0.04% 0.00% -0.01% -0.01% -0.04% -0.01% -0.01% -0.01% 0.00% 0.00% 0.00% -0.03% -0.01% 0.00% 0.00% -0.04% -0.04% 0.00% -0.04% -0.01% 0.75% -0.01%

0.03% 0.07% -0.24% 0.20% -0.07% 0.02% 28.58% 0.11% 0.01% -0.02% -8.73% -0.52% 0.02% 0.07% 0.01% 7.58% -0.01% 0.43% 0.00% 0.00% 2.43% 0.50% 0.00% 0.26% 0.04% 0.06% -0.53% 0.27% 0.50% 0.11% -0.27% 5.24% -0.03%

0.00% 0.00% -0.25% -0.21% -0.05% 0.00% 0.00% -0.07% 0.00% -0.10% -7.59% -0.53% 0.00% -0.02% -0.02% 0.00% 0.00% -0.04% 0.00% 0.00% 0.00% -0.01% 0.00% -0.14% 0.00% 0.00% -0.48% 0.00% 0.00% 0.00% -0.24% 0.00% 0.00%

-0.08% -0.59% -0.60% -1.55% -0.03% -1.23% 0.00% -4.31% -3.05% 0.00% 0.00% 0.00% 0.00% -0.89% -0.25% 0.00% -0.60% -0.69% -0.11% 0.00% 0.00% -7.94% 0.00% -3.23% -5.42% -6.93% 0.00% 0.00% 0.00% 0.00% -1.06% 0.00% -9.87%

-0.05% -0.52% -1.10% -1.56% -0.16% -1.21% 28.58% -4.26% -3.04% -0.13% -16.32% -1.05% 0.02% -0.85% -0.26% 7.58% -0.61% -0.30% -0.11% 0.00% 2.43% -7.45% 0.00% -3.11% -5.39% -6.86% -1.01% 0.27% 0.50% 0.11% -1.56% 5.24% -9.90%

0.00% -0.05% -0.09% 0.00% 0.00% 0.00% 0.00% 0.00% 0.00% 0.00% 0.00% 0.00% 0.00% 0.00% 0.00% 0.00% 0.00% 0.00% 0.00% 0.00% 0.00% 0.00% 0.00% 0.00% 0.00% 0.00% 0.00% 0.00% 0.00% 0.00% 0.00% 0.00% 0.00%

-0.09% -0.05% 0.00% 0.00% 0.00% 0.00% 0.00% 0.00% -0.08% 0.00% -1.10% -0.16% -0.61% 0.00% 0.00% -0.15% -0.01% 0.00% 0.00% 0.00% -15.15% 0.00% -0.41% 0.00% 0.00% 0.00% -18.53% -0.46% -4.63% -0.83% -0.06% -0.34% 0.00%

0.00% 0.00% 0.00% 0.00% -0.05% 0.00% 0.00% 0.00% 0.00% 0.00% 0.00% 0.00% 0.00% -0.08% -0.57% 0.00% 0.00% 0.00% 0.00% 0.00% 0.00% 0.00% 0.00% 0.00% 0.00% 0.00% 0.00% -0.17% 0.00% -0.07% 0.00% 0.00% 0.00%

-0.09% -0.17% -0.09% 0.00% -0.05% 0.00% 0.00% 0.00% -0.08% 0.00% -1.10% -0.16% -0.61% -0.08% -0.58% -0.15% -0.01% 0.00% 0.00% 0.00% -15.15% 0.00% -0.41% 0.00% 0.00% 0.00% -18.53% -0.63% -4.63% -0.90% -0.06% -0.34% 0.00%

-0.15% -0.70% -1.20% -1.57% -0.20% -1.22% 28.54% -4.27% -3.12% -0.13% -17.50% -1.24% -0.60% -0.94% -0.84% 7.38% -0.63% -0.31% -0.12% 0.00% -12.72% -7.46% -0.44% -3.12% -5.39% -6.86% -19.58% -0.40% -4.13% -0.83% -1.64% 5.66% -9.91%

99.85% 99.30% 98.80% 98.43% 99.80% 98.78% 128.54% 95.73% 96.88% 99.87% 82.50% 98.76% 99.40% 99.06% 99.16% 107.38% 99.37% 99.69% 99.88% 100.00% 87.28% 92.54% 99.56% 96.88% 94.61% 93.14% 80.42% 99.60% 95.87% 99.17% 98.36% 105.66% 90.09%

100%

0.00%

0.07%

-0.04%

-1.34%

-1.31%

-0.01%

-0.14%

-0.17%

-0.31%

-1.63%

98.37%

Tabla 22. Resumen porcentual de rechazos por corrección monetaria, precios y cantidades físicas

35


6

ANEXO PORCENTAJES DE ACTUALIZACIÓN CORRECCIÓN MONETARIA (TÉRMINO DE GIRO ) Año: 2012

Capital Inicial Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre

Ene 0.6

Feb 0.7

Mar 1.1

Abr 1.3

May 1.3

Jun 1.3

Jul 1

Ago 1

Sep 1.2

Oct 2

Nov 2.6

Dic 2.1

0.1

0.5 0.4

0.6 0.6 0.2

0.7 0.6 0.2 0.1

0.7 0.6 0.2 0.1 0

0.4 0.3 -0.1 -0.2 -0.3 -0.3

0.4 0.3 -0.1 -0.2 -0.3 -0.3 0

0.6 0.5 0.1 0 -0.1 -0.1 0.2 0.2

1.4 1.3 0.9 0.8 0.7 0.7 1 1 0.8

2 1.9 1.5 1.3 1.3 1.2 1.5 1.6 1.3 0.6

1.5 1.4 1 0.9 0.8 0.8 1.1 1.1 0.9 0.1 -0.5 0

Tabla 23. Porcentajes de Actualización de Corrección Monetaria

NOTA: Se hace presente, que de acuerdo a las disposiciones que rigen el sistema de corrección monetaria de la Ley de la Renta, cuando el porcentaje de reajuste da como resultado un valor negativo, dicho valor no debe considerarse, igualándose éste a un valor cero (0), normativa que rige tanto para los efectos de la aplicación de las normas sobre corrección monetaria para ejercicios o períodos finalizados al 31 de diciembre de cada año como para los términos de giro y demás situaciones de reajustabilidad que establece dicho texto legal. Mes Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre

Porc. Act. 1.5% 1.4% 1.0% 0.9% 0.8% 0.8% 1.1% 1.1% 0.9% 0.1% -0.5% 0.0%

Factor 1.015 1.014 1.010 1.009 1.008 1.008 1.011 1.011 1.009 1.001 0.995 1.000

Tabla 24. Factores utilizados en corrección Monetaria

“COMPRAS DE ENERGÍA Y POTENCIA DE LAS EMPRESAS

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