informe anual 1994/1995 - ariae.org

Informe Anual 1994/1995

Presidente

Ing. Carlos Alberto Mattausch

Vicepresidente

Lic. Alberto Enrique Devoto

Directores

Ing. Juan Carlos Derobertis

Ing. Ricardo Martínez Leone

Dr. Marcos Rebasa

ENTE NAENTE NAENTE NAENTE NAENTE NACIONAL REGULADOR DE LA ELECTRICIDCIONAL REGULADOR DE LA ELECTRICIDCIONAL REGULADOR DE LA ELECTRICIDCIONAL REGULADOR DE LA ELECTRICIDCIONAL REGULADOR DE LA ELECTRICIDADADADADAD

LA CALIDLA CALIDLA CALIDLA CALIDLA CALIDAD Y EL PRECIO DEL SERVICIO ELECTRICOAD Y EL PRECIO DEL SERVICIO ELECTRICOAD Y EL PRECIO DEL SERVICIO ELECTRICOAD Y EL PRECIO DEL SERVICIO ELECTRICOAD Y EL PRECIO DEL SERVICIO ELECTRICO

AAAAAUDIENCIAS PUBLICASUDIENCIAS PUBLICASUDIENCIAS PUBLICASUDIENCIAS PUBLICASUDIENCIAS PUBLICAS

VVVVVOLOLOLOLOLUMEN IUMEN IUMEN IUMEN IUMEN I

IndiceIndiceIndiceIndiceIndice

Introducción

Capítulo 1.

Capítulo 2. LA RELALA RELALA RELALA RELALA RELACION ENTRE LA CALIDCION ENTRE LA CALIDCION ENTRE LA CALIDCION ENTRE LA CALIDCION ENTRE LA CALIDAD Y LA REMUNERAAD Y LA REMUNERAAD Y LA REMUNERAAD Y LA REMUNERAAD Y LA REMUNERACIONCIONCIONCIONCIONEN EL TRANSPORTEEN EL TRANSPORTEEN EL TRANSPORTEEN EL TRANSPORTEEN EL TRANSPORTE

Capítulo 3. TTTTTARIFARIFARIFARIFARIFAS Y CALIDAS Y CALIDAS Y CALIDAS Y CALIDAS Y CALIDAD DEL SERVICIO EN EL SEGMENTAD DEL SERVICIO EN EL SEGMENTAD DEL SERVICIO EN EL SEGMENTAD DEL SERVICIO EN EL SEGMENTAD DEL SERVICIO EN EL SEGMENTO DEO DEO DEO DEO DELA DISTRIBUCIONLA DISTRIBUCIONLA DISTRIBUCIONLA DISTRIBUCIONLA DISTRIBUCION

Capítulo 4. LA PROLA PROLA PROLA PROLA PROTECCION AL USUTECCION AL USUTECCION AL USUTECCION AL USUTECCION AL USUARIOARIOARIOARIOARIO

Capítulo 5.

Capítulo 6. SEGUIMIENTSEGUIMIENTSEGUIMIENTSEGUIMIENTSEGUIMIENTO Y CONTROL DE TENENCIAS AO Y CONTROL DE TENENCIAS AO Y CONTROL DE TENENCIAS AO Y CONTROL DE TENENCIAS AO Y CONTROL DE TENENCIAS ACCIONARIASCCIONARIASCCIONARIASCCIONARIASCCIONARIAS

Capítulo 7. EL CONTROL AMBIENTEL CONTROL AMBIENTEL CONTROL AMBIENTEL CONTROL AMBIENTEL CONTROL AMBIENTALALALALAL

Capítulo 8. SEMINARIOS Y JORNADSEMINARIOS Y JORNADSEMINARIOS Y JORNADSEMINARIOS Y JORNADSEMINARIOS Y JORNADASASASASAS

Capítulo 9. LA GESTION ADMINISTRALA GESTION ADMINISTRALA GESTION ADMINISTRALA GESTION ADMINISTRALA GESTION ADMINISTRATIVTIVTIVTIVTIVAAAAA

Capítulo 10. CONCLCONCLCONCLCONCLCONCLUSIONESUSIONESUSIONESUSIONESUSIONES

VVVVVOLOLOLOLOLUMEN IIUMEN IIUMEN IIUMEN IIUMEN II

ANEXANEXANEXANEXANEXO 16 PO 16 PO 16 PO 16 PO 16 Procedimientos CAMMESArocedimientos CAMMESArocedimientos CAMMESArocedimientos CAMMESArocedimientos CAMMESA

MARCO REGULAMARCO REGULAMARCO REGULAMARCO REGULAMARCO REGULATTTTTORIOORIOORIOORIOORIO

LLLLLey Nº 24.065ey Nº 24.065ey Nº 24.065ey Nº 24.065ey Nº 24.065

Subanexo 4 - Contato de ConcesiónSubanexo 4 - Contato de ConcesiónSubanexo 4 - Contato de ConcesiónSubanexo 4 - Contato de ConcesiónSubanexo 4 - Contato de Concesión

Reglamento de SuministroReglamento de SuministroReglamento de SuministroReglamento de SuministroReglamento de Suministro

TRANSPORTETRANSPORTETRANSPORTETRANSPORTETRANSPORTE

Resoluciones ENREesoluciones ENREesoluciones ENREesoluciones ENREesoluciones ENRE

Resoluciones SResoluciones SResoluciones SResoluciones SResoluciones S.E.E.E.E.E.....

Reglamento de Conexión y uso del sistema de TReglamento de Conexión y uso del sistema de TReglamento de Conexión y uso del sistema de TReglamento de Conexión y uso del sistema de TReglamento de Conexión y uso del sistema de Transporte de Energía Eléctrica -ransporte de Energía Eléctrica -ransporte de Energía Eléctrica -ransporte de Energía Eléctrica -ransporte de Energía Eléctrica -

Anexo 2. SANCIONES CALIDSANCIONES CALIDSANCIONES CALIDSANCIONES CALIDSANCIONES CALIDAD DE SERVICIOAD DE SERVICIOAD DE SERVICIOAD DE SERVICIOAD DE SERVICIOResoluciones ENREResoluciones ENREResoluciones ENREResoluciones ENREResoluciones ENRE

Anexo 1.

Anexo 3. TTTTTARIFARIFARIFARIFARIFASASASASASResoluciones ENREResoluciones ENREResoluciones ENREResoluciones ENREResoluciones ENRE

Anexo 4. PROPROPROPROPROTECCION AL USUTECCION AL USUTECCION AL USUTECCION AL USUTECCION AL USUARIOARIOARIOARIOARIOResoluciones ENREResoluciones ENREResoluciones ENREResoluciones ENREResoluciones ENRE

Anexo 5. CONTROL AMBIENTCONTROL AMBIENTCONTROL AMBIENTCONTROL AMBIENTCONTROL AMBIENTALALALALALResoluciones ENREResoluciones ENREResoluciones ENREResoluciones ENREResoluciones ENRE


Introducción

introducción

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Este segundo informe que produce el ENRE sobre el desenvolvimiento del mercadoeléctrico argentino sujeto a su jurisdicción - la producción y transporte de energíaeléctrica en todo el país y el segmento de la distribución en las áreas concesionadasa EDENOR S.A., EDESUR S.A. y EDELAP S.A. - abarca el período que va desdeel mes de setiembre de 1994, hasta el 31 de diciembre de 1995. Se ha consideradonecesario realizar esta periodización para que los próximos informes comprendanel año calendario, permitiendo que el relato guarde concordancia con las seriesestadísticas que lo sustentan, ya que las mismas comprenden generalmente losperíodos anuales de enero a diciembre.

El presente informe está destinado al Poder Ejecutivo y al Congreso de la Nación,así como a dar publicidad a las decisiones del Directorio del ENRE, en cumplimientode las obligaciones puntuales encomendadas por el Marco Regulatorio a esteOrganismo.

Como es sabido, en el proceso de su reforma, el estado argentino ha transferido alrol empresario la producción de bienes y servicios, pero ha conservado y redefinidolas funciones regulatorias en los servicios públicos privatizados. Así también, elestado es responsable de asegurar a la sociedad una información confiable en todolo que concierne al interés público.

En lo que respecta al mercado eléctrico, su transformación y privatización tuvopor objeto mejorar la calidad de vida de la población y el ENRE fue creado, entreotros objetivos, para «proteger adecuadamente los derechos de los usuarios». Porello, el interés del usuario constituye una perspectiva focal desde la cual el Directorioaborda la presentación de este informe.

De acuerdo a lo establecido en el Artículo 1° de la Ley 24.065, se hará referencia alos servicios públicos de transporte y distribución y a su generación, caracterizadacomo una actividad de interés general destinada a abastecerlos y afectada a los mismos.

IntroducciónIntroducciónIntroducciónIntroducciónIntroducción

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introducción

Alrededor del tema se plantean variadas cuestiones, ligadas tanto a la adecuadaregulación de la calidad y la tarifa del servicio eléctrico, como a la función quecumple específicamente el ENRE para proteger al usuario. En este sentido, losprimeros mensajes del Directorio del ENRE a la sociedad se relacionaron con lamanera más eficaz de proteger el interés público, es decir, vigilar el desempeño decada uno de los sectores que conforman la industria eléctrica y, particularmente,aquellas situaciones en las que los usuarios no están en condiciones de advertir, deinmediato, los comportamientos que pueden resultar lesivos a sus intereses.

Las circunstancias especiales que recuerdan a cada habitante del país su condiciónsingular de usuario del servicio eléctrico, son de dos tipos: aquéllas que se dan en elmomento de tener que pagar la factura por su consumo y cuando se producenanormalidades en la calidad del suministro. Es decir que la calidad y el precioconstituyen los señalamientos de su condición de usuario. Este tema se desarrollaen el Capítulo 1 del presente informe, mientras que la relación específica de lacalidad y las tarifas con los segmentos del transporte y la distribución, se planteaen los Capítulos 2 y 3 .

La nueva realidad generada por las privatizaciones ha marcado la necesidad de crearuna estructura jurídico-institucional de regulación y control de los servicios públicosesenciales. A esta problemática, vista específicamente desde el sector eléctrico, sehace referencia en el Capítulo 4, dedicado a la protección del usuario. La creaciónde la instancia participativa que implica la Audiencia Pública y los diversos temastratados en las realizadas durante el período de este informe, se desarrolla en elCapítulo 5.

El proceso de privatización del sector condujo a establecer normas que regulan lastenencias accionarias de las nuevas unidades de negocios. Las medidas tomadassobre el particular y la tarea a realizar, están planteadas en el Capítulo 6. El Capítulo7 por su parte, da cuenta de la acción regulatoria del ENRE sobre los aspectosambientales.

En el Capítulo 8 se desarrollan los Seminarios y Jornadas técnicas realizadas duranteeste período, y el Capítulo 9 describe la gestión administrativa del ENRE. El informese cierra con las Conclusiones formuladas en el Capítulo 10.

Finalmente, cabe señalar que si bien el análisis del informe se centra en los temascitados, el Directorio del Ente también viene haciendo acopio de estudios y análisis

introducción

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destinados a sustentar las decisiones que oportunamente le corresponderá adoptaren relación con los siguientes temas: la autarquía del ENRE y sus alcances; lajurisdicción del ENRE en materia de Grandes Usuarios y la Función Técnica delTransporte realizada por distribuidoras provinciales; el conflicto jurisdiccional conorganismos de la Pcia. de Buenos Aires; la competencia del ENRE con la Secretaríade Energía; la relación del ENRE con el Defensor del Pueblo y la jurisdicciónfederal del ENRE en la Ciudad de Buenos Aires.

Capítulo 1.LA CALIDLA CALIDLA CALIDLA CALIDLA CALIDAD Y EL PRECIO DEL SERVICIO ELECTRICOAD Y EL PRECIO DEL SERVICIO ELECTRICOAD Y EL PRECIO DEL SERVICIO ELECTRICOAD Y EL PRECIO DEL SERVICIO ELECTRICOAD Y EL PRECIO DEL SERVICIO ELECTRICO

551 La compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico Sociedad Anónima (CAMMESA) fue creada por decreto

Nº 1.192 del 10 de julio de 1992 y concebida como una entidad privada de propósito público.Principales funciones asignadas a CAMMESA.1. Ejecutar el despacho técnico del Sistema Argentino de Interconexión de acuerdo a lo previsto en la ley 24.065 y susnormas complementarias y reglamentarias, propendiendo a maximizar la seguridad y calidad del suministro yminimizar los precios mayoristas en el mercado horario de la energía (mercado spot).2. Administrar el Mercado Eléctrico Mayorista asegurando transparencia por medio de la participación de todos los

LLLLLa formación de los preciosa formación de los preciosa formación de los preciosa formación de los preciosa formación de los precios

Corresponde efectuar una aproximación al proceso de formación de los precios dela electricidad , recordando que las actividades del transporte y la distribución estánsujetas a controles tarifarios y de calidad y, en el caso de la distribución, que éstatiene la obligación de abastecer la totalidad de la demanda que le sea requerida. Laregulación debe establecer metodologías apropiadas que aseguren tarifas justas yrazonables. La responsabilidad de su cumplimiento está encomendada al ENRE.

El principio orientador de la legislación es el de la racionalidad económica y, dentrode ella, el de procurar la eficiencia en la asignación de los recursos. Se introduce lacompetencia como factor de desarrollo en el segmento de generación, y se estableceun mercado calificado de interés general, definido como actividad propia de lainiciativa privada, con múltiples operadores que compiten entre sí.

Dado que la demanda de electricidad representa la valoración de la utilidad que leadjudica la sociedad, el precio de mercado - emergente de la igualación de la ofertay la demanda - constituye una señal válida, tanto de la escasez como de la utilidaddel recurso. A través de este mecanismo para determinar los precios se propugnaimplícitamente, el uso racional del recurso.

La necesidad de igualar oferta con demanda en forma instantánea, determina que sedeba operar con un despacho centralizado, lo que ha requerido la creación de unadministrador del mercado mayorista, la Compañía Administradora del MercadoMayorista Eléctrico Sociedad Anónima (CAMMESA)1, que es la responsable delOrganismo Encargado del Despacho (OED).

En tal sentido, se persigue alcanzar tanto una real transparencia en la formación delos precios y en las distintas etapas de la industria eléctrica, como la posibilidad deacceso directo de los usuarios al Mercado Eléctrico Mayorista (MEM). Por un lado,se tiende a que las tarifas finales de las distribuidoras reflejen las señales de abundanciao escasez que surgen de los precios del MEM; por otra parte, se propicia establecer

Capítulo 1.Capítulo 1.Capítulo 1.Capítulo 1.Capítulo 1. LA CALIDLA CALIDLA CALIDLA CALIDLA CALIDAD Y EL PRECIO DEL SERVICIO ELECTRICOAD Y EL PRECIO DEL SERVICIO ELECTRICOAD Y EL PRECIO DEL SERVICIO ELECTRICOAD Y EL PRECIO DEL SERVICIO ELECTRICOAD Y EL PRECIO DEL SERVICIO ELECTRICO

capítulo uno LA CALIDAD Y EL PRECIO DEL SERVICIO ELECTRICO

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involucrados y objetividad en una gestión ajustada a las reglamentaciones emanadas de la Secretaría de Energía.La integración del Directorio de CAMMESA con representantes de todos los actores del mercado (generadores,transportistas, distribuidores y grandes usuarios) y el Estado Nacional, asegura equidad en la toma de decisiones,superando coyunturales intereses sectoriales, privilegiando el interés común, sin necesidad hasta el presente, de activar lafacultad de veto con que cuenta el Estado nacional como titular de las acciones de clase "A".

el vínculo directo entre el MEM y aquellos usuarios que, por la cuantía de sudemanda, hacen que resulte económica y administrativamente racional encararunitariamente las obligaciones de medición y comportamiento propio de dichovínculo. Y, finalmente, se promueve la formación de un mercado a término,mediante contratos libremente pactados entre la oferta y la demanda, en la que seadmiten incluso usuarios con demandas de 100 Kw en más.

Se tiende a la mayor equidad posible entre los usuarios del servicio eléctrico,procurando que cada una de las categorías tarifarias afronte los costos propios de laprestación que recibe. En este sentido, se proscriben los subsidios cruzados, asícomo la discriminación de precios en la fijación de las tarifas, excepto que el Ente loconsidere razonable. Y también se previenen eventuales distorsiones monopólicaso prácticas colusivas, que impidan la competencia o impliquen abusos de unaposición dominante en el mercado.

Todos los criterios mencionados están desarrollados en el Marco RegulatorioEléctrico, pero su cumplimiento en un mercado imperfecto no es automático,requiriendo por lo tanto de la acción regulatoria permanente y eficaz del ENRE,llamado a asegurar la prevalencia del interés público en la prestación de un servicioesencial.

La transformación del sector eléctrico, introdujo la competencia en el segmento dela producción de energía, y ello permitió que se alcanzara una fuerte disminuciónen los precios, con una oferta que satisface ampliamente la demanda , además deuna calidad adecuada que se ajusta a las exigencias establecidas por los Contratos deConcesión. En este tramo, es la competencia la que regula con eficacia elcomportamiento del mercado, mientras que el ENRE debe garantizar sufuncionamiento, evitando conductas lesivas a los objetivos antes mencionados.

Los actores privados incorporados al mercado eléctrico aceptaron las reglas de juegointroducidas, multiplicando las inversiones en generación térmica, las que estánexcediendo la demanda actual. El resultado de estas incorporaciones puede verse enlas siguientes expresiones numéricas: hace apenas tres años el consumo específicomedio para las máquinas del parque térmico era de 2.800 k/caloría por kW/horagenerado, mientras que los grupos en construcción que serán puestos enfuncionamiento durante 1996, tienen un consumo específico de 1.700 k/caloríapor kW/hora, lo que significa que la competencia aumenta la productividad de laoferta eléctrica de una manera impactante.

77777

LA CALIDAD Y EL PRECIO DEL SERVICIO ELECTRICO capítulo uno

Esta evolución satisfactoria del MEM, corrobora que una regulación eficaz, esto es,que proteja adecuadamente los derechos de los usuarios, debe comenzar por elsegmento de la producción. Para ello, debe monitorear el proceso de formación delos precios, cuidando igualmente el cumplimiento por todos los actores, de lasnormas de competitividad, confiabilidad, igualdad, libre acceso, no discriminacióny uso generalizado de los servicios e instalaciones.

LLLLLa diversidad de precios en el MEMa diversidad de precios en el MEMa diversidad de precios en el MEMa diversidad de precios en el MEMa diversidad de precios en el MEM

Como se sabe, hay distintos precios en la comercialización de la energía en el MEM- spot, estacional, contractual - y por lo tanto, cabe preguntarse cuáles son las señalesque permiten detectar el comportamiento irregular de los mismos. En el sistemainglés, el acuerdo de dos generadores en algún momento permitió elevar los precios,pero ello fue posible porque sólo eran tres las empresas productoras. Cabe señalarque el Marco Regulatorio argentino estableció mecanismos adicionales queresguardan la vigencia de una plena competencia, asegurando una oferta más ampliaque torna muy dificultosa la colusión entre los productores.

Puede afirmarse entonces, que especular con la oferta en el mercado de producciónno es fácil. Ahora bien, para disuadir cualquier propósito colusivo, es necesario queel ENRE vigile el cumplimiento de los objetivos establecidos en el MarcoRegulatorio, en el sentido que una oferta «verdadera» mantenga la efectivacompetencia en este segmento de la industria. Por otra parte, la frecuencia con laque se alude a los beneficios de una eventual «autoregulación», demuestra que elmecanismo regulatorio adoptado permitió, además, la superación de los gravesproblemas coyunturales de abastecimiento que padeció la industria al finalizar ladécada de los 80.

LLLLLa evolución de los preciosa evolución de los preciosa evolución de los preciosa evolución de los preciosa evolución de los precios

Los cuadros y gráficos estadísticos que siguen, confirman que el mercado eléctricomayorista está amplia y diversificadamente ofertado. Ello ha impulsado rebajassustanciales en el precio de la energía eléctrica, generada desde la transformación yprivatización del mercado.


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Generación Bruta del SIN 1995Generación Bruta del SIN 1995Generación Bruta del SIN 1995Generación Bruta del SIN 1995Generación Bruta del SIN 1995

Capacidad Instalada 1995 MEM + MEMSPCapacidad Instalada 1995 MEM + MEMSPCapacidad Instalada 1995 MEM + MEMSPCapacidad Instalada 1995 MEM + MEMSPCapacidad Instalada 1995 MEM + MEMSP

PPPPPotencia Máxima 1995 en el MEMotencia Máxima 1995 en el MEMotencia Máxima 1995 en el MEMotencia Máxima 1995 en el MEMotencia Máxima 1995 en el MEM

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HIDRO.8123 M W

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T. GAS2938 M W17%

C. COM B.144 M W1%

T. VAPOR4867 M W28%

NUCLEAR1005 M W6%

AUTOPROD.779 GW h1%

TERM ICA27220 GW h

44%

IM PORTAC.309 GW h1%

NUCLEAR7118 GW h

12%

RIO GRANDE364 GW h

1%

HIDRO.24852 GW h

41%

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Demanda 1995 en el MEMDemanda 1995 en el MEMDemanda 1995 en el MEMDemanda 1995 en el MEMDemanda 1995 en el MEMen

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La evolución en baja de los precios mayoristas refleja una realidad: la mayordisponibilidad del parque y la presencia de nuevos actores que aportaron inversiones,tecnologías y gestión. Esto se tradujo en una adecuada relación entre oferta ydemanda que redujo los precios del MEM y benefició al país en su conjunto, si bienes cierto que no todos los usuarios finales se beneficiaron igualmente de la reducciónde precios mayoristas.

En efecto, se han beneficiado particularmente los usuarios libres, o sea aquellos quepueden acceder directamente al mercado y a sus precios. También lo hicieron losusuarios cautivos en los ámbitos regulados por el gobierno nacional, es decir, en lasáreas geográficas donde los precios mayoristas, de alguna manera, se trasladan a los

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TotalTotalTotalTotal M.SpotM.SpotM.SpotM.Spot M. a TérminoM. a TérminoM. a TérminoM. a Término

Mercado Mercado Mercado Mercado SpotSpotSpotSpot

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1 01 01 01 01 0

usuarios finales, con más el valor agregado de distribución, pautado con racionalidadeconómica.

En las jurisdicciones provinciales donde este tipo de regulación no se aplica, lareducción de precios en el MEM no necesariamente encuentra su correlato en lastarifas que pagan los usuarios. Es por eso necesario organizar la actividad de ladistribución en esos lugares, de manera que transfiera a los usuarios finales el beneficiode la competencia que existe en el mercado mayorista.

