Capítulo I
Disposiciones generales

Artículo 1°.- (DEFINICIONES) Para los efectos de la aplicación del presente Reglamento se establecen, además de las definiciones contenidas en el articulo 2 de la Ley de Electricidad, las siguientes:
Capacidad Efectiva. Es la potencia máxima que una Unidad Generadora es capaz de suministrar a la red bajo las condiciones de temperatura y presión atmosférica del sitio en que está instalada. Para los efectos de la determinación del Precio Básico de Potencia de Punta, se considerará la temperatura máxima entre las dieciocho (18) y veintidós (22) horas de los meses de mayo a octubre inclusive.
Central. Es el conjunto de una o más Unidades Generadoras.
Comité. Es el Comité Nacional de Despacho de Carga creado por el articulo 18 de la Ley de Electricidad.
Costo de Racionamiento. Es el costo en que incurren los consumidores al no disponer de energía, debido a restricciones programadas de suministro motivadas por sequía o por fallas prolongadas de unidades generadoras.
Costo Marginal de Corto Plazo de Energía. Es el costo en que incurre d Sistema Eléctrico para suministrar un kilovatio hora (kw/h) adicional de energía, a un determinado nivel de demanda de potencia y CONSIDERANDO fijo el parque de generación y transmisión. El valor del Costo Marginal de Corto Plazo de Energía es aplicable en el nodo del Sistema Eléctrico en el que se ubica la Unidad Generadora marginal.
Para los efectos de definir los niveles de demanda para los que se determina el costo marginal de corto plazo de energía se establecen los niveles horario y de bloques horarios.
Costo Marginal de Corto Plazo de Energía Esperado. Es el Costo Marginal de Corto Plazo de Energía que, como valor medio, se espera un periodo futuro, dadas las condiciones previstas de demanda y oferta de energía.
Costo Marginal de Corto Plazo de Energía Horario. Es el Costo Marginal de Corto Plazo de Energía calculado sobre la base del nivel promedio de demanda de potencia de cada hora del día.
Costo Marginal de Corto Plazo de Energía por Bloque Horario. Es el Costo Marginal de Corto Plazo de Energía calculado sobre la base del nivel promedio de demanda de potencia de un bloque de horas.
Costo Marginal de Potencia de Punta. Es el costo unitario de incrementar la capacidad instalada de generación de potencia de punta. El nodo de aplicación del Costo Marginal de Potencia de Punta es aquel nodo para el cual se obtiene el menor costo de incrementar la capacidad instalada de generación de Potencia de Punta por kilovatio de potencia inyectada a la red.
Factor de Pérdidas de Energía. Es el factor que refleja las pérdidas marginales de transmisión para satisfacer un incremento de energía en un nodo, mediante el incremento de generación en el nodo de aplicación del Precio Básico de la Energía. Para cada nodo, se calcula como el cociente entre el incremento de generación en el nodo de aplicación del Precio Básico de la Energía y el incremento de demanda de energía en el nodo.
Factor de Pérdidas de Potencia. Es el factor que refleja las pérdidas marginales de transmisión para satisfacer un incremento de Potencia de Punta en un nodo, mediante el incremento de la capacidad instalada de generación de Potencia de Punta en el nodo de aplicación del Precio Básico de Potencia de Punta Para cada nodo, se calcula como el cociente entre el incremento de potencia en el nodo de aplicación del Precio Básico de Potencia de Punta y el incremento de Potencia de Punta en el nodo.
Ley de Electricidad. Es la Ley de Electricidad Número 1604 de 21 de diciembre de 1994.
Mercado. Es el Mercado Eléctrico Mayorista integrado por Generadores, Transmisores, Distribuidores y Consumidores No Regulados, que efectúan operaciones de compra venta y transporte de electricidad en el Sistema Interconectado Nacional.
Mercado de Contratos. Es el Mercado de transacciones de compra venta de electricidad entre Generadores, entre Generadores y Distribuidores, entre Generadores y Consumidores No Regulados y entre Distribuidores y Consumidores No Regulados, contempladas en contratos de suministro.
Mercado Spot. Es el mercado de transacciones de compra venta de electricidad de corto plazo, no contempladas en contratos de suministro.
Precio Básico de Energía. Para un bloque horario, es un precio tal que multiplicado por cada una de las cantidades de energía correspondientes al bloque horario, proyectadas en un periodo determinado, produce igual valor actualizado que el producto de cada una de dichas energías por el costo marginal de corto plazo esperado de energía del bloque horario. El Precio Básico de Energía es aplicable en el nodo del sistema eléctrico en el que, la mayor cantidad de tiempo, en el periodo mencionado, se ubica la Unidad Generadora marginal para satisfacer la demanda adicional del respectivo bloque horario.
Precio Básico de Potencia de Punta. Es igual al Costo Marginal de Potencia de Punta.
Precio de Nodo de Energía. Para cada nodo y cada bloque horario, es el Precio Básico de la Energía del respectivo bloque horario, multiplicado por el Factor de Pérdidas de Energía del nodo.
Precio de Nodo de Potencia de Punta. Para cada nodo, es el Precio Básico de Potencia de Punta multiplicado por el Factor de Pérdidas de Potencia correspondiente. En los nodos en que sea pertinente, se agrega a este producto el respectivo peaje por transmisión.
Potencia de Punta. Es la demanda máxima horaria de potencia en un Sistema Eléctrico, que se produce en un determinado periodo de tiempo. Para el Sistema Interconectado Nacional, es la demanda máxima horaria de potencia que se produce en un periodo anual. Para un Distribuidor o Consumidor No Regulado es su demanda de potencia coincidente con la Potencia de Punta del Sistema Interconectado Nacional.
Sistema de Transmisión Económicamente Adaptado. Es el sistema de transmisión dimensionado de forma tal de minimizar los costos totales de inversión, de operación y mantenimiento y de pérdidas de transmisión, para un determinado nivel de demanda.
Superintendencia. Es la Superintendencia sectorial de Electricidad, establecida de acuerdo a la Ley del Sistema de Regulación sectorial, Ley Número 1600 de 28 de octubre de 1994 y a la Ley de Electricidad.
Unidad Generadora. Es la máquina utilizada para la producción de electricidad.
Unidad Generadora Marginal. Es la última Unidad Generadora en condiciones de satisfacer un incremento de demanda, despachada por el Comité de acuerdo con los procedimientos establecidos en el presente Reglamento.

Artículo 2°.- (PRECIOS EN EL MERCADO SPOT) Los precios de las transferencias de potencia y energía en el Mercado Spot, serán calculados por el Comité siguiendo lo dispuesto en el Reglamento de Operación del Mercado Eléctrico de la Ley de Electricidad.

Artículo 3°.- (FORMULA DE INDEXACION) Las empresas eléctricas están autorizadas a efectuar, de acuerdo a las normas del presente Reglamento, los ajustes de sus precios de venta, utilizando las respectivas fórmulas de indexación y a aplicar los valores resultantes.
La fórmula de indexación tiene por objeto mantener el valor del precio al que le sea aplicable. Para los precios máximos de venta del Distribuidor a sus Consumidores Regulados, esta fórmula incluye además los respectivos índices de aumento de eficiencia.
Los precios máximos y sus fórmulas de indexación regirán por el periodo que en cada caso el presente Reglamento señala, vencido el mismo y mientras no sean aprobados y publicados los del periodo siguiente, estos precios y sus respectivas fórmulas de indexación continuarán vigentes.
Los precios resultantes de aplicar las fórmulas de indexación serán redondeados al tercer decimal.

Artículo 4°.- (VALOR MAXIMO DEL SUMINISTRO A DISTRIBUIDORES) Cuando los contratos de suministro entre Generadores y Distribuidores establezcan precios diferentes de los precios de nodo, el costo de las compras de electricidad que efectúe el Distribuidor, a ser considerado para el cálculo de las tarifas a sus Consumidores Regulados, de acuerdo con el numeral 1, inciso a) del artículo 51 de la Ley de Electricidad, será como máximo el que se obtiene de aplicar a las indicadas compras los respectivos precios de nodo más los correspondientes cargos de subtransmisión cuando corresponda. Los suministros de energía y potencia que se efectúen con generación propia, se valorizarán como máximo a los precios de nodo más los correspondientes cargos de subtransmisión, cuando corresponda.

Artículo 5°.- (MODIFlCACION DE LA TASA DE ACTUALIZACION) La tasa de actualización a que se refiere el articulo 48 de la Ley de Electricidad, será modificada en base a estudios encargados por el Ministerio a empresas consultoras especializadas precalificadas por la Superintendencia. La nueva tasa modificada tendrá una vigencia mínima de dos años y se aplicará a partir de la fecha de la siguiente aprobación de los precios máximos correspondientes.

