Embed Size (px)
Citation preview
PONTIFICIA UNIVERSIDAD CATÓLICA DE CHILE
ESCUELA DE INGENIERÍA
DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
IEE3372 MERCADOS ELÉCTRICOS
Autor Coyailén Chacón Zúñiga
Fecha 30/05/2014
Profesor Hugh Rudnick Van de Wyngard
Supervisor Externo Leslie Sepulveda Vergara
Ayudante Andrés Pérez Valenzuela
APLICACIÓN DECRETO SUPREMO N°14
DE TARIFICACION DE LA SUBTRANSMISION
INFORME FINAL
APLICACIÓN DECRETO SUPREMO N°14 IEE3372
DE TARIFICACIÓN DE LA SUBTRANSMISIÓN MERCADOS ELÉCTRICOS
Página 2 de 31
CONTENIDO
1. INTRODUCCIÓN 3
2. OBJETIVO 4
3. ANTECEDENTES 5
4. PAGO FINAL CLIENTE REGULADO 7
5. PAGOS POR SUBTRANSMISION 9
5.1 COMPARACIÓN DS14 VERSUS DS320. 11
5.2 PAGOS A SUBTRANSMISORA 16
5.3 PAGOS A SUMINISTRADORA. 18
5.4 PAGOS A DISTRIBUIDORA. 19
6. RELIQUIDACION 22
6.1 RELIQUIDACION DE PAGOS POR SUBTRANSMISION 22
6.2 RELIQUIDACION AJUSTE Y RECARGO EEDD. 23
7. CONCLUSIONES 25
8. REFERENCIAS 26
9. ANEXO 1: MARCO NORMATIVO 28
APLICACIÓN DECRETO SUPREMO N°14 IEE3372
DE TARIFICACIÓN DE LA SUBTRANSMISIÓN MERCADOS ELÉCTRICOS
Página 3 de 31
1. INTRODUCCIÓN
El Decreto Supremo N°14/2012 del Ministerio de Energía, publicado el 9 de abril de 2013, fija las tarifas de
sistemas de Subtransmisión y de transmisión adicional y sus formulas de indexación para el período 2011 –
2014. El cual tiene como responsable de su aplicación a los CDEC respectivos de cada sistema eléctrico.
El Decreto Supremo N°320/2008 del Ministerio de Energía, publicado el 9 de enero de 2009, el cual fijaba las
tarifas de sistemas de Subtransmisión y su fórmula de indexación para el periodo 2007 – 2010, continuo
siendo aplicado posterior a su vigencia a la espera de la publicación del decreto correspondiente al nuevo
periodo.
Las diferencias de pagos surgidas entre lo realmente facturado y el resultado de los cálculos por aplicación
del decreto entrante son resueltas mediante reliquidación de los pagos realizados por las partes
involucradas.
Al respecto se presenta a continuación el marco regulatorio que fundamenta el decreto Tarifario, su
aplicación en términos generales con una breve comparación entre los decretos tarifarios y la forma en que
estos pagos llegan a los clientes final para lograr entender quienes son los afectado en la demora de su
publicación.
APLICACIÓN DECRETO SUPREMO N°14 IEE3372
DE TARIFICACIÓN DE LA SUBTRANSMISIÓN MERCADOS ELÉCTRICOS
Página 4 de 31
2. OBJETIVO
La presente investigación tiene por objetivo:
1. El estudio de la legislación vigente respecto del proceso de Tarificación de los sistemas de Subtransmisión durante el cuadrienio 2011-2014.
2. El análisis de la aplicación del Decreto Supremo N° 14 y su reliquidación.
3. Examinar el traspaso de pagos hasta el Cliente Final
4. Investigar las consecuencias del retraso en su publicación
5. Determinar quiénes son afectados.
APLICACIÓN DECRETO SUPREMO N°14 IEE3372
DE TARIFICACIÓN DE LA SUBTRANSMISIÓN MERCADOS ELÉCTRICOS
Página 5 de 31
3. ANTECEDENTES
La LGSE, en su Título III denominado “De los Sistemas de Transporte de Energía Eléctrica”, contiene la
normativa en materia de transmisión.
Esta normativa establece que en cada sistema de transmisión se distinguen instalaciones del “sistema de
transmisión troncal”, del “sistema de subtransmisión” y del “sistema de transmisión adicional”; y se determina,
en particular en el artículo 75°, que cada sistema de subtransmisión estará constituido por las líneas y
subestaciones eléctricas que, encontrándose interconectadas al sistema eléctrico respectivo, están
dispuestas para el abastecimiento exclusivo de grupos de consumidores finales libres o regulados,
territorialmente identificables, que se encuentren en zonas de concesión de empresas distribuidoras.
Las instalaciones pertenecientes al sistema de subtransmisión deberán cumplir con las siguientes
características:
a) No calificar como instalaciones troncales
b) Que los flujos en las líneas no sean atribuidos exclusivamente al consumo de un cliente o a la producción
de una central generadora o de un grupo reducido de centrales generadoras.
Además se contempla, que el Ministerio de Energía, mediante decreto supremo de cuatro años de vigencia,
determine las líneas y subestaciones de cada sistema de subtransmisión. En efecto la calificación de
instalaciones de Subtransmisión fue establecida en el DS121 y modificado en el DS134 publicados el 2010 y
vigentes a partir de la aplicación del Decreto tarifario DS14.
La LGSE declara que el transporte de electricidad por sistemas de subtransmisión es servicio público
eléctrico, al igual que por sistemas de transmisión troncal, y ambos tipos de instalaciones están sometidas a
un régimen de acceso abierto, pudiendo ser utilizadas por terceros bajo condiciones técnicas y económicas
no discriminatorias entre todos los usuarios, a través del pago de la remuneración del sistema de transmisión
que corresponda de acuerdo con la Ley. Asimismo, la Ley dispone que los propietarios de estas
instalaciones no puedan negar el acceso al servicio de transmisión a ningún interesado por motivos de
capacidad técnica, sin perjuicio de que el correspondiente CDEC, a efectos de la operación coordinada del
sistema eléctrico, limite las inyecciones o retiros sin discriminar a los usuarios.
La LGSE establece que una empresa eléctrica que inyecta energía y potencia a un sistema eléctrico o que
las retira para su comercialización con distribuidoras o clientes finales está haciendo uso de las instalaciones
de transmisión que correspondan, y este hecho origina la obligación de pago de los costos de transmisión
por parte de cada usuario, de conformidad con una liquidación que efectuará la Dirección de Peajes del
CDEC.