Durante los dieciséis meses que corresponden a este informe, los progresos efectuadospor los distintos gobiernos provinciales para alcanzar los objetivos fijados en elpárrafo anterior no fueron significativos, pero a partir del último trimestre de 1995se aceleraron los avances privatizadores en el interior del país. Esta evolución aparecereflejada en los cuadros que siguen, que muestran la composición del MEM al 31 dediciembre de 1995.

POPOPOPOPOTENCIA INSTTENCIA INSTTENCIA INSTTENCIA INSTTENCIA INSTALADALADALADALADALADA POR REGIONA POR REGIONA POR REGIONA POR REGIONA POR REGION

Actores Reconocidos del Mercado EléctricoActores Reconocidos del Mercado EléctricoActores Reconocidos del Mercado EléctricoActores Reconocidos del Mercado EléctricoActores Reconocidos del Mercado Eléctrico

GENERAGENERAGENERAGENERAGENERACIONCIONCIONCIONCION

1 11 11 11 11 1


UNIDUNIDUNIDUNIDUNIDAD DE NEGOCIOAD DE NEGOCIOAD DE NEGOCIOAD DE NEGOCIOAD DE NEGOCIO::::: CENTRAL PUERTCENTRAL PUERTCENTRAL PUERTCENTRAL PUERTCENTRAL PUERTO SO SO SO SO S.A.A.A.A.A.

UBICACIÓN GEOGRÁFICA: CAPITAL FEDERAL

ACTIVIDAD PRINCIPAL: Generación de Energía Eléctrica y Comercialización en Bloque.

POTENCIA INSTALADA: 1.009 MW

CONCESIONARIO: CENTRAL PUERTO

COMPOSICIÓN DEL CONSORCIO: CHILGENER S. A. (Chile).CHILECTRA QUINTA REGIÓN (Chile)

INICIO DE LAS ACTIVIDADES: 1 de abril de 1992

UNIDUNIDUNIDUNIDUNIDAD DE NEGOCIOAD DE NEGOCIOAD DE NEGOCIOAD DE NEGOCIOAD DE NEGOCIO::::: CENTRAL COSTCENTRAL COSTCENTRAL COSTCENTRAL COSTCENTRAL COSTANERA SANERA SANERA SANERA SANERA S. A. A. A. A. A.




CONCESIONARIO: CENTRAL COSTANERA S. A.

COMPOSICIÓN DEL CONSORCIO: ENDESA (Chile); ENERSIS S. A. (Chile); DIST. CHILECTRAMETROPOLITANA S. A. (Chile).INVERSORA PATAGÓNICA S. A. (Arg).INTER RIO HOLDINGS ESTABLISHMENT (Arg).COSTANERA POWER CORPORATION.

INICIO DE ACTIVIDADES: 29 de mayo de 1992

UNIDUNIDUNIDUNIDUNIDAD DE NEGOCIOAD DE NEGOCIOAD DE NEGOCIOAD DE NEGOCIOAD DE NEGOCIO::::: CENTRAL TÉRMICA ALCENTRAL TÉRMICA ALCENTRAL TÉRMICA ALCENTRAL TÉRMICA ALCENTRAL TÉRMICA ALTTTTTO VO VO VO VO VALLE SALLE SALLE SALLE SALLE S.A.A.A.A.A.....

UBICACIÓN GEOGRÁFICA: PCIA. DE NEUQUÉN.


POTENCIA INSTALADA: 95 MW

CONCESIONARIO: ALTO VALLE HOLDING.

COMPOSICIÓN DEL CONSORCIO: Dominion Energy INC.CALF (Cooperativa de Agua y Luz del Neuquén).

OPERADOR: DOMINION ENERGY INC.

INICIO DE LAS ACTIVIDADES: 25 de agosto de 1992


1 21 21 21 21 2

EMPRESA GENERADORAEMPRESA GENERADORAEMPRESA GENERADORAEMPRESA GENERADORAEMPRESA GENERADORA::::: CENTRAL TÉRMICA GUEMES SCENTRAL TÉRMICA GUEMES SCENTRAL TÉRMICA GUEMES SCENTRAL TÉRMICA GUEMES SCENTRAL TÉRMICA GUEMES S. A. A. A. A. A.

UBICACIÓN GEOGRÁFICA: PCIA. DE SALTA

ACTIVIDAD PRINCIPAL: Generación de Energía Eléctrica


CONCESIONARIO: POWERCO S. A.

COMPOSICIÓN DEL CONSORCIO: Duke Guemes Inc 25%; Argentine Investiment 15%; TCWAmerican Developement 15%; Sociedad Cial. Del Plata 25%;Iberdrola. S. A. 20%.

OPERADOR: DUKE - IBERDROLA -

INICIO DE LAS ACTIVIDADES: 30 de septiembre de 1992

UNIDUNIDUNIDUNIDUNIDAD DE NEGOCIOAD DE NEGOCIOAD DE NEGOCIOAD DE NEGOCIOAD DE NEGOCIO::::: CENTRAL PEDRO DE MENDOZA SCENTRAL PEDRO DE MENDOZA SCENTRAL PEDRO DE MENDOZA SCENTRAL PEDRO DE MENDOZA SCENTRAL PEDRO DE MENDOZA S. A. A. A. A. A.


ACTIVIDAD PRINCIPAL: Generación de Energía Eléctrica.


CONSORCIO: CENTRAL PEDRO DE MENDOZA S.A.

COMPOSICIÓN DEL CONSORCIO: ACINDAR S.A. (ARG); MASSSUH S.A. (ARG)

INICIO DE LAS ACTIVIDADES: 1 de octubre de 1992

UNIDUNIDUNIDUNIDUNIDAD DE NEGOCIOAD DE NEGOCIOAD DE NEGOCIOAD DE NEGOCIOAD DE NEGOCIO::::: CENTRAL DOCK SUD SCENTRAL DOCK SUD SCENTRAL DOCK SUD SCENTRAL DOCK SUD SCENTRAL DOCK SUD S.A.A.A.A.A.....

UBICACIÓN GEOGRÁFICA: GRAN BUENOS AIRES


POTENCIA INSTALADA: 211 MW.

CONCESIONARIO: CENTRAL DOCK SUD S. A.

COMPOSICIÓN DEL CONSORCIO: POLLEDO S. A. (ARG). BRITISH GAS.

INICIO DE LAS ACTIVIDADES: 5 de octubre 1992

UNIDUNIDUNIDUNIDUNIDAD DE NEGOCIOAD DE NEGOCIOAD DE NEGOCIOAD DE NEGOCIOAD DE NEGOCIO::::: CENTRAL TÉRMICA SORRENTCENTRAL TÉRMICA SORRENTCENTRAL TÉRMICA SORRENTCENTRAL TÉRMICA SORRENTCENTRAL TÉRMICA SORRENTO SO SO SO SO S.A.A.A.A.A.....

UBICACIÓN GEOGRÁFICA: PCIA. DE SANTA FE



CONSORCIO: SORRENTO S.A.

COMPOSICIÓN DEL CONSORCIO: MALVICINO S.A.; IATE S. A. ELEPRINT S. A. ARGON S.A.;SKODA EXPORT (Operador)

INICIO DE ACTIVIDADES: 6 de febrero de 1993

1 31 31 31 31 3


UNIDUNIDUNIDUNIDUNIDAD DE NEGOCIOAD DE NEGOCIOAD DE NEGOCIOAD DE NEGOCIOAD DE NEGOCIO::::: CENTRALES TÉRMICAS DEL NORESTE SCENTRALES TÉRMICAS DEL NORESTE SCENTRALES TÉRMICAS DEL NORESTE SCENTRALES TÉRMICAS DEL NORESTE SCENTRALES TÉRMICAS DEL NORESTE S. A. A. A. A. A.....

UBICACIÓN GEOGRÁFICA: PCIAS. DEL NEA



CONSORCIO: CENTRALES TÉRMICAS DEL NEA S. A.

COMPOSICIÓN DEL CONSORCIO: IATE S.A.SKODA SPORT (operador)

INICIO DE LAS ACTIVIDADES: 20 de mayo de 1993

UNIDUNIDUNIDUNIDUNIDAD DE NEGOCIOAD DE NEGOCIOAD DE NEGOCIOAD DE NEGOCIOAD DE NEGOCIO::::: CENTRALES TÉRMICAS DEL NOROESTE SCENTRALES TÉRMICAS DEL NOROESTE SCENTRALES TÉRMICAS DEL NOROESTE SCENTRALES TÉRMICAS DEL NOROESTE SCENTRALES TÉRMICAS DEL NOROESTE S.A.A.A.A.A.....

UBICACIÓN GEOGRÁFICA: SAN MIGUEL DE TUCUMAN

ACTIVIDAD PRINCIPAL: Generación de Energía Eléctrica


CONSORCIO: CENTRALES TÉRMICAS DEL NOROESTE S.A.

COMPOSICIÓN DEL CONSORCIO: FATLYF; G. Fazio; Atahualpa S.R.L.; Horizontes S.A.;Caminos S. A.Public Service Company of Nueva México (operador).

INICIO DE LAS ACTIVIDADES: 21 de mayo de 1993.

UNIDUNIDUNIDUNIDUNIDAD DE NEGOCIOAD DE NEGOCIOAD DE NEGOCIOAD DE NEGOCIOAD DE NEGOCIO::::: CENTRALES TÉRMICAS PCENTRALES TÉRMICAS PCENTRALES TÉRMICAS PCENTRALES TÉRMICAS PCENTRALES TÉRMICAS PAAAAATTTTTAAAAAGÓNICAS SGÓNICAS SGÓNICAS SGÓNICAS SGÓNICAS S.A.A.A.A.A.....

UBICACIÓN GEOGRÁFICA: PCIA . DE CHUBUT



CONSORCIO: TÉRMICAS PATAGÓNICAS S.A.

COMPOSICIÓN DEL CONSORCIO: FATLYF; IATE; ELEPRINT S.A.

INICIO DE LAS ACTIVIDADES: 9 de diciembre de 1993.

UNIDUNIDUNIDUNIDUNIDAD DE NEGOCIOAD DE NEGOCIOAD DE NEGOCIOAD DE NEGOCIOAD DE NEGOCIO::::: CENTRAL TÉRMICA SAN NICOLÁS SCENTRAL TÉRMICA SAN NICOLÁS SCENTRAL TÉRMICA SAN NICOLÁS SCENTRAL TÉRMICA SAN NICOLÁS SCENTRAL TÉRMICA SAN NICOLÁS S.A.A.A.A.A.....

UBICACIÓN GEOGRÁFICA: PCIA DE BUENOS AIRES.



CONSORCIO: INVERSORA SAN NICOLÁS S.A.

COMPOSICIÓN DEL CONSORCIO: AES San Nicolás Incorporated.; ORMAS SAICIC.

INICIO DE LAS ACTIVIDADES: 18 de mayo de 1994


1 41 41 41 41 4

UNIDUNIDUNIDUNIDUNIDAD DE NEGOCIOAD DE NEGOCIOAD DE NEGOCIOAD DE NEGOCIOAD DE NEGOCIO::::: HIDROELÉCTRICA LHIDROELÉCTRICA LHIDROELÉCTRICA LHIDROELÉCTRICA LHIDROELÉCTRICA LOS NIHUILES SOS NIHUILES SOS NIHUILES SOS NIHUILES SOS NIHUILES S. A. A. A. A. A.....

UBICACIÓN GEOGRÁFICA PCIA. DE MENDOZA

ACTIVIDAD PRINCIPAL: Generación de Energía Hidroeléctrica.


CONSORCIO: INVERSORA LOS NIHUILES S. A.

COMPOSICIÓN DEL CONSORCIO: Grupo Económico EDF Internacional S.A.; NucleamientoInversor S. A.; Banco de Galicia y Bs. As.; Jakes Matas

INICIO DE LAS ACTIVIDADES: 1 de junio de 1994

UNIDUNIDUNIDUNIDUNIDAD DE NEGOCIOAD DE NEGOCIOAD DE NEGOCIOAD DE NEGOCIOAD DE NEGOCIO::::: CENTRALES TÉRMICAS DEL LITCENTRALES TÉRMICAS DEL LITCENTRALES TÉRMICAS DEL LITCENTRALES TÉRMICAS DEL LITCENTRALES TÉRMICAS DEL LITORAL SORAL SORAL SORAL SORAL S.A.A.A.A.A.....

UBICACIÓN GEOGRÁFICA: PCIA. DE SANTA FE



COMPOSICIÓN DEL CONSORCIO: FATLYF; IATE; STEAG (operador).

INICIO DE LAS ACTIVIDADES: 14 de julio de 1994

UNIDUNIDUNIDUNIDUNIDAD DE NEGOCIOAD DE NEGOCIOAD DE NEGOCIOAD DE NEGOCIOAD DE NEGOCIO::::: HIDROELÉCTRICA DIAMANTE SHIDROELÉCTRICA DIAMANTE SHIDROELÉCTRICA DIAMANTE SHIDROELÉCTRICA DIAMANTE SHIDROELÉCTRICA DIAMANTE S.A.A.A.A.A.....

UBICACIÓN GEOGRÁFICA: PCIA. DE MENDOZA.

ACTIVIDAD PRINCIPAL: Generación de Energía Hidroeléctrica

POTENCIA INSTALADA: 388MW

CONSORCIO: INVERSORA DIAMANTE S.A.

COMPOSICIÓN DEL CONSORCIO: Grupo Económici EDF Internacional (operador); NucleamientoInversor S. A.; Banco de Galicia y Bs. As. S. A.

INICIO DE LAS ACTIVIDADES: 19 de octubre de 1994.

UNIDUNIDUNIDUNIDUNIDAD DE NEGOCIOAD DE NEGOCIOAD DE NEGOCIOAD DE NEGOCIOAD DE NEGOCIO::::: CENTRALES TÉRMICAS MENDOZA SCENTRALES TÉRMICAS MENDOZA SCENTRALES TÉRMICAS MENDOZA SCENTRALES TÉRMICAS MENDOZA SCENTRALES TÉRMICAS MENDOZA S.A.A.A.A.A.....

UBICACIÓN GEOGRÁFICA: PCIA. DE MENDOZA



CONSORCIO: CUYANA S. A. DE INVERSIONES

COMPOSICIÓN DEL CONSORCIO: CMS OPERATING S. A. (Operador); ORMAS SAICIC.

INICIO DE LAS ACTIVIDADES: 1 de noviembre de 1994

1 51 51 51 51 5


UNIDUNIDUNIDUNIDUNIDAD DE NEGOCIOAD DE NEGOCIOAD DE NEGOCIOAD DE NEGOCIOAD DE NEGOCIO::::: HIDROELÉCTRICA AMEGHINO SHIDROELÉCTRICA AMEGHINO SHIDROELÉCTRICA AMEGHINO SHIDROELÉCTRICA AMEGHINO SHIDROELÉCTRICA AMEGHINO S.A.A.A.A.A.....

UBICACIÓN GEOGRÁFICA: PCIA. DE CHUBUT.


POTENCIA INSTALADA: 46.8 MW.

CONSORCIO: HIDROELÉCTRICA DEL SUR S. A.

COMPOSICIÓN DEL CONSORCIO: Camuzzi Gazometri Spa.; Camuzzi Argentina S.A. U.T.E.Uruguay; Cooperativad Trelew ; Puerto Madryn; C. Rivadavia;Rawson, Rada, Tilly, Gaiman y 16 de Octubre.

INICIO DE LAS ACTIVIDADES: 1 de noviembre de 1994.

UNIDUNIDUNIDUNIDUNIDAD DE NEGOCIOAD DE NEGOCIOAD DE NEGOCIOAD DE NEGOCIOAD DE NEGOCIO::::: HIDROELÉCTRICA RÍO HONDO SHIDROELÉCTRICA RÍO HONDO SHIDROELÉCTRICA RÍO HONDO SHIDROELÉCTRICA RÍO HONDO SHIDROELÉCTRICA RÍO HONDO S. A. A. A. A. A.....

UBICACIÓN GEOGRÁFICA: RIO HONDO. PCIA. SANTIAGO DEL ESTERO



CONSORCIO: RÍO HONDO S. A.

COMPOSICIÓN DEL CONSORCIO: APUAYE; NECON S.A.; José Chediak S.A.I.C.A.; Opiser NOAConsulser (operador).

INICIO DE LAS ACTIVIDADES: 29 de diciembre de 1994

UNIDUNIDUNIDUNIDUNIDAD DE NEGOCIOAD DE NEGOCIOAD DE NEGOCIOAD DE NEGOCIOAD DE NEGOCIO::::: HIDROELÉCTRICA FUHIDROELÉCTRICA FUHIDROELÉCTRICA FUHIDROELÉCTRICA FUHIDROELÉCTRICA FUALEUFÚ SALEUFÚ SALEUFÚ SALEUFÚ SALEUFÚ S.A.A.A.A.A.....

UBICACIÓN GEOGRÁFICA: PCIA. DE CHUBUT.



CONSORCIO: ALUAR S.A.

COMPOSICIÓN DEL CONSORCIO: ALUAR S.A.(operadores) Electrowatt Ingenieros Consultores S. A.

INICIO DE LAS ACTIVIDADES: 15 de junio de 1995.

UNIDUNIDUNIDUNIDUNIDAD DE NEGOCIOAD DE NEGOCIOAD DE NEGOCIOAD DE NEGOCIOAD DE NEGOCIO::::: HIDROELÉCTRICA RÍO JURAMENTHIDROELÉCTRICA RÍO JURAMENTHIDROELÉCTRICA RÍO JURAMENTHIDROELÉCTRICA RÍO JURAMENTHIDROELÉCTRICA RÍO JURAMENTO SO SO SO SO S.A.A.A.A.A.....

UBICACIÓN GEOGRÁFICA: SAN NICOLAS. PCIA. DE BUENOS AIRES



CONSORCIO: INVERSORA AES DIAMANTE S.A.

COMPOSICIÓN DEL CONSORCIO: (Operadores) Electrowatt Ingenieros


1 61 61 61 61 6

UNIDUNIDUNIDUNIDUNIDAD DE NEGOCIOAD DE NEGOCIOAD DE NEGOCIOAD DE NEGOCIOAD DE NEGOCIO::::: TRANSENER STRANSENER STRANSENER STRANSENER STRANSENER S.A.A.A.A.A.Compañía de TCompañía de TCompañía de TCompañía de TCompañía de Transporte de Energía de Alta Transporte de Energía de Alta Transporte de Energía de Alta Transporte de Energía de Alta Transporte de Energía de Alta Tensión.ensión.ensión.ensión.ensión.

ACTIVIDAD DESARROLLADA: Prestación de Servicio de Transporte de Energía Eléctrica enAlta Tensión.

ALCANCE: 6.800 Km. de líneas de transmisión de 500 kV; 560 Km. delíneas de transmisión de 220 kV. 27 estaciones y diversostransformadores y equipos de interconexión.

CONSORCIO: CITELEC S. A.Compañía Inversora en Transmisión Eléctrica S. A.

COMPOSICIÓN DEL CONSORCIO: Eléctrica del Plata S.A.;Entergy Corporation; Duke PowerCompany; National Grid; DINANCE B.V;Sade Ing. yConstrucciones S.A.; InterRio Holdings Establishment.; TheArgentine Investment Co.; Argentine Private Development Trust.

INICIO DE LAS ACTIVIDADES: 17 de julio de 1993


SISTEMA DE TRANSPORTESISTEMA DE TRANSPORTESISTEMA DE TRANSPORTESISTEMA DE TRANSPORTESISTEMA DE TRANSPORTE

1 71 71 71 71 7


UNIDUNIDUNIDUNIDUNIDAD DE NEGOCIOAD DE NEGOCIOAD DE NEGOCIOAD DE NEGOCIOAD DE NEGOCIO::::: YYYYYAAAAACYLECCYLECCYLECCYLECCYLEC

ACTIVIDAD DESARROLLADA: Transporte de Ener en A.T.Transportista Independiente(No es agente del MEM)

COMPOSICIÓN DEL CONSORCIO: SYSTRANYAC S.A; RECCHI SPA COSTRUZIONE GRAL; SIDECOAMERICANA SACIF; CORPORACIÓN FINANCIERAINTERNACIONAL; SADE INGENIERÍA YCONSTRUCCIÓN S.A.; DUMEZ S.A.; ENDESA;DYCKERHOFF Y WIDMANN AKT; IMPREGLIO SPA.

INICIO DE LAS ACTIVIDADES: 1 de septiembre de 1994

UNIDUNIDUNIDUNIDUNIDAD DE NEGOCIOAD DE NEGOCIOAD DE NEGOCIOAD DE NEGOCIOAD DE NEGOCIO::::: TRANSNOTRANSNOTRANSNOTRANSNOTRANSNOA SA SA SA SA S. A. A. A. A. A.....Empresa de TEmpresa de TEmpresa de TEmpresa de TEmpresa de Transporte de Energía Eléctrica por Distribuciónransporte de Energía Eléctrica por Distribuciónransporte de Energía Eléctrica por Distribuciónransporte de Energía Eléctrica por Distribuciónransporte de Energía Eléctrica por DistribuciónTTTTTroncal del Noroeste Argentino Sroncal del Noroeste Argentino Sroncal del Noroeste Argentino Sroncal del Noroeste Argentino Sroncal del Noroeste Argentino S. A. A. A. A. A.....

ACTIVIDAD DESARROLLADA: Transporte de Energía Eléctrica por Distribución Troncal.

ALCANCE: 2.460 Km de línea de 132 Kv. y 33 EE.TT. con unapotencia de transformación de 1000 MVA.

COMPOSICIÓN DEL CONSORCIO: FATLYF, Bco. Feigin,IATE, Tecsa, GEESA.

INICIO DE LAS ACTIVIDADES: 26 de enero de 1994

UNIDUNIDUNIDUNIDUNIDAD DE NEGOCIOAD DE NEGOCIOAD DE NEGOCIOAD DE NEGOCIOAD DE NEGOCIO::::: TRANSPTRANSPTRANSPTRANSPTRANSPA SA SA SA SA S.A.A.A.A.A.....Empresa de TEmpresa de TEmpresa de TEmpresa de TEmpresa de Transporte de Energía Eléctrica porransporte de Energía Eléctrica porransporte de Energía Eléctrica porransporte de Energía Eléctrica porransporte de Energía Eléctrica porDistribución TDistribución TDistribución TDistribución TDistribución Troncal de la Proncal de la Proncal de la Proncal de la Proncal de la Patagonia Satagonia Satagonia Satagonia Satagonia S. A. A. A. A. A.....


ALCANCE: 2.214 Km. de línea de 330; 132;33 y 13,2 Kv. 12 EE.TT conuna potencia de transformación de 1.119 MVA.