Artículo 6°.- (PLAN REFERENCIAL) Es el programa de obras de generación y transmisión de mínimo valor actualizado de los costos de inversión, operación y racionamiento, que permite satisfacer los requerimientos de la demanda de los próximos 10 años, en el Sistema Interconectado Nacional.
La Secretaria elaborará el Plan Referencial en base a proyectos de generación y transmisión factibles de realizar tanto técnica como económicamente, seleccionados de todos los proyectos disponibles los que podrán ser propios de la Secretaria, encargados por la Secretaria a empresas consultoras y de terceros con independencia de quien los hubiese presentado. Los proyectos a considerar, deberán contar con un estudio de factibilidad que describirá y definirá su tamaño, localización, programa de ejecución, fecha de puesta en servicio, costos de inversión y operación y, en el caso de proyectos de generación, las características de su producción. La Secretaria actualizará anualmente el Plan Referencial -

Artículo 7°.- (EXPANSION DEL SISTEMA TRONCAL DE INTERCONEXION) Las instalaciones para la expansión del Sistema Troncal de Interconexión o para el incremento de su capacidad de transporte, que la empresa propietaria de este sistema considere necesarias para la óptima operación del transporte, sólo podrán ejecutarse previo informe del Comité y aprobación de la Superintendencia mediante Resolución La remuneración de las instalaciones indicadas se realizará de acuerdo a lo dispuesto en el Capitulo m del presente Reglamento.
Las instalaciones de expansión del Sistema Troncal de Interconexión o de incremento de su capacidad de transporte, que sean ejecutadas por cuenta de otros agentes del Mercado, serán de exclusiva responsabilidad de ellos, en cuanto a su inversión y mantenimiento, y deberán tornar en cuenta las respectivas limitaciones a que hace mención el artículo 15 de la Ley de Electricidad. Si la evolución del Sistema así lo justifica, la Superintendencia, previo informe del Comité, determinará ¡a fecha, y el valor con que dichas instalaciones pasen a formar parte del correspondiente Sistema Económicamente Adaptado, a partir de cuyo momento serán remuneradas de acuerdo a lo dispuesto en el Capítulo III del presente Reglamento.

Artículo 8°.- (EXPANSION DE INSTALACIONES DE TRANSPORTE NO PERTENECIENTES AL SISTEMA TRONCAL DE INTERCONEXION) La expansión de los sistemas de transporte no pertenecientes al Sistema Troncal de Interconexión y el incremento de su capacidad, serán ejecutadas por la empresa propietaria del respectivo sistema, y su remuneración se realizará de acuerdo a lo establecido por el Capitulo III del presente Reglamento.
Las instalaciones de expansión o de incremento de capacidad de los sistemas de transporte no pertenecientes al Sistema Troncal de Interconexión, 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 articulo 15 de la Ley de Electricidad.

Artículo 9°.- (ZONAS DESVINCULADAS) Cuando se presenten restricciones de Transmisión que limiten las condiciones de transferencia de energía y potencia entre zonas del Sistema Interconectado Nacional, cada una de las zonas desvinculadas será tratada aplicando las mismas regulaciones que la Ley de Electricidad y el presente Reglamento establecen para dicho sistema.

Capítulo II
Precios de generadores a distribuidor

Artículo 10°.- (PROYECCION DE LA DEMANDA) La proyección de la 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 11°.- (PARQUE DE GENERACION Y TRANSMISION) El parque de Generación y Transmisión para d cálculo de los precios de nodo para los 48 meses del estudio de proyección de la demanda, comprenderá:

1. Las instalaciones existentes. Aquellas instalaciones existentes que se retiren del servicio durante el periodo del estudio, se consideraran solamente hasta la respectiva fecha de retiro;
2. Las obras en construcción de generación y transmisión, con sus fechas de puesta en servicio de acuerdo a sus respectivos programas de ejecución; y,
3. Las instalaciones contempladas en el Plan Referencial, correspondientes al periodo de estudio, en las fechas de puesta en servicio con que figuran en dicho Plan.

Artículo 12°.- (PROGRAMA DE OPERACION OPTIMO) El programa de operación óptimo, que minimice el costo de operación y racionamiento para e1 periodo 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.

Artículo 13°.- (COSTOS MARGINALES DE CORTO PLAZO DE ENERGIA ESPERAD0S) 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 12 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, se calcularán los valores esperados promedio de cada semana, ponderando los valores esperados por bloque por la energía de cada bloque.

Artículo 14°.- (PRECIO BASICO DE LA ENERGIA) El cálculo del Precio Básico de Energía se efectuará para cada bloque horario y para el valor promedio aplicando la siguiente fórmula:

Donde:

Artículo 15°.- (PRECIO BASICO DE LA POTENCIA DE PUNTA) Para el cálculo del Precio Básico de Potencia de Punta, establecido en el artículo 49, inciso e) de la Ley de Electricidad, el Comité seguirá el siguiente procedimiento:

1. Costo de inversión.
   1. Determinará la potencia nominal, tecnología y ubicación de la Unidad Generadora más económica apropiada, para suministrar potencia adicional durante las horas de demanda máxima anual del sistema. Determinará los años de vida útil de los respectivos equipos de generación e interconexión al Sistema Troncal de Interconexión;
   2. A la información de los precios FOB, de por lo menos dos fabricantes reconocidos, de una Unidad Generadora de tamaño y tecnología equivalente al definido en el inciso a) del presente articulo, se agregarán los costos de fletes, gastos de aduana, montaje, conexión y los demás que la Superintendencia determine como necesarios para dejar la Unidad Generadora en condiciones operativas; el total de gastos a agregar por estos conceptos no excederá del cincuenta por ciento (50%) del valor de catálogo de los equipos, porcentaje que podrá ser modificado por la Superintendencia mediante un estudio que fundamente el nuevo valor a adoptar.
2. Precio Básico de la Potencia de Punta.
   1. Al costo de inversión determinado según establece el inciso b) del presente artículo, se aplicará el factor de recuperación de capital calculado, con los años de vida útil de los equipos de generación e interconexión, definidos en el inciso a) del presente artículo, y con la tasa de actualización estipulada en el articulo 48 de la Ley de Electricidad.
   2. Al valor calculado en el inciso anterior, adicionará por concepto de gastos fijos de operación, mantenimiento y administración, como máximo el equivalente al uno y medio por ciento (1.5%) del costo de inversión definido en el inciso b) del presente articulo. Este porcentaje podrá ser modificado en base a estudios encargados por la Superintendencia a empresas consultoras especializadas.
   3. Obtendrá el precio unitario de la potencia, dividiendo el valor resultante del inciso anterior entre la capacidad efectiva de la Unidad Generadora seleccionada.
   4. Al valor obtenido en el inciso anterior, se incrementará el porcentaje correspondiente a la no disponibilidad teórica del sistema, el cual se calcula como el exceso porcentual que representa la capacidad efectiva respecto a la potencia firme de la Unidad Generadora de punta. Este porcentaje no podrá ser menor al cinco por ciento (5%) ni mayor al quince por ciento (15%). Si el porcentaje de indisponibilidad calculado, resultase fuera de estos limites, se tornara como porcentaje de indisponibilidad teórica, el limite más cercano. Estos límites podrán ser modificados por la Superintendencia, en base a estudios realizados por e¡ Comité. La potencia firme de la Unidad Generadora de punta se calcula aplicando la metodología descrita para el cálculo de las potencias firmes de Unidades Generadoras térmicas, del Reglamento de Operación del Mercado Eléctrico de la Ley de Electricidad, CONSIDERANDO un parque térmico conformado por las Unidades Generadoras térmicas existentes y dicha Unidad Generadora de punta, para una probabilidad del 95%.

Artículo 16°.- (UBICACION DE LOS PRECIOS BASICOS) El Precio Básico de la Energía, se asignará a aquel nodo en el que esté ubicada la Unidad Generadora que determina el Costo Marginal de Cono Plazo de Energía durante el mayor porcentaje de tiempo del período de doce (12) meses, considerado para la determinación de dicho precio básico. Este nodo se denominará nodo de referencia para el Precio Básico de Energía, y será el mismo para todos los bloques horarios, para los que se calcule el Precio Básico de Energía. Si la aplicación del procedimiento para determinar el nodo de referencia determinase nodos distintos para uno o más de los bloques horarios, se adoptará como nodo de referencia aquel correspondiente al bloque horario más representativo de la demanda media de energía.
El Precio Básico de Potencia, se asignará a aquel nodo para el que resulte el menor costo total de adicionar Potencia de Punta, para satisfacer el incremento de un kilovatio del Sistema Interconectado Nacional. Este nodo se denominará nodo de referencia para el Precio Básico de Potencia.