Junto con definir las instalaciones eléctricas que integran un sistema de subtransmisión, la LGSE establece
un conjunto de normas destinadas a determinar el valor anual de dicho sistema, a efecto de fijar el precio
correspondiente a su uso. El inciso segundo del artículo 108° de la LGSE señala al respecto, “El valor anual
de los sistemas de subtransmisión se basará en instalaciones económicamente adaptadas a la demanda
proyectada para un período de cuatro a diez años, que minimice el costo actualizado de inversión, operación
y falla, eficientemente operadas, y considerará separadamente:
APLICACIÓN DECRETO SUPREMO N°14 IEE3372
DE TARIFICACIÓN DE LA SUBTRANSMISIÓN MERCADOS ELÉCTRICOS
Página 6 de 31
a) Pérdidas medias de subtransmisión en potencia y energía, y
b) Costos estándares de inversión, mantención, operación y administración anuales asociados a las
instalaciones. Los costos anuales de inversión se calcularán considerando el V.I. de las instalaciones, la vida
útil de cada tipo de instalación según establezca el reglamento, y la tasa de descuento señalada en el
artículo 165° de esta ley”.
El peaje de subtransmisión se define por la LGSE como un precio establecido en cada barra de retiro del
sistema, aplicado sobre unidades de energía y potencia que transitan por esas instalaciones, que debe cubrir
los costos anuales señalados anteriormente en las letras a) y b).
APLICACIÓN DECRETO SUPREMO N°14 IEE3372
DE TARIFICACIÓN DE LA SUBTRANSMISIÓN MERCADOS ELÉCTRICOS
Página 7 de 31
4. PAGO FINAL CLIENTE REGULADO
De acuerdo al artículo N° 155 DFL4/2006 Los Clientes Finales ubicados en zonas de distribución deben
pagar por concepto de costo de generación, transporte y distribución un precio igual al Precio de Nudo
Promedio más Cargo único por uso de Sistema Troncal más Valor agregado de Distribución
PNP+CUT+VAD.
Figura 1: PROCESO COMPLETO DE SUMINISTRO
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.
Los Precios de Nudo Promedio se aplican con la entrada en vigencia de los primeros contratos de suministro
licitado, y se componen por el promedio ponderado de los siguientes tipos de precios de contratos de
suministro:
a) Precios de Nudo de Largo Plazo de energía (PNELP) y potencia (PNPLP): Aquellos que debe pagar una
empresa concesionaria de distribución a su suministrador en virtud del contrato de suministro respectivo
suscrito a partir de las licitaciones públicas reguladas.
b) Precios de Nudo de Corto Plazo de energía (PNECP) y potencia de punta (PNPCP): Aquellos precios a
nivel de generación-transporte fijados semestralmente en los meses de abril y octubre de cada año en virtud
del Artículo 160° de la Ley.
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.
APLICACIÓN DECRETO SUPREMO N°14 IEE3372
DE TARIFICACIÓN DE LA SUBTRANSMISIÓN MERCADOS ELÉCTRICOS
Página 8 de 31
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:
1) Semestralmente, en los meses de abril y octubre de cada año.
2) 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.
3) Con la entrada en vigencia de algún nuevo contrato de suministro licitado.
Cada proceso licitatorio establece, dentro del marco normativo, sus propias fórmulas de indexación
aplicables a los Precios de Nudo de Largo Plazo, cuyos índices respectivos deben ser verificados
mensualmente para comprobar la variación de estos precios.
El Cargo único del sistema Troncal CUT corresponde al pago que deben efectuar tanto los clientes finales
sometidos a regulación de precio, como los usuarios finales no sometidos a regulación de precio
pertenecientes a los clientes del segmento 2 (potencia conectada inferior o igual a 2 MW) por el uso del
sistema de transmisión troncal, estos valores son calculados e informados por la CNE, en cada fijación
tarifaria de precio de nudo y recaudados mensualmente por las empresas concesionarias de distribución
para su posterior traspaso.
El valor agregado de Distribución VAD es fijado cada cuatro años por el Ministerio de Economía, Fomento y
Reconstrucción, previo Informe Técnico de la CNE y corresponde básicamente un costo medio que incorpora
todos los costos de inversión y funcionamiento de una empresa modelo o teórica operando en el país,
eficiente en la política de inversiones y en su gestión, de modo que el VAD no reconoce necesariamente los
costos efectivamente incurridos por las empresas distribuidoras. Actualmente las opciones tarifarias y
condiciones de aplicación son las indicadas por el Ministerio de Energía en el Decreto Nº 1T del 2012, el cual
fija las fórmulas tarifarias aplicables a los suministros sujetos a precios regulados, efectuados por las
empresas concesionarias de distribución. Entro en vigencia el 05 de noviembre de 2012, fue publicación en
el Diario Oficial el 2 de abril de 2013 y tiene un periodo de valides de 4 años, el cual corresponde a nov-2012
a nov-2016.
APLICACIÓN DECRETO SUPREMO N°14 IEE3372
DE TARIFICACIÓN DE LA SUBTRANSMISIÓN MERCADOS ELÉCTRICOS
Página 9 de 31
5. PAGOS POR SUBTRANSMISION
Las disposiciones del DS14 señalan que las empresas eléctricas que efectúen retiros de energía y potencia
desde los sistemas de Subtransmisión para empresas concesionarias de servicio público de distribución o
clientes finales, deberán concurrir al pago por el uso de dichos sistemas.
El departamento de peajes de cada CDEC es responsable de realizar el cálculo de los pagos mensuales
correspondientes a cada usuario de Subtransmisión que efectúe retiros. Adicionalmente debe efectuar la
distribución de los pagos mensuales anteriores entre las empresas subtransmisoras.
Asimismo, los usuarios que efectúen retiros desde el sistema eléctrico para abastecer directamente a
usuarios sometidos a regulación de precios y que hacen uso de las instalaciones adicionales determinadas
en el Informe Técnico referido en el Oficio N° 38 de la Comisión Nacional de Energía, deberán realizar un
pago mensual por uso a los propietarios u operadores de dichas instalaciones.
El departamento de peajes de cada CDEC es responsable de realizar el cálculo de los pagos mensuales
correspondientes a cada usuario que efectúe retiros. Adicionalmente, debe efectuar la distribución de los
pagos mensuales anteriores entre las empresas de transmisión adicional que corresponde.
