Decreto 249 - FIJA PRECIOS DE NUDO PARA SUMINISTROS DE ELECTRICIDAD QUE SE INDICAN
| Emisor | MINISTERIO DE ECONOMIA, FOMENTO Y RECONSTRUCCION |
| Rango de Ley | Decreto |
FIJA PRECIOS DE NUDO PARA SUMINISTROS DE ELECTRICIDAD QUE SE INDICAN
Núm. 249.- Santiago, 28 de octubre de 2002.- Visto: Lo dispuesto en el artículo 103º del DFL Nº 1, de 1982, del Ministerio de Minería, el artículo Nº 290º del D.S. Nº 327 de 1997, del Ministerio de Minería, lo establecido en la Ley 10.336 y lo informado por la Comisión Nacional de Energía, en su Oficio ORD. CNE Nº 1153, 1154 y 1155 todos de fecha 16 de octubre de 2002.
D e c r e t o :
Fíjanse los siguientes precios de nudo, sus fórmulas de indexación y las condiciones de aplicación de los mismos, para los suministros de electricidad a que se refiere el número 3 del artículo 90º del DFL Nº 1, de 1982, de Minería, que se efectúen desde las subestaciones de generación-transporte que se señalan. Estos precios entrarán en vigencia el tercer día hábil siguiente a la fecha de publicación de este Decreto a excepción de la disposición establecida en el número 3.1.2 de este Decreto, el cual entrará en vigencia a partir del día 2 de diciembre de 2002.
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PRECIOS DE NUDO
1.1 Precios base de nudo en subestaciones troncales.
A continuación se detallan los precios base por potencia de punta y por energía que se aplicarán a los suministros servidos en las subestaciones denominadas troncales, y para los niveles de tensión que se indican.
Sistema Interconectado del Norte Grande
VER DIARIO OFICIAL DE 30.10.2002, PAGINA 3
Sistema Interconectado Central
Subestación Tensión Precio Base Precio Potencia
Troncal (KV) de la Base de
Potencia de de la Influen-
punta Energía cia
($/KW/mes) ($/KWh) (MW)
Diego de Almagro 220 3818,02 16,017 100
Carrera Pinto 220 3917,91 16,290 100
Cardones 220 3988,02 16,629 100
Maitencillo 220 3918,28 16,444 100
Pan de Azúcar 220 4009,88 16,757 100
Quillota 220 3720,01 15,819 60
Polpaico 220 3769,39 16,078 40
Cerro Navia 220 3790,12 16,105 40
Alto Jahuel 220 3770,52 16,001 40
Rancagua 154 3928,84 16,358 40
San Fernando 154 3848,93 16,284 20
Itahue 154 3722,27 15,721 20
Parral 154 3805,95 16,159 20
Ancoa 220 3680,06 15,721 20
Charrúa 220 3588,84 15,460 20
Concepción 220 3759,21 15,351 150
San Vicente 154 3812,36 16,279 150
Temuco 220 3697,77 15,950 20
Valdivia 220 3592,23 15,580 20
Puerto Montt 220 3550,01 15,558 20
Pugueñún 110 5660,12 24,806 3
Sistema Coyhaique
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Sistema Punta Arenas
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Sistema Puerto Natales
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Sistema Puerto Porvenir
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Los precios de nudo en las subestaciones de centrales generadoras cuya potencia instalada supere la potencia de influencia de la subestación troncal más cercana, serán iguales a los precios en dicha subestación troncal para el mismo nivel de tensión. Estas subestaciones de centrales generadoras, en conjunto con las subestaciones troncales, se denominarán subestaciones principales. Los precios de nudo para las subestaciones principales, en otros niveles de tensión, y para el resto de las subestaciones de generación-transporte, incluidas las subestaciones de centrales generadoras no principales, serán iguales a los que se determinen según lo señalado en 1.2.
1.2 Precios base de nudo en subestaciones principales en niveles de tensión diferentes a los señalados en 1.1 y en subestaciones no principales.
Los precios de nudo en subestaciones principales en niveles de tensión diferentes a los señalados en 1.1 y en subestaciones no principales, incluidas las subestaciones primarias de distribución, se determinarán incrementando los precios de la energía y de la potencia de punta de la subestación principal que corresponda conforme se establece en 2.1, en los cargos por concepto de transformación y de transporte que resulten de la aplicación de las fórmulas siguientes, y verificando que no se exceda los límites denominados costos de conexión directa, de acuerdo con las condiciones de aplicación que se establece en 2.
Cargo por concepto de transformación y transporte de energía:
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Cargo por concepto de transformación y transporte de potencia:
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donde:
PBEP es el precio base de la energía en la subestación principal.
CBTE es el cargo base por transformación de energía desde el nivel de tensión en que se dispone del precio base en la subestación principal al nivel de tensión en que se desea calcular el precio de nudo. Se expresa en (%).
CBTP es el cargo base por transformación de potencia desde el nivel de tensión en que se dispone del precio base en la subestación principal al nivel de tensión en que se desea calcular el precio de nudo. Se expresa en ($/kW/mes).
n es el número de tramos líneas de transmisión hasta el punto en que se desea calcular el precio de nudo, para un mismo nivel de tensión.
CBLEi es el cargo base por transporte de energía, denominado CBLE, correspondiente al tramo i, expresado en (%/km).