Artículo 17°.- (FACTORES DE PERDIDAS DE ENERGIA) Los Factores de Pérdidas de Energía, se calcularán para cada bloque horario para el que se calcule el Precio Básico de Energía y para el valor promedio del Precio Básico de Energía. Este último factor es igual al promedio de los factores de pérdidas de energía por bloque ponderados por la duración de cada bloque.
El cálculo de los Factores de Pérdida de Energía, se efectuará para aquél año dentro el periodo de proyección a que se refiere el inciso a) del articulo 49 de la Ley de Electricidad, en el que se verifiquen las condiciones más adaptadas económicamente del Sistema Troncal de Interconexión.

Artículo 18°.- (FORMULAS DE INDEXACION DE LOS PRECIOS DE NODO) Las fórmulas de indexación de Precios de Nodo de Potencia de Punta y del Precio de Nodo de Energía serán las siguientes:


Donde:

Artículo 19°.- (INFORME PRELIMINAR DE PRECIOS DE NODO) A más tardar hasta el 5 de abril y hasta el 5 de octubre de cada año, el Comité deberá presentar a la Superintendencia, un informe con la siguiente información mínima:

1. La proyección de la demanda de potencia y energía del Sistema Interconectado Nacional;
2. El programa de obras de generación y transmisión;
3. Los costos de combustibles, costos de racionamiento y otros costos variables de operación;
4. los contratos de importación y exportación de energía;
5. La secuencia de Costos Marginales de Corto Plazo de Energía Esperados;
6. Los Precios Básicos de Potencia de Punta y de Energía y los respectivos nodos de referencia;
7. Los factores de pérdida y peajes;
8. los valores resultantes para los Precios de Nodo de Potencia de Punta y de Energía; y,
9. Las fórmulas de indexación para los Precios de Nodo de Potencia de Punta y de Energía.

Artículo 20°.- (APROBACION Y PUBLICACION DE PRECIOS DE NODO) La Superintendencia revisará el informe técnico de precios de nodo, verificará que en su determinación se hayan seguido los procedimientos establecidos en la Ley de Electricidad y en el presente Reglamento, aprobará mediante Resolución y publicará los precios de nodo y sus fórmulas de indexación.
En caso que la Superintendencia verifique el incumplimiento de alguno de los mencionados procedimientos, devolverá los antecedentes al Comité a más tardar hasta el 15 de abril y hasta el 15 de octubre, para los Precios de Nodo que entran en vigencia en mayo y noviembre, respectivamente. El Comité resolverá el incumplimiento al procedimiento observado y enviará el informe técnico corregido de Precios de Nodo a la Superintendencia a más tardar hasta el 25 de abril y hasta el 25 de octubre, respectivamente, la que procederá a aprobar mediante Resolución y publicar los Precios de Nodo y sus fórmulas de indexación.

Artículo 21°.- (VIGENCIA DE LOS PRECIOS DE NODO) Los precios de nodo en los puntos del Sistema Troncal de Interconexión, en los que se efectúen transferencias de electricidad a los Distribuidores serán aprobados mediante Resolución y publicados semestralmente a más tardar el 28 de abril y el 28 de octubre de cada año y regirán a partir del 1º de mayo y de lº de noviembre, respectivamente.
Todos los costos que se utilicen en el cálculo de los precios de nodo, serán expresados a los niveles de precio vigentes en marzo y septiembre. Los precios de nodo correspondientes a los meses de mayo y noviembre, serán iguales a los precios de nodo ajustados con las fórmulas de indexación por las variaciones experimentadas en los meses de abril y octubre, respectivamente.

Artículo 22°.- (INFORMACION Y MODELOS) La información técnica, resultados obtenidos y todo otro antecedente que respalde el cálculo de los Precios de Nodo, serán entregados a la Superintendencia, y estarán accesibles para los agentes del Mercado y otros interesados previa solicitud escrita. Los modelos matemáticos; programas computacionales fuente y ejecutables; manuales y otras herramientas, actualizados utilizados en el cálculo de los precios de nodo, serán entregados a la Superintendencia y serán accesibles a los agentes del Mercado y otros interesados previo pago de los correspondientes derechos de uso, cuando los hubiese.

Capítulo III
Precios maximos de transmision

Artículo 23°.- (COSTO ANUAL DE TRANSMISION EN EL SISTEMA TRONCAL DE INTERCONEXION) El costo anual de la Transmisión en e¡ Sistema Troncal de Interconexión, se determina como la sumatoria del costo anual de inversión y los costos anuales de operación, mantenimiento y administración de un Sistema de Transmisión Económicamente Adaptado.

1. El costo anual de inversión, será igual a la anualidad de ¡a inversión de las instalaciones de transmisión correspondientes a un Sistema de Transmisión Económicamente Adaptado y será calculado multiplicando el indicado valor de la inversión por el factor de recuperación del capital obtenido con la tasa de actualización que establece la Ley de Electricidad y una vida útil de 30 años.
2. Los costos anuales de operación, mantenimiento y administración corresponderán como máximo al 2% de la inversión indicada en el inciso anterior. Este porcentaje podrá ser modificado en base a estudios que serán encargados por la Superintendencia a empresas consultoras especializadas.

Artículo 24°.- (REMUNERACIÓN MAXIMA POR EL USO DE LA TRANSMISION EN EL SISTEMA TRONCAL DE INTERCONEXION) La remuneración máxima que los Generadores conectados al Sistema Troncal de Interconexión abonarán por el uso de las correspondientes instalaciones de transmisión; se compone de un ingreso tarifario y de un peaje por transmisión.

1. El ingreso tarifario se calculará como la diferencia entre los retiros valorizados de energía y Potencia de Punta y las inyecciones valorizadas de energía y Potencia de Punta respectivamente; en los diferentes nodos del Sistema Troncal de Interconexión. Como inyección de Potencia de Punta en los nodos de Generadores se considerará la que resulte de despachar la potencia firme de las Centrales generadoras. Esta valorización se efectuará utilizando los costos marginales de corto plazo de energía y potencia utilizados por el Comité para determinar las transacciones entre los agentes en el Mercado Spot.
   Para los efectos de determinar el peaje a que se refiere el inciso b) del presente articulo, la valorización se efectuará utilizando los Costos Marginales de Corto Plazo de Energía y Potencia Esperados, determinados por el Comité en la programación de mediano plazo a que se refiere el Reglamento de Operación del Mercado Eléctrico de la Ley de Electricidad.
2. El peaje por transmisión, es la diferencia entre el costo anual de transmisión y el ingreso tarifario anual. Este peaje será pagado en mensualidades por cada Generador en proporción a su respectivo nivel de uso del Sistema Troncal de Interconexión.

Artículo 25°.- (USOS DEL SISTEMA TRONCAL DE INTERCONEXIÓN POR LOS GENERADORES) se distinguen dos modalidades de uso del Sistema Troncal de Interconexión:

1. El uso atribuible a los Generadores, está asociado al transporte de la producción de una determinada Central en el Sistema Troncal de Interconexión. Este transporte se produce desde el nodo de interconexión de la Central al Sistema Troncal de Interconexión hasta el nodo de referencia donde se ubica el Precio Básico de Energía. Este uso se determina según lo dispuesto en el artículo 26 del presente Reglamento.
2. El uso atribuible a los consumos asociado al transporte de la electricidad, desde el nodo de referencia donde se ubica el Precio Básico de Energía hasta determinado nodo de consumo en el Sistema Troncal de Interconexión. Este uso se determina según lo dispuesto en el artículo 27 del presente Reglamento.

Artículo 26°.- (IDENTIFICACION Y PAGO DEL USO ATRIBUIBLE A LOS GENERADORES) La identificación del uso atribuible a los Generadores se efectúa de acuerdo con el área de influencia de cada Central. Esta área de influencia comprende el conjunto de instalaciones del Sistema Troncal de Interconexión cuyo flujo de energía se incrementa cuando un aumento de la energía aportada por dicha Central, es compensado por un decremento de los aportes de la Central marginal ubicada en el nodo de referencia de aplicación del Precio Básico de Energía.
El pago del peaje correspondiente al uso atribuible a los Generadores, permite al propietario de la central comercializar su energía, en cada uno de los nodos comprendidos en el área de influencia y en cada uno de aquellos nodos desde los que existe un flujo predominante de energía medido anualmente hacia los nodos comprendidos en el área de influencia.
El peaje total en cada uno de los tramos que conforman el área de influencia de una Central, será pagado por todas las Centrales que tienen ese tramo como área de influencia común, en proporción a la potencia firme conectada por cada central al sistema eléctrico.