Las empresas eléctricas usuarias del sistema de subtransmisión que efectúan retiros de energía y potencia
son:
Las centrales generadoras que inyectan directamente o atreves de instalaciones adicionales su
producción en el Sistema de Subtransmisión, y
Las empresas que efectúen retiros de energía o potencia desde el sistema eléctrico mediante el
tránsito de energía o potencia a través de dicho sistema haciendo uso de las instalaciones de
Subtransmisión.
APLICACIÓN DECRETO SUPREMO N°14 IEE3372
DE TARIFICACIÓN DE LA SUBTRANSMISIÓN MERCADOS ELÉCTRICOS
Página 10 de 31
Figura 2: PROCESO COMPLETO DE SUMINISTRO
APLICACIÓN DECRETO SUPREMO N°14 IEE3372
DE TARIFICACIÓN DE LA SUBTRANSMISIÓN MERCADOS ELÉCTRICOS
Página 11 de 31
5.1 COMPARACIÓN DS14 VERSUS DS320.
A continuación se presenta una comparación de los decretos tarifarios aplicados, en periodos consecutivos
los cuales fijan el pago por el uso de los sistemas de subtransmisión conforme a distintos términos y
condiciones de aplicación. Cada uno se basas en el Valor anual de los sistemas de Subtransmisión
calculado según lo señalado en la Ley, el Reglamento y las bases establecidas por la CNE para el estudio
del VASTX. También podemos destacar que los componentes de los sistemas de subtransmisión están
definidos por la autoridad por medio de decreto supremo en el caso del cuatrienio 2007-2010 por DS363 y en
el caso del cuatrienio 2011-2014 por el DS134.
Los términos de las expresiones están establecidos en los decretos correspondientes.
Pago Anual de centrales Generadoras:
Las centrales generadoras que inyectan su producción, efectúan un pago anual (cuota anual). La primera
cuota correspondió a la Cuota 1 (período enero 2011 – diciembre2011) el periodo consta de 4 cuotas. El
pago Anual de Centrales Generadoras mas los pagos mensuales que realizan los usuarios que efectúan
retiros del Sistema de Subtransmisión componen el Pago Anual del Sistemas de Subtransmisión y se
entiende que ambos pagos cubren la totalidad del valor anual de las instalaciones de Subtransmisión.
Figura 3
El factor de indexación cambió su expresión. Además, para las nuevas centrales, ya no se considera una
fracción de la cuota anual en proporción a su fecha de entrada en operación. En su lugar, se cobra un monto
equivalente al cargo por inyección por la inyección esperada.
APLICACIÓN DECRETO SUPREMO N°14 IEE3372
DE TARIFICACIÓN DE LA SUBTRANSMISIÓN MERCADOS ELÉCTRICOS
Página 12 de 31
Figura 4
Pagos de los sistemas de Subtransmisión
Las empresas que retiran energía y Potencia desde dichos sistemas para empresas concesionarias de
servicio público de distribución o clientes finales efectúan pagos mensuales.
Figura 5
Antes existía un valor anual por uso de energía y potencia. Ahora sólo queda un VASTx que se asocia
completamente al pago por Energía
APLICACIÓN DECRETO SUPREMO N°14 IEE3372
DE TARIFICACIÓN DE LA SUBTRANSMISIÓN MERCADOS ELÉCTRICOS
Página 13 de 31
Figura 6
Precio de Nudo
Para el DS320 el Precio de Nudo de Energía PNET y de Potencia PNPT está fijado conforme al Art. 171 de
la Ley en la Barra de Inyección Asociada a la barra de retiro del sistema de Subtransmisión.
Ahora, cuando los clientes son regulados, los precios de nodo en un punto de retiro corresponden al
promedio de los precios nudo de largo plazo de las barras troncales asociadas ponderados por la energía. Si
los clientes son libres, se utilizan los precios fijados de acuerdo al artículo 171°.
Figura 7
PNETi: Precio de nudo de la energía para la subestación troncal de generación-transporte i, determinado
conforme lo establecido en las letras A) o B) siguientes, según corresponda.
APLICACIÓN DECRETO SUPREMO N°14 IEE3372
DE TARIFICACIÓN DE LA SUBTRANSMISIÓN MERCADOS ELÉCTRICOS
Página 14 de 31
PNPTi: Precio de nudo de la potencia para la subestación troncal de generación-transporte i, determinado
conforme lo establecido en las letras A) o B) siguientes, según corresponda.
fi: Proporción del aporte de electricidad desde la subestación troncal de generación-transporte i al punto de
retiro cuyo precio se está determinando. El valor de fi a utilizar, para cada punto de retiro, se establece en las
tablas indicadas en decreto.
Factor de expansión de pérdidas FEP
Si bien los FEP’s siguen dependiendo de la tensión del retiro, en el caso de retiros a tensión de Distribución,
ya no se construyen y tampoco se separan por concepto de transformación y transmisión. En su lugar, se les
asigna un valor fijo que depende del Sistema Interconectado al que pertenece.
Figura 8
Para el DS320 existe el concepto de “Camino de Mínima Distancia Eléctrica”, que permite obtener Factores
de Pérdidas y Cargos Base por Transmisión (FEPEL, FEPPL,CBLE, CBLP) y determina tramos donde existe
Ingresos tarifarios IT que debe ser retribuido a generadores cuyos retiros están en la ruta mínima.
Para el DS14 los FEP y VASTx se obtienen de tablas indicadas en el mismo decreto, y los IT se prorratean
en Generadores y Retiros de acuerdo a GGDF, GLDF.
Potencia de Facturación
Para el DS320 para cada retiro se obtiene como el promedio de las 2 potencias máximas mensuales
registradas en ventana de 12 meses. La potencia máxima mensual de cada retiro se obtiene en la hora de
punta que se produce la potencia máxima mensual del sistema de Subtransmisión.
APLICACIÓN DECRETO SUPREMO N°14 IEE3372
DE TARIFICACIÓN DE LA SUBTRANSMISIÓN MERCADOS ELÉCTRICOS
Página 15 de 31
Ahora para cada retiro, la Potencia de Facturación corresponderá a la potencia coincidente con el momento
de ocurrencia de la demanda máxima de generación en horas de punta del año calendario en que se factura.
