Precios Y Tarifas En Bolivia

ARTICULO 10.- (EXPANSION DE INSTALACIONES DE DISTRIBUCIÓN).-
La expansión de las instalaciones de distribución y el incremento de su capacidad, será ejecutada por la empresa de distribución que presta servicios en el área, y su remuneración se realizará de acuerdo a lo establecido por el Capítulo III del presente Reglamento. Las instalaciones de expansión o de incremento de capacidad de lossistemas de redes de distribución que sean ejecutadas por cuenta de otros agentes, serán de exclusiva responsabilidad de ellos, en cuanto a su inversión y mantenimiento, y deberán tomar en cuenta las respectivas limitaciones a que hace mención el artículo 15 de la Ley de Electricidad.

CAPITULO II

PRECIOS DE GENERADORES A DISTRIBUIDOR ARTÍCULO 12.- (PROYECCIÓN DE LA DEMANDA).-
La proyección dela demanda de electricidad para el cálculo de los Precios de Nodo, en el Sistema
Interconectado Nacional, será la misma proyección que el Comité utilice en la programación de la operación y el despacho de carga, de acuerdo a lo dispuesto en el Reglamento de Operación del Mercado Eléctrico de la Ley de Electricidad.

ARTÍCULO 13.- (PARQUE DE GENERACIÓN Y TRANSMISIÓN).-
El parque deGeneración y Transmisión para el cálculo de los Precios de Nodo para los 48 meses del estudio de proyección de la demanda, comprenderá, además de los criterios e información indicada para la programación de mediano plazo en el Reglamento de Operación del Mercado Eléctrico de la Ley de Electricidad, lo siguiente:

a) Las instalaciones existentes. Aquellas instalaciones existentes que se retiren delservicio durante el período del estudio, se considerarán solamente hasta la respectiva fecha de retiro.
b) Las obras en construcción de generación y transmisión, con sus fechas de puesta en servicio de acuerdo a sus respectivos programas de ejecución.
c) Las instalaciones contempladas en el Plan Referencial, correspondientes al período de estudio, en las fechas de puesta en servicio con quefiguran en dicho Plan.

ARTÍCULO 14.- (PROGRAMA DE OPERACIÓN ÓPTIMO).-
El programa de operación óptimo, que minimice el costo de operación y racionamiento para el período de estudio correspondiente, es el programa que determina el Comité en la programación de mediano plazo, de acuerdo a lo establecido en el Reglamento de Operación del Mercado Eléctrico de la Ley de Electricidad.

ARTÍCULO15.- (COSTOS MARGINALES DE CORTO PLAZO DE ENERGÍA ESPERADOS).-
Los Costos Marginales de Corto Plazo de Energía Esperados por Bloque Horario del sistema, se calcularán para cada una de las semanas comprendidas en el período de doce meses siguientes a la fecha de puesta en vigencia de los Precios de Nodo y para cada uno de los bloques horarios establecidos por la Superintendencia. Asimismo, secalcularán los valores esperados promedio de cada semana para el nodo respectivo, considerando los valores esperados por bloque por la energía de cada bloque y serie hidrológica.

ARTÍCULO 16.- (PRECIO BASICO DE LA ENERGÍA).-
El cálculo del Precio Básico de Energía para cada bloque horario y para el valor promedio aplicando la siguiente fórmula:

En ésta fórmula:

PBE: Precio Básico deEnergía.
CMCPEEi: Costo Marginal de Corto Plazo de Energía Esperado para un bloque determinado o para el valor promedio en la semana i. Se considera como semana 1 a la primera semana de mayo o de noviembre de acuerdo a la programación de mediano plazo.
Di: Demanda de energía en la semana i, para el bloque horario determinado.
T: Es la tasa de actualización semanal equivalente a la tasa deactualización anual estipulada en la Ley de Electricidad.

ARTÍCULO 17. (PRECIO BÁSICO DE LA ENERGÍA EN CADA NODO).
El cálculo del Precio Básico de Energía para cada nodo del Sistema Troncal de Interconexión en donde exista demanda se efectuará para cada bloque horario y para el valor promedio aplicando la siguiente fórmula.

En ésta fórmula:

PBEn: Precio Básico de Energía en el nodo n....