Artículo 27°.- (IDENTIFICACION Y PAGO DEL USO ATRIBUIBLE A LOS CONSUMOS) La identificación del uso atribuible a los consumos, se realiza de acuerdo con el área de influencia del consumo conectado a un determinado nodo. Esta área de influencia comprende el conjunto de instalaciones del Sistema Troncal de Interconexión, cuyo flujo de energía se incrementa cuando un aumento del consumo de energía en dicho nodo es compensado por un incremento de la energía producida por la Central marginal ubicada en el nodo de referencia de aplicación del Precio Básico de Energía.
El peaje total en cada uno de los tramos que conforman un área de influencia de consumo, se expresa por kilovatio de Potencia de Punta anual suministrada en los nodos, para cuyo abastecimiento se requiere el tránsito de potencia por el respectivo tramo, dando origen al peaje unitario de cada tramo, que será pagado por todos los Generadores que extraen energía para el Suministro a consumidores en dichos nodos.
Para cada nodo del Sistema Troncal de Interconexión, ubicado en un área de influencia de consumo, se calcula el peaje unitario total, correspondiente a la suma de los peajes unitarios de los tramos que conforman su área de influencia; el peaje unitario total de cada nodo será incluido en el Precio de Nodo de Potencia de Punta correspondiente.

Artículo 28°.- (DETERMINACION DE AREAS DE INFLUENCIA) Las áreas de influencia de los Generadores y de los consumos, serán determinadas por el Comité utilizando modelos matemáticos de flujos de potencia y/o modelos de despacho de energía multinodales, aprobados por la Superintendencia, mediante Resolución.

Artículo 29°.- (ESTUDIO PARA DETERMINAR LOS COSTOS DE TRANSMISION) Cada 4 años el Transmisor, encargará a una empresa consultora precalificada por la Superintendencia, el estudio para la determinación de los costos anuales de Transmisión de las instalaciones de los diferentes tramos que conforman el Sistema Troncal de Interconexión, en base a un Sistema de Transmisión Económicamente Adaptado. Dichos costos y sus fórmulas de indexación, para cada uno de los cuatro años del periodo del estudio, serán presentados a la Superintendencia acompañando los antecedentes que los respalden. La Superintendencia elaborará las bases técnicas del estudio, las cuales deberán ser cumplidas.
La Superintendencia revisará los valores presentados por el Transmisor y efectuará las observaciones que procedan. Cuando estas hayan sido absueltas a satisfacción de la Superintendencia por el Transmisor, a través del consultor, la Superintendencia aprobará mediante Resolución y publicará los costos de inversión y los costos de operación, mantenimiento y administración para el período de 4 años de vigencia, a más tardar el 31 de agosto del año que corresponda, comenzando a regir dichos valores el 1 de noviembre de ese año.
Los retiros de tramos de instalaciones de Transmisión del Sistema Troncal de Interconexión requerirán' la autorización del Comité, el mismo que deberá rebajar el costo anual de Transmisión y considerar la nueva topología de la red en el siguiente cálculo de peajes.
El costo anual de transmisión de aquellas instalaciones de ampliación y expansión de capacidad del Sistema Troncal de Interconexión, aprobadas por la Superintendencia a que se refiere el articulo 7 del presente Reglamento, será considerado por el Comité, junto con la nueva topología de la red en el cálculo de peajes.

Artículo 30°.- (FORMULA DE INDEXACION PARA EL PEAJE ATRIBUIBLE A LOS GENERADORES) La fórmula de indexación de los peajes por uso de instalaciones de Transmisión atribuibles a los Generadores a que hace referencia el artículo 26 del presente Reglamento es la siguiente:

Donde:

Artículo 31°.- (FORMULAS DE INDEXACION DEL COSTO DE INVERSIÓN Y DE LOS COSTOS DE OPERACION, MANTENIMIENTO Y ADMINISTRACION DEL SISTEMA TRONCAL DE INTERCONEXION) Las fórmulas de indexación del costo anual de inversión y de los costos anuales de operación, mantenimiento y administración del Sistema Troncal de Interconexión son las siguientes:


Donde:

Artículo 32°.- (CALCULO Y APROBACION DE PEAJES) Sobre la base del valor de los costos anuales de transmisión a que se refiere el artículo 23 del presente Reglamento, del ingreso tarifario esperado para el semestre siguiente, de la potencia firme conectada y de la demanda en los nodos, el Comité calculará los peajes por uso atribuible a los Generadores y a los consumos y los presentará para aprobación de la Superintendencia, junto con su fórmula de indexación, la cual se estructurará ponderando las fórmulas de indexación de los costos de inversión y de los costos de operación mantenimiento y administración a que se refiere el artículo anterior, de acuerdo con el porcentaje que representen cada uno de estos costos en el costo anual de Transmisión.
La aprobación de los peajes por la Superintendencia se efectuará mediante Resolución y se someterá a las mismas normas establecidas para la aprobación de los precios de nodo y entrará en vigencia en la misma oportunidad que éstos.

Artículo 33°.- (COSTO ANUAL DE TRANSMISION FUERA DEL SISTEMA TRONCAL DE INTERCONEXION) El costo anual de transmisión de las instalaciones de transformación y de transmisión que no pertenecen al Sistema Troncal de Interconexión, se determina como la suma de los costos anuales de inversión, los costos anuales de operación, mantenimiento y administración y, cuando corresponda, los costos anuales de las pérdidas de transmisión de un Sistema Económicamente Adaptado:

1. Los costos anuales de inversión, operación mantenimiento y administración se determinan de acuerdo a lo establecido en los incisos y b) del artículo 23 del presente Reglamento; y,
2. El costo anual de las pérdidas de transmisión y transformación, cuando corresponda, se determinará mediante factores de pérdidas representativos de las pérdidas medias de potencia y energía en instalaciones de transmisión económicamente adaptadas. Con dichos factores y con los precios de nodo de potencia y energía, se obtendrá el costo de las respectivas pérdidas.

Artículo 34°.- (USO DE LAS INSTALACIONES DE TRANSMISION NO PERTENECIENTES AL SISTEMA TRONCAL DE INTERCONEXION) Se distinguen dos usos de los tramos de las instalaciones de transmisión y transformación no pertenecientes al Sistema Troncal de Interconexión, atribuibles a los Generadores y a los consumos conectados a dichas instalaciones:

1. El uso atribuible a los Generadores, se establece cuando el flujo predominante de energía medido anualmente de energía se produce hacia el nodo del Sistema Troncal de Interconexión donde se conecta la instalación; y,
2. El uso atribuible a los consumos, se establece cuando el flujo predominante de energía medido anualmente de energía se produce desde el nodo del Sistema Troncal de Interconexión donde se conecta la instalación, hacia los puntos de conexión de los consumos.
   El uso de las instalaciones de transporte Ibera del Sistema Troncal de Interconexión, destinadas a transportar electricidad para exportación será convenido entre el exportador y el Transmisor. El uso de estas instalaciones por parte de otros agentes se regirá según las normas del presente Reglamento.

Artículo 35°.- (REMUNERACION MAXIMA POR EL USO DE LA TRANSMISION FUERA DEL SISTEMA TRONCAL DE INTERCONEXION) La remuneración anual por el uso de instalaciones de transmisión y transformación no pertenecientes al Sistema Troncal de Interconexión, corresponderá corno máximo al costo anual de transmisión definido en el artículo 33 del presente Reglamento y será pagada por los agentes a los que se atribuya su uso.
El uso de las instalaciones mencionadas en el presente articulo para conectar Centrales al Sistema Troncal de Interconexión, será pagado por Generadores por los tramos utilizados en proporción a la potencia firme de dichas Centrales.
El uso de las instalaciones mencionadas en el presente artículo para abastecer consumos, será incluido en los precios de suministro a los Distribuidores o Consumidores No Regulados, será pagado por los Generadores que efectúen el suministro, por los tramos utilizados en proporción a la Potencia de Punta retirada para dicho efecto.