Valores Anuales VASTX
Ahora ya no existe un VASTx por Potencia (todo se asocia a la energía). Tampoco existen los cargos base.
Ahora sólo hay un valor anual nominal indexado. Dependiendo del nivel de tensión del retiro y del sistema
interconectado al que pertenece, el valor nominal toma un valor determinado.
Figura 9
Factor de Ajuste de Inyección FAI
El concepto de los FAI no ha cambiado, pero debido a las nuevas definiciones de PN’s y FEP’s, las
inyecciones reales y tarifarias no son interpretadas exactamente como antes (aunque representan lo mismo),
se determinan por subsistema.
Pagos de los sistemas de Adicionales TxA
Las empresas que retiran energía y Potencia desde sistemas adicionales para empresas concesionarias de
servicio público de distribución o clientes finales efectúan pagos mensuales.
n
ii
n
ii
PEInTa
PEInEPFAI
1
1
)/(
)/Re()/(
n
ii
n
ii
EPFEPPETPEPN
PETPEPNEPFAI
1
1
)/()/()/(
)/()/()/(
APLICACIÓN DECRETO SUPREMO N°14 IEE3372
DE TARIFICACIÓN DE LA SUBTRANSMISIÓN MERCADOS ELÉCTRICOS
Página 16 de 31
Figura 10
El DS320 no definía pagos por uso de instalaciones de TxA. Ahora, se los considera y se agregan a los
pagos por STx.
Figura 11
5.2 PAGOS A SUBTRANSMISORA
Los pagos recibidos por las Subtransmisoras están definidos en el DS14, tanto el pago de las centrales
generadoras que inyectan su producción en un sistema de subtransmisión, como el pago por retiros de
energías y de potencias realizados por aquellos generadores suministradores de clientes que hacen uso de
las instalaciones de Subtransmisión. El cálculo de pagos de los usuarios es realizado por cada CDEC de
acuerdo a la información proporcionada por las empresas subtransmisoras o por los usuarios.
APLICACIÓN DECRETO SUPREMO N°14 IEE3372
DE TARIFICACIÓN DE LA SUBTRANSMISIÓN MERCADOS ELÉCTRICOS
Página 17 de 31
Figura 12
El pago por energía se determina mediante la siguiente expresión:
PNET: Precio de nudo de energía a nivel de subestaciones troncales de generación-transporte. Se expresa
en [$/kWh].
FEPE: Factor de expansión de pérdidas de energía del sistema de subtransmisión correspondiente a la barra
de retiro.
FAIE: Factor de ajuste de inyección por energía. Se expresa en [%].
VASTx: Valor Anual de Subtransmisión. Se expresa en [$/kWh]. El valor de VASTx a aplicar en cada punto
de retiro.
))1(( VASTFAIEFEPEPNETPagoE
APLICACIÓN DECRETO SUPREMO N°14 IEE3372
DE TARIFICACIÓN DE LA SUBTRANSMISIÓN MERCADOS ELÉCTRICOS
Página 18 de 31
El pago por potencia se determina mediante la siguiente expresión:
PNPT: Precio de nudo de potencia a nivel de subestaciones troncales de generación-transporte. Se expresa
en [$/kW/mes].
FEPP: Factor de expansión de pérdidas de potencia del sistema de subtransmisión correspondiente a la
barra de retiro.
FAIP: Factor de ajuste de inyección por potencia. Se expresa en [%].
5.3 PAGOS A SUMINISTRADORA.
Los valores referenciales máximos de pagos de peajes de Subtransmisión por energía y potencia, desde los
usuarios finales y empresas concesionarias de distribución a sus suministradores, en las barras de retiro de
subtransmisión también están definidos en el DS14 y son determinados por cada CDEC, sin embargo en
este caso existe un acuerdo entre las partes.
Figura 13
El Peaje por energía se determina mediante la siguiente expresión:
))1(( FAIPFEPPPNPTPagoP
))1(( VASTFEPEPNETPeajeE
APLICACIÓN DECRETO SUPREMO N°14 IEE3372
DE TARIFICACIÓN DE LA SUBTRANSMISIÓN MERCADOS ELÉCTRICOS
Página 19 de 31
PNET: Precio de nudo de energía a nivel de subestaciones troncales de generación-transporte. Se expresa
en [$/kWh].
FEPE: Factor de expansión de pérdidas de energía del sistema de subtransmisión correspondiente a la barra
de retiro.
VASTx: Valor Anual de Subtransmisión. Se expresa en [$/kWh]. El valor de VASTx a aplicar en cada punto
de retiro.
El Peaje por potencia se determina mediante la siguiente expresión:
PNPT: Precio de nudo de potencia a nivel de subestaciones troncales de generación-transporte. Se expresa
en [$/kW/mes].
FEPP: Factor de expansión de pérdidas de potencia del sistema de subtransmisión correspondiente a la
barra de retiro.
FAIP: Factor de ajuste de inyección por potencia. Se expresa en [%].
5.4 PAGOS A DISTRIBUIDORA.
Para determinar los precios a utilizar en las fórmulas tarifarias de empresas concesionarias de servicio
público de distribución, según se establece en el Decreto N°1T de 2012 del Ministerio de Energía, se
considerarán los precios de nudo promedio de energía y potencia en nivel de distribución para cada
concesionaria y sector de nudo asociado a sistema de subtransmisión.
Figura 14
)1( FEPPPNPTPeajeP
APLICACIÓN DECRETO SUPREMO N°14 IEE3372
DE TARIFICACIÓN DE LA SUBTRANSMISIÓN MERCADOS ELÉCTRICOS
Página 20 de 31
Estos precios están descritos en el Informe Técnico de PNP y se calculan de la siguiente forma:
En que:
Pe: Precio de nudo de la energía en nivel de distribución, en [$/kWh].
Pp: Precio de nudo de la potencia en nivel de distribución, en [$/kW/mes].
AR: Ajuste o recargo aplicable a los clientes regulados de la empresa concesionaria, a nivel de inyección al
sistema de distribución, resultante de la aplicación del Artículo 157° de la LGSE y de la incorporación de los
cargos de reliquidaciones que correspondan, en [$/kWh]. Se entenderá que el factor AR corresponde a un
ajuste cuando su valor sea negativo y a un recargo cuando su valor sea positivo.
PNEP: Precio de nudo de la energía promedio para todas las subestaciones troncales de generación-
transporte de la concesionaria, en [$/kWh].