CONSORCIO: TRELPA S.A.

COMPOSICIÓN DEL CONSORCIO: ALUAR S.A.I.C.; CG ARGENTINA S.A.; CAMUZZI GAZOMETRISPA; SOC. COOP. POPULAR COMODORO RIVADAVIA; COOP.ELÉCTRICA TRELEW; COOP. ELEC. PUERTO MADRYN; COOP.ELECT. DE RAWSON; RADA TILLY; GAIMAN y COOP. 16 DEOCTUBRE. Electrowatt Ltda. (Operador)

INICIO DE LAS ACTIVIDADES: 16 de junio 1994

UNIDUNIDUNIDUNIDUNIDAD DE NEGOCIOAD DE NEGOCIOAD DE NEGOCIOAD DE NEGOCIOAD DE NEGOCIO::::: TRANSNEA STRANSNEA STRANSNEA STRANSNEA STRANSNEA S.A.A.A.A.A.....Empresa de TEmpresa de TEmpresa de TEmpresa de TEmpresa de Transporte de Energía Eléctrica porransporte de Energía Eléctrica porransporte de Energía Eléctrica porransporte de Energía Eléctrica porransporte de Energía Eléctrica porDistribución TDistribución TDistribución TDistribución TDistribución Troncal del Noreste Argentino.roncal del Noreste Argentino.roncal del Noreste Argentino.roncal del Noreste Argentino.roncal del Noreste Argentino.


ALCANCE: 824 Km. de línea de 220 Kv. 132 Kv. y 33 Kv. EE.TT. conuna potencia de transformación de 596 MVA.

COMPOSICIÓN DEL CONSORCIO: FATLYF; IATE; ELEPRINT S.A.; ARGON; CEZ (Operador)

INICIO DE LAS ACTIVIDADES 10 de noviembre de 1994


1 81 81 81 81 8

UNIDUNIDUNIDUNIDUNIDAD DE NEGOCIOAD DE NEGOCIOAD DE NEGOCIOAD DE NEGOCIOAD DE NEGOCIO::::: DISTROCUYDISTROCUYDISTROCUYDISTROCUYDISTROCUYO SO SO SO SO S. A. A. A. A. A.....Empresa de TEmpresa de TEmpresa de TEmpresa de TEmpresa de Transporte de Energía Eléctrica porransporte de Energía Eléctrica porransporte de Energía Eléctrica porransporte de Energía Eléctrica porransporte de Energía Eléctrica porDistribución TDistribución TDistribución TDistribución TDistribución Troncal de Cuyo Sroncal de Cuyo Sroncal de Cuyo Sroncal de Cuyo Sroncal de Cuyo S. A. A. A. A. A.....


ALCANCE: 1254 Km de línea de 220 kV/132kV. EE.TT. con una potenciade transformación de 1025 MVA.

CONSORCIO: ELECTRIGAL S. A.

COMPOSICIÓN DEL CONSORCIO: Nucleamiento Inversor S. A.; EDF International S. A.;Banco de Galicia y Bs. As.; Jaques Matas.

INICIO DE LAS ACTIVIDADES: 12 de enero 1995.

DISTRIBUCIONDISTRIBUCIONDISTRIBUCIONDISTRIBUCIONDISTRIBUCION

AREAS DE CONCESIONAREAS DE CONCESIONAREAS DE CONCESIONAREAS DE CONCESIONAREAS DE CONCESION

1 91 91 91 91 9


UNIDUNIDUNIDUNIDUNIDAD DE NEGOCIOAD DE NEGOCIOAD DE NEGOCIOAD DE NEGOCIOAD DE NEGOCIO::::: EDESUR SEDESUR SEDESUR SEDESUR SEDESUR S.A.A.A.A.A.....Empresa Distribuidora Sur SEmpresa Distribuidora Sur SEmpresa Distribuidora Sur SEmpresa Distribuidora Sur SEmpresa Distribuidora Sur S.A.A.A.A.A.....

ACTIVIDAD PRINCIPAL: Distribución y Comercialización de Energía Eléctrica.

CONSORCIO: DISTRILEC INVERSORA.

COMPOSICIÓN DEL CONSORCIO: Compañía Naviera Pérez Companc S. A.(Argentina)Distribuidora Chilectra (Chile)Metropolitana Chilectra S.A.(Chile)ENERSIS S.A.(Chile).ENDESA. (Chile)PSI Energy INC.(EE.UU)

CANTIDAD DE USUARIOS: 2.049.781

INICIO DE LAS ACTIVIDADES: 1 de septiembre de 1992.

ZONA GEOGRÁFICA QUE COMPRENDE: Zona Sur de Capital Federal y diez partidos de la Pcia. deBs. As: Alte. Brown, Avellaneda, Berazategui, Cañuelas, E. Echeverría, Fcio. Varela, Lanus, Lomas deZamora, Quilmes y San Vicente.

UNIDUNIDUNIDUNIDUNIDAD DE NEGOCIOAD DE NEGOCIOAD DE NEGOCIOAD DE NEGOCIOAD DE NEGOCIO::::: EDENOR SEDENOR SEDENOR SEDENOR SEDENOR S.A.A.A.A.A.....Empresa Distribuidora Norte SEmpresa Distribuidora Norte SEmpresa Distribuidora Norte SEmpresa Distribuidora Norte SEmpresa Distribuidora Norte S.A.A.A.A.A.....


CONSORCIO: EASA Electricidad de Argentina S. A.

COMPOSICIÓN DEL CONSORCIO: EDF. Electricité de France (Francia)ENHER S.A. Empresa Nacional Hidroeléctrica delRibagorzana S.A. (España);ASTRA S. A. Cía. Argentina de Petróleo S. A. (Argentina)SAUR. Societe D’amenagement urbain et rural. (Francia)ENDESA S.A. Empresa Nacional de Electricidad S.A.(España).J.P. Morgan International Corporation.

CANTIDAD DE USUARIOS: 2.152.000.-

INICIO DE LAS ACTIVIDADES: 1 de septiembre de 1992.

ZONA GEOGRÁFICA QUE COMPRENDE: Zona Norte de Capital Federal y partidos de la Pcia de BsAs: Escobar, San Fernando, San Isidro, San Martín, 3 de Febrero, Pilar, Moreno, Gral. Las Heras, GralSarmiento, Gral. Rodriguez, Morón, Pilar, Marcos Paz, La Matanza.

UNIDUNIDUNIDUNIDUNIDAD DE NEGOCIOAD DE NEGOCIOAD DE NEGOCIOAD DE NEGOCIOAD DE NEGOCIO::::: EDELAPEDELAPEDELAPEDELAPEDELAP.....Empresa Distribuidora de LEmpresa Distribuidora de LEmpresa Distribuidora de LEmpresa Distribuidora de LEmpresa Distribuidora de La Plata Sa Plata Sa Plata Sa Plata Sa Plata S.A.A.A.A.A.....


CONSORCIO: COINELEC S.A.Compañía de Inversiones en Electricidad SA

COMPOSICIÓN DEL CONSORCIO: Houston Power Co. (EE.UU).Inversora Catalina S.A. Grupo TECHINT (Argentina).

CANTIDAD DE USUARIOS: 267.361.-

INICIO DE LAS ACTIVIDADES: 21 de diciembre de 1992.

ZONA GEOGRÁFICA QUE COMPRENDE: La Plata, Ensenada, Beriso, Magdalena, Brandsen .


2 02 02 02 02 0

PROPROPROPROPROVINCIA DE SAN LVINCIA DE SAN LVINCIA DE SAN LVINCIA DE SAN LVINCIA DE SAN LUISUISUISUISUISSERVICIO DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICASERVICIO DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICASERVICIO DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICASERVICIO DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICASERVICIO DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA

UNIDUNIDUNIDUNIDUNIDAD DE NEGOCIOAD DE NEGOCIOAD DE NEGOCIOAD DE NEGOCIOAD DE NEGOCIO::::: EDESAL SEDESAL SEDESAL SEDESAL SEDESAL S.A.A.A.A.A.....Empresa de Distribución Eléctrica de San LEmpresa de Distribución Eléctrica de San LEmpresa de Distribución Eléctrica de San LEmpresa de Distribución Eléctrica de San LEmpresa de Distribución Eléctrica de San Luis Suis Suis Suis Suis S. A. A. A. A. A.....

PRIVATIZADA POR: Ley Nº 4966/92.

ENTE REGULADOR CRPEE -Comisión Reguladora Provincial de la Energía Eléctrica-

COMPOSICIÓN DEL CONSORCIO: EXXEL GROUP (EE.UU).UNIÓN FENOSA DE INVERSIONES S. A. (España).

ENERGÍA FACTURADA: 550GWh

CANTIDAD DE USUARIOS: 78.000.

PRECIO PAGADO: $18.500.000

INICIO DE LAS ACTIVIDADES: 3 de marzo de 1993.

PROPROPROPROPROVINCIA DE SANTIAVINCIA DE SANTIAVINCIA DE SANTIAVINCIA DE SANTIAVINCIA DE SANTIAGO DEL ESTEROGO DEL ESTEROGO DEL ESTEROGO DEL ESTEROGO DEL ESTEROSERVICIO DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICASERVICIO DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICASERVICIO DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICASERVICIO DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICASERVICIO DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA: AGUA Y ENERGÍA ELÉCTRICA S. E.

UNIDUNIDUNIDUNIDUNIDAD DE NEGOCIOAD DE NEGOCIOAD DE NEGOCIOAD DE NEGOCIOAD DE NEGOCIO::::: EDESE SEDESE SEDESE SEDESE SEDESE S.A.A.A.A.A.....Empresa de Distribución de Electricidad de SantiagoEmpresa de Distribución de Electricidad de SantiagoEmpresa de Distribución de Electricidad de SantiagoEmpresa de Distribución de Electricidad de SantiagoEmpresa de Distribución de Electricidad de Santiagodel Estero.del Estero.del Estero.del Estero.del Estero.

PRIVATIZADA POR: Ley Provincial Nº 6117/94. Ley Marco RegulatorioNº 6094/94

ENTE REGULADOR ENRESE. Ente Regulador de Santiago del Estero.

CONSORCIO: Cía. Eléctrica de Santiago del Estero.

COMPOSICIÓN DEL CONSORCIO: Industrias Eléctricas Houston S. A.

ENERGÍA FACTURADA: 279 GWh.


PRECIO PAGADO: $ 15.600.000.-

INICIO DE LAS ACTIVIDADES: 4 de enero de 1995

PROPROPROPROPROVINCIA DE FORMOSAVINCIA DE FORMOSAVINCIA DE FORMOSAVINCIA DE FORMOSAVINCIA DE FORMOSA

UNIDUNIDUNIDUNIDUNIDAD DE NEGOCIOAD DE NEGOCIOAD DE NEGOCIOAD DE NEGOCIOAD DE NEGOCIO::::: EDEFOR SEDEFOR SEDEFOR SEDEFOR SEDEFOR S.A.A.A.A.A.....Empresa de Distribución de Electricidad de FEmpresa de Distribución de Electricidad de FEmpresa de Distribución de Electricidad de FEmpresa de Distribución de Electricidad de FEmpresa de Distribución de Electricidad de Formosa Sormosa Sormosa Sormosa Sormosa S. A. A. A. A. A.....

PRIVATIZADA POR: Ley Provincial Nº1121/94 Decreto PEN Nº 1808/94 aprueba losconvenios de fechas 26/02/93 y 28/12/93, dispone la constitu-ción de la sociedad y faculta a la S.E. a aprobar los Estatutos.

ENTE REGULADOR EREP Ente Regulador Eléctrico Provincial

COMPOSICIÓN DEL CONSORCIO: IATE S.A. - ARGÓN S.A. - TECSA.

ENERGÍA FACTURADA: 272GWh


PRECIO PAGADO: $8.400.000.-

INICIO DE LAS ACTIVIDADES: 1 de febrero 1995

2 12 12 12 12 1


PROPROPROPROPROVINCIA DE LA RIOJAVINCIA DE LA RIOJAVINCIA DE LA RIOJAVINCIA DE LA RIOJAVINCIA DE LA RIOJA

UNIDUNIDUNIDUNIDUNIDAD DE NEGOCIOAD DE NEGOCIOAD DE NEGOCIOAD DE NEGOCIOAD DE NEGOCIO::::: EDELAR SEDELAR SEDELAR SEDELAR SEDELAR S. A. A. A. A. A.....Empresa Distribuidora de Electricidad de LA RIOJA SEmpresa Distribuidora de Electricidad de LA RIOJA SEmpresa Distribuidora de Electricidad de LA RIOJA SEmpresa Distribuidora de Electricidad de LA RIOJA SEmpresa Distribuidora de Electricidad de LA RIOJA S.A.A.A.A.A.....

PRIVATIZADA POR: Ley Provincial Nº 6036/95 y Decreto Pcial. Nº 20/95(MARCO REGULATORIO).

ENTE REGULADOR Ente Unico de Control de PrivatizacionesDecreto Pcial. Nº 145/95.

CONCESIONARIO: COMPAÑÍA ELÉCTRICA DE LA RIOJA S.A.

COMPOSICIÓN DEL CONSORCIO: Soc. International Electric Holdingd Co. (EE.UU)Unión Fenosa Inversiones S.A. (España).

ENERGÍA FACTURADA: 156,8 GWh. *

CANTIDAD DE USUARIOS: 56.825**

PRECIO PAGADO: u$s 13.742.200.-

INICIO DE LAS ACTIVIDADES: 1 de junio 1995

PROPROPROPROPROVINCIA DE TUCUMÁNVINCIA DE TUCUMÁNVINCIA DE TUCUMÁNVINCIA DE TUCUMÁNVINCIA DE TUCUMÁNSERVICIO DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICASERVICIO DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICASERVICIO DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICASERVICIO DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICASERVICIO DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA: EDET SEDET SEDET SEDET SEDET S.A.A.A.A.A..... Empresa de Distribución Eléctrica de Tucumán S. A.

UNIDUNIDUNIDUNIDUNIDAD DE NEGOCIOAD DE NEGOCIOAD DE NEGOCIOAD DE NEGOCIOAD DE NEGOCIO::::: EDET SEDET SEDET SEDET SEDET S. A. A. A. A. A.....Empresa de Distribución Eléctrica de TEmpresa de Distribución Eléctrica de TEmpresa de Distribución Eléctrica de TEmpresa de Distribución Eléctrica de TEmpresa de Distribución Eléctrica de Tucumán Sucumán Sucumán Sucumán Sucumán S. A. A. A. A. A.....

PRIVATIZADA POR: Ley Nº 6.608 y Nº 6626 que modifica el Art. 16 de laLey Nº 6.608.

ENTE REGULADOR Dirección de Energía De Tucumán

CONCESIONARIO: NORELEC S. A.

COMPOSICIÓN DEL CONSORCIO: José Cartellone S. A. (Argentina).Compañía General de Electricidad S. A. (Chile)Compañía General de Fuerza Eléctrica. (Chile)

ENERGÍA FACTURADA: 838 GWh.-



INICIO DE LAS ACTIVIDADES: 4 de agosto de 1995.

* Estas cifras corresponden a los cálculos efectuados por la empresa desde el 1/6 al 31/12/95. ** Usuarios residenciales y grandes usuarios.


2 22 22 22 22 2

PROPROPROPROPROVINCIA DE CAVINCIA DE CAVINCIA DE CAVINCIA DE CAVINCIA DE CATTTTTAMARCAAMARCAAMARCAAMARCAAMARCASERVICIO DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICASERVICIO DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICASERVICIO DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICASERVICIO DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICASERVICIO DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA: DECA DECA DECA DECA DECA - Dirección de Energía de Catamarca.

UNIDUNIDUNIDUNIDUNIDAD DE NEGOCIOAD DE NEGOCIOAD DE NEGOCIOAD DE NEGOCIOAD DE NEGOCIO::::: EDECAEDECAEDECAEDECAEDECATTTTTEmpresa de Distribución de Electricidad de CatamarcaEmpresa de Distribución de Electricidad de CatamarcaEmpresa de Distribución de Electricidad de CatamarcaEmpresa de Distribución de Electricidad de CatamarcaEmpresa de Distribución de Electricidad de Catamarca

PRIVATIZADA POR: Ley Pcial. Nº 4.835/95

MARCO REGULATORIO: Dec. Pcial. Nº1.245/95 Ley Nº 4.836/95(modifica la Ley Nº4.835/95).

ENTE REGULADOR EN-REEnte Regulador de Servicios Públicos y otras Concesiones

COMPOSICIÓN DEL CONSORCIO: IATE S.A.

ENERGÍA FACTURADA: 217,5 GWh.



INICIO DE LAS ACTIVIDADES: 5 de enero de 1996.

PROPROPROPROPROVINCIA DE SAN JUVINCIA DE SAN JUVINCIA DE SAN JUVINCIA DE SAN JUVINCIA DE SAN JUANANANANANSERVICIO DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICASERVICIO DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICASERVICIO DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICASERVICIO DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICASERVICIO DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA: SERVICIOS ELÉCTRICOS SANJUANINOS S. E.

UNIDUNIDUNIDUNIDUNIDAD DE NEGOCIOAD DE NEGOCIOAD DE NEGOCIOAD DE NEGOCIOAD DE NEGOCIO::::: EDESSAEDESSAEDESSAEDESSAEDESSAEmpresa de Distribución de Electricidad Sanjuaninos SEmpresa de Distribución de Electricidad Sanjuaninos SEmpresa de Distribución de Electricidad Sanjuaninos SEmpresa de Distribución de Electricidad Sanjuaninos SEmpresa de Distribución de Electricidad Sanjuaninos S. A. A. A. A. A.....

CONSORCIO PREADJUDICATARIO: Agua Negra S. A. Sociedad de Inversión.

COMPOSICIÓN DEL CONSORCIO PREADJUDICATARIO: EMEC S. A.HIDROANDES S. A. Formada por:CHILGENER S. A.Energy Trade and Finance Corporation.Operador SAN JUAN S.R.L.

ENERGÍA FACTURADA: 478 GWh

CANTIDAD DE USUARIOS: 126.000

2 32 32 32 32 3


PRIVPRIVPRIVPRIVPRIVAAAAATIZATIZATIZATIZATIZACIONES FUTURASCIONES FUTURASCIONES FUTURASCIONES FUTURASCIONES FUTURAS

PROPROPROPROPROVINCIAVINCIAVINCIAVINCIAVINCIA EMPRESAEMPRESAEMPRESAEMPRESAEMPRESA ESTESTESTESTESTADO DE AADO DE AADO DE AADO DE AADO DE AVVVVVANCEANCEANCEANCEANCE

BUENOS AIRES ESEBA El 15 de noviembre de 1995 se presenta ante laLegislatura un proyecto para su privatización.Se prevé privatizar el 90% del paquete accionario yreservar un 10% para el Programa de PropiedadParticipada (PPP).

CORRIENTES DPE Durante junio de 1995 se sanciona la Ley Nº 4.921,autorizando la privatización.

ENTRE RÍOS. EPEER La Ley Nº 8.915 declara a esta empresa sujeta aprivatización, al tiempo que la Ley Nº 8.916 crea el EnteRegulador.

JUJUY DEJ El 15 de noviembre de 1995 se presenta ante laLegislatura un proyecto para su privatización.Se prevé privatizar el 90% del paquete accionario yreservar un 10% para el Programa de PropiedadParticipada (PPP).

MISIONES EMSA Mediante Ley Nº 3.154 se aprueba el Marco Regulatorioy se crea el Ente Regulador.

NEUQUÉN EPEN La Ley Nº 2.075/94 define las características del MarcoRegulatorio y crea el Ente Regulador.

SALTA DPE Proyecto de Ley Nº 6.810.(Se prevé su aprobación porparte del Poder Ejecutivo para los primeros días del mesde enero de 1996).

RÍO NEGRO ERSE La Ley Nº 2.902 declara a la Empresa sujeta aprivatización.

Capítulo 2.LA RELALA RELALA RELALA RELALA RELACION ENTRE LA CALIDCION ENTRE LA CALIDCION ENTRE LA CALIDCION ENTRE LA CALIDCION ENTRE LA CALIDAD Y LA REMUNERAAD Y LA REMUNERAAD Y LA REMUNERAAD Y LA REMUNERAAD Y LA REMUNERACION EN EL TRANSPORTECION EN EL TRANSPORTECION EN EL TRANSPORTECION EN EL TRANSPORTECION EN EL TRANSPORTE

2 52 52 52 52 5

El Marco Regulatorio define al Transporte como una actividad independiente que, desdeel punto de vista técnico, constituye un monopolio natural caracterizado como serviciopúblico. Esta conceptualización no registraba antecedente alguno en la industria eléctricade nuestro país, y ha generado una compleja problemática que se comenta brevemente.

En principio, debe diferenciarse el Transporte de Energía Eléctrica en Alta Tensión -actividad que se desarrolla a través de un sistema de transmisión entre regiones eléctricas,con tensiones determinadas - del Transporte de Energía Eléctrica por DistribuciónTroncal, que es el que se realiza dentro de una misma región, a través de un sistema detransmisión con tensiones distintas. Debe tenerse en cuenta siempre que, dada la condiciónde monopolio natural de la actividad del Transporte, deben regularse los criterios de suremuneración y el control de la calidad en la prestación del servicio, previéndose sancionespor sus incumplimientos.

Cabe recordar que el proceso de privatización del segmento del transporte, se inició enjulio de 1993 con la privatización de la Compañía de Transporte de Energía Eléctrica enAlta Tensión, TRANSENER S.A. La distribución troncal puede identificarse en cincograndes zonas de transporte regional: en enero de 1994 se privatizó Noroeste Argentina(Transnoa S.A.), mientras que Noreste Argentino (Transnea S.A.) lo hizo en noviembrede 1994, Patagonia (Transpa S.A.) en junio de 1994 y Cuyo (Distrocuyo S.A.) en enero de1995. Por su parte Comahue (Transcomahue) fue cedida a las provincias de Río Negro yNeuquén en agosto de 1993. Debe mencionarse además a Yacylec S.A., transportistaindependiente en alta tensión, que opera las líneas que unen Yacyretá con la E.T.Resistencia, que fue privatizada en setiembre de 1994.

La formación de los GUMA y los GUME

La Resolución S.E. N° 334 del 1° de noviembre de 1994 (Anexo 1), por la que se creany definen los Grandes Usuarios Mayores (GUMA) y los Grandes Usuarios Menores(GUME), constituyó una innovación muy oportuna en la conformación del MEM.