Artículo 36°.- (ESTUDIO Y APROBACION DE PRECIOS POR EL USO DE INSTALACIONES DE TRANSMISION NO PERTENECIENTES AL SISTEMA TRONCAL DE INTERCONEXION) Cada cuatro años las empresas propietarias de instalaciones de transformación y transmisión no pertenecientes al Sistema Troncal de Interconexión, encargaran a una empresa consultora precalificada por la Superintendencia, el estudio para la determinación de los costos anuales de transmisión de los diferentes tramos que conforman sus instalaciones, en base a un Sistema de Transmisión Económicamente Adaptado. Dichos costos y sus fórmulas de indexación, para cada uno de los cuatro años del periodo del estudio, serán presentados a la Superintendencia acompañando los antecedentes que los respalden. La Superintendencia elaborará las bases técnicas del estudio, las cuales deberán ser estrictamente cumplidas.
La Superintendencia revisará los valores presentados por el transmisor y efectuará las observaciones que procedan. Cuando estas hayan sido absueltas a satisfacción de la Superintendencia, ésta aprobará mediante Resolución y publicará los costos de inversión y los costos de operación, mantenimiento y administración para el mantenimiento, a más tardar el 31 de agosto del año que corresponda, comenzando a regir dichos valores el 10 de noviembre de ese año. Las fórmulas de indexación serán iguales en estructura y condiciones de aplicación a las señaladas para el Sistema Troncal de Interconexión en el artículo 31 del presente Reglamento.
Los retiros de tramos de instalaciones de transmisión no pertenecientes al Sistema Troncal de Interconexión, requerirán la autorización mediante Resolución de la Superintendencia, la misma que deberá rebajar el costo de inversión y los costos de operación, mantenimiento y administración correspondientes de aquellos indicados en el segundo párrafo del presente articulo.
Las adiciones de instalaciones de Transmisión no pertenecientes al Sistema Troncal de Interconexión, serán autorizadas por la Superintendencia mediante Resolución, la misma que deberá adicionar el costo de inversión y los costos de operación, mantenimiento y administración correspondientes a los indicados en el segundo párrafo del presente articulo.
Semestralmente, el 31 de marzo y el 30 de septiembre, las empresas propietarias de instalaciones de transformación y transmisión no pertenecientes al Sistema Troncal de Interconexión, presentarán a la Superintendencia los precios y fórmulas de indexación por uso de estas instalaciones sobre la base de los costos anuales de transmisión mencionados en el segundo párrafo del presente artículo, y de los retiros y adiciones a que se refieren los párrafos tercero y cuarto del presente articulo; se acompañarán los antecedentes que respalden los valores presentados. La Superintendencia efectuará las observaciones que procedan, que serán absueltas por las empresas y aprobará mediante Resolución y publicará dichos precios en la misma oportunidad que los precios de nodo.

Artículo 37°.- (PRECIOS POR USO DE INSTALACIONES DE DISTRIBUIDORES) Los precios por el transporte de electricidad destinado a Consumidores No Regulados en instalaciones pertenecientes a Distribuidores, se regirán por lo establecido en el presente Reglamento para las instalaciones de transformación y transmisión ubicadas fuera del Sistema Troncal de Interconexión.

Capítulo IV
Precios maximos de distribucion

Artículo 38°.- (PRECIOS MAXIMOS DE DISTRIBUCION) Se calcularán los precios máximos de Distribución para cada nivel de tensión, los que estarán compuestos por las tarifas base y fórmulas de indexación. La tarifa base para cada nivel de tensión se compone de:

1. Cargo por Consumidor;
2. Cargo por Potencia de Punta;
3. Cargo por Potencia Fuera de Punta; y,
4. Cargo por Energía
   Las tarifas base serán indexadas mensualmente mediante la aplicación de fórmulas que reflejen tanto la variación de los costos de distribución como los incrementos de eficiencia operativa y que permitan el traspaso directo de variaciones en los costos de compras de energía e impuestos.

Artículo 39°.- (ESTRUCTURAS TARIFARIAS) La Superintendencia aprobará por Resolución para cada empresa de Distribución, opciones de estructuras tarifarias para las ventas a los Consumidores Regulados en la zona de su Concesión, aplicables a categorías de consumidores definidas en función de las características del suministro y del consumo de electricidad, en base a los cargos indicados en el articulo 38 del presente Reglamento o una combinación de ellos. La aplicación de las tarifas para cada categoría de consumidor a los consumos respectivos, deberá dar como resultado ingresos iguales a los que serían obtenidos por la aplicación de la tarifa base, a la totalidad de los consumos servidos en cada nivel de tensión.

Artículo 40°.- (PROYECCION DE LA DEMANDA) La proyección de la demanda de electricidad de los Consumidores ubicados en la zona de Concesión del Distribuidor y abastecidos por éste, se efectuará, para el período de cuatro anos, en forma desagregada por nivel de tensión y por tipo de consumidor; comprenderá los consumos de energía y demandas de potencia incluyendo factores de coincidencia, el número de consumidores y el consumo promedio.
Se verificará la correlación de la demanda de electricidad con los factores económicos y demográficos relevantes. Las variaciones significativas de las tasas de crecimiento deberán ser debidamente explicadas por el Distribuidor.
En base a las proyecciones de demanda, se efectuarán proyecciones de los balances de energía y potencia eléctrica que incluyan para cada nivel de tensión, los valores de compras, cantidades disponibles, pérdidas y ventas.

Artículo 41°.- (COSTOS DE SUMINISTRO) Los costos de suministro para el cálculo de las tarifas base y por cada nivel de tensión, serán aprobados por la Superintendencia mediante Resolución.
Los costos de suministro comprenden: compras de electricidad, costos de consumidores, impuestos, tasas, costos de operación, costos de mantenimiento, costos administrativos y generales, cuota anual de depreciación de activos tangibles, cuota anual de amortización de activos intangibles, gastos financieros y otros costos que tengan relación con el suministro y sean aprobados por la Superintendencia por Resolución, de acuerdo con el detalle siguiente:

1. Los costos de compras de electricidad se reflejarán directamente en las tarifas base, a través de los Precios de Nodo de Energía y Potencia de Punta de los nodos que abastecen al Distribuidor, a los que se adicionarán, cuando sea pertinente los precios por el uso de instalaciones de transformación y transmisión no pertenecientes al Sistema Troncal de Interconexión. Los precios así obtenidos se incrementarán en factores de pérdidas calculados en base a las pérdidas medias de energía y Potencia de Punta en la red de Distribución, respectivamente;
2. Los costos de consumidores comprenden: Supervisión, mano de obra, materiales y costos de las actividades de medición, facturación, cobranza, registro de clientes y otros relacionados con la comercialización de electricidad incluidos en el Sistema Uniforme de Cuentas a que hace referencia el articulo 47 de la Ley de Electricidad;
3. Los impuestos y tasas a considerar, serán aquellos que conforme a ley graven a la actividad de la Concesión;
4. Los costos de operación comprenden: Supervisión, ingeniería de operación, mano de obra, materiales, despacho de carga, operación de instalaciones, alquileres de instalaciones y otros relacionados con la operación de los bienes afectos a la Concesión e incluidos en el Sistema Uniforme de Cuentas a que hace referencia el artículo 47 de la Ley de Electricidad;
5. Los costos de mantenimiento comprenden: Supervisión, ingeniería de mantenimiento, mano de obra, materiales, mantenimiento de equipos, instalaciones, estructuras, edificios y otros relacionados con el mantenimiento de los bienes afectos a la Concesión e incluidos en el Sistema Uniforme de Cuentas a que hace referencia el articulo 47 de la Ley de Electricidad;
6. Los costos administrativos y generales comprenden: sueldos administrativos y generales incluyendo beneficios sociales, materiales, gastos de oficina, servicios externos contratados, seguros de propiedad, alquileres, gastos de regulación y fiscalización, mantenimiento de propiedad general y otros relacionados con la administración de la Concesión, incluidos en el Sistema Uniforme de Cuentas a que hace referencia el articulo 47 de la Ley de Electricidad;
7. La cuota anual de depreciación de los activos tangibles afectos a la Concesión se calculará aplicando las tasas de depreciación y procedimientos aprobados a este efecto por la Superintendencia mediante Resolución;
8. La cuota anual de amortización del activo intangible afecto a la Concesión, que se calculará en base a un plan de amortizaciones aprobado por la Superintendencia mediante Resolución; y,
9. Los costos financieros comprenden: Intereses y otros gastos financieros resultantes de préstamos contratados por el Titular para la expansión de las instalaciones de distribución en su zona de Concesión, con las limitaciones que disponga la Superintendencia de acuerdo con lo establecido en el artículo 54 de la Ley de Electricidad.

Artículo 42°.- (COSTOS NO RECONOCIDOS) No se reconocerán como costos de suministro, para el cálculo de las tarifas base: La parte de los costos financieros que exceda los limites dispuestos por la Superintendencia, las multas y sanciones aplicadas al Titular por incumplimiento o transgresión de disposiciones legales, los costos relacionados con las instalaciones de generación que posea el Distribuidor de acuerdo con el inciso d) del artículo 15 de la Ley de Electricidad y otros costos que a criterio de la Superintendencia, sean excesivos o no correspondan al ejercicio de la Concesión.

Artículo 43°.- (PROYECCION DE COSTOS) Los costos de suministro para el cálculo de las tarifas base, serán los valores promedio representativos de los costos proyectados para un período de cuatro años.
Las proyecciones de costos se determinarán a precios de la fecha en que se efectúe el estudio, CONSIDERANDO el crecimiento previsto de la demanda, los planes de expansión y los indicadores de operación e indicadores de costos unitarios definidos por la Superintendencia.
Los planes de expansión que incluyen los respectivos programas de inversión, serán presentados por el titular a la Superintendencia, la misma que verificará su consistencia y procederá a su aprobación mediante Resolución. El Titular deberá ejecutar las inversiones conforme al crecimiento de la demanda; cumpliendo los estándares de calidad aplicables a la actividad de Distribución y solo podrán ser modificados, con la aprobación de la Superintendencia, cuando se produzcan variaciones significativas en las proyecciones de la demanda.
Para las proyecciones de costos para el período de cuatro años, la Superintendencia establecerá un conjunto de indicadores que relacionen los costos con otros parámetros tales como: el valor de los activos, el número de consumidores, las ventas de energía, las longitudes de líneas y otros. Dichos indicadores señalarán niveles de eficiencia que contemplen el análisis del cumplimiento de los indicadores del período anterior y no podrán ser inferiores a los resultantes de la operación real de la empresa en dicho período.

Artículo 44°.- (COSTO DE DISTRIBUCION) El costo de Distribución para cada nivel de tensión será igual a la suma de los costos de: operación, mantenimiento, administrativos y generales, impuestos y tasas, cuota anual de depreciación, cuota anual de amortización y costos financieros, detallados en los incisos c) al i) del artículo 41 del presente Reglamento, más la utilidad determinada según lo dispuesto en el artículo 47 del presente Reglamento.

Artículo 45°.- (INGRESOS PREVISTOS) Los Ingresos Previstos, para cada nivel de tensión, incluirán Ingresos por Ventas y Otros Ingresos. Los Ingresos por Ventas serán los que resulten de la aplicación de las tarifas base a los consumos de energía y demandas de potencia de los Consumidores Regulados. Los otros ingresos corresponderán a los obtenidos por servicios de conexión y reconexión, transporte de electricidad, alquileres de inmuebles y equipos y aquellos que por cualquier otro concepto obtenga el Titular de los bienes afectos a la Concesión.
Cuando existan Consumidores No Regulados u otros Distribuidores para cuyo suministro se requiera utilizar las instalaciones del Distribuidor, el costo de dicho uso se considerará como parte de otros ingresos, aún cuando el suministro lo efectúe el propio Distribuidor.

Artículo 46°.- (PATRIMONIO AFECTO A LA CONCESION) El patrimonio afecto a la Concesión, será igual al valor del activo fijo neto más el capital de trabajo neto, menos el valor del pasivo de largo plazo asociado al activo fijo, de acuerdo a las siguientes normas:

1. El activo fijo neto se define como el valor de los activos tangibles en operación, incluyendo intereses durante la construcción, y el activo intangible destinados al ejercicio de la Concesión, menos el valor de los bienes retirados, menos el monto acumulado de las depreciaciones de los activos tangibles y menos el monto acumulado de las amortizaciones del activo intangible. El valor del activo intangible no será mayor al dos por ciento (2%) del valor del activo tangible. El activo fijo neto, no incluirá instalaciones de Generación que posea el Distribuidor de acuerdo con el inciso d) del artículo 15 de la Ley de Electricidad, ni instalaciones de alumbrado público;
2. El capital de trabajo neto será un monto suficiente para cubrir las necesidades de una operación normal y continua del sistema de Distribución, no superior a un doceavo de los ingresos anuales previstos; y,
3. El valor del pasivo de largo plazo es el saldo de la deuda a largo plazo contraída por el Titular para el financiamiento de bienes afectos al ejercicio de la Concesión que figuran en los incisos a) y b) del presente artículo.
   El patrimonio afecto a la Concesión se deteminará para cada nivel de tensión del cálculo de las tarifas base y será el valor promedio representativo de los valores proyectados para un período de cuatro años.

Artículo 47°.- (UTILIDAD) La utilidad para el cálculo de la Tarifa Base de Distribución, será obtenida multiplicando la tasa de retomo definida por la Superintendencia mediante Resolución, con aplicación de lo determinado en el articulo 54 de la Ley de Electricidad, por el valor del patrimonio afecto a la Concesión establecido en el articulo 46 del presente Reglamento.

Artículo 48°.- (PRECIOS DE ENERGIA Y POTENCIA A LA ENTRADA DE LA RED DISTRIBUCION DE MEDIA TENSION) Los precios de energía y de Potencia de Punta a la entrada de la red de Distribución de media tensión, serán los precios de energía y Potencia de Punta a nivel de subtransmisión y se calcularán adicionando a los Precios de Nodo del nodo del Sistema Troncal de interconexión que abastece a la red de Distribución, los costos de subtransmisión que incluyen, costos transformación y transmisión de instalaciones no pertenecientes al Sistema Troncal de Interconexión usadas para conducir la electricidad desde el nodo del Sistema Troncal de Interconexión hasta ¡a entrada de la red de Distribución. Se aplicarán las fórmulas siguientes:


Donde:

Artículo 49°.- (CALCULO Y APLICACION DE LAS TARIFAS BASE) Las tarifas base señaladas en el articulo 38 del presente Reglamento, para cada nivel de tensión y para su aplicación en períodos mensuales, se determinarán de la siguiente manera:

1. El Cargo de Consumidor
   Se calculará como la relación entre los costos de consumidores y el número promedio anual de Consumidores Regulados del Distribuidor, correspondientes al nivel de tensión respectivo. Este cargo se aplicará mensualmente a cada consumidor.
2. Cargo por Potencia de Media Tensión
   El cargo de potencia en el nivel de media tensión, está constituido por:
   1. Cargo por Potencia Fuera de Punta en media tensión, calculado como la relación entre los costos de Distribución, correspondientes al nivel de media tensión, dividido entre la sumatoria de demandas máximas individuales en la etapa de media tensión; se incluyen las demandas en la entrada a los transformadores de media a baja tensión;
   2. Cargo por Potencia de Punta en media tensión, es el precio de la Potencia de Punta de subtransmisión multiplicado por el factor de pérdidas medias de potencia correspondientes a media tensión, más el cargo por potencia fuera de punta, La fórmula de este cargo es la siguiente:
      
      Donde:

      CPMT	Cargo por Potencia de Punta en media tensión.
      PPST	Precio de Potencia de Punta en subtransmisión.
      FPPMT	Factor de pérdidas medias de Potencia de Punta en la red de media tensión;
      CFMT	Cargo por potencia filera de punta de media tensión.

      
      La aplicación de los conceptos expuestos anteriormente se resumen en la siguiente relación:
      
      Donde:

      IPMT	Ingresos por potencia en media tensión.
      PPMT	Potencia de Punta en media tensión. Es la potencia coincidente con la potencia máxima del Sistema Interconectado Nacional.
      PTMT	Potencia fuera de punta en media tensión. Es la sumatoria de demandas máximas individuales en la etapa de media tensión; se incluyen las demandas en la entrada a los transformadores de media a baja tensión.
      CFMT	Cargo por potencia fuera de punta de media tensión.