CBLPi es el cargo base por transporte de potencia, denominado CBLP, correspondiente al tramo i, expresado en ($/kW-mes/km)
FE Parámetro de enmallamiento para ajuste de costo de inversión aplicable a tramo 'i'. (p.u.).
kmi es la longitud de cada tramo i, calculada de acuerdo a lo indicado en 2.2 expresada en kilómetros.
Estos cargos permiten obtener los factores de penalización de energía y de potencia en estos nudos e incorporan todos los costos de inversión, operación, mantenimiento, y pérdidas de potencia y energía en las instalaciones. Los valores para CBTE, CBLE, CBTP, y CBLP se indican a continuación. Por definición, los precios de nudo en subestaciones primarias de distribución no incluirán cargos por transporte de energía ni cargos por transporte de potencia en niveles de tensión de distribución.
Valor de CBTE(%) desde la tensión señalada en 1.1:
Sistema Interconectado del Norte Grande
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Sistema Interconectado Central
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Sistema Coyhaique
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Sistema Punta Arenas
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Sistema Puerto Natales
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Sistema Puerto Porvenir
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Valor de CBLE %
Líneas de 220 Kv 0,03 % por kilómetro
Líneas de 154 kV 0,04 % por kilómetro
Líneas de 110 kV 0,09 % por kilómetro
Líneas a menos de 100 kV
y más de 30 kV 0,19 % por kilómetro
Líneas a nivel de
distribución 0,29 % por kilómetro
Valor de CBTP desde la tensión señalada en 1.1:
Sistema Interconectado del Norte Grande
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Sistema Interconectado Central
VER DIARIO OFICIAL DE 30.10.2002, PAGINA 4
Sistema Coyhaique
VER DIARIO OFICIAL DE 30.10.2002, PAGINA 4
Sistema Punta Arenas
VER DIARIO OFICIAL DE 30.10.2002, PAGINA 4
Sistema Puerto Natales
VER DIARIO OFICIAL DE 30.10.2002, PAGINA 5
Sistema Puerto Porvenir
VER DIARIO OFICIAL DE 30.10.2002, PAGINA 5
Valor de CBLP ($/kw/mes/km)
Sistema en en en en A nivel
220 KV 154 KV 110 KV menos de
de 100 KV Dis-
y más tribu-
de ción
30 KV
Interconectado del
Norte Grande 14,02 14,31 23,85 43,89 105,02
Interconectado
Central 13,20 13,56 22,74 41,25 99,43
Coyhaique 13,52 13,84 23,05 42,42 101,49
Punta Arenas 13,52 13,84 23,05 42,42 101,49
Puerto Natales 13,52 13,84 23,05 42,42 101,49
Puerto Porvenir 13,52 13,84 23,05 42,42 101,49
En aquellas subestaciones de generación-transporte no principales, con niveles de tensión inferiores a 154 kV pero ubicadas en zonas geográficas en las cuales existan líneas de 154 kV ó de 220 kV, los precios de nudo estarán adicionalmente limitados a los valores máximos que resultan de evaluar a través del procedimiento señalado en el punto 2.3 de las Condiciones de Aplicación de dicha posibilidad de suministro, denominados costos de conexión directa.
Coeficiente FE.
El valor del parámetro FE a aplicar en un tramo de línea se obtendrá de la siguiente tabla, para cada uno de los tramos de las líneas de 110 kV que se indican en el cuadro a) y que forman parte de la ruta para la determinación del precio en los puntos de inyección a distribución que se indican en el cuadro b).
El valor del parámetro FE será igual a 1,0 en los siguientes casos:
. Para el resto de las líneas de transmisión secundaria del sistema.
. Para los tramos de líneas de 110 kV que se indican en a) pero que no forman parte de la ruta que determina el precio en los puntos del cuadro b).
Cuadro a)
VER DIARIO OFICIAL DE 30.10.2002, PAGINA 5
Cuadro b)
VER DIARIO OFICIAL DE 30.10.2002, PAGINA 5
1.3 Indisponibilidad de Generación y Transmisión
Las indisponibilidades aceptables de generación y de transmisión asociadas a estos precios, establecidas en la forma de horas de falla al año, se indican a continuación:
Sistema Interconectado del Norte Grande
VER DIARIO OFICIAL DE 30.10.2002, PAGINA 5
Sistema Interconectado Central
VER DIARIO OFICIAL DE 30.10.2002, PAGINA 5
(*) Se refiere a la indisponibilidad en puntos de retiro alimentados desde las líneas de transmisión detalladas en la tabla del Coeficiente FE en el punto 1.2
Sistema Coyhaique
VER DIARIO OFICIAL DE 30.10.2002, PAGINA 5
Sistema Punta Arenas
VER DIARIO OFICIAL DE 30.10.2002, PAGINA 5
Sistema Puerto Natales
VER DIARIO OFICIAL DE 30.10.2002, PAGINA 5
Sistema Puerto Porvenir
VER DIARIO OFICIAL DE 30.10.2002, PAGINA 5
En los puntos de conexión a concesionarios de servicio público de distribución, la indisponibilidad aceptable en horas anuales será igual a la indicada en la columna denominada Indisponibilidad Total de los cuadros presentados en este punto 1.3.
1.4 Fórmulas de indexación
Las fórmulas de indexación aplicables a los precios de nudo son los siguientes:
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Subestaciones principales del Sistema Interconectado Central
Precio por potencia en la más alta tensión de la subestación principal =
VER DIARIO OFICIAL DE 30.10.2002, PAGINA 6
Precio de la energía en la más alta tensión de la subestación principal =
Precio base de
energía x...
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