Capítulo 2.Capítulo 2.Capítulo 2.Capítulo 2.Capítulo 2. LA RELACION ENTRE LA CALIDAD Y LA REMUNERACION EN EL TRANSPORTELA RELACION ENTRE LA CALIDAD Y LA REMUNERACION EN EL TRANSPORTELA RELACION ENTRE LA CALIDAD Y LA REMUNERACION EN EL TRANSPORTELA RELACION ENTRE LA CALIDAD Y LA REMUNERACION EN EL TRANSPORTELA RELACION ENTRE LA CALIDAD Y LA REMUNERACION EN EL TRANSPORTE

2 62 62 62 62 6

capítulo dos LA RELACION ENTRE LA CALIDAD Y LA REMUNERACION EN EL TRANSPORTE

En 1992, al transferirse a los concesionarios privados los servicios públicos de transportey distribución, las normas vigentes establecieron un módulo de potencia de 5.000 kWpara identificar los Grandes Usuarios, con posibilidades de contratar su abastecimientoeléctrico libremente con un generador. Posteriormente, en octubre de 1993, se disminuyóese módulo a 1.000 kW y en noviembre de 1994, la Resolución 334 mencionada creó unanueva categoría de usuarios, quedando el mercado libre constituido por Grandes UsuariosMayores, con potencia superior a 1.000 kW y Grandes Usuarios Menores , de 100 kW a2.000 kW.

La diferencia entre ambos consiste en que los GUMA son actores plenos del MEM y serelacionan directamente con CAMMESA, que administra su contrato con el generador.Los GUME por su parte, mantienen una mayor relación con la empresa distribuidora.Tanto para los GUMA como para los GUME corresponde el pago de un peaje por eltránsito de la energía, que guarda relación con el valor agregado de distribución quecorresponda en cada caso.

Se advertirá que la Resolución mencionada de la Secretaría de Energía, como otras a lasque se hace referencia a lo largo del informe, tiene un claro sentido regulatorio, y estáencaminada a mejorar la competencia y a facilitar el tránsito de la energía.

La función técnica del transporteLa función técnica del transporteLa función técnica del transporteLa función técnica del transporteLa función técnica del transporte

La definición de la Función Técnica del Transporte, contenida en la Resolución de laSecretaría de Energía N° 159 (Anexo 1) del 31 de mayo de 1994, estableció las basestécnico-económicas del servicio de vinculación que cumplen las instalaciones eléctricasde distribución, las que comunican físicamente a vendedores y compradores de energíaentre sí y con el MEM. De esta forma, se avanzó en el cumplimiento de una de laspremisas básicas del modelo vigente: la obligación de transportistas y distribuidores depermitir el libre acceso de terceros a la capacidad remanente de sus redes, cobrando unatarifa de trasporte.En el mes de octubre de 1995, la Resolución 195 del ENRE (Anexo 1) precisó loscriterios de aplicación de la Función Técnica del Transporte, aclarando los conceptosde «demanda contratada» y «capacidad de transporte remanente»; priorizando la obligaciónde las distribuidoras con sus usuarios; disponiendo que se debe otorgar el accesorequerido sin excepción alguna, y señalando que las ampliaciones que se realizaran,debían asegurar el beneficio del conjunto del sistema. La Resolución ENRE 238 (Anexo1) completó los alcances de la anterior.

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capítulo dosLA RELACION ENTRE LA CALIDAD Y LA REMUNERACION EN EL TRANSPORTE

De esta manera, el libre acceso de terceros a la red y la fijación de precios que provocaneficiencia y standares de calidad mínimos en las etapas del Transporte, pasan a constituirseen requisitos imprescindibles para que los beneficios resultantes de la competencia enla etapa de producción, alcancen a los usuarios finales y el mercado eléctrico tenga unbuen desenvolvimiento.

La ampliación de la red de transporteLa ampliación de la red de transporteLa ampliación de la red de transporteLa ampliación de la red de transporteLa ampliación de la red de transporte

El sistema regulatorio establece que el libre acceso de terceros a la red no implica parael transportista la obligación de atender toda la demanda, es decir que su responsabilidadconsiste en utilizar de manera óptima la capacidad de la instalación. Esa modalidad sedenomina "Open Access", expresión que implica para el prestador la responsabilidad dedar acceso a sus instalaciones a todo aquel que lo solicite, aunque no de ampliar elsistema por él operado. La ampliación por tanto, es una decisión cuya iniciativa correspondea otros actores reconocidos del mercado y expresa las condiciones en que éste opera. Eltransportista debe mantener operable el sistema en condiciones óptimas durante cadauno de los períodos de gestión que conforman el tiempo de la concesión para que éstemantenga siempre condiciones máximas de eficiencia.

Ahora bien, el aumento constante de la demanda eléctrica convierte en necesaria laexpansión del sistema de transporte, que es el soporte físico del mercado. De maneraque se hace inevitable instrumentar reglas claras y justas para estimular mayores inversionesen equipamientos y la construcción de nuevas instalaciones. He aquí el doble desafío:resolver un problema técnico y asignar correctamente los costos de su solución.

La competencia que siempre debe procurarse, se establece a partir de la libre entrada ysalida de productores y consumidores en el mercado, por ello, cualquier traba innecesariaen el acceso a la capacidad de transporte, puede constituirse en limitatoria de los finesperseguidos por el modelo.

El Reglamento de Acceso a la Capacidad Existente y Ampliación del Sistema de Transportede Energía Eléctrica, aprobado por Resolución S.E. Nº137/92 que integra el Anexo 16de los Procedimientos emitidos por CAMMESA (Anexo 1), se aplica a los transportistas,sean éstos de alta tensión o por distribución troncal. En él se define un procedimientoad-hoc para las ampliaciones, en las que intervienen varios actores - Transener, Distro,Transportistas Independientes, Usuarios, CAMMESA, ENRE y la Secretaría de Energía- con roles diferentes en distintas etapas. Cabe señalar que ante la eventualidad de una

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ampliación, dos son las cuestiones básicas a resolver: quién la decide y quién asume suscostos.

El Artículo 11 de la Ley 24.065, establece que ningún transportista o distribuidor puedecomenzar la construcción y/u operación de instalaciones, sin obtener del ENRE unCertificado de Conveniencia y Necesidad Pública (CCNP). Sin embargo, losprocedimientos son distintos según la alternativa elegida, porque de lo que se trata endefinitiva, es de determinar quiénes pagarán los costos de la ampliación cuando quienesla propusieron no acordaron asumirla.

Cabe señalar que en el Capítulo 5 se describen de forma suscinta las cuestiones debatidasen las Audiencias Públicas celebradas el 16 y 17 de febrero de 1995, para resolver elotorgamiento del Certificado de Conveniencia y Necesidad Pública de la ampliaciónsolicitada por las empresas «Hidroeléctrica El Chocón S.A.», «Hidroeléctrica AlicuráS.A.» y «Turbine Power Co. S.A.», cuestión conocida por la opinión pública especializadacomo «La cuarta línea». En el Anexo 1 se acompañan copias de las principalesResoluciones del ENRE referidas a la capacidad y ampliaciones del Transporte en elperíodo bajo examen.

Régimen remuneratorio del sistema de transporteRégimen remuneratorio del sistema de transporteRégimen remuneratorio del sistema de transporteRégimen remuneratorio del sistema de transporteRégimen remuneratorio del sistema de transporte

El régimen remuneratorio del Transporte tiene en cuenta la obligada neutralidad deltransportista frente a los demás actores del mercado. Por ello, sus ingresos consisten enun monto anual fijo, que se mantiene constante durante cada período de gestión, a partirde una disponibilidad del 100% de sus equipos e instalaciones. Esto establece unarelación directa y necesaria entre la remuneración y la calidad de la prestación.

Este ingreso está compuesto por un cargo fijo que remunera la disponibilidad delequipamiento, y un cargo variable por energía transportada, éste último estabilizado porperíodos quinquenales. Cabe señalar que, al penalizar económicamente lasindisponibilidades, éstas juegan a la manera de un incentivo inverso, tendiente a induciral concesionario a optimizar el mantenimiento de la red a su cargo.La remuneración de las Concesionarias del Servicio Público de Transporte está integradapor los siguientes conceptos:a) Conexión: Son los ingresos que percibirá por operar y mantener, conforme a la calidadde servicio requerida, todo el equipamiento de conexión y transformación dedicado avincular a sus usuarios directos o a otras transportistas con el Sistema de Transporte deEnergía Eléctrica. Por equipamiento de conexión se entiende: Transformador de rebaje

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dedicado, Conexión en 500 kV, Conexión en 330 kV, Conexión en 132 kV, Conexión en66 kV, Conexión en 33 kV, Conexión en 13,2 kV y menores.b) Capacidad de Transporte: son los ingresos que percibirá por operar y mantener,conforme a la calidad de servicio requerida, el equipamiento de transporte dedicado ainterconectar entre sí los distintos nodos del Sistema de Transporte de Energía Eléctrica,incluyendo el Sistema de Medición Comercial (SMEC). Por capacidad de transporte seremunera: líneas de 500 kV, líneas de 330 kV, líneas de 220 kV, líneas de 132 kV, líneasde 66 kV.c) Energía Eléctrica Transportada: Son los ingresos que percibirá por la diferencia entreel valor de la energía recibida en el nodo receptor y el de la suministrada en el nodo deentrega, cuando los precios entre ambos nodos se diferencian por el valor marginal delas pérdidas del transporte.

Adicionalmente, el Transporte en Alta Tensión percibirá ingresos por el valor de lossobrecostos producidos a los consumidores vinculados a los nodos receptores por lasindisponibilidades de larga y corta duración del Sistema de Transporte de Energía Eléctricaen Alta Tensión existente, calculados con las tasas de indisponibilidad anuales y preciosde energía no suministrada. Esta remuneración es conocida como Función de la PotenciaTransportada.

La remuneración por Energía Eléctrica Transportada se fijará para cada período tarifarioy será la que surja del promedio de los ingresos anuales pronosticados por este conceptopara dicho período. Los cálculos de tales pronósticos serán realizados por CAMMESA yelevados con opinión de la Concesionaria a aprobación del ENRE.

El cuadro que sigue es demostrativo de la evolución de las remuneraciones reconocidasen la actividad del Transporte.

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SancionesSancionesSancionesSancionesSanciones

Las sanciones han sido previstas para los casos en que algún equipo de las transportistassale de servicio. Son pasibles de penalización las indisponibilidades de líneas detransmisión, transformadores, conexiones, y en el caso de la alta tensión, el equipamientode potencia reactiva.

Las normas establecen, para cada tipo de equipamiento indisponible, los parámetros atener en cuenta para el cálculo de la sanción y la forma de realizar dicho cálculo. Paratodos los casos, el cálculo de la sanción incluye el valor de remuneración del equipopenalizado, la duración de la indisponibilidad y las condiciones de la misma, sea éstaforzada o programada, autorizada o no.

Cabe señalar algunos de los temas que merecieron un examen particularizado:indisponibilidades causadas por terceros; fallas en equipos de los usuarios; incorporaciónde nuevo equipamiento por la transportista; salidas de líneas adyacentes; indisponibilidadescausadas por atentados; salida de equipamiento por potencia reactiva y casos de fuerzamayor. Debe hacerse notar que el concepto de "indisponibilidad" necesita aún de unareglamentación más ajustada.

En el Anexo 1 se acompañan copias de dos de las principales Resoluciones del Directoriodel ENRE Nº 142/94 y 219/95 con relación a la sanción por indisponibilidades delTransporte. En los cuadros que siguen se resumen las sanciones aplicadas en el período1994-1995.

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17

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950,

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672,

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01

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41

2

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TTTTTARIFARIFARIFARIFARIFAS Y CALIDAS Y CALIDAS Y CALIDAS Y CALIDAS Y CALIDAD DEL SERVICIO EN EL SEGMENTAD DEL SERVICIO EN EL SEGMENTAD DEL SERVICIO EN EL SEGMENTAD DEL SERVICIO EN EL SEGMENTAD DEL SERVICIO EN EL SEGMENTO DE LA DISTRIBUCIONO DE LA DISTRIBUCIONO DE LA DISTRIBUCIONO DE LA DISTRIBUCIONO DE LA DISTRIBUCION Capítulo 3.

capítulo tresTARIFAS Y CALIDAD DEL SERVICIO EN EL SEGMENTO DE LA DISTRIBUCION

3 73 73 73 73 7

El desempeño del segmento de la distribución define la mayor o menor satisfaccióndel usuario con el sistema eléctrico vigente. Se trata entonces de examinar ahora elcomportamiento de las tarifas a los usuarios finales en las áreas servidas por lasempresas EDENOR S.A., EDESUR S.A. y EDELAP S.A., en las que el ENRE, amás de sus funciones regulatorias, ejerce las específicas de control de los Contratosde las mencionadas concesionarias de la distribución de energía eléctrica.

El ENRE regula el mercado eléctrico y controla los contratos de concesión de lasempresas prestadoras. Las empresas concesionarias de la distribución están obligadasa abastecer la totalidad de la demanda que les sea requerida en su jurisdicción. Esteabastecimiento debe efectuarse con la calidad adecuada que es la que, controlada,no se penaliza. En este sentido, deben señalarse los siguientes temas:a) En el sistema argentino la regulación se encara principalmente a partir del controlde resultados.b) El control se entiende como una regulación específica, puntual y preestablecida,destinada al estricto cumplimiento del Marco Regulatorio y los Contratos deConcesión.c) El ENRE no puede exigir a las empresas nada a lo que ellas no se hubieranobligado al momento de hacerse cargo de la concesión. Tampoco puede eximirlasdel cumplimiento de sus obligaciones porque los índices de calidad del servicio, lasmodalidades de medición y las normas sancionatorias, están preestablecidas en elcontrato que relaciona al concesionario con el estado.d) El ENRE actúa conforme a técnicas de medición y control ya fijadas en lasNormas de Calidad del Servicio Público y Sanciones, Subanexo 4 de los respectivosContratos de Concesión, y controla : i) la calidad del producto técnico suministrado,es decir, la tensión y las perturbaciones; ii) la calidad del servicio técnico prestado,o sea, la frecuencia y duración de las interrupciones, iii) la calidad del serviciocomercial , en términos de satisfactoria atención al usuario, correcta facturación dela prestación y cumplimiento estricto del Reglamento de Suministro. Elincumplimiento de los niveles de calidad comprometidos por la concesionaria, dalugar a la aplicación de sanciones, que revierten económicamente en favor de losusuarios afectados por el servicio defectuoso.

TTTTTARIFARIFARIFARIFARIFAS Y CALIDAS Y CALIDAS Y CALIDAS Y CALIDAS Y CALIDAD DEL SERVICIO EN EL SEGMENTAD DEL SERVICIO EN EL SEGMENTAD DEL SERVICIO EN EL SEGMENTAD DEL SERVICIO EN EL SEGMENTAD DEL SERVICIO EN EL SEGMENTO DE LA DISTRIBUCIONO DE LA DISTRIBUCIONO DE LA DISTRIBUCIONO DE LA DISTRIBUCIONO DE LA DISTRIBUCIONCapítulo 3.Capítulo 3.Capítulo 3.Capítulo 3.Capítulo 3.

capítulo tres TARIFAS Y CALIDAD DEL SERVICIO EN EL SEGMENTO DE LA DISTRIBUCION

3 83 83 83 83 8

Se considera que no es necesario hacer más referencias a aspectos concernientes a lacalidad del servicio, ya que éstos fueron suficientemente tratados en el Informe 93/94. Sin embargo, para facilitar la lectura del presente informe, se adjuntannuevamente en el Volumen II la Ley 24.065 y su Decreto Reglamentario; las Normasde Calidad del Servicio Público y Sanciones y El Reglamento de Suministro.

Igualmente se acompañan, en el Anexo 2, las Resoluciones del Directorio delENRE que sancionan los incumplimientos comprobados de las normas de calidadde servicio, a las empresas EDENOR S.A., EDESUR S.A. y EDELAP S.A. duranteel período comprendido entre agosto de 1994 y diciembre de 1995.

Los cuadros que siguen revelan el comportamiento de los indicadores de calidaddel servicio técnico a lo largo de cuatro semestres.

Evolución de Indicadores de FEvolución de Indicadores de FEvolución de Indicadores de FEvolución de Indicadores de FEvolución de Indicadores de Frecuencia y Tiempo por kVrecuencia y Tiempo por kVrecuencia y Tiempo por kVrecuencia y Tiempo por kVrecuencia y Tiempo por kVAAAAA

FMIK FMIK FMIK FMIK FMIK (F(F(F(F(Frecuencia Media de Interrupción por kVrecuencia Media de Interrupción por kVrecuencia Media de Interrupción por kVrecuencia Media de Interrupción por kVrecuencia Media de Interrupción por kVA)A)A)A)A)

TTIK TTIK TTIK TTIK TTIK (Tiempo total de Interrupción por kVA)(Tiempo total de Interrupción por kVA)(Tiempo total de Interrupción por kVA)(Tiempo total de Interrupción por kVA)(Tiempo total de Interrupción por kVA)

0

0.5

1

1.5

2

2.5

3

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4

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1º semestre 2º semestre 3º semestre 4º semestre

Edeno rEdeno rEdeno rEdeno r Edesu rEdesu rEdesu rEdesu r Edela pEdela pEdela pEdela p

0

1

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9

10

1º semestre 2º semestre 3º semestre 4º semestre

EdenorEdenorEdenorEdenor EdesurEdesurEdesurEdesur EdelapEdelapEdelapEdelap


3 93 93 93 93 9

00.5

11.5

22.5

33.5

4

1 2 3 4

00.5

1

1.52

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3.54

1 2 3 4

0

2

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10

12

14

1 2 3 4

0123456789

1 2 3 4

00.5

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22.5

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1 2 3 4

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1

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46

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1012

14

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1 2 3 4

0123456789

1 2 3 4

Indicadores de Calidad de ServicioIndicadores de Calidad de ServicioIndicadores de Calidad de ServicioIndicadores de Calidad de ServicioIndicadores de Calidad de Servicio

EDELAP SEDELAP SEDELAP SEDELAP SEDELAP S.A.A.A.A.A. 1º, 2º,3º y 4º Semestre. 1º, 2º,3º y 4º Semestre. 1º, 2º,3º y 4º Semestre. 1º, 2º,3º y 4º Semestre. 1º, 2º,3º y 4º Semestre

TTITTTITTTITTTITTTIT

FMIKFMIKFMIKFMIKFMIK TTIKTTIKTTIKTTIKTTIK

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L IMITE TT IK 3º Y 4º sem esL IMITE TT IK 3º Y 4º sem esL IMITE TT IK 3º Y 4º sem esL IMITE TT IK 3º Y 4º sem es L IMITE TT IK 1º Y 2º sem esL IMITE TT IK 1º Y 2º sem esL IMITE TT IK 1º Y 2º sem esL IMITE TT IK 1º Y 2º sem es EV OLU C IONEV OLU C IONEV OLU C IONEV OLU C ION

EDENOR SEDENOR SEDENOR SEDENOR SEDENOR S.A.A.A.A.A. 1º, 2º,3º y 4º Semestre. 1º, 2º,3º y 4º Semestre. 1º, 2º,3º y 4º Semestre. 1º, 2º,3º y 4º Semestre. 1º, 2º,3º y 4º Semestre

0

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5678

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L IMITE TT IK 3º Y 4º seme sL IMITE TT IK 3º Y 4º seme sL IMITE TT IK 3º Y 4º seme sL IMITE TT IK 3º Y 4º seme s L IMITE TT IK 1º Y 2º seme sL IMITE TT IK 1º Y 2º seme sL IMITE TT IK 1º Y 2º seme sL IMITE TT IK 1º Y 2º seme s EV OLU C IONEV OLU C IONEV OLU C IONEV OLU C ION







L IMITE TT IK 3º Y 4º sem esL IMITE TT IK 3º Y 4º sem esL IMITE TT IK 3º Y 4º sem esL IMITE TT IK 3º Y 4º sem es L IMITE TT IK 1º Y 2º sem esL IMITE TT IK 1º Y 2º sem esL IMITE TT IK 1º Y 2º sem esL IMITE TT IK 1º Y 2º sem es EV OLU C IONEV OLU C IONEV OLU C IONEV OLU C ION

EDESUR SEDESUR SEDESUR SEDESUR SEDESUR S.A.A.A.A.A. 1º, 2º,3º y 4º Semestre. 1º, 2º,3º y 4º Semestre. 1º, 2º,3º y 4º Semestre. 1º, 2º,3º y 4º Semestre. 1º, 2º,3º y 4º Semestre


4 04 04 04 04 0

Cabe señalar que del análisis de los montos de las multas aplicadas a las distribuidorasen los períodos comparables -primer y tercer semestre de medición- surge la calidadde la prestación del servicio público de electricidad en las áreas concesionadas porlas empresas, ha mejorado sensiblemente y se aproxima gradualmente a índices quepueden considerarse satisfactorios.

EDENOR SEDENOR SEDENOR SEDENOR SEDENOR S.A.A.A.A.A. sobre un total de $ 8.857.752. sobre un total de $ 8.857.752. sobre un total de $ 8.857.752. sobre un total de $ 8.857.752. sobre un total de $ 8.857.752

EDESUR SEDESUR SEDESUR SEDESUR SEDESUR S.A.A.A.A.A. sobre un total de $ 5.586.047. sobre un total de $ 5.586.047. sobre un total de $ 5.586.047. sobre un total de $ 5.586.047. sobre un total de $ 5.586.047

EDELAP SEDELAP SEDELAP SEDELAP SEDELAP S.A.A.A.A.A. sobre un total de $ 543.252. sobre un total de $ 543.252. sobre un total de $ 543.252. sobre un total de $ 543.252. sobre un total de $ 543.252


4 14 14 14 14 1

TTTTTarifasarifasarifasarifasarifas

En cuanto a las tarifas de la distribución eléctrica que afrontan los usuarios finalesde las Empresas EDENOR S.A., EDESUR S.A. y EDELAP S.A., sujetas a losprincipios del Marco Regulatorio Eléctrico y al contralor del ENRE, debe señalarseque mantuvieron estabilidad durante los últimos años, con tendencia a la baja.Cabe aclarar que la menor reducción de precios de estas tarifas del mercado minorista,con relación a la disminución de los precios mayoristas del MEM, se explicabásicamente, por el efecto moderador de la incidencia que tienen sobre losmovimientos de precios de la energía en el MEM, los siguientes factores:- La existencia en la tarifa a los usuarios finales, de un componente definido comofijo para cada período tarifario (cinco años), representativo de los costos propios dedistribución y que implica en promedio, alrededor de un 45% del valor tarifario alusuario final.- El efecto de la compra parcial de energía en el mercado a término, mediantecontratos transferidos a precio fijo que fueron establecidos con anterioridad a laprivatización por un período de ocho años, y que se corresponden aproximadamentecon la mitad de la demanda de estas distribuidoras.La posibilidad de firmar contratos está explícitamente contemplada en la Ley 24.065,particularmente en los artículos 6,10, 35 y 39. Los contratos son administrados porCAMMESA en tanto, ante faltantes de energía en el MEM, los contratos adquierenprioridad en el suministro. Cabe señalar que existen dos tipos básicos de contratos:de abastecimiento de energía y de reserva fría. Los primeros contratos del actualsistema fueron transferidos como parte de los paquetes privatizados de las empresasdistribuidoras EDELAP S.A., EDENOR S.A. y EDESUR S.A., con los generadoresCostanera, Puerto y San Nicolás.