3. Cargo por Potencia en Baja Tensión
   El cargo de potencia en el nivel de baja tensión, está constituido por:
   1. Cargo por Potencia Fuera de Punta en baja tensión, calculado como la relación entre los Costos de Distribución, correspondientes al nivel de baja tensión, dividido entre la sumatoria de demandas máximas individuales en la etapa de baja tensión;
   2. Cargo por Potencia de Punta en baja tensión, es el cargo por Potencia de Punta de media tensión, multiplicado por el factor de pérdidas medias de potencia en baja tensión, mas el cargo por potencia filera de punta, correspondiente al nivel de baja tensión. la fórmula de este cargo es la siguiente:
      
      Donde:

      CPBT	Cargo por Potencia de Punta en baja tensión.
      CPMT	Cargo por Potencia de Punta en media tensión. CFBT Cargo por potencia filera de punta en baja tensión.
      FPPBT	Factor de pérdidas medias de potencia en la red de baja tensión;

      
      La aplicación de los conceptos expuestos anteriormente se resumen en la siguiente relación:
      
      Donde:

      IPBT	Ingresos por potencia en Baja Tensión
      PPBT	Potencia de Punta en baja tensión. Es la potencia coincidente con la potencia máxima del Sistema Interconectado Nacional.
      PFBT	Potencia fuera de punta en baja tensión. Es la sumatoria de demandas máximas individuales a nivel de baja tensión.
      CFBT	Es el cargo por potencia fuera de punta en baja tensión.

4. Cargo por Energía en los niveles de media y baja tensión
   El cargo por energía en media tensión es el precio de la energía a nivel de subtransmisión multiplicado por el factor de pérdidas medias de energía de media tensión. El cargo por energía en baja tensión es igual al cargo por energía en media tensión multiplicado por el factor de pérdidas medias de energía en baja tensión. Las fórmulas de estos cargos son las siguientes:
   
   
   Donde:

   CEMT	Cargo por energía en media tensión.
   CEBT	Cargo por energía en baja tensión.
   PEST	Precio de energía a nivel de subtransmisión.
   FPEMT	Factor de pérdidas medias de energía en media tensión.
   FPEBT	Factor de pérdidas medias de energía en baja tensión.

Artículo 50°.- (FACTORES DE PERDIDAS MEDIAS) El factor de pérdidas medias de energía para cada nivel de tensión se calculará como el valor inverso de la diferencia entre la unidad y el valor unitario de las pérdidas de energía correspondientes. La fórmula de cálculo es la siguiente:

Donde:

Artículo 51°.- (FORMULAS DE INDEXACION DE LAS TARIFAS BASE) Las fórmulas de indexación de los cargos componentes de las tarifas base de Distribución, serán las siguientes:

1. Para los cargos por consumidor:
   
   Donde:

   CC	Cargo por consumidor
   CC0	Cargo por consumidor base
   IPC	Indice de precios al consumidor del mes de la indexación correspondiente al segundo mes anterior a aquel en que la indexación tendrá efecto.
   IPC0	Indice de precios al consumidor base, correspondiente al segundo mes anterior al mes para el cual se establece el nivel de precios para el estudio de las tarifas de Distribución.
   Xcc	Indice de disminución mensual de los costos de consumidor
   n	Número del mes de la indexación respecto del mes base

2. La indexación de los cargos por Potencia de Punta descritos en los incisos y d) del artículo 49 del presente Reglamento, se realizará en sus dos componentes, e¡ primero correspondiente al producto del cargo de la Potencia de Punta a la entrada del nivel de tensión por el respectivo factor de pérdidas de ese nivel de tensión y el segundo, correspondiente al cargo por potencia fuera de punta del nivel de tensión considerado, de acuerdo a las siguiente expresiones:
   
   Donde:

   CPP	Primer componente del cargo por Potencia de Punta del nivel de tensión, correspondiente al mes de la indexación.
   CPP0	Primer componente del cargo por Potencia de Punta base del nivel de tensión.
   CPPE	Cargo por Potencia de Punta a la entrada del nivel de tensión correspondiente al mes de la indexación.
   CPPE0	Cargo por Potencia de Punta base a la entrada del nivel de tensión.
   Xpp	Indice mensual de reducción de pérdidas medias de potencia de punta del nivel de tensión.
   n	Número del mes de la indexación respecto del mes base.

   
   
   Donde:

   CFP	Cargo por potencia fuera de punta indexado del nivel de tensión.
   CFP0	Cargo por potencia fuera de punta base del nivel de tensión.
   IPC	Indice de precios al consumidor del mes de la indexación, correspondiente al segundo mes anterior a aquel en que la indexación tendrá efecto.
   IPC0	Indice de precios al consumidor base, correspondiente al segundo mes anterior al mes para el cual se establece el nivel de precios para el estudio de las tarifas de Distribución.
   Xcom	Indice de disminución mensual de los costos de operación y mantenimiento del nivel de tensión.
   Xcag	Indice de disminución mensual de los costos administrativos y generales del nivel de tensión.
   ZI	Indice de variación de los impuestos directos
   ZT	Indice de variación de las tasas
   pl	Participación de los costos de operación y mantenimiento en los costos de Distribución correspondientes al nivel de tensión considerado.
   p2	Participación de los costos administrativos y generales en los costos de Distribución correspondientes al nivel de tensión considerado.
   p3	Participación de los impuestos directos en los costos de Distribución correspondientes al nivel de tensión considerado.
   p4	Participación de las tasas en los costos de Distribución correspondientes al nivel de tensión considerado.
   n	Número del mes de la indexación respecto del mes base.

3. Para los cargos por energía:
   
   Donde:

   CE	Cargo por energía indexado del nivel de tensión.
   CE0	Cargo por energía base del nivel de tensión.
   CEE	Cargo por energía a la entrada del nivel de tensión correspondiente al mes de la indexación
   CCE0	Cargo por energía a la entrada del nivel de tensión base
   Xpe	Indice mensual de reducción de pérdidas de energía
   n	Número del mes de la indexación respecto del mes base

Artículo 52°.- (CARGOS POR CONEXION Y RECONEXION) Los cargos por conexión y reconexión, para cada categoría de consumidor, se calcularán como el costo de materiales fungibles, mano de obra, uso de equipo y transporte necesarios para conectar o reconectar a un consumidor ti pico a la red de Distribución. Dichos cargos serán aprobados por la Superintendencia mediante Resolución, juntamente con la aprobación de tarifas. El cargo por conexión será aplicado a todo nuevo consumidor que se conecte a la red de distribución, el cargo por reconexión será aplicado para la reposición del servicio, a todo consumidor que haya sancionado con el corte del suministro.

Artículo 53°.- (DEPOSITO DE GARANTIA) El depósito de garantía, para cada categoría de consumidor, se calculará como el monto equivalente a un tercio de la factura mensual promedio de un consumidor típico de su misma categoría, para su aplicación deberá ser aprobado por la Superintendencia. Todo nuevo consumidor cancelará el depósito de garantía el cual le será devuelto, cuando decida prescindir del servicio, al valor vigente en la fecha de desconexión, previo descuento de sus deudas pendientes y costos que hubiere ocasionado.

Artículo 54°.- (APROBACION DE TARIFAS) Las tarifas base de Distribución, sus fórmulas de indexación, las estructuras tarifarías determinadas en función de las tarifas base, los cargos por conexión y reconexión y los montos de los depósitos de garantía, serán aprobados cada cuatro años, entrarán en vigencia en el mes de noviembre del año que corresponda y tendrán vigencia por este período, salvo que se produjese una remisión extraordinaria de tarifas base, de acuerdo con lo previsto en el articulo 52 de la Ley de Electricidad.

Artículo 55°.- (MEDICION Y FACTURACIÓN) Mensualmente, el Distribuidor realizará la medición de todos los parámetros requeridos para la facturación de todos sus consumidores regulados y aplicará las estructuras tarifarías que correspondan para obtener el monto de facturación por venta de electricidad. A dicho monto se adicionarán los montos por tasas e impuestos de ley, no considerados en el cálculo de tarifas y relacionados directamente con el suministro, para obtener el monto total de facturación a incluir en la factura.
Las facturas se emitirán mensualmente e incluirán toda la información que determine la Superintendencia necesaria para su verificación y cancelación. No se incluirá en las facturas ningún cobro que no tenga relación directa con el suministro, excepto la tasa por alumbrado público y la tasa de aseo y recojo de basura que disponga la autoridad correspondiente en sujeción a las leyes vigentes.
Las Distribuidoras, en función a sus características comerciales propias, podrán solicitar la aprobación de la Superintendencia para efectuar la medición de los parámetros requeridos para su facturación en períodos mayores al establecido en el presente artículo.

Artículo 56°.- (ESTUDIOS TARIFARIOS) Nueve meses antes de la entrada en vigencia de las tarifas, la Superintendencia entregará a los Distribuidores los términos de referencia de los estudios que estos deberán encargar a empresas consultoras especializadas, precalificadas por la Superintendencia.
Tres meses antes de la entrada en vigencia de las nuevas tarifas, el Titular entregará a la Superintendencia el estudio tarifario que deberá incluir los cuadros tarifarios resultantes y las respectivas fórmulas de indexación, así como el respectivo informe de respaldo; la Superintendencia en el plazo de un mes aprobará o rechazará los estudios efectuados por los consultores, formulando fundamentadamente las observaciones que considere pertinentes.
El Titular, a través de las empresas consultoras, analizará las observaciones, efectuará las correcciones a las tarifas y sus fórmulas de indexación, y enviará el estudio corregido a la Superintendencia en el plazo de quince días de recibidas las observaciones. De persistir discrepancias entre la Superintendencia y el Titular, la Superintendencia contratará un consultor de entre los registrados en la Superintendencia, para que entregue una opinión definitiva sobre los puntos discutidos, la cual será incorporada por la Superintendencia en el estudio para obtener las tarifas definitivas.

Capítulo V
Precios maximos de los sistemas aislados

Artículo 57°.- (SISTEMAS AISLADOS NO INTEGRADOS VERTICALMENTE) En los Sistemas Aislados en los que las actividades de la Industria Eléctrica no se desarrollen integradamente y/o en los Sistemas Aislados en los que la actividad de la generación sea desarrollada por más de un Generador, los precios de la electricidad, se establecerán siguiendo los lineamientos estipulados por el presente Reglamento para determinar los precios de la electricidad en el Sistema Interconectado Nacional.
En consideración a las características propias de la operación del respectivo Sistema Aislado y aplicando en todo aquello que sea posible los lineamientos correspondientes estipulados para el Sistema Interconectado Nacional, la Superintendencia emitirá mediante Resolución Administrativa los procedimientos a seguir, para:

1. La conformación del respectivo Comité Regional de Despacho de Carga, sus funciones y organización;
2. La operación óptima de las instalaciones de generación y transmisión;
3. La administración por parte del Comité Regional de Despacho de Carga del mercado de transacciones de compra venta de electricidad entre los agentes del Sistema Aislado;
4. El cálculo por parte del Comité Regional de Despacho de Carga, de los precios máximos para el suministro de Generadores a Distribuidores;
5. La contratación para el suministro de electricidad de los Generadores, por parte de los Distribuidores; y,

Capítulo VI
Recurso de revocatoria y jerarquico

Artículo 60°.- (RECURRIBILIDAD Y RECURSOS) Las Resoluciones del Superintendente; serán recurribles mediante impugnación de la parte perjudicada, salvo que el presente Reglamento establezca para algún caso, que es definitiva. Las Resoluciones del Superintendente podrán impugnarse mediante los recursos de revocatoria ante el mismo Superintendente y el jerárquico ante el Superintendente General

Artículo 61°.- (NOTIFICACIONES Y COMPUTO DE PLAZOS) Las notificaciones con las Resoluciones que expida la Superintendencia, deberán practicarse dentro de las 72 horas siguientes. Las notificaciones se podrán practicar personalmente o mediante carta notariada dirigida al domicilio que el interesado hubiere indicado en su primera presentación o comparencia, entregándose o remitiéndose en su caso, copia de la Resolución.
Los plazos procesales establecidos en el presente Reglamento comenzaran a correr desde el día siguiente de la notificación con la Resolución respectiva. Los plazos transcurren ininterrumpidamente y vencerán el último momento del día hábil respectivo. En el caso de publicaciones en periódicos de circulación nacional los plazos se computan a partir del día siguiente de la fecha de la última publicación.

Artículo 62°.- (PLAZO Y FORMA) El recurso de revocatoria se interpondrá y fundamentará por escrito ante el Superintendente dentro de los cinco días siguientes al de la notificación, demostrando razonablemente haber sido perjudicado en sus intereses y derechos legítimos.

Artículo 63°.- (TRAMITE Y RESOLUCION) El Superintendente podrá, según los casos:

1. Resolver sin trámites el recurso, confirmado, modificando o dejando sin efecto la Resolución recurrida;
2. Correr en traslado a la otra parte, si corresponde, la cual deberá contestar dentro del plazo de tres Días;
3. Abrir un término de prueba de 10 Días, cuando la Resolución por dictarse dependiera de hechos controvertidos; y,
4. Vencido del plazo probatorio, o cuando no se hubiera abierto dicho plazo el Superintendente dentro del plazo de diez días pronunciará Resolución.

Artículo 64°.- (PROCEDENCIA DEL RECURSO JERARQUICO) Procederá el recurso jerárquico en favor de cualquier persona natural o jurídica que considere haber sido perjudicada por la Resolución de negatoria de recurso de revocatoria.

Artículo 65°.- (PLAZO, FORMA Y ANTECEDENTES) El recurso jerárquico se interpondrá y fundamentará por escrito ante el Superintendente dentro de los 10 días siguientes al de la notificación. Recibido el recurso, el Superintendente concederá el recurso jerárquico disponiendo el envío de los antecedentes al Superintendente General.
Para remitir lo obrado al Superintendente General, el Superintendente dispondrá que de la Resolución impugnada y sus antecedentes se obtenga un juego de fotocopias legibles que deberán ser legalizadas y numeradas.

Artículo 66°.- (REMISION) La remisión de los antecedentes se hará dentro de las setenta y dos horas de la última notificación. La remisión se tendrá por cumplida con la entrega de los antecedentes y la nota de atención, a la oficina de recepción de correspondencia de la Superintendencia General.

Artículo 67°.- (TRANSITORIEDAD) El presente capítulo es de carácter transitorio en tanto se apruebe la reglamentación de la Ley del SIRESE.

Capítulo VII
Disposiciones finales y transitorias

Artículo 68°.- (ADECUACIONES TARIFARIAS) A objeto de facilitar la adecuación tarifaria, a partir de lo establecido en el Título V del Código de Electricidad, hasta alcanzar lo establecido en el Título V de la Ley de Electricidad y el presente Reglamento, la Superintendencia establecerá mediante Resolución Administrativa, los procedimientos a aplicar para la determinación de los precios sujetos a regulación que por necesitar estudios especializados de consultoría u otro tipo de requerimientos no disponibles al presente, no hagan viable la aplicación inmediata de las disposiciones correspondientes de la Ley de Electricidad y el presente Reglamento.

Artículo 69°.- (ESTUDIOS DE DISTRIBUCION) En un plazo de seis meses a partir de la vigencia de la Ley de Electricidad y del presente Reglamento, la Superintendencia establecerá los términos de referencia para la realización de los primeros estudios de tarifas de Distribución, que tomen en cuenta las restricciones impuestas por la necesidad de adoptar un esquema transitorio para la aplicación plena de las disposiciones correspondientes de la Ley de Electricidad y sus Reglamentos.

Ficha Técnica (DCMI)

Enlaces con otros documentos

Abrogada por

[BO-DS-26094] Bolivia: Decreto Supremo Nº 26094, 2 de marzo de 2001

Reglamento de precios y tarifas de la ley de electricidad

Véase también

[BO-L-1604] Bolivia: Ley de Electricidad, 21 de diciembre de 1994

Ley de Electricidad

[BO-RE-DS24043A] Bolivia: Reglamento de Operación del Mercado Eléctrico Mayorista, 28 de junio de 1995

Reglamento de operación del mercado eléctrico

[BO-DS-24043] Bolivia: Decreto Supremo Nº 24043, 28 de junio de 1995

Apruébase los siguientes reglamentos a la Ley Nº 1604 Ley de Electricidad.

Referencias a esta norma

[BO-DS-24775] Bolivia: Decreto Supremo Nº 24775, 31 de julio de 1997

Se modifica el artículo 81 del Reglamento de Operación del Mercado Eléctrico de la Ley 1604 de 21 /12/ 1994 (Ley de Electricidad).

[BO-DS-25563] Bolivia: Decreto Supremo Nº 25563, 29 de octubre de 1999

Se sustituye el artículo 27 del Reglamento de Precios y Tarifas aprobado mediante Decreto Supremo N° 24043 de 28 /06/ 1995.

[BO-DS-25592] Bolivia: Decreto Supremo Nº 25592, 19 de noviembre de 1999

Modíficase el Reglamento de Precios y Tarifas de la Ley Nº 1604 del 21 /12/ 1994 de electricidad, aprobado mediante Decreto Supremo Nº 24403 de 28 /06/ 1995.

[BO-DS-26094] Bolivia: Decreto Supremo Nº 26094, 2 de marzo de 2001

Reglamento de precios y tarifas de la ley de electricidad

Nota importante

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