PNPP: Precio de nudo de la potencia de punta promedio para todas las subestaciones troncales de
generación-transporte de la concesionaria, en [$/kW/mes].
FEPEi: Factor de expansión de pérdidas de energía para el sistema de subtransmisión correspondiente a la
subestación primaria i, de acuerdo a lo establecido en el DS14, incluyendo el factor de expansión de
pérdidas de energía por el uso de instalaciones de transmisión adicional establecido en el mismo.
AREi
EiVASTxAVASTxEiFEPEiPNEPPe
*)*(
AREi
EiVASTxPiFEPPiPNPPPp
*)*(
APLICACIÓN DECRETO SUPREMO N°14 IEE3372
DE TARIFICACIÓN DE LA SUBTRANSMISIÓN MERCADOS ELÉCTRICOS
Página 21 de 31
FEPPi: Factor de expansión de pérdidas de potencia para el sistema de subtransmisión correspondiente a la
subestación primaria i, de acuerdo a lo establecido en el DS14, incluyendo el factor de expansión de
pérdidas de potencia por el uso de instalaciones de transmisión adicional establecido en el mismo.
Ei : Proyección de energía para el período de tarificación correspondiente en la subestación de inyección a
distribución i (subestación primaria).
VASTxAi: Valor anual de la subtransmisión adicional, debidamente indexado al período tarifario según
corresponda.
VASTxEi: Componente de energía del valor anual de la subtransmisión, VASTx, debidamente indexado al
período tarifario según corresponda.
Se considera el número de subestaciones primarias en el cálculo del precio equivalente para la
concesionaria respectiva.
Para el cálculo de los precios de nudo de energía y potencia a nivel de distribución, se incorpora el recargo
por uso de redes de distribución de terceros en las subestaciones primarias que correspondan, de acuerdo a
lo establecido en el Decreto de Precios de Nudo vigente al período de la fijación.
APLICACIÓN DECRETO SUPREMO N°14 IEE3372
DE TARIFICACIÓN DE LA SUBTRANSMISIÓN MERCADOS ELÉCTRICOS
Página 22 de 31
6. RELIQUIDACION
6.1 RELIQUIDACION DE PAGOS POR SUBTRANSMISION
Respecto a las reliquidaciones el DS14 indica, que corresponde efectuar reliquidaciones entre los ingresos
efectivamente percibidos a partir de la entrada en vigencia del decreto y los ingresos que correspondan
percibir producto de la aplicación de los FDI factor de distribución de ingresos, estos serán realizados por la
DP del CDEC respectivo.
Los ingresos a percibir asociados AVI+COMA de las instalaciones de cada sistema de subtransmisión,
deberán ser distribuidos entre las empresas propietarias de instalaciones de subtransmisión sobre la base de
la proporción que represente la anualidad de cada propietario, respecto al total de subtransmisión de cada
sistema. Para tal efecto, se determinar un FDI para cada propietario. La proporción a que se refiere es
actualizada por el departamento de peajes del CDEC respectivo y comunicada mediante un informe a la CNE
antes del día 15 del mes anterior a dicha actualización. Para tal efecto, sólo serán consideradas aquellas
instalaciones que se encuentren en operación al segundo mes anterior al cual se realiza la actualización.
En este caso de pagos de clientes finales, la LGSE en su artículo 112 establece que las reliquidaciones
deben ser reajustadas de acuerdo con el interés corriente vigente a la fecha de publicación de los nuevos
valores, por todo el periodo sujeto a reliquidación.
Por otra parte en DS 144/2009 del ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, dice que:
Artículo 39 Una vez vencido el período de vigencia del decreto señalado en el Artículo 38, los valores
establecidos en él, sus fórmulas de indexación y sus condiciones de aplicación seguirán rigiendo mientras no
se dicte el decreto correspondiente al período siguiente. No obstante lo señalado en el inciso anterior, se
deberán abonar o cargar a los usuarios las diferencias que se produzcan entre lo efectivamente facturado y
lo que corresponda acorde a las nuevas tarifas, por todo el período transcurrido hasta la fecha de
publicación del nuevo decreto. En todo caso, se entenderá que los nuevos valores entrarán en vigencia a
contar del vencimiento de las tarifas del decreto anterior. Artículo 40 La reliquidación de consumos a que se
refiere el artículo precedente se deberá efectuar de acuerdo a las siguientes consideraciones:
La reliquidación deberá considerar la diferencia entre lo facturado y lo que corresponda facturar de acuerdo
al nuevo decreto supremo, para cada boleta o factura que incluya consumos dentro del período sujeto a
reliquidación, que corresponde al período comprendido entre el vencimiento de las tarifas del decreto anterior
y la fecha de publicación del siguiente decreto supremo.
b) Las diferencias para cada boleta o factura se deberán reajustar de acuerdo al interés corriente para
operaciones no reajustables en moneda nacional de menos de 90 días, vigentes a la fecha de publicación de
las nuevas tarifas.
c) El referido interés corriente deberá aplicarse en forma compuesta desde la fecha de vencimiento de la
boleta o factura hasta la fecha de publicación del nuevo decreto supremo.
APLICACIÓN DECRETO SUPREMO N°14 IEE3372
DE TARIFICACIÓN DE LA SUBTRANSMISIÓN MERCADOS ELÉCTRICOS
Página 23 de 31
d) El monto total a reliquidar corresponderá a la suma de las diferencias obtenidas para cada una de las
boletas o facturas referidas, reajustadas de acuerdo a lo indicado en los literales anteriores.
e) El monto correspondiente a la reliquidación deberá cargarse o abonarse en las boletas o facturas emitidas
con posterioridad a la publicación de las nuevas tarifas.
El Oficio Circular 3068 de la SEC publicado en 04/04/2013, imparte instrucciones sobre procedimiento para
reliquidación de consumos producto de la dictación del Decreto N° 1T/2012, y en el Oficio Circular 3495
también de la SEC, señala que la distribuidora podrá optar por efectuar una sola reliquidación, que
comprenda las variaciones de los precios de subtransmisión DS14 y de los precios de Distribución DS 1T.
6.2 RELIQUIDACION AJUSTE Y RECARGO EEDD.
Existe el Decreto de precio de nudo el mecanismo de reliquidación entre concesionarias producto de la
aplicación del artículo 157 de la LGSE.
“Los concesionarios de servicio público de distribución deberán traspasar a sus clientes finales sometidos a
regulación de precios, los precios a nivel de generación-transporte que resulten de promediar los precios
vigentes para dichos suministros conforme a sus respectivos contratos. El promedio se obtendrá ponderando
los precios por el volumen de suministro correspondiente”.
“En caso de que el precio promedio de energía de una concesionaria, determinado para la totalidad de su
zona de concesión, sobrepase en más del 5% el promedio ponderado del precio de energía calculado para
todas las concesionarias del sistema eléctrico, el precio promedio de tal concesionaria deberá ajustarse de
modo de suprimir dicho exceso, el que será absorbido en los precios promedio de los concesionarios del
sistema, a prorrata de las respectivas energías suministradas para clientes regulados”.
Para cada distribuidora deberá reliquidar dentro de los primeros 15 días corridos de cada mes, respecto del
mes anterior, los montos asociados a la aplicación del factor AR del precio traspasado al cliente final. Para lo
cual se considera lo siguiente:
Cada distribuidora y a partir de los volúmenes de energía facturados para el suministro de clientes
regulados, deberá calcular el monto asociado a la valorización, producto de la aplicación del factor AR
correspondiente, que resulta de aplicar la siguiente expresión:
Donde:
MFAR: Monto facturado por la concesionaria por ajuste o recargo, en [$] (Su valor se ajusta a la variación
mensual del IPC) .
ARi: Ajuste o recargo establecido en el artículo 157º de la Ley, en [$/kWh].
)***(*( PEBTPEATEFACTBTiPEATEFACTATiARiMFAR
APLICACIÓN DECRETO SUPREMO N°14 IEE3372
DE TARIFICACIÓN DE LA SUBTRANSMISIÓN MERCADOS ELÉCTRICOS
Página 24 de 31
EFACTATi: Energía facturada a clientes regulados finales en el nivel de alta tensión de distribución del
sector "i" de la concesionaria, en [kWh].
EFACTBTi: Energía facturada a clientes regulados finales en el nivel de baja tensión de distribución del
sector "i“ de la concesionaria, en [kWh].
PEAT: Factor de expansión de pérdidas de energía en alta tensión.
PEBT: Factor de expansión de pérdidas de energía en baja tensión.
NSN: Cantidad de sectores de nudo de la concesionaria.
APLICACIÓN DECRETO SUPREMO N°14 IEE3372
DE TARIFICACIÓN DE LA SUBTRANSMISIÓN MERCADOS ELÉCTRICOS
Página 25 de 31
7. CONCLUSIONES
La aplicación retroactiva de los decretos tiene una gran complejidad y costo en tiempo y dinero involucrado
entorno al análisis, cálculo y aplicación de las reliquidaciones en sus distintas etapas y condiciones
aplicadas. Hoy may-2014 aun se está a la espera de completar la reliquidación producida por el atraso de del
DS14
El atraso y el arrastre de Reliquidaciones no solo involucra a las Empresas Subtransmisoras y
Suministradores su efecto llega a las clientes finales. Pues el DS144/2009 dice que el interés corriente
deberá aplicarse en forma compuesta. Este interés compuesto no sería aplicado en caso que la autoridad
publicara el decreto tarifario antes de su vigencia. Si fuera este el caso la LGSE señala que será aplicado el
interés simple.
Los cambios Tarifarios también involucran nuevas calificaciones a los sistemas de Transmisión, producto de
esto hay instalaciones remuneradas como Subtransmisión que dejaron de serlo implicando todas las
devoluciones que esto conlleva.
El DS14 no hace referencias específicamente a las diferencias entre pagos efectivamente facturados y los
pagos por aplicación del decreto, y las disposiciones del DS 144/2009 se refieren explícitamente a los pagos
entre la empresa distribuidora o entre suministradores y clientes libres. No hay disposiciones claras respecto
a las reliquidaciones entre subtransmisoras y Suministradoras. Pero por tratarse de pagos que deben ser
traspasados hacia el cliente final, se debe usar las mismas disposiciones antes señaladas.
Con los precios de nudos ocurre lo mismo, su efecto es retroactivo hasta la fecha en que efectivamente
debieron entrar en vigencia, las tarifas eléctricas que se observan hoy en día se encuentran calculadas en
base a los niveles de precio que no incluyen su actualización. Lo que dan cuenta de un período de
incertidumbre respecto al traspaso de las tarifas a clientes regulados.
El negocio de la subtransmisión enfrenta diversos riesgos inherentes a la actividad de la transmisión de
electricidad, como son los cambios en los marcos regulatorios, modificaciones en las condiciones del
mercado económico-financiero o de las políticas de la autoridad, y casos casuales o de fuerza mayor. A
pesar de ello se entiende que su remuneración es estable a largo plazo.
APLICACIÓN DECRETO SUPREMO N°14 IEE3372
DE TARIFICACIÓN DE LA SUBTRANSMISIÓN MERCADOS ELÉCTRICOS
Página 26 de 31
8. REFERENCIAS
1. Decreto Supremo N° 14 Fija Tarifa de Sistema de Subtransmisión y de Transmisión Adicional y su fórmula de Indexación. http://www.cne.cl/images/stories/tarificacion/01%20electricidad/subtransmision/subtransmision%202011‐2014/Decreto%2014%202013%2004%2009.pdf
2. Decreto Supremo N° 320 Fija Tarifa de Sistema de Subtransmisión y su fórmula de Indexación. http://www.cne.cl/images/stories/tarificacion/01%20electricidad/subtransmision/2008_Decreto_320.pdf
3. Valor Agregado de Distribución. http://www.cne.cl/tarificacion/electricidad/valor‐agregado‐de‐distribucion‐vad
4. Proceso de Tarificación de Subtransmisión. http://www.cne.cl/tarificacion/electricidad/proceso‐de‐tarificacion‐de‐subtransmision
5. Licitación Suministro para Distribuidoras. http://www.cne.cl/licitacion‐de‐suministro‐para‐distribuidoras/antecedentes‐generales
6. Ley General de Servicios Eléctricos y sus Modificaciones http://www.cne.cl/normativas/energias/electricidad/529‐sector‐electrico
7. Normativa de Tarificación Eléctrica. http://www.cne.cl/normativas/tarificacion
8. Información relativa a la Aplicación del Decreto Supremo N°14 CDEC‐SING. http://cdec2.cdec‐sing.cl/pls/portal/cdec.pck_web_cdec_pages.pagina?p_id=5077
9. Información relativa a la Aplicación del Decreto Supremo N°14 CDEC‐SIC. http://www.cdec‐sic.cl/est_opera_publica.php#C11
10. Información relativa al Sistema de subtransmisión CDEC‐SIC. http://www2.cdec‐sic.cl/informes‐y‐documentos/fichas/sistemas‐de‐subtransmision/
11. Contratos de suministro Eléctrico. http://web.ing.puc.cl/power/alumno%2000/contratos/trabajo.htm
12. Licitaciones de Suministro Eléctrico. http://www.sec.cl/portal/page?_pageid=33,3435534&_dad=portal&_schema=PORTAL
13. Decreto Exento N° 121 Determina Líneas y Subestaciones del SING y SIC.
http://www.cne.cl/archivos_bajar/Decreto_121‐2010.pdf
APLICACIÓN DECRETO SUPREMO N°14 IEE3372
DE TARIFICACIÓN DE LA SUBTRANSMISIÓN MERCADOS ELÉCTRICOS
Página 27 de 31
14. Decreto Exento N° 134 Modifica D121 que determina Líneas y Subestaciones del SING y SIC.
http://www.cne.cl/archivos_bajar/DtoExe_134_2010.pdf
15. Decreto Exento N° 144 Aprueba reglamento que fija el procedimiento para la realización de los estudios para la determinación del VASTX.
http://www.cne.cl/archivos_bajar/DS144_2009_ReglamentoAdministrativodeSubstransmision.pdf
APLICACIÓN DECRETO SUPREMO N°14 IEE3372
DE TARIFICACIÓN DE LA SUBTRANSMISIÓN MERCADOS ELÉCTRICOS
Página 28 de 31
9. ANEXO 1: MARCO NORMATIVO
Se presenta en este Anexo los artículos de la ley involucrados en los procesos de remuneración de los
sistemas de subtransmisión.
Artículo 77º.- Las instalaciones de sistemas de subtransmisión están sometidas a acceso abierto, pudiendo
ser utilizadas por terceros bajo condiciones por terceros bajo condiciones técnicas y económicas no
discriminatorias entre todos los usuarios, a través del pago de la remuneración del sistema de transmisión
que corresponda.
Los propietarios de instalaciones de los sistemas de subtransmisión no podrán negar el acceso al servicio
de transporte o transmisión a ningún interesado por motivos de capacidad técnica, sin perjuicio de que, en
virtud de las facultades que la ley o el reglamento le otorguen al CDEC para la operación coordinada del
sistema eléctrico, se limiten las inyecciones o retiros sin discriminar a los usuarios.
Artículo 78º.- Toda empresa eléctrica que inyecte o efectué retiros de energía y potencia al sistema eléctricos
para comercializarla con distribuidoras o con clientes finales, deberá pagar los respectivos costos de
transmisión, en la proporción que se determine.
Artículo 108º.- Las empresas señaladas anteriormente deberán pagar a las empresas propietarias u
operadoras del sistema de subtransmisión, los costos de transmisión de conformidad con la liquidación que
efectué el CDEC.
El valor anual de los sistemas de subtransmisión será calculado por la CNE cada 4 años, con 2 años de
diferencia respecto del cálculo VAD.
El valor anual de los sistemas de subtransmisión se basaran en las instalaciones económicamente
adaptadas a la demanda proyectadas para un periodo de 4 a 10 años, que minimice el costo actualizado de
inversión, operación y falla, eficientemente operada, y considerara separadamente:
Perdidas medias de subtransmisión en potencia y energía , y
Costos estándares de inversión, mantención, operación y administración anuales asociado a las
instalaciones. Los costos anuales de inversión se calcularán considerando el VI de las instalaciones, la vida
útil de cada tipo de instalación, la vida útil de cada tipo de instalación según establezca el reglamento, y la
tasa de descuento señalada en el art-165.
En cada sistema de subtransmisión y en cada barra de retiro del mismo, se establecerán precios por unidad
de energía y de potencia, en adelante “peaje de subtransmisión”, que adicionados a los precios de nudo en
sus respectivas barras de inyección, constituirán los precios de nudos en sus respectivas barras de retiro, de
manera que cubran los costos anuales a que se refieren las letras a) y b) del artículo anterior, mas los
costos de la energía y la potencia a través de dichos sistemas.
Artículo 109º.- Los usuarios de los sistemas de subtransmisión que transiten energía o potencia a través de
dichos sistemas deberán pagar, a las empresas propietarias de estos, cada unidad de potencia y energía
APLICACIÓN DECRETO SUPREMO N°14 IEE3372
DE TARIFICACIÓN DE LA SUBTRANSMISIÓN MERCADOS ELÉCTRICOS
Página 29 de 31
retirada a los precios señalados anteriormente. El pago anual por uso de sistemas de subtransmisión por
parte de centrales generadoras que inyecten directamente su producción en dichos sistemas será
determinado en los estudios a que se refiere el artículo 110. Dicho monto deberá corresponder al valor
esperado que resulta de ponderar, para cada condición esperada de operación, la participación de pago de
las centrales en cada tramo del sistema de subtransmisión. Para tal efecto, se considerará que en los tramos
del sistema de subtransmisión que presenten dirección de flujos hacia el sistema troncal en la
correspondiente condición operacional, los pagos se asignarán a las centrales que, conectadas directamente
al sistema de subtransmisión, se ubiquen aguas arriba del tramo respectivo. Los tramos que en dicha
condición operacional presenten la dirección de flujo contraria, se entenderá asignados a los retiros del
sistema de subtransmisión. El monto a que se diera lugar dicho pago anual será descontado de AVI y COMA
del art 108 para efectos de la determinación de los peajes regulados aplicados sobre los retiros en dicho
sistema.
Artículo 110º.- Para los efectos de determinar el valor anual de los sistemas de subtransmisión, las empresas
operadoras o propietarias deberán desarrollar los estudios técnicos correspondientes, conforme a las bases
que al efecto elabore la CNE.
Para la realización de los estudios dispuestos anteriormente, la CNE abrirá un proceso de registro de
usuarios e instituciones distintas de los participantes, las cuales tendrán acceso a los antecedentes y
resultados de estudio.
Artículo 111º.- Antes de 13 meses del término del periodo de vigencia de los peajes de Subtransmisión, la
CNE deberá poner en conocimiento de las empresas subtransmisoras, de los participantes, usuarios e
instituciones interesadas, las bases técnicas de los estudios para la determinación del valor anual de los
sistemas de subtransmisión. Para estos efectos, serán participantes las empresas generadoras, las
empresas distribuidoras y los usuarios no sujetos a regulación de precios.
Las empresas subtransmisoras, los participantes, los usuarios y las instituciones interesadas podrán efectuar
observaciones a las bases dentro de los 15 días siguientes a la fecha de su recepción. La CNE acogerá o
rechazará fundadamente estas observaciones y comunicará las bases técnicas definitivas dentro de los 10
días siguientes al vencimiento del plazo referido.
Si se mantuviesen discrepancias, cualquiera de las empresas subtransmisoras, los participantes o usuarios
e instituciones interesadas podrán solicitar la opinión del panel de expertos, dentro del plazo de 10 días
contados desde la comunicación de las bases técnicas definitivas. El panel de expertos deberá resolver las
discrepancias en el plazo de 15 días, contado desde el vencimiento del plazo anterior. Vencido el plazo para
formular discrepancias o una vez resueltas, la CNE deberá formalizar las bases técnicas definitivas a través
de una resolución que se publicará en un medio de amplio acceso y se comunicará a las empresas
subtransmisoras, los participantes, usuarios e instituciones interesadas. Para cada sistema de
subtransmisión, el estudio será efectuado por una empresa consultora contratada por la o las empresas que
operen en el respectivo sistema de subtransmisión, que será seleccionada de una lista de empresas
consultoras acordada previamente con la CNE, de acuerdo con lo que establezca el reglamento. Antes de 6
meses del término de la vigencia de las tarifas, las empresas subtransmisoras presentarán a la CNE un
informe con el valor anual de los sistemas de subtransmisión que resulte del estudio y con las fórmulas de
APLICACIÓN DECRETO SUPREMO N°14 IEE3372
DE TARIFICACIÓN DE LA SUBTRANSMISIÓN MERCADOS ELÉCTRICOS
Página 30 de 31
indexación propuestas. El reglamento y las bases establecerán la forma y contenido de los antecedentes que
deberán ser aportados para respaldar los resultados del estudio, los que deberán permitir la reproducción
completa de los resultados señalados por parte de la CNE. La CNE, en un plazo de 15 días contado desde la
recepción del estudio, convocará a una audiencia pública a las empresas subtransmisoras, los participantes,
usuarios e instituciones interesadas, en la que el consultor expondrá los resultados del estudio de
subtransmisión. El reglamento establecerá el procedimiento y las demás normas a que se sujetará esta
audiencia. En el plazo de 15 días contado desde su celebración, las empresas subtransmisoras, los
participantes, usuarios e instituciones interesadas podrán realizar observaciones al estudio presentado.
Realizada la audiencia, la CNE dispondrá del plazo de 3 meses para revisar y, en su caso, corregir el estudio
y estructurar las tarifas correspondientes, remitiendo a las empresas subtransmisoras, los participantes,
usuarios e instituciones interesadas un informe técnico que contenga las observaciones y correcciones, junto
con las fórmulas tarifarias respectivas. En caso de discrepancias, las empresas subtransmisoras, los
participantes, los usuarios e instituciones interesadas deberán requerir la intervención del panel de expertos
dentro del plazo de 15 días, contado desde la comunicación del informe técnico, y serán dictaminadas por el
panel de expertos dentro de los 30 días siguientes a su presentación.
Artículo 112º.- Transcurrido el plazo anterior, para formular discrepancias sin que se hayan presentado o, en
su caso, evacuado el dictamen por el panel de expertos, dentro del plazo de 15 días, la CNE deberá remitir al
Ministerio de Energía el informe técnico con las tarifas de subtransmisión y sus respectivas fórmulas de
indexación para el período siguiente, los antecedentes del estudio y el dictamen del panel de expertos, si
correspondiere. El Ministro fijará las tarifas de subtransmisión y sus respectivas fórmulas de indexación para
el período siguiente, mediante decreto supremo expedido bajo la fórmula "por orden del Presidente de la
República", el que deberá publicarse en el Diario Oficial dentro de los siguientes 15 días de recibido el
informe de la CNE. Una vez vencido el período de vigencia del decreto señalado en el inciso anterior, los
valores establecidos en él y sus fórmulas de indexación seguirán rigiendo, mientras no se dicte el siguiente
decreto.
No obstante lo señalado en el inciso anterior, se deberán abonar o cargar a los usuarios, de acuerdo con el
procedimiento que establezca el reglamento, las diferencias que se produzcan entre lo efectivamente
facturado y lo que corresponda acorde a las nuevas tarifas, por todo el período transcurrido hasta la fecha de
publicación del nuevo decreto. Las reliquidaciones que sean procedentes serán reajustadas de acuerdo con
el interés corriente vigente a la fecha de publicación de los nuevos valores, por todo el período a que se
refiere el inciso anterior. En todo caso, se entenderá que los nuevos valores entrarán en vigencia a contar del
vencimiento de las tarifas del decreto anterior. Las bases, los estudios realizados por las empresas, el
dictamen del panel de expertos y los informes de la CNE y del Ministerio de Energía serán públicos una vez
publicado el respectivo decreto en el Diario Oficial, para los efectos del decreto con fuerza de ley Nº1/19.653.
Artículo 113º.- El transporte por sistemas adicionales se regirá por lo previsto en los respectivos contratos de
transporte entre los usuarios y los propietarios de las instalaciones. El peaje a que da derecho dicho
transporte se deberá calcular en base a un valor de transmisión anual, equivalente al valor presente de las
inversiones menos el valor residual, más los costos proyectados de operación y mantenimiento, más los
costos de administración, conforme se disponga en el reglamento. En todo caso, todos los antecedentes y
valores para calcular el peaje deberán ser técnicos y económicamente respaldados y de público acceso a
APLICACIÓN DECRETO SUPREMO N°14 IEE3372
DE TARIFICACIÓN DE LA SUBTRANSMISIÓN MERCADOS ELÉCTRICOS
Página 31 de 31
todos los interesados. En aquellos casos en que existan usuarios sometidos a regulación de precios
abastecidos directamente desde sistemas de transmisión adicional, los precios a nivel de generación-
transporte aplicables a dichos suministros deberán reflejar los costos que éstos importan a los propietarios
de los sistemas señalados. El procedimiento de determinación de precios correspondiente será establecido
en el reglamento.