El esquema de estos contratos es uniforme y compromete, durante un período de 8años, una potencia media horaria a un precio monómico fijo en cada período anual.Los contratos de Puerto y Costanera se dividen en partes iguales entre EDENORS.A. y EDESUR S.A., mientras que el restante liga la central San Nicolás conEDELAP. Estos contratos representan aproximadamente alrededor del 50% delconsumo total de energía de EDENOR S.A., EDESUR S.A. y EDELAP S.A..

El Marco Regulatorio establece que las tarifas serán justas y razonables y debenposibilitar una adecuada tasa de rentabilidad a aquellas empresas que operen coneficiencia. Como el Ente no interfiere en la gestión empresaria, ni fija los montos,


4 24 24 24 24 2

lugar y oportunidad en los que las empresas efectúan sus inversiones - así comotampoco controla la rentabilidad con las que operan - el control tarifario y el de lacalidad del servicio, constituyen el principal seguro que ha tomado el estado enfavor del usuario, frente a la prestación monopólica de un servicio público esencial.

La regulación ha previsto un cronograma de los cambios tarifarios durante el añocalendario, que contempla las programaciones estacionales de invierno y verano -1° de mayo y 1° de noviembre, respectivamente - y sus reprogramaciones el 1° deagosto y el 1° de febrero. Se adjuntan en el Anexo 3 las Resoluciones del Directoriodel ENRE al respecto.

LLLLLa evolución tarifariaa evolución tarifariaa evolución tarifariaa evolución tarifariaa evolución tarifaria

En los cuadros que siguen se muestra la evolución tarifaria producida durante losmeses de mayo, agosto y noviembre de 1994 y febrero, mayo, agosto y noviembrede 1995, calculados en base a tarifas medias representativas de consumos típicosconstantes.


4 34 34 34 34 3

Res. ENRERes. ENRERes. ENRERes. ENRERes. ENRE Res. ENRERes. ENRERes. ENRERes. ENRERes. ENRE Res. ENRERes. ENRERes. ENRERes. ENRERes. ENRE Res. ENRERes. ENRERes. ENRERes. ENRERes. ENRE Res. ENRERes. ENRERes. ENRERes. ENRERes. ENRE Res. ENRERes. ENRERes. ENRERes. ENRERes. ENRE Res. ENRERes. ENRERes. ENRERes. ENRERes. ENRE

Nº 42/94Nº 42/94Nº 42/94Nº 42/94Nº 42/94 Nº 110/94Nº 110/94Nº 110/94Nº 110/94Nº 110/94 Nº 185/94Nº 185/94Nº 185/94Nº 185/94Nº 185/94 Nº 23/95Nº 23/95Nº 23/95Nº 23/95Nº 23/95 Nº 92/95Nº 92/95Nº 92/95Nº 92/95Nº 92/95 Nº 146/95Nº 146/95Nº 146/95Nº 146/95Nº 146/95 Nº 235/95Nº 235/95Nº 235/95Nº 235/95Nº 235/95

MAMAMAMAMAY'94Y'94Y'94Y'94Y'94 AAAAAGO'94GO'94GO'94GO'94GO'94 NONONONONOV'94V'94V'94V'94V'94 FEB'94FEB'94FEB'94FEB'94FEB'94 MAMAMAMAMAY'95Y'95Y'95Y'95Y'95 AAAAAGO'95GO'95GO'95GO'95GO'95 NONONONONOV'95V'95V'95V'95V'95

T1-R1 CF $-bim 4,51 3,70 4,13 4,06 3,98 3,86 4,16

T1-R1 CV $/KWh 0,079 0,079 0,080 0,081 0,083 0,080 0,081

T1-R2 CF $-bim 16,05 13,36 14,89 14,65 14,49 13,97 15,04

T1-R2 CV $/KWh 0,041 0,046 0,044 0,045 0,048 0,047 0,045

T1-G1 CF $-bim 8,39 6,47 7,47 7,3 7,09 6,81 7,49

T1-G1 CV $/KWh 0,100 0,100 0,101 0,102 0,102 0,102 0,103

T1-G2 CF $-bim 59,14 48,18 54,38 53,45 51,98 50,56 54,70

T1-G2 CV $/KWh 0,069 0,074 0,072 0,074 0,074 0,075 0,073

T1-G3 CF $-bim 155,8 131,03 146,23 144,37 140,56 137,46 147,26

T1-G3 CV $/KWh 0,044 0,053 0,049 0,051 0,051 0,053 0,050

T1-AP $/KWh 0,072 0,065 0,068 0,067 0,069 0,065 0,069

T2 CP $/KW-mes 8,69 6,81 7,79 7,63 7,43 7,16 7,83

T2 CE $/KWh 0,059 0,058 0,059 0,060 0,060 0,059 0,060

T3-BT CPP $/KW-mes 9,10 7,22 8,20 8,04 7,84 7,57 8,25

T3-BT CPF $/KW-mes 4,92 4,92 4,96 4,96 5,02 5,02 5,06

T3-BT CEP $/KWh 0,040 0,039 0,040 0,039 0,052 0,039 0,042

T3-BT CER $/KWh 0,038 0,037 0,039 0,040 0,037 0,039 0,038

T3-BT CEV $/KWh 0,039 0,038 0,037 0,036 0,035 0,037 0,037

T3-MT CPP $/KW-mes 5,87 4,09 5,00 4,85 4,63 4,37 4,98

T3-MT CPF $/KW-mes 2,72 2,72 2,74 2,74 2,77 2,77 2,80

T3-MT CEP $/KWh 0,038 0,037 0,038 0,037 0,049 0,037 0,040

T3-MT CER $/KWh 0,036 0,036 0,037 0,038 0,035 0,037 0,037

T3-MT CEV $/KWh 0,037 0,036 0,035 0,035 0,033 0,035 0,035

T3-AT CPP $/KW-mes 3,79 2,09 2,95 2,80 2,57 2,32 2,89

T3-AT CPF $/KW-mes 0,41 0,41 0,41 0,41 0,42 0,42 0,42

T3-AT CEP $/KWh 0,037 0,036 0,036 0,036 0,047 0,036 0,038

T3-AT CER $/KWh 0,034 0,034 0,035 0,036 0,034 0,035 0,035

T3-AT CEV $/KWh 0,035 0,034 0,034 0,033 0,032 0,034 0,034

EDENOR S.AEDENOR S.AEDENOR S.AEDENOR S.AEDENOR S.A


4 44 44 44 44 4

EDESUR S.AEDESUR S.AEDESUR S.AEDESUR S.AEDESUR S.ARes. ENRERes. ENRERes. ENRERes. ENRERes. ENRE Res. ENRERes. ENRERes. ENRERes. ENRERes. ENRE Res. ENRERes. ENRERes. ENRERes. ENRERes. ENRE Res. ENRERes. ENRERes. ENRERes. ENRERes. ENRE Res. ENRERes. ENRERes. ENRERes. ENRERes. ENRE Res. ENRERes. ENRERes. ENRERes. ENRERes. ENRE Res. ENRERes. ENRERes. ENRERes. ENRERes. ENRENº 52/94Nº 52/94Nº 52/94Nº 52/94Nº 52/94 110/94110/94110/94110/94110/94 Nº 185/94Nº 185/94Nº 185/94Nº 185/94Nº 185/94 Nº 23/95Nº 23/95Nº 23/95Nº 23/95Nº 23/95 Nº 92/95Nº 92/95Nº 92/95Nº 92/95Nº 92/95 Nº146/95Nº146/95Nº146/95Nº146/95Nº146/95 Nº235/95Nº235/95Nº235/95Nº235/95Nº235/95

MAMAMAMAMAY‘94Y‘94Y‘94Y‘94Y‘94 AAAAAGO‘94GO‘94GO‘94GO‘94GO‘94 NONONONONOV‘94V‘94V‘94V‘94V‘94 FEB‘95FEB‘95FEB‘95FEB‘95FEB‘95 MAMAMAMAMAY‘95Y‘95Y‘95Y‘95Y‘95 AAAAAGO ‘95GO ‘95GO ‘95GO ‘95GO ‘95 NONONONONOV ‘95V ‘95V ‘95V ‘95V ‘95

T1-R1 CF $-bim 4,52 3,74 4,15 4,12 4,04 3,89 4,19

T1-R1 CV $/KWh 0,080 0,079 0,080 0,081 0,083 0,081 0,081

T1-R2 CF $-bim 16,10 13,51 14,97 14,84 14,7 14,06 15,12

T1-R2 CV $/KWh 0,041 0,047 0,044 0,045 0,047 0,047 0,045

T1-G1 CF $-bim 8,43 6,56 7,52 7,44 7,24 6,87 7,56

T1-G1 CV $/KWh 0,101 0,101 0,101 0,102 0,102 0,103 0,103

T1-G2 CF $-bim 59,36 48,80 54,70 54,26 52,89 50,96 55,15

T1-G2 CV $/KWh 0,069 0,074 0,072 0,073 0,074 0,075 0,073

T1-G3 CF $-bim 156,27 132,50 146,82 145,94 142,49 138,05 147,99

T1-G3 CV $/KWh 0,044 0,053 0,049 0,05 0,051 0,053 0,050

T1-AP $/KWh 0,073 0,066 0,068 0,068 0,071 0,068 0,070

T2 CP $/KW-mes 8,73 6,90 7,85 7,77 7,57 7,22 7,9

T2 CE $/KWh 0,059 0,059 0,059 0,060 0,060 0,060 0,060

T3-BT CPP $/KW-mes 9,14 7,31 8,26 8,18 7,99 7,64 8,32

T3-BT CPF $/KW-mes 4,92 4,92 4,96 4,96 5,02 5,02 5,06

T3-BT CEP $/KWh 0,040 0,040 0,040 0,039 0,051 0,039 0,041

T3-BT CER $/KWh 0,038 0,038 0,039 0,040 0,038 0,039 0,039

T3-BT CEV $/KWh 0,039 0,039 0,037 0,038 0,037 0,040 0,039

T3-MT CPP $/KW-mes 5,91 4,18 5,05 4,98 4,76 4,43 5,05

T3-MT CPF $/KW-mes 2,72 2,72 2,74 2,74 2,77 2,77 2,80

T3-MT CEP $/KWh 0,038 0,038 0,038 0,037 0,049 0,037 0,039

T3-MT CER $/KWh 0,036 0,036 0,037 0,038 0,036 0,037 0,037

T3-MT CEV $/KWh 0,037 0,037 0,036 0,036 0,035 0,038 0,038

T3-AT CPP $/KW-mes 3,82 2,18 2,99 2,92 2,7 2,38 2,95

T3-AT CPF $/KW-mes 0,41 0,41 0,41 0,41 0,42 0,42 0,42

T3-AT CEP $/KWh 0,037 0,036 0,036 0,036 0,047 0,036 0,037

T3-AT CER $/KWh 0,035 0,035 0,035 0,036 0,034 0,036 0,035

T3-AT CEV $/KWh 0,036 0,035 0,034 0,035 0,034 0,036 0,036


4 54 54 54 54 5

Res. ENRERes. ENRERes. ENRERes. ENRERes. ENRE Res. ENRERes. ENRERes. ENRERes. ENRERes. ENRE Res. ENRERes. ENRERes. ENRERes. ENRERes. ENRE Res. ENRERes. ENRERes. ENRERes. ENRERes. ENRE Res. ENRERes. ENRERes. ENRERes. ENRERes. ENRE Res.en trám.Res.en trám.Res.en trám.Res.en trám.Res.en trám. Res. ENRERes. ENRERes. ENRERes. ENRERes. ENRENº 50/94Nº 50/94Nº 50/94Nº 50/94Nº 50/94 Nº 110/94Nº 110/94Nº 110/94Nº 110/94Nº 110/94 Nº 186/94Nº 186/94Nº 186/94Nº 186/94Nº 186/94 Nº 25/95Nº 25/95Nº 25/95Nº 25/95Nº 25/95 Nº92/95Nº92/95Nº92/95Nº92/95Nº92/95 Nº 235/95Nº 235/95Nº 235/95Nº 235/95Nº 235/95

MAMAMAMAMAY‘94Y‘94Y‘94Y‘94Y‘94 AAAAAGO‘94GO‘94GO‘94GO‘94GO‘94 NONONONONOV‘94V‘94V‘94V‘94V‘94 FEB´95FEB´95FEB´95FEB´95FEB´95 MAMAMAMAMAY'95Y'95Y'95Y'95Y'95 AAAAAGO´95GO´95GO´95GO´95GO´95 NONONONONOV´95V´95V´95V´95V´95

T1-R1 CF $-bim 4,56 3,67 4,16 4,15 4,02 3,73 4,08

T1-R1 CV $/KWh 0,079 0,079 0,079 0,078 0,082 0,079 0,079

T1-R2 CF $-bim 16,22 13,25 15,01 15 14,68 13,50 14,80

T1-R2 CV $/KWh 0,040 0,047 0,042 0,041 0,046 0,046 0,043

T1-G1 CF $-bim 8,52 6,39 7,54 7,53 7,18 6,50 7,30

T1-G1 CV $/KWh 0,100 0,100 0,100 0,099 0,100 0,101 0,100

T1-G2 CF $-bim 59,78 47,68 54,77 54,76 52,44 48,54 53,54

T1-G2 CV $/KWh 0,068 0,074 0,071 0,07 0,071 0,075 0,072

T1-G3 CF $-bim 157,27 130,13 147,31 147,53 141,97 132,84 144,98

T1-G3 CV $/KWh 0,043 0,053 0,047 0,047 0,049 0,053 0,048

T1-AP $/KWh 0,072 0,063 0,066 0,064 0,067 0,061 0,065

T2 CP $/KW-mes 8,82 6,74 7,86 7,86 7,52 6,85 7,64

T2 CE $/KWh 0,058 0,058 0,057 0,057 0,058 0,057 0,057

T3-BT CPP $/KW-mes 9,23 7,15 8,28 8,27 7,93 7,27 8,06

T3-BT CPF $/KW-mes 4,92 4,92 4,96 4,96 5,02 5,02 5,06

T3-BT CEP $/KWh 0,040 0,039 0,039 0,037 0,054 0,039 0,041

T3-BT CER $/KWh 0,038 0,038 0,037 0,037 0,035 0,037 0,036

T3-BT CEV $/KWh 0,037 0,035 0,034 0,032 0,030 0,033 0,032

T3-MT CPP $/KW-mes 5,99 4,02 5,07 5,06 4,71 4,09 4,8

T3-MT CPF $/KW-mes 2,72 2,72 2,74 2,74 2,77 2,77 2,80

T3-MT CEP $/KWh 0,038 0,037 0,037 0,035 0,051 0,037 0,039

T3-MT CER $/KWh 0,036 0,036 0,035 0,035 0,034 0,036 0,034

T3-MT CEV $/KWh 0,035 0,033 0,032 0,031 0,029 0,031 0,031

T3-AT CPP $/KW-mes 3,91 2,03 3,01 3,00 2,65 2,05 2,72

T3-AT CPF $/KW-mes 0,41 0,41 0,41 0,41 0,42 0,42 0,42

T3-AT CEP $/KWh 0,037 0,036 0,035 0,034 0,049 0,035 0,038

T3-AT CER $/KWh 0,034 0,034 0,034 0,034 0,032 0,034 0,033

T3-AT CEV $/KWh 0,034 0,032 0,031 0,03 0,028 0,030 0,029

EDELAP S.AEDELAP S.AEDELAP S.AEDELAP S.AEDELAP S.A


4 64 64 64 64 6

0

5

10

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20

25

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40

Jul-94 Sep-94 Nov-94 Jan-95 Mar-95 May-95 Jul-95 Sep-95 Nov-95

$/MWh

PRECIO ENERGIA

PRECIO MONÓMICO

PPPPPrecios del MEMrecios del MEMrecios del MEMrecios del MEMrecios del MEM

PRECIO MONOMICO: PRECIO ENERGIA + PRECIO POTENCIA

La secuencia de las decisiones que conducen a la fijación del cuadro tarifario, encada una de las oportunidades en que corresponde su modificación, es la siguiente:1. Programación Estacional Provisoria hecha por CAMMESA2. Observaciones de los actores del MEM3. Programación estacional definitiva de CAMMESA4. Resolución de la Secretaría de Energía aprobándola5. Determinación de parámetros adicionales (precio contratos, ajustes, etc.)6. Cálculo de tarifas por parte de las distribuidoras7. Aprobación del cálculo de tarifas por parte del ENRE8. Publicación de los cuadros tarifarios

50.00

55.00

60.00

65.00

70.00

75.00

80.00

85.00

90.00

95.00

100.00

Mayo '94 Noviembre '94 Mayo ´95 Noviembre '95

Evolución de TEvolución de TEvolución de TEvolución de TEvolución de Tarifas Distribución - EDENOR Sarifas Distribución - EDENOR Sarifas Distribución - EDENOR Sarifas Distribución - EDENOR Sarifas Distribución - EDENOR S.A.A.A.A.A.....

Tar ifa 1 - RTar ifa 1 - RTar ifa 1 - RTar ifa 1 - R Ta ri fa 3Ta ri fa 3Ta ri fa 3Ta ri fa 3 TotalTotalTotalTotal


4 74 74 74 74 7

Evolución de TEvolución de TEvolución de TEvolución de TEvolución de Tarifas Distribución - EDELAP Sarifas Distribución - EDELAP Sarifas Distribución - EDELAP Sarifas Distribución - EDELAP Sarifas Distribución - EDELAP S.A.A.A.A.A.....

Evolución de TEvolución de TEvolución de TEvolución de TEvolución de Tarifas Distribución - EDESUR Sarifas Distribución - EDESUR Sarifas Distribución - EDESUR Sarifas Distribución - EDESUR Sarifas Distribución - EDESUR S.A.A.A.A.A.....

60.00

65.00

70.00

75.00

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85.00

90.00

95.00

100.00

Mayo '94 Noviembre '94 Mayo ´95 Noviembre '95



50.00

55.00

60.00

65.00

70.00

75.00

80.00

85.00

90.00

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100.00

Mayo '94 Noviembre '94 Mayo ´95 Noviembre ´95

LA PROLA PROLA PROLA PROLA PROTECCION AL USUTECCION AL USUTECCION AL USUTECCION AL USUTECCION AL USUARIOARIOARIOARIOARIO Capítulo 4.

4 94 94 94 94 9

capítulo cuatroLA PROTECCION AL USUARIO

El control antimonopólico y la defensa del consumidorEl control antimonopólico y la defensa del consumidorEl control antimonopólico y la defensa del consumidorEl control antimonopólico y la defensa del consumidorEl control antimonopólico y la defensa del consumidor

La década actual contempla un encuadramiento institucional más exigente enmateria de derechos y obligaciones de prestadores y usuarios de los servicios públicos.Las privatizaciones han generado una nueva realidad, ya que los mencionadosservicios se encuentran en manos de empresas privadas que aportan capitales deriesgo, destinados a mejorar estos servicios con expectativas de una razonable utilidad.

Si bien nuestro país no cuenta con una tradición legislativa y jurisprudencial muyarraigada en esta materia, el tema ha merecido la sanción de tres Leyes 11.210,12.906 y 22.262, de las cuales la última es la que específicamente norma el tema encuestión, ya que es la Ley de Defensa de la Competencia. La Ley 24.065 de MarcoRegulatorio del mercado eléctrico, confiere al ENRE la responsabilidad de entenderen esta materia en lo que hace a los agentes del sector.

Desde otra perspectiva, los intereses de los consumidores en general, cualquiera seala forma jurídica o económica de los proveedores de bienes o servicios en un mercadodado, son contemplados con la sanción de la Ley 24.240 denominada de Defensadel Consumidor, la que, junto con la 22.262 de Defensa de la Competencia y la22.802 de Lealtad Comercial, constituyen una trilogía que en parte se complementa,y en parte cumple cada una con una función independiente.

Es importante señalar también que en la reforma constitucional llevada a cabo enagosto de 1994, se han incluido expresamente los “derechos del consumidor y delusuario” (art.42) lo que implica además la posibilidad de presentar “acción deamparo” y recursos de “habeas data” y “habeas corpus” (art.43).

Corresponde agregar que el Art. 86 de la Constitución reformada crea la figura delDefensor del Pueblo, órgano independiente instituido en el ámbito del Congresode la Nación, para la protección de los derechos, garantías e intereses de losciudadanos. A partir de su designación el Defensor del Pueblo ha desarrollado una

Capítulo 4.Capítulo 4.Capítulo 4.Capítulo 4.Capítulo 4. LA PROLA PROLA PROLA PROLA PROTECCION AL USUTECCION AL USUTECCION AL USUTECCION AL USUTECCION AL USUARIOARIOARIOARIOARIO

capítulo cuatro

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LA PROTECCION AL USUARIO

intensa gestión en lo concerniente al servicio público de electricidad y mantienecon el ENRE una relación permanente y fluida.

El texto de la Ley 24.240 contempla y alienta la creación de asociaciones deconsumidores, como figuras necesarias para un control eficaz de las prácticascomerciales que puedan resultar lesivas de los derechos del público. Asimismo,contempla algunos principios de carácter general con relación a los usuarios deservicios públicos domiciliarios - Artículos 25 al 31 - como la constancia escrita delos alcances del servicio, la reciprocidad de trato, el registro de reclamos, la seguridadde las instalaciones, los instrumentos y unidades de medición, la interrupción de laprestación del servicio y la facturación de consumo excesivo. El Artículo 25 tambiénestablece que "los servicios públicos domiciliarios con legislación específica y cuyaactuación sea controlada por los organismos que ella contempla, serán regidos poresas normas, aplicándose la presente Ley supletoriamente".

Es importante entonces tener en cuenta que la resolución de situaciones relativas aotras actividades, constituye un punto de referencia valioso para cubrir eventualesvacíos o brindar apoyo interpretativo, a fin de dilucidar conflictos en el mercadoeléctrico.

El ENRE como autoridad de aplicación de la Ley 24.065, debe regular elfuncionamiento del mercado eléctrico, fiscalizar y sancionar las conductas que seaparten de las reglas del juego establecidas y dirimir, en instancia administrativa,los conflictos que surjan entre los agentes del mercado, y entre éstos y los usuarios.

Las Resoluciones que en ejercicio de estas funciones dicta el ENRE, están sujetas aun primer control de legalidad cuando así lo solicitan las partes, mediante el llamado“recurso de alzada” ante la Secretaría de Energía y Transporte, así como también aun control más amplio del Poder Judicial, a través del “recurso directo” ante laCámara Nacional en lo Contencioso Administrativo Federal.

El sistema así diseñado permite que cuando las actuaciones acceden a la instanciajudicial, lo hagan munidas de un valioso enfoque sistémico suministrado por elENRE a través de la integración multidisciplinaria de los aspectos técnicos,económicos y jurídicos.

Es interesante destacar que a lo largo de casi tres años, las instacias de revisión-tanto administrativa como judicial- han venido ratificando las decisiones tomadaspor el ENRE. Ello muestra el acierto de la creación del Ente como primera instancia

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administrativa caracterizada por su especificidad técnico-económica y sometida alas exigencias de los principios jurídicos de igualdad ante la ley, respeto al debidoproceso y otros igualmente valiosos, propios de la vigencia del estado de derecho.

Por vía de ejemplo se reseñan algunos de los casos que, resueltos por el ENRE, hanmerecido plena conformidad judicial. En un caso, el ENRE impuso a unaconcesionaria distribuidora de electricidad, una multa de $333.348 porincumplimiento en sus obligaciones de relevar y procesar la información que,conforme a lo dispuesto en el Contrato de Concesión, tiene que brindar al Ente alos fines de un adecuado control de calidad del producto técnico con que laelectricidad se suministra a los usuarios, donde esta calidad hace referencia a losniveles de tensión con la que se entrega la energía. La Cámara de Apelaciones en loContencioso Administrativo Federal, en sentencia del 16 de agosto de 1995 confirmóla multa aplicada1 . Similar confirmación judicial recibió, el 9 de octubre de 1995,otra multa de $ 343.104 por la misma causa2.

En otro caso, la distribuidora apeló las sanciones que le fueran impuestas por lasuspensión del servicio público a un conjunto de habitantes del Gran Buenos Aires.El recurso fue declarado formalmente improcedente por la Cámara, el 9 de agostode 19953. Como último ejemplo se señala que, oportunamente, el ENRE dictó laResolución Nº 14/93, la cual era de especial relevancia ya que establecía todas lasexigencias que las distribuidoras debían cumplir, a los fines de permitir el controlde calidad de producto técnico con el que se suministra la electricidad. Unadistribuidora, estimando que esas exigencias eran muy rigurosas, recurrió ante laCámara de Apelaciones, la que el 5 de septiembre de 1995, confirmó en todas suspartes lo resuelto por el ENRE4.

LLLLLos servicios del ENREos servicios del ENREos servicios del ENREos servicios del ENREos servicios del ENRE

El ENRE cuenta con un sector especialmente dedicado a recibir y atender lasconsultas y reclamos que los usuarios deseen efectuar. Los interesados acceden a élpor vía telefónica gratuita o haciendo llegar su presentación por escrito, sea pormedio postal o fax. Cabe señalar que, a la vez que el usuario formula una queja a ladistribuidora, dicha queja ingresa también al ENRE, dando lugar al reclamo.

Como resultado de estas distintas vías de recepción de las inquietudes planteadaspor los usuarios, el ENRE ha recibido desde el comienzo de sus actividades, enmayo de 1993 y hasta el 31 de diciembre de 1995, un promedio de 1100 reclamos

1 Autos: "EDESUR S.A. c/ENRE s/Resolución ENRE Nº 18/95 - Causa Nº 4194/95" Cam. citada, Sala V.2 Autos: "EDESUR S.A. c/ENRE s/Resolución ENRE Nº39/95 - Causa Nº 14.971/95" , Cam. citada, Sala IV.3 Autos: "EDESUR S.A. c/ENRE s/Resolución ENRE Nº7/93 - Causa Nº 16.708/93" Cam. citada, Sala II.4 Autos: "EDENOR S.A. c/ESTADO NACIONAL - Causa Nº 34.424/94" Cam. citada, Sala I.

capítulo cuatro

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LA PROTECCION AL USUARIO

por mes. Debe tenerse en cuenta que, en general, éstos se producen tanto porque elusuario no ha encontrado respuesta en las concesionarias de los servicios, comoporque plantean el tema directamente al ENRE, ya que estas dos posibilidadesestán previstas en las normas.La problemática abarcada por los reclamos que el Ente recibe y tramita está referida,en lo fundamental, a las cuestiones de calidad, en sus tres aspectos: la calidad delproducto técnico, es decir, la tensión; la calidad del servicio técnico, o sea lasinterrupciones que sufre el suministro, y la calidad comercial. Al aporte de lainformación obtenida a través de la relación con los usuarios, se suma la recogidapor otras fuentes, lo que le permite al Ente llevar a cabo la tarea de monitorear lacalidad del servicio en sus aspectos técnicos y aplicar -en los casos que corresponda-las sanciones previstas en los Contratos de Concesión.

La gama de situaciones conflictivas en la relación entre el usuario y la prestadoradel servicio que se refieren a la calidad comercial es muy amplia, señalándose acontinuación las situaciones más comunes: error en el encuadramiento tarifario delusuario; problemas en la recepción de facturas; demoras en el nuevo suministro,dificultades para el cambio de titularidad; mal funcionamiento del medidor;apropiación indebida de energía; daños causados en artefactos eléctricos poroscilaciones o picos de tensión; etc. Para este último caso, el Directorio del ENREaprobó un procedimiento especial, publicado en los Boletines Oficiales Nº 28.063y 28.195 en los que se establecen las normas de procedimiento para su tratamiento.Desde la creación del Ente han ingresado 1307 reclamos en este sentido, de loscuales 1046 han sido resueltos y 261 están en trámite. De los 1046 resueltos se hizolugar al 60% de los casos, se decretó la caducidad del procedimiento en un 5,4%, setuvieron por desistidos el 1%, se declaró la incompetencia del ENRE en un 0,2% yse rechazó el 33%.

Mención especial debe hacerse de aquellas presentaciones y denuncias de usuariosreferidas a situaciones que puedan poner en riesgo la seguridad pública, como postesquebrados, cables cortados, conexiones expuestas, etc. La gravedad que puede resultarasociada a estos casos, impuso al ENRE la necesidad de habilitar un mecanismo ágilpara la tramitación de denuncias de esta naturaleza. Cabe señalar que cada reclamoda lugar a la emisión de una Cédula de Notificación que, a la vez que intima a laConcesionaria a dar inmediata solución al problema, formula cargos con vistas a laaplicación de las sanciones que el Contrato de Concesión prevé para estos casos.

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Finalmente, debe destacarse que en diciembre de 1994, el Ente Nacional Reguladorde la Electricidad, el Ente Nacional Regulador del Gas, el Ente Tripartito de Obrasy Servicios Sanitarios y la Comisión Nacional de Telecomunicaciones firmaron unConvenio de Colaboración y Administración, por medio del cual se creó una Oficinade Atención, en el barrio de Flores, para integrar los servicios y así facilitar a losusuarios los trámites que se relacionan con dichos Organismos.

Instalaciones domiciliarias. Seguridad públicaInstalaciones domiciliarias. Seguridad públicaInstalaciones domiciliarias. Seguridad públicaInstalaciones domiciliarias. Seguridad públicaInstalaciones domiciliarias. Seguridad pública

De acuerdo con lo establecido por la Ley 24.065, el ENRE debe atender losproblemas de seguridad eléctrica en los inmuebles y el medio ambiente, y la seguridadpública en la construcción y operación de los sistemas de distribución y usuarios dela electricidad.

En cumplimiento de estas obligaciones, el ENRE ha dictado la Resolución Nº171/95 (Anexo 4), por la cual se preserva la seguridad pública, estableciendo lascondiciones en que deberán desarrollarse los trabajos en la vía pública sobre redese instalaciones subterráneas de Baja, Media y Alta Tensión. Igualmente se tomandisposiciones para el cerramiento de los centros de transformación destinados aimpedir el acceso a personas ajenas a las empresas distribuidoras.

La Resolución ENRE Nº 207/95 (Anexo 4), por la cual se adopta la Reglamentaciónpara la Ejecución de Instalaciones Eléctricas en Inmuebles de la AsociaciónElectrotécnica Argentina, comenzará a regir a partir de junio de 1996. Como tareacomplementaria se definieron conceptualmente los criterios para la elaboración deun Sistema de Habilitación de Instaladores Eléctricos, para lo cual se tomó contactocon la Facultad Regional Buenos Aires de la Universidad Tecnológica Nacional,para la elaboración de una propuesta conforme a los fines indicados.

Simultáneamente, los trabajos efectuados por las distribuidoras en la vía públicafueron controlados a través de visitas periódicas a sus cabeceras operativas,verificándose el cumplimiento de las disposiciones vigentes. Igualmente sesuscribieron convenios con las Universidades de Buenos Aires y La Plata destinadosa cumplimentar estas responsabilidades de control a través de su tercerización pororganismos calificados.

AAAAAUDIENCIAS PUBLICASUDIENCIAS PUBLICASUDIENCIAS PUBLICASUDIENCIAS PUBLICASUDIENCIAS PUBLICAS Capítulo 5.

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capítulo cincoAUDIENCIAS PUBLICAS

Como ya se dijo en el Informe Anual 1993-1994, el tratamiento de este temaconstituye una profunda innovación en el sistema legal administrativo argentino yestá íntimamente relacionado con la legítima pretensión participativa de los usuariospor conocer, en el momento oportuno, los asuntos que conciernen al interéspúblico.

Las Audiencias Públicas por un lado establecen una metodología de esclarecimientode ciertas cuestiones a través de la participación pública de los interesados o afectadosy, por otra parte, intentan una administración del interés comun que siempre sepresentó alejada y extraña a los problemas cotidianos de los ciudadanos como es,por ejemplo, el servicio eléctrico. Se procura que los usuarios visualicen el sistemacomo propio y creado con vistas a la adecuada satisfacción de sus legítimos intereses,para generar confianza en este nuevo instrumento de concientización comunitaria.

El Legislador ha previsto diversas circunstancias de aplicación de las AudienciasPúblicas, como por ejemplo:a) La modificación de las tarifas a solicitud de transportistas y distribuidoresb) La irrazonabilidad en las tarifas, cuando los usuarios las aleguenc) La ampliación de los sistemas de transporte y distribuciónd) La fusión de empresas transportistas o distribuidorase) Las conductas contrarias a la libre competencia o el abuso de una posicióndominante, lo que comunmente se denomina monopolio.

El requisito de Audiencia Pública sirve tanto al interés general para que no seproduzcan actos ilegítimos, como al interés de los particulares que, de esta manera,pueden hacer conocer sus argumentos y pruebas antes de la toma de una decisióndeterminada. Asimismo, permite a las autoridades públicas disminuir el riesgo deposibles errores de hecho o de derecho en sus decisiones, con el consiguientebeneficio de la eficacia de sus acciones y el consenso que ellas puedan obtener de lacomunidad. Sin duda, resulta mucho más difícil tener que revocar una decisiónerrónea a través de recursos o acciones administrativas o judiciales, que impedir

AUDIENCIAS PUBLICASAUDIENCIAS PUBLICASAUDIENCIAS PUBLICASAUDIENCIAS PUBLICASAUDIENCIAS PUBLICASCapítulo 5.Capítulo 5.Capítulo 5.Capítulo 5.Capítulo 5.

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capítulo cinco AUDIENCIAS PUBLICAS

que ella se produzca, mediante la oportuna introducción de medios conducentesde prueba y los consiguientes argumentos de hecho y de derecho.

El principio legal de la Audiencia Pública es de raigambre constitucional y debepor ello ser aplicado con el cuidado y atención que una cláusula constitucional detal envergadura merece, sobre todo, porque su violación o insuficiente e inadecuadocumplimiento, podría eventualmente constituir caso federal suficiente para concurrirpor ante la Corte Suprema de Justicia y obtener la nulidad del acto, dictado entransgresión de un procedimiento constitucional y expresamente requerido por laLey.

En resumen, la Audiencia Pública es un mecanismo idóneo de formación de consensoen la opinión pública respecto de la juridicidad y conveniencia del obrar del estado,así como una garantía objetiva de transparencia de los procedimientos estatalesrespecto de los concesionarios.

De conformidad con las disposiciones de la Ley 24.065, y de acuerdo con elprocedimiento fijado en el Reglamento de Audiencias Públicas aprobado medianteResolución ENRE Nº 39/94, se han celebrado, en el lapso que va desde mediadosde 1994 hasta diciembre de 1995, diecinueve Audiencias Públicas, tal como lo muestrael cuadro al final del Capítulo.

Cabe realizar un comentario especial respecto de las Audiencias Públicas celebradaslos días 16 y 17 de febrero de 1995, convocadas en los expedientes ENRE Nº 668/94 y Nº 809/94 respectivamente, con el objeto de considerar el otorgamiento delCertificado de Conveniencia y Necesidad Pública, para la ampliación de la capacidadde transporte del corredor Comahue-Buenos Aires, mediante el tendido de unacuarta línea en el primero de ellos, y mediante el reemplazo de los capacitoresserie de las estaciones transformadoras de Puelches y Henderson, en el segundo.Las normas específicas que rigen las Audiencias Públicas son el Artículo 11 yconcordantes de la Ley 24065, su Decreto Reglamentario 1398/92, la ResoluciónS.E. Nº 61/92, con sus modificatorias y complementarias y las Resoluciones delENRE 39/94 y 7/95. En el caso de ampliaciones de los sistemas de transporte deenergía eléctrica, la secuencia que debe cumplimentarse se describe en el esquemaque sigue:

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Ampliación de la Capacidad de Transporte por Concurso PúblicoAmpliación de la Capacidad de Transporte por Concurso PúblicoAmpliación de la Capacidad de Transporte por Concurso PúblicoAmpliación de la Capacidad de Transporte por Concurso PúblicoAmpliación de la Capacidad de Transporte por Concurso Público

Ampliación de la Capacidad de TAmpliación de la Capacidad de TAmpliación de la Capacidad de TAmpliación de la Capacidad de TAmpliación de la Capacidad de Transporte por Contrato entre Pransporte por Contrato entre Pransporte por Contrato entre Pransporte por Contrato entre Pransporte por Contrato entre Partesartesartesartesartes

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Siguiendo el procedimiento establecido en el Título III del Reglamento de Accesoa la Capacidad Existente y Ampliación del Sistema de Transporte de EnergíaEléctrica, las Empresas Hidroeléctrica El Chocón S.A. e Hidroeléctrica AlicuráS.A., solicitaron a Transener S.A. - titular del sistema de transporte correspondiente-la ampliación de la capacidad de transporte del corredor Comahue-Buenos Aires,mediante la construcción, operación y mantenimiento de una línea de 500 kV,conectando las estaciones transformadoras de Piedra del Aguila y Abasto, pasandopor las instalaciones de Choele Choel, Bahía Blanca y Olavarría. Posteriormente,la empresa Turbine Power S.A. adhirió a la solicitud de ampliación. Estas empresascumplían con el requisito de ser agentes reconocidos del MEM, tal como lo solicitala reglamentación, para poder presentar una solicitud de ampliación.

Según lo establecido en el Artículo 15 del Reglamento en cuestión, los solicitantespresentaron un estudio ante el ENRE, justificando la variabilidad del canon.Igualmente, de acuerdo a la reglamentación vigente y en cumplimiento de susobligaciones, Transener S.A. solicitó a CAMMESA el estudio técnico deidentificación de los beneficiarios de la ampliación, y de la proporción en que cadauno debía participar en el prorrateo de los costos de amortización. Dado que lossolicitantes cumplían con el requisito del mínimo del 30% de participación en losbeneficios de la ampliación - establecido por la reglamentación para estos casos -Transener S.A. elevó al ENRE la solicitud de emisión del Certificado deConveniencia y Necesidad Pública, presentada junto con su correspondienteinforme técnico.

El ENRE evaluó la solicitud de ampliación y, considerando que la misma reuníalas exigencias establecidas en el Artículo 19 del Reglamento, realizó la Convocatoriaa la Audiencia Pública. Durante la misma, realizada el día 17 de febrero de 1995, seplantearon las discrepancias existentes entre las distintas empresas generadoras dela región Comahue, respecto de la conveniencia del mecanismo a adoptar para laampliación de la capacidad de transporte de esa zona de importante generaciónhidroeléctrica, que ha experimentado un notable incremento en la potencia instaladaa partir de la privatización de sus centrales hidroeléctricas.

Ante la oposición que plantearon los eventuales beneficiarios, en vistas de que noexistían beneficios para los generadores que les permitieran afrontar el canonpropuesto, y dado que esta oposición alcanzaba al 34.18% del total, la solicitud deampliación finalmente debió ser rechazada por el ENRE, de acuerdo con lostérminos del Art. 21 del Reglamento de Acceso a la Capacidad Existente y

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Ampliación del Sistema de Transporte de Energía Eléctrica aprobado porResolución S.E. Nº 137/92 y modificatorias.Es interesante analizar en qué circunstancias un grupo de generadores tuvo lainiciativa de construir la "cuarta línea" considerando que constituía unemprendimiento interesante, y cómo, simultáneamente, quienes eran consideradoslos eventuales beneficiarios de la obra, se opusieron a su realización. En principio,habría que tener en cuenta que, cuando existe insuficiencia en la capacidad detransporte, como sucede entre el Comahue y Buenos Aires, los precios reflejan esainsuficiencia porque el vínculo se congestiona, es decir, se puede considerar quecuando el vínculo es vulnerable se introducen pérdidas elevadas en el precio deltransporte.

Por otra parte, siguiendo con el criterio de que todo lo que ocurre en el sistemadebe verse desde el punto de vista del usuario, se advierte que éste se ve perjudicadopor esta insuficiencia. "Cuando el vínculo es débil, es insuficiente y además secongestiona o se interrumpe, quiere decir que su vulnerabilidad está penalizandoal precio". Esto es percibido por el generador, que pierde cuando vende energía yvuelve a perder cuando vende potencia . Al usuario tampoco le resulta indiferenteel vínculo del transporte, dado que no es lo mismo tener una central lejos o cercade su domicilio, siendo que esta última posibilidad significa tener un vínculoreforzado que aumenta la capacidad y confiabilidad y reduce las pérdidas. Es poresta razón que resulta tan importante identificar correctamente a los eventualesbeneficiarios, ya que ellos deben expedirse acerca de la conveniencia de la propuesta,cuantificar su costo de realización y aceptar participar en su pago.

En este sentido, debe señalarse que a la fecha, y teniendo en cuenta el procesorecorrido en las Audiencias descriptas, los generadores del área del Comahue estánmanteniendo conversaciones para arribar a un acuerdo que permita la realizaciónde la mencionada cuarta línea.

Por otra parte, a través de un mecanismo similar al descripto, con fecha 16 defebrero de 1995 se celebró otra Audiencia Pública a fin de considerar la solicitudpresentada por las empresas Hidroeléctrica Piedra del Aguila S.A., Central NeuquénS.A., Central Térmica Alto Valle S.A., Hidroeléctrica Cerros Colorados S.A. yCAPEX S.A. para la instalación y puesta en servicio de dos nuevos capacitoresserie completos, en las estaciones transformadoras de Puelches y Henderson, dentrodel mismo corredor. Como resultado de dicha audiencia se otorgó el Certificadode Necesidad y Conveniencia Pública.

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FECHA RFECHA RFECHA RFECHA RFECHA Resolución esolución esolución esolución esolución TEMATEMATEMATEMATEMA ENRE NºENRE NºENRE NºENRE NºENRE Nº

15/06/94 51/94 Considerar la petición de TRANSENER S.A. para adquirir el 60% de las

acciones de TRANSNEA S.A.

05/0794 55/94 Considerar la solicitud de acceso a la capacidad de transporte existenteformulada por la DIRECCIÓN DE ENERGÍA DE CATAMARCA (DECA)

21/06/94 57/94 Declarar la existencia de Capacidad de Transporte necesaria parasatisfacer la solicitud de SIDECO AMERICANA S.A. (Se suspendió)

12/07/94 58/94 Declarar la existencia de Capacidad de Transporte necesaria parasatisfacer la solicitud de SERVICIOS ELÉCTRICOS SANJUANINOS.

08/07/94 56/94 Declarar la existencia de capacidad de transporte necesaria parasatisfacer la solicitud de EPEC.

26/08/94 102/94 Considerar la petición de TRANSENER S.A. para adquirir el 76,5% de lasacciones de DISTROCUYO S.A.

26/10/94 150/94 Considerar la petición de CENTRAL TÉRMICA SAN MIGUEL DETUCUMÁN S.A. para acceder a la capacidad de transporte existente en elSistema de transporte de energía eléctrica en Alta Tensión.

25/10/94 151/94 Considerar la petición de TURBINE POWER CO S.A. para acceder a lacapacidad de transporte existente en el sistema de Transporte porDistribución Troncal de la Región del Comahue (Río Negro) para su centraltermoeléctrica Gral. Roca TERMOROCA.

02/12/94 169/94 Considerar la petición de la EDET S.A. para acceder a la capacidad detransporte existente en el SISTEMA DE TRANSPORTE POR DISTRIBUCIÓNTRONCAL DEL NOROESTE ARGENTINO, concesionado aTRANSNOA S.A.

16/02/95 10/95 Resolver sobre el otorgamiento de Conveniencia y Necesidad Pública de laampliación solicitada por las Empresas HIDROELÉCTRICA PIEDRA DELÁGUILA S.A., HIDROELÉCTRICA CERROS COLORADOS S.A., CENTRALNEUQUÉN S.A., CENTRAL TÉRMICA ALTO VALLE S.A. y CAPEX S.A.

17/02/95 07/95 Resolver sobre el otorgamiento de Conveniencia y Necesidad Pública de laampliación solicitada por las Empresas HIDROELÉCTRICA., EL CHOCÓN,HIDROELÉCTRICA ALICURÁ S.A. y TURBINE POWER CO. S.A. (La fecha yhora de esta audiencia fue modificada por la RES 11/95).

10/05/95 60/95 Considerar la solicitud efectuada por la ADMINISTRACIÓN PROVINCIALDE ENERGÍA DE LA PAMPA, con el fin de otorgar el Certificado deConveniencia y Necesidad Pública para la construcción de una Línea deAlta Tensión de 132 kv. entre las localidades de Gral. Pico (LA PAMPA) yTrenque Lauquen (BS. AS). (La fecha y hora de esta audiencia fuemodificada por la RES 77/95).

30/05/95 81/95 Considerar el otorgamiento del Certificado de Conveniencia y NecesidadPública de la ampliación a la Capacidad de Transporte de EnergíaEléctrica, solicitada por NUCLEOELÉCTRICA ARGENTINA S.A. en lafutura Estación Transformadora Atucha II que se vinculará al Sistema deTransporte, en la Línea de 500 kv. Rosario Oeste - General Rodríguez

8/9/95 134/95 Considerar petición de EDESUR sobre emisión de certificado de necesidad yconveniencia pública para la construcción de una subestación de 132/13,2 kv y su respectiva alimentación mediante una línea aérea de 132 kv.Estación Spegazzini, Partido de Esteban Echeverría.

AUDIENCIAS PUBLICAS realizadas en el período junio 94/diciembre 95AUDIENCIAS PUBLICAS realizadas en el período junio 94/diciembre 95AUDIENCIAS PUBLICAS realizadas en el período junio 94/diciembre 95AUDIENCIAS PUBLICAS realizadas en el período junio 94/diciembre 95AUDIENCIAS PUBLICAS realizadas en el período junio 94/diciembre 95

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FECHA RFECHA RFECHA RFECHA RFECHA Resolución esolución esolución esolución esolución TEMATEMATEMATEMATEMA ENRE NºENRE NºENRE NºENRE NºENRE Nº

11/10/95 191/95 Considerar petición de EDENOR sobre emisión de certificado denecesidad y onveniencia pública para la ampliación de la subestaciónCasanova y la construcción y montaje de una nueva subestación de132/13,2 kv en la localidad de Rafael Castillo, Part. de la Matanza.

02/11/95 212/95 Resolver sobre el pedido de autorización solicitado por EDET S.A. parapresentarse en la privatización de “EDECAT S.A.” a través del procesolicitatorio iniciado por el Gobierno de la Pcia de Catamarca.

3/11/95 214/95 Considerar el pedido de autorización solicitado por EDET S.A. parapresentarse en el concurso público Internacional para la venta del 90% delas acciones de EDES S.A.

8/11/95 213/95 Considerar la solicitud de ampliación de la capacidad del Sistema deTransporte por contrato entre partes para la construcción de la EstaciónTransformadora Luján que seccionará la línea de 500 kv deTRANSENER S.A. que interconecta las Est. Transformadoras GranMendoza Río Grande, solicitada por la Sec. de Estado de Obras Públicasde la Pcia. de San Luis.

29/11/95 225y233/95 Considerar el otorgamiento del certificado de necesidad y convenienciapública solicitado por TRANSENER S.A. en el Expte. ENRE N° 397/94para la construcción de la nueva estación Transformadora ArroyoCabral de 500/132/34,5 kv, sita en la Pcia. de Córdoba.

SEGUIMIENTSEGUIMIENTSEGUIMIENTSEGUIMIENTSEGUIMIENTO Y CONTROL DE TENENCIAS AO Y CONTROL DE TENENCIAS AO Y CONTROL DE TENENCIAS AO Y CONTROL DE TENENCIAS AO Y CONTROL DE TENENCIAS ACCIONARIASCCIONARIASCCIONARIASCCIONARIASCCIONARIAS Capítulo 6.

capítulo seisSEGUIMIENTO Y CONTROL DE TENENCIAS ACCIONARIAS

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Como se ha señalado, la reconversión de la industria eléctrica, está caracterizadapor un proceso de transformación centrado en la privatización. Esta fue acompañadapor cambios en la asignación de responsabilidades y derechos entre el estado, losprestadores y los usuarios y la introducción de la competencia en la medida en queresultó posible.

En el desarrollo de las operaciones de privatización, se procuró especialmente adoptaralgunos resguardos esenciales para prevenir la concentración económica y asegurarque la prestación de servicios estuviera a cargo de expertos calificados. Para estepropósito, las normas y documentos con las que se reguló y se instrumentó lareconversión, establecieron obligaciones y restricciones que debían cumplimentarsey verificarse a nivel de las tenencias accionarias de las nuevas unidades de negocios.

Este conjunto normativo apunta en particular, a tener en cuenta los siguientesaspectos:- Asegurar la desintegración vertical para resguardar la independencia de lostransportistas- Evitar la excesiva concentración de la oferta de generación- Asegurar la permanencia y concurrencia de operadores calificados, y la deaccionistas mayoritarios dotados de solvencia y respaldo patrimonial

El marco legalEl marco legalEl marco legalEl marco legalEl marco legal

Cada uno de los aspectos mencionados presenta particularidades en cuanto a suprioridad y a las posibilidades prácticas de una acción eficaz por parte de la autoridadde regulación, la que a su vez debe respetar las reglas del mercado que quierepromover y las decisiones relativamente independientes de los agentes del mismo.

Los dos primeros aspectos, están relacionados con el propósito de establecer y

Capítulo 6.Capítulo 6.Capítulo 6.Capítulo 6.Capítulo 6. SEGUIMIENTSEGUIMIENTSEGUIMIENTSEGUIMIENTSEGUIMIENTO Y CONTROL DE TENENCIAS AO Y CONTROL DE TENENCIAS AO Y CONTROL DE TENENCIAS AO Y CONTROL DE TENENCIAS AO Y CONTROL DE TENENCIAS ACCIONARIASCCIONARIASCCIONARIASCCIONARIASCCIONARIAS

capítulo seis SEGUIMIENTO Y CONTROL DE TENENCIAS ACCIONARIAS

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mantener condiciones competitivas. De hecho esto está garantizado en el MarcoRegulatorio ya que en el Artículo 19 de la Ley se establece la proscripción de lasactividades anticompetitivas o desleales, o el abuso de una posición dominante enel mercado. Asimismo, el Decreto Reglamentario de este Artículo, faculta al ENREa caracterizar, en cada caso, si una situación configura o no un acto de competenciadesleal o de abuso de una posición dominante en el mercado. Por otra parte, elArtículo 30 establece la restricción de comprar o vender energía a los transportistas,mientras que el 31 procura evitar la integración vertical, preservando a las empresastransportistas del control de generadores y /o distribuidores.

La Ley establece, en el Artículo 32, la necesidad de autorización previa del ENREpara fusiones entre transportistas o distribuidores, mientras que el Artículo 33estipula que los capitales de las sociedades que se dedican a transporte y distribución,deben estar representados por acciones nominativas no endosables. Por último, elInciso c del Artículo 56, faculta al ENRE a prevenir conductas anticompetitivas,monopólicas o discriminatorias.

A la vista de esta legislación, puede decirse que el Marco Regulatorio argentinoavanza singularmente sobre el chileno y el inglés, al tratar de resguardar elcomportamiento competitivo. En efecto, en el primero, la ausencia de regulaciónespecífica ha favorecido una concentración notable, y, en el segundo, el MarcoRegulatorio deposita más confianza en el poder disuasivo del regulador que en lafragmentación de las unidades de negocio.

LLLLLas tenencias accionariasas tenencias accionariasas tenencias accionariasas tenencias accionariasas tenencias accionarias

A fin de garantizar la permanencia de los operadores, se optó por asegurar elcompromiso de los mismos a través de una participación relativamente importanteen el paquete accionario - entre el 15 y el 25 % según los casos - obligatoria por uncierto período de tiempo. Finalmente, dado que el servicio requería en muchoscasos importantes inversiones iniciales y más aún, teniendo en cuenta que la ecuacióneconómica de partida era deficitaria, se buscó asegurar la concurrencia de grupos degran solidez patrimonial

La reestructuración del sector en base a estas pautas permite ver que, en la mayorparte de los casos, los adjudicatarios de privatizaciones han adoptado la figura de la"sociedad de inversión", mediante la cual se ha asegurado la flexibilidad otorgadapor los pliegos de licitación para poder transferir hasta el 49% de las acciones de


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estas últimas. Esto configura una situación en la que la estructura accionaria de lassociedades titulares de concesiones o activos de generación sujetas a restricciones,por un lado permanece sin cambios en los paquetes mayoritarios, y, por el otro,desplaza los movimientos a la composición de las "sociedades de inversión", dondesí se han verificado diversos movimientos sobre las proporciones transferibles. Porotra parte, existe una lenta incorporación al régimen de cotización pública queafecta a las acciones del tipo "B", faltando movimiento del tramo "C" correspondientea los programas de propiedad participada.

La participación de accionistas en las diversas empresas se muestra en los cuadrosque cierran este Capítulo.

LLLLLa función de seguimiento y controla función de seguimiento y controla función de seguimiento y controla función de seguimiento y controla función de seguimiento y control

La disposición de información permanente y actualizada es indispensable pararealizar el seguimiento de las tenencias accionarias, constituyendo un elemento dejuicio importante para analizar la estructura del mercado y la eventual presencia desituaciones punibles. Por lo tanto, para cumplir adecuadamente su rol moderadory superador de conflictos, es necesario que la autoridad regulatoria cuente con lamayor cantidad posible de elementos de juicio, a fin de resolver los problemas quepuedan presentarse.

Teniendo en cuenta las expresas disposiciones de la legislación, es necesario para elENRE contar con información veraz y actualizada sobre la estructura societaria yla evolución patrimonial de los agentes principales del mercado. Este punto esimportante, ya que la doctrina y la práctica comparada de casi todos los países,estipulan el principio de la publicidad o transparencia acerca de la identidad deprestadores de servicios públicos esenciales.

De acuerdo con lo anterior, la tarea de seguimiento y control de las sociedades seestablece en dos planos: el de las sociedades titulares de concesiones de servicios dedistribución o transporte, y el de las sociedades de inversión, propietarias de lospaquetes mayoritarios de las primeras.En este sentido, se pueden distinguir por lo menos dos grandes grupos deinformación, relacionados con el seguimiento y control de las tenencias accionarias.Por un lado, los datos específicos relativos a transacciones accionarias - en trámiteo ya realizadas - sujetas a restricciones en virtud tanto del marco legal como de los


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contratos de privatización o concesión y/o las cláusulas estatutarias. Por otra parte,la información, indicadores y otros datos globales relativos al sector energético y alsubsector eléctrico en particular, tanto en el orden local como internacional . Estainformación conformará una Base de Datos de uso muy generalizado y relativamenteabierto. Para ello, se está avanzando en el diseño de un sistema de informaciónadecuado.

El otro subgrupo importante de la información por empresas, es el relativo altratamiento de las Memorias y Estados Contables. Hasta el momento, estainformación resulta voluntaria para las empresas y aún no tiene un tratamientoanalítico homogéneo. El ENRE está estudiando el tema a fin de determinar elnivel de análisis y registro de datos, teniendo en cuenta que deberá acordar con laSecretaría de Energía y Transporte y CAMMESA, los criterios de procesamientoestadístico de la información, a fin de asegurar la elaboración de series de datosrelevantes y evitar la duplicación de tareas .

Igualmente, se contará con otras fuentes de información - dictamen de auditoresexternos, balances especiales, actas de emisión y suscripción de acciones, transferenciade acciones, entre otras - proveniente tanto de los agentes del MEM, como dediferentes organismos públicos y privados que tienen información de interés paraaportar, como son, por ejemplo, el Consejo Profesional de Ciencias Económicas,la Comisión Nacional de Valores y la Bolsa de Comercio.

Finalmente, es importante señalar que la necesidad de contar con la mayor cantidadde información no responde a una política intervencionista o de reasunción defunciones por parte del estado, sino que obedece a la importancia de tener un estadode situación que permita darle transparencia al mercado y sus protagonistas parapoder cumplir, de manera efectiva, la función de regulación que es el objetivofundamental del ENRE.


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EL CONTROL AMBIENTEL CONTROL AMBIENTEL CONTROL AMBIENTEL CONTROL AMBIENTEL CONTROL AMBIENTALALALALAL Capítulo 7.

capítulo siete

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EL CONTROL AMBIENTAL

El proceso de transformación del sector eléctrico argentino ha significado un cambionotable de la actitud de los integrantes del Mercado Eléctrico Mayorista, frente a suresponsabilidad ambiental. Este cambio ha sido producido por diversos factores,entre los cuales se pueden señalar: la incorporación de obligaciones contractualesespecíficas de control ambiental en los pliegos de privatización y concesión de losservicios de generación, transporte y distribución de energía eléctrica; la fijaciónde estándares de emisión a la atmósfera de contaminantes, de cumplimientoobligatorio por parte de los generadores incorporados al MEM, o de los que seincorporen en el futuro, y la asignación al ENRE de facultades de contralor detodos los aspectos ambientales involucrados. También es indudable que estacoyuntura favorable está siendo motorizada por un cambio en la percepción eimportancia que la sociedad en general ha otorgado a los temas ambientales en losúltimos años.

La acción regulatoria ejercida por el ENRE ha sido favorecida por el esquemabásico de funcionamiento del mercado eléctrico argentino y por la decisión tomadapor la Secretaría de Energía de incorporar los contenidos ambientales, como unode los aspectos más importantes a tener en cuenta por los operadores privados. Estasituación ha contribuido a que las empresas que participan en alguna de las etapasdel negocio eléctrico, traten sus responsabilidades ambientales como integrantesintrínsecas de la gestión empresaria y promotoras de una imagen distinta frente a lademanda de la sociedad, hecho que se ha acentuado en el último semestre de 1995debido, en gran parte, a la realización de las auditorías ambientales a las que se haráreferencia más adelante.

Durante el período que cubre este informe, se ha combinado la tarea regulatoriacon una labor de información y también de docencia de los contenidos para unaadecuada gestión ambiental, iniciándose a apartir de 1996 una nueva etapa en la quela actividad del ENRE en este tema, incorporará la visión del mediano y largoplazo. Para ello se han preparado los términos de referencia para la elaboración deuna propuesta de “Plan Director Ambiental” el que constituirá el eje de la definición

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capítulo siete EL CONTROL AMBIENTAL

de un conjunto de programas, con un horizonte de cinco años.Debe señalarse que, si bien el período desde la iniciación de las actividades de controlambiental del ENRE - mediados de 1993 hasta la fecha - es pequeño en relación alos tiempos necesarios para mostrar grandes resultados, los obtenidos hasta elpresente son muy alentadores e indicativos de la iniciativa que el sector eléctrico hatomado en la gestión ambiental en el país.

Normativa de aplicaciónNormativa de aplicaciónNormativa de aplicaciónNormativa de aplicaciónNormativa de aplicación

La combinación de acciones de normatización ambiental reservadas por el MarcoRegulatorio a la Secretaría de Energía junto con las de regulación asignadas al ENRE,constituyen la herramienta de gestión ambiental del sector eléctrico. El conjuntode normas ambientales que el ENRE aplica, está compuesto por las normas delsector eléctrico emanadas de la Secretaría, por las Resoluciones dictadas por elDirectorio del Ente; por las normas ambientales nacionales, provinciales ymunicipales vigentes y por los Anexos de Control Ambiental incluidos en losContratos de Concesión de la actividad de generación, transporte o distribución deenergía eléctrica.

Los Artículos 16, 17 y 56, Inciso a e Inciso k, de la Ley 24.065, enumeran lasprincipales obligaciones ambientales que deben observar los agentes del MEM, ylas facultades del ENRE respecto a la seguridad pública y protección del medioambiente. En el Decreto Reglamentario de la misma, se especifica que las normasde protección de cuencas hídricas y ecosistemas asociados, a las que alude el Artículo17 de la Ley, se referirán a la infraestructura física, a las instalaciones y a la operaciónde los equipos de generación, transporte y distribución. El mismo Decreto, alreglamentar el Artículo 56, Inciso k, considera que las normas específicas a las quealude este inciso, son las leyes que se refieren a las reglas técnicas de seguridadvinculadas al objeto reglado por el mismo, las que deberán ser aplicadas por elENRE.

De esta manera, el Marco Regulatorio ha dejado en manos de la Secretaría deEnergía la responsabilidad normativa de la protección ambiental, y en manos delENRE, la referente a los aspectos de seguridad pública. La responsabilidad deinterpretar y vigilar el cumplimiento de toda la legislación es del ENRE y por lotanto, está facultado para la aplicación de sanciones por el incumplimiento de lanormativa vigente. En este sentido, el Artículo 77 de la Ley , establece los tipos de

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penalidades aplicables a los terceros no concesionados - por ejemplo generadorestérmicos - y el Artículo 78, a las que correspondería aplicar a los transportistas ydistribuidores.Las Resoluciones de la Secretaría de Energía se refieren a: i) la aprobación de losmanuales de gestión ambiental, a ser utilizados como referencia por quienes sehicieron cargo de instalaciones de generación hidráulica o térmica convencionaldurante el proceso de privatización, y para los que soliciten su incorporación alMEM, ii) la aprobación del manual de gestión ambiental aplicable a sistemas detransporte eléctrico de extra alta tensión; iii) el establecimiento de límites de emisiónde contaminantes en chimeneas de las centrales térmicas y de las condiciones parasu registro y iv) la incorporación de la documentación que avale el cumplimientode los reglamentos ambientales como requisito para el pedido de autorización parasu incorporación al MEM.

Las Resoluciones dictadas hasta el presente por el ENRE sobre los aspectosambientales son:-La Resolución N° 32/94 (Anexo 5), que establece los contenidos mínimos de losPlanes de Gestión Ambiental ( PGA ) que deben elaborar e implementar los agentesdel MEM.-La Resolución N° 51/95 (Anexo 5), que interpreta los Artículos 17 y 56 Inciso kde la Ley 24.065 y establece como aplicables a los generadores incorporados alMEM, la legislación ambiental promulgada a nivel nacional y a nivel de la jurisdicciónque corresponda a la ubicación de la central.Esta Resolución permite clarificar el procedimiento que el ENRE aplicará en casode detectarse un incumplimiento de la normativa ambiental general, no emanadade la Secretaría de Energía. Esto resulta importante sobre todo para aquellosgeneradores integrantes del MEM que no hubieran surgido del proceso deprivatización, sino incorporados a posteriori por propia iniciativa .-La Resolución N° 52/95 (Anexo 5), que establece que la aprobación de los PGAserá realizada por el Directorio del ENRE; fija los plazos para la presentación anteel ENRE y establece los procedimientos aplicables en caso de incumplimiento.

Por otro lado, como parte integrante de los pliegos de licitación de las unidades denegocios con actividades de generación eléctrica por vía térmica o de concesión deaquellas de generación hidroeléctrica, se incluyó un Anexo de "Control Ambiental"en el que se establecieron las obligaciones a cumplir por cada una de ellas. Estasobligaciones estuvieron referidas a las características de la documentación y losplazos respectivos de presentación a la autoridad de aplicación, a partir de la fecha

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de toma de posesión. Se fijaron además los requisitos mínimos de los registrosambientales que debían implementar y se establecieron plazos para solucionar losproblemas ambientales más importantes, también a partir de la fecha de posesión.

En este punto corresponde aclarar que para el caso de los concesionarios de unidadesde generación hidroeléctrica, los pliegos establecieron que la autoridad de aplicaciónen las cuestiones ambientales son, en algunos casos, organismos regionales, y, enotros, organismos provinciales. Esta asignación de funciones por vía de los decretosaprobatorios de los referidos pliegos de concesión constituye por el momento, unasuperposición de responsabilidades entre el ENRE y dichos organismos. Este hechose ha salvado momentáneamente, coordinando las actividades de fiscalización paraevitar duplicación de esfuerzos.

Para el caso de los transportistas, incluye tanto al transportista de extra alta tensióncomo los distribuidores regionales o troncales. La norma a aplicar está contenidaen la Resolución S.E. N°137/92 , en su Anexo 16 , Apéndice B.Los requisitos para la gestión ambiental de estos agentes del MEM, con lasmodalidades propias de la actividad, son similares a las establecidas para losgeneradores. En este caso refiere como guía de preparación de la documentaciónambiental a presentar al ENRE, la Resolución S.E. N° 15/92 y el Manual de GestiónAmbiental para Líneas de Extra Alta Tensión.

Para el caso de los distribuidores, las obligaciones ambientales están contenidas enlos respectivos Contratos de Concesión, aprobados por la Resolución S.E. N° 170/92 y el Decreto 1.795/92.

Las Resoluciones del ENRE mencionadas, en especial las N° 32/94 y N° 52/95aplicables a todo tipo de agente del MEM, han permitido solucionar algunascuestiones de interpretación de la normativa mencionada en los puntos anteriores,aunque se reconoce que todavía deben precisarse, mediante resoluciones adicionales,otros aspectos que hacen a la operatoria de la regulación. En estos temas se estátrabajando aprovechando la experiencia adquirida durante los dos años de gestiónambiental.

Las cuestiones jurisdiccionales se deberán resolver en una instancia superior y en elmarco de acuerdos bilaterales, con cada una de las jurisdicciones involucradas. Lajurisprudencia que ha generado el ENRE para el abordaje de cuestiones de arbitraje

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entre distintos agentes del MEM , indica que la esencia de la gestión del Ente debeapuntar a la equidad entre todos los agentes incorporados al MEM como sujetos dela regulación.

En este sentido, con el debido respeto por la legislación ambiental vigente en cadajurisdicción, su competencia alcanza a todos los agentes incorporados al sistemaeléctrico y reconocidos como tales. Con este criterio se ha dictado la ResoluciónENRE N° 51/95 mencionada precedentemente.

Actividades desarrolladas por el ENRE a nivel de los generadoresActividades desarrolladas por el ENRE a nivel de los generadoresActividades desarrolladas por el ENRE a nivel de los generadoresActividades desarrolladas por el ENRE a nivel de los generadoresActividades desarrolladas por el ENRE a nivel de los generadores

LLLLLa generación térmicaa generación térmicaa generación térmicaa generación térmicaa generación térmica

La etapa de generación y dentro de ésta la de generación térmica, fue a la que sedestinó el mayor esfuerzo en el período que se informa. Durante el segundo semestrede 1993 se habían recibido y analizado gran parte de los Diagnósticos Ambientalesque exigían los contratos de privatización de las Centrales. El resto fue entregado alENRE durante el año 1994 y el primer semestre de 1995, a medida que se cumplíael plazo estipulado para ello. El grado de cumplimiento de este requisito puedeconsiderarse bueno. La calidad de la información de dichos Diagnósticos ha sidomuy variada, pero de nivel aceptable en general.

Los generadores que han solicitado a la Secretaría de Energía su autorización paraingresar al MEM, a posteriori de la promulgación de la Ley 24.065, realizan esapresentación a la Secretaría de Energía conjuntamente con el resto de ladocumentación solicitada por la Resolución S.E. N° 206/94 (Anexo 5).

A partir del dictado de la Resolución del Directorio del ENRE N° 32 / 94, mediantela que se precisaron los contenidos de los Planes de Gestión Ambiental (PGA), serecibieron las propuestas de las empresas generadoras, las que fueron analizadas ymerecieron observaciones en la mayoría de los casos.

Las empresas generadoras debieron ajustar, a pedido del ENRE, los plazos y lasactividades de remediación de los problemas ambientales detectados en losDiagnósticos. Los PGA así corregidos, fueron incorporados como antecedentes enlas auditorías ambientales que se comentan más adelante y a partir del dictado de laResolución ENRE N° 52/95 son aprobados, si correspondiere, por el Directoriodel ENRE.

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Las Auditorías Ambientales en las Centrales Térmicas se iniciaron en el mes dejunio de 1995 y los informes de las mismas han permitido evaluar la correspondenciade la situación ambiental en cada Central, con las propuestas del PGA. Como sedijo al inicio de este Capítulo, en este año y medio de gestión se ha producido uncambio de actitud importante entre los generadores respecto al tema ambiental, loque paulatinamente se va traduciendo en las propuestas de PGA recibidos.

Del conjunto de aspectos ambientales involucrados en la actividad de generacióneléctrica por vía térmica convencional, el impacto de las emisiones a la atmósferaconstituyó en este período el tema prioritario de vigilancia y control por parte delENRE. En este sentido, las tareas fundamentales desarrolladas se dirigieron almonitoreo de las emisiones a la atmósfera en las centrales térmicas, con los objetivosde supervisar el cumplimiento de la legislación vigente por parte de los generadoresy establecer las bases para la elección de indicadores de evolución de los aportes a laatmósfera, que realiza el parque de generación.

En esta primera etapa, las auditorías se realizaron en los generadores térmicos ypara ello el conjunto de centrales integrantes del MEM fue desagregada según suubicación geográfica y sus características, para asignarlas a distintos gruposconsultores. Los informes de la primera serie de auditorías fueron recibidos a partirdel mes de agosto de 1995. El ENRE ha diseñado estos controles ambientales comoun primer paso en la estandarización y profundización de un procedimiento quetendrá continuidad en el futuro.

Los puntos principales analizados durante estas auditorías han sido los de manejode residuos sólidos y semisólidos, de efluentes líquidos y de emisiones gaseosas;monitoreo ambiental; prevención de emergencias; permisos y habilitaciones yevaluación de los PGA presentados al ENRE .

Del análisis de los informes recibidos, los cuales fueron puestos en conocimientode los auditados, puede decirse que, en general, las auditorías han detectadosituaciones que merecían ser solucionadas y que, sin embargo, hasta ese momento,no habían sido encaradas por el generador. A partir de la notificación del informe,y presentado el descargo del auditado, se les solicitó la incorporación de las actividadesde remediación a los Planes de Gestión Ambiental. Un denominador común de losinformes, lo constituyó la ausencia de un Sistema de Gestión Ambiental en lasempresas. Este proceso, iniciado por el ENRE durante 1995, ha permitido jerarquizarla consideración ambiental en el esquema de decisiones empresarias.

capítulo siete

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LLLLLa generación hidráulicaa generación hidráulicaa generación hidráulicaa generación hidráulicaa generación hidráulica

Dentro de este grupo de generadores deben puntualizarse distintas situaciones. LasCentrales que originariamente operaban las empresas Agua y Energía EléctricaS.E. e Hidronor S.A., fueron transferidas a empresas privadas con el carácter deconcesionarios. En los pliegos de licitación para la adjudicación de estas concesiones,se incluyó también un Anexo Ambiental donde se indicaban las obligaciones queen este aspecto debía cumplimentar el concesionario. Debe señalarse que este procesode privatización no ha concluido, ya que aún hay centrales en manos de AyEE.

Entre los compromisos incluidos en los contratos figuró: a) observar la legislaciónambiental nacional, provincial y municipal durante el período de concesión, b)implementar y operar un sistema de monitoreo de las condiciones ambientalesdentro del perímetro e informar a la autoridad de aplicación de sus resultados, c)desarrollar un programa de prevención de accidentes o emergencias durante todoel período de concesión y d) advertir a la autoridad de aplicación de todo hecho quepudiera alterar los ecosistemas relacionados.

La autoridad de aplicación para los aspectos ambientales es, en algunos casos, elComité de Cuencas y en otros, la dependencia provincial competente. La autoridadde aplicación para los aspectos de Seguridad de Presa, es el Organismo Regional deSeguridad de Presas (ORSEP). Un caso particular lo constituyen losemprendimientos de Salto Grande y de Yacyretá, los que se rigen por tratadosinternacionales.

La responsabilidad del ENRE en este grupo de generadores es complementaria dela jurisdiccional y emana de la Ley 24.065 y su Decreto Reglamentario. Arequerimiento del ENRE, los generadores hidráulicos han elaborado y propuestosus respectivos Planes de Gestión Ambiental.

Acciones realizadas a nivel de los transportistas y distribuidoresAcciones realizadas a nivel de los transportistas y distribuidoresAcciones realizadas a nivel de los transportistas y distribuidoresAcciones realizadas a nivel de los transportistas y distribuidoresAcciones realizadas a nivel de los transportistas y distribuidores

Las obligaciones ambientales de los transportistas y distribuidores con lascaracterísticas propias de los sistemas que operan, son similares a la de los generadores.Más arriba en este Capítulo se han mencionado las Resoluciones aplicables a estegrupo de agentes. Sus obligaciones provienen de las cláusulas contractuales, en elcaso de aquellos que surgieron del proceso de privatización, y de las Resolucionesde la Secretaría de Energía y del ENRE, en todo el conjunto de agentes.

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Debe señalarse que la gestión del ENRE ha sido más dificultosa con este grupo deagentes, tanto por lo novedoso de la temática aplicada a la actividad del transportey distribución de energía, como porque los contratos no establecieron obligacionesprecisas, como se hizo en el caso de los generadores.

La aplicación de las Resoluciones del Directorio del ENRE N° 32/94 y 52/95permitió, en el segundo semestre de 1995, revertir una situación de falta de respuestasconcretas, en una reacción positiva cuyos efectos se notarán durante 1996. A partirdel próximo año se reforzará un programa de monitoreo de indicadores de calidadambiental - nivel sonoro, campo eléctrico, campo magnético, radio interferencia -y de condiciones de seguridad pública como puestas a tierra y sistemas de protecciónde emergencias. Estas mediciones, que efectuarán los transportistas y distribuidores,serán auditadas por el ENRE mediante convenios con institutos universitariosespecializados.

Estudios especialesEstudios especialesEstudios especialesEstudios especialesEstudios especiales

Se realizaron dos estudios sobre la calidad del aire en las cercanías de centralestérmicas en operación, específicamente en la Central Térmica de San Nicolás y enlas Centrales Costanera, Puerto Nuevo y Nuevo Puerto. Estos estudios tuvieronobjetivos distintos en el corto plazo, pero similares en el mediano plazo.

En efecto, en el mediano plazo los dos trabajos encarados permiten disponer deantecedentes del comportamiento de los contaminantes en la localización de lascentrales y adquirir experiencia en el análisis del impacto de las emisiones gaseosas,que pueden ser de apoyo a la selección, en el futuro próximo, de herramientas degestión tales como la utilización de modelos de difusión en la atmósfera. Sobre elparticular, cabe señalar que los organismos reguladores ambientales de otros países,utilizan estos modelos con distintos propósitos: como herramienta predictiva enlas evaluaciones de impacto ambiental de nuevos emprendimientos; comoinstrumento de regulación durante la operación normal de las centrales de generacióny también como herramienta de análisis de situaciones puntuales de contaminación.

En esta línea de trabajo, se le solicitó a la Comisión Nacional de Energía Atómicala preparación de un Instructivo para la utilización de modelos predictivos en losestudios de evaluación de impacto ambiental. Esta propuesta de norma estuvodisponible en el curso del segundo semestre de 1995 y se puso a consideración delos interesados para que emitan su opinión.

capítulo siete

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Reuniones técnicasReuniones técnicasReuniones técnicasReuniones técnicasReuniones técnicas

Durante 1995 se organizaron conjuntamente con la Asociación de Generadores deEnergía Electrica de la República Argentina (AGEERA) dos talleres de discusiónde aspectos reglamentarios referidos a Técnicas de Medición de emisiones a laatmósfera y Metodología para la evaluación del impacto ambiental atmosférico.El primero de ellos se llevó a cabo el 10 de agosto y el segundo el 14 de diciembre.En ambos casos la convocatoria fue hecha a los generadores de energía por víatérmica y a los consultores que han realizado auditorías ambientales para el ENRE.

En las dos ocasiones, el ENRE puso documentos de trabajo a disposición de losasistentes, con el propósito de recibir los comentarios que le permitan avanzar enla formulación de normas de procedimientos. El ENRE ha recibido los comentarioscorrespondientes al primer documento y está trabajando en el proyecto de resoluciónrespectivo. Con relación al segundo, se ha previsto la realización de una próximareunión para fines de mayo de 1996, a fin de continuar el análisis de la propuesta.

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Hidroeléctrica

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VVVVVolumen de Contaminantes SOolumen de Contaminantes SOolumen de Contaminantes SOolumen de Contaminantes SOolumen de Contaminantes SO2 2 2 2 2 año 1995 año 1995 año 1995 año 1995 año 1995

VVVVVolumen de Contaminantes NOx año1995olumen de Contaminantes NOx año1995olumen de Contaminantes NOx año1995olumen de Contaminantes NOx año1995olumen de Contaminantes NOx año1995

Turbo Vapor

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Turbo Vapor

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Turbo Vapor

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Turbo G as

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SEMINARIOS Y JORNADSEMINARIOS Y JORNADSEMINARIOS Y JORNADSEMINARIOS Y JORNADSEMINARIOS Y JORNADASASASASAS Capítulo 8.

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capítulo ochoSEMINARIOS Y JORNADAS

El Directorio del ENRE, teniendo en cuenta la importancia de las transformacionesque se llevan a cabo en el Sector Eléctrico y lo novedoso de su tratamiento, organizódiferentes eventos con el propósito de difundir y discutir esta temática. Estas accionesse llevaron a cabo en el ámbito provincial, nacional e internacional, en el ordencronológico que sigue:

Jornadas Jurídicas sobre Servicio Público de ElectricidadJornadas Jurídicas sobre Servicio Público de ElectricidadJornadas Jurídicas sobre Servicio Público de ElectricidadJornadas Jurídicas sobre Servicio Público de ElectricidadJornadas Jurídicas sobre Servicio Público de Electricidad

Estas Jornadas se realizaron en Buenos Aires, el 8 y 9 de junio de 1995, con elobjetivo de analizar las normas que resguardan la calidad del servicio, la seguridadde las personas, e identificar las responsabilidades de las concesionarias frente a susclientes. Si bien fueron abiertas, estuvieron especialmente dirigidas a los abogadosde los cuerpos jurídicos de los Entes Reguladores, del sector público eléctrico nacionaly provincial, y de los organismos con funciones protectoras de los intereses de losusuarios y consumidores

El temario de las jornadas estuvo centrado en el servicio público concesionado oconcedido; la jurisdicción nacional en el sector eléctrico; la protección del usuario;la responsabilidad de los concesionarios frente al usuario; las funciones de los EntesReguladores y las funciones regulatorias de los órganos o entes provinciales.

Seminario de Reestructuración y Regulación del Sector EléctricoSeminario de Reestructuración y Regulación del Sector EléctricoSeminario de Reestructuración y Regulación del Sector EléctricoSeminario de Reestructuración y Regulación del Sector EléctricoSeminario de Reestructuración y Regulación del Sector Eléctrico

Este Seminario, de carácter internacional, fue llevado a cabo con el auspicio delBanco Mundial y tuvo lugar el 8, 9 y 10 de noviembre de 1995. Contó con laparticipación de destacados reguladores, expertos y académicos de Argentina,Australia, Colombia, España, EE.UU (FERC y Estado de California), Noruega,Perú, Reino Unido y Suecia. Estas representaciones permitieron conocer lasprincipales experiencias de países desarrollados y en desarrollo, lo que facilitó la

SEMINARIOS Y JORNADSEMINARIOS Y JORNADSEMINARIOS Y JORNADSEMINARIOS Y JORNADSEMINARIOS Y JORNADASASASASASCapítulo 8.Capítulo 8.Capítulo 8.Capítulo 8.Capítulo 8.

8 48 48 48 48 4

capítulo ocho SEMINARIOS Y JORNADAS

comparación de experiencias y la discusión desde diferentes ópticas, de los principalesproblemas de los segmentos de la industria eléctrica.Los problemas planteados y las propuestas de solución se dieron en el marco de undiálogo y debate intenso y fructífero. Las principales conclusiones a las que se llegósobre el panorama general de la reestructuración en el sector eléctrico, se refirierona los siguientes temas:

. La reforma en los países desarrollados obedeció a motivos diferentes que las de lospaíses en desarrollo. En los primeros, generalmente se verifica un crecimientorelativamente bajo de la demanda, una oferta excedente de electricidad, la necesidadde aumentar la eficiencia, la competencia y bajar los precios del servicio. En lospaíses en desarrollo, se observa una demanda excedente acompañada por altas tasasde crecimiento, servicios ineficientes, tarifas bajas e ingresos insuficientes parafinanciar la inversión.

. La experiencia demuestra que no hay un sólo modelo ni metodología de reforma,dado que éste depende de las condiciones iniciales, las características físicas, políticas,institucionales, legales y estructurales de los países y sus respectivos mercados.

. Más allá de las reformas de propiedad - pública o privada - se coincidió en que lareestructuración previa de la industria juega un papel fundamental, en sus diferentessegmentos competitivos - generación y comercialización - creando un mercadopara la generación y dando a los consumidores acceso a este mercado y a losmonopólicos.

. Se destacó la necesidad de tener en cuenta las señales adecuadas para la asignacióneficiente de inversiones, a fin de evitar problemas de congestión, la expansión de lacapacidad de transporte y el acceso abierto no discriminatorio en aquellos casos enlos cuales no existen obligaciones de “common carrier”, y el incremento de lacapacidad de generación, atendiendo al adecuado uso de los recursos y en condicionesde eficiencia productiva y económica.

. Se señaló la importancia que posee el sistema o estructura institucional de laregulación, cuando es complementada por legislación anti-monopólica y depromoción de la competencia, de justo comercio, ambiental y otros aspectos quecontribuyen a aliviar la carga de las tareas del regulador.

. En cuanto a las formas de propiedad, se analizaron modelos de propiedadpredominantemente estatal, como es el caso de Suecia y Noruega; mixto y en

8 58 58 58 58 5

capítulo ochoSEMINARIOS Y JORNADAS

transición, para España y Colombia; privados, como es el caso de Argentina, Chile,EEUU, Reino Unido, y en proceso de privatización, en Australia-Estado de Victoriay Perú. Se consideró también el caso del Estado de California predominantementeprivado, aunque con algunas empresas municipales.

. Se analizó la comercialización como actividad competitiva.

PPPPPrimera Jornada regional de Información y Análisis de la Regulaciónrimera Jornada regional de Información y Análisis de la Regulaciónrimera Jornada regional de Información y Análisis de la Regulaciónrimera Jornada regional de Información y Análisis de la Regulaciónrimera Jornada regional de Información y Análisis de la RegulaciónEléctricaEléctricaEléctricaEléctricaEléctrica

Este encuentro tuvo lugar el día 15 de diciembre de 1995 en San Miguel de Tucumány contó con el apoyo de la Dirección de Energía de la Provincia. Fue organizadocon el objetivo de establecer una red de comunicación que permitiera intercambiarinformación y experiencias en el ámbito de la regulación eléctrica, en aquellasprovincias que, paulatinamente, se van incorporando al proceso privatizador. Eneste sentido, convocó a actores y funcionarios del sector eléctrico de las Provinciasde La Rioja, Catamarca, Salta, Jujuy, Santiago del Estero y Tucumán.

Los temas fundamentales tratados durante la Jornada se relacionaron con la reformadel estado; la privatización y transformación del sector eléctrico; el nuevo mercadoeléctrico; el transporte y la distribución y la seguridad en las instalaciones.

El intercambio de información resultó particularmente significativo, ya que todaslas provincias convocadas se encontraban en diferentes instancias del procesoprivatizador, lo que motivó el planteo de situaciones diversas, permitiendo laparticipación de todos los sectores presentes. De hecho se constituyó en el puntode partida para futuros eventos de características similares.

LA GESTION ADMINISTRALA GESTION ADMINISTRALA GESTION ADMINISTRALA GESTION ADMINISTRALA GESTION ADMINISTRATIVTIVTIVTIVTIVAAAAA Capítulo 9.

8 78 78 78 78 7

capítulo nueveLA GESTION ADMINISTRATIVA

Organización internaOrganización internaOrganización internaOrganización internaOrganización interna

Por Resolución ENRE N° 166/94 el Directorio aprobó, con carácter provisorio,la estructura orgánica del Ente. De esta manera se adecuó la primera organización,que fuera aprobada por Resolución ENRE N° 3/93, al mejor cumplimiento de losobjetivos que se fueron desarrollando en el primer año de actuación. Teniendo encuenta esta dinámica, el organigrama actual tiene carácter provisorio a fin de queen el futuro, y a partir de los resultados que se reflejen, se pueda determinar unaestructura orgánica y funcional definitiva.

La estructura surgida de la Resolución ENRE N° 166/94, fue diseñada teniendoen cuenta la política del Ente de tratar los temas bajo su jurisdicción, en formainterdisciplinaria. Esta decisión está basada en la convicción de que esta metodologíaevita la secuencialidad en la gestión y se mejoran los tiempos y la calidad de losresultados.

El organigrama vigente contempla la existencia de áreas operativas y áreas de apoyo,estando las primeras constituidas por la creación de las Areas de Control de Contratosde Concesión de Servicios Públicos y de Mercados Eléctricos.

PPPPPresupuesto de los ejercicios de 1994 y 1995resupuesto de los ejercicios de 1994 y 1995resupuesto de los ejercicios de 1994 y 1995resupuesto de los ejercicios de 1994 y 1995resupuesto de los ejercicios de 1994 y 1995

El presupuesto del organismo se encuentra incluido en el Presupuesto General deGastos y Cálculo de Recursos de la Administración Nacional, sancionado por laLey N° 24.307 y su correspondiente Decreto de distribución del gasto. Al 31 dediciembre de 1994, la ejecución presupuestaria ascendió a $ 11.259.256.

Durante el mes de setiembre de 1994, se elevó al Ministerio de Economía y Obrasy Servicios Públicos el proyecto de presupuesto para el año de 1995. El mismo fuesancionado por Ley Nº 24.447 del Congreso de la Nación, por un monto de

Capítulo 9.Capítulo 9.Capítulo 9.Capítulo 9.Capítulo 9. LA GESTION ADMINISTRALA GESTION ADMINISTRALA GESTION ADMINISTRALA GESTION ADMINISTRALA GESTION ADMINISTRATIVTIVTIVTIVTIVAAAAA

8 88 88 88 88 8

capítulo nueve LA GESTION ADMINISTRATIVA

$15.558.088. Con posterioridad fue recortado por el Decreto N° 2.360/94 y por laaplicación del Decreto N° 290/95, con lo cual el presupuesto efectivo de 1995 fuede $13.223.000. La ejecución proyectada de este presupuesto, alcanza valoressuperiores al 90 %.

TTTTTasa de fiscalización y controlasa de fiscalización y controlasa de fiscalización y controlasa de fiscalización y controlasa de fiscalización y control

De acuerdo con lo establecido por el Artículo 67 de la Ley 24.065, las empresascontribuyentes del Mercado Eléctrico Mayorista aportaron proporcionalmente ydieron lugar al cobro de la tasa de fiscalización y control que ascendió a $ 11.985.840,para 1994 . Cabe señalar que por Resolución ENRE N° 7/94, se aplicaron interesescompensatorios y punitorios a las empresas que excedieron los vencimientos fijadospara el pago de la tasa, pero que el índice de cobrabilidad ha sido óptimo. Duranteel año de 1995 el importe total de la tasa solicitada a las empresas contribuyentesfue de $ 13.100.000.

Balance anualBalance anualBalance anualBalance anualBalance anual

De acuerdo con lo establecido por el Artículo 63, Inciso f, y Artículo 64 de la Ley24.065, el Ente confeccionó su Memoria y Balance del ejercicio irregular - nuevemeses - del año de 1993, sometiéndolo al contralor externo que ejerce la AuditoríaGeneral de la Nación. El mismo resultó con dictamen favorable del citado organismo,con fecha 12 de setiembre de 1994.

La Memoria y Balance correspondiente al ejercicio cerrado al 31 de diciembre de1994, se encuentra en poder de la Auditoría. Su dictamen se produciría en el primertrimestre de 1996.

Acuerdo con la Secretaría de EnergíaAcuerdo con la Secretaría de EnergíaAcuerdo con la Secretaría de EnergíaAcuerdo con la Secretaría de EnergíaAcuerdo con la Secretaría de Energía

El Ente Nacional Regulador de la Electricidad ha celebrado un Convenio deAsunción de Préstamo con la Secretaría de Energía, destinado a financiar estudiosy proyectos que merezcan la aceptación del Banco Internacional de Reconstruccióny Fomento (BIRF), por la suma de U$S 1.504.000.Se firmó el acuerdo, tomando en consideración las ventajas que ofrecen los intereses,

8 98 98 98 98 9

capítulo nueveLA GESTION ADMINISTRATIVA

los plazos de amortización y las demás condiciones financieras de carácter generalque se desprenden del Acuerdo.Durante el ejercicio de 1995 ingresaron al ENRE fondos provenientes de estepréstamo, para financiar proyectos por un importe superior a los U$S 300.000.

Contrataciones relevantesContrataciones relevantesContrataciones relevantesContrataciones relevantesContrataciones relevantes

El Ente ha celebrado, durante el período que cubre este Informe, contratacionescon diferentes instituciones públicas y privadas para el cumplimiento de los objetivosfijados en su Ley de creación. Estas contrataciones fueron la resultante de la políticaadoptada por el Directorio del ENRE, en cuanto a mantener como plantapermanente, una dotación de personal mínima y calificada.En dichas contrataciones se ha dado lugar a la participación de UniversidadesNacionales, Institutos de Investigación y la Sindicatura General de la Nación

Nueva sedeNueva sedeNueva sedeNueva sedeNueva sede

El Decreto N° 1398/92, reglamentario de la Ley 24.065, en su Artículo 55, facultaal Ministerio de Economía y Obras y Servicios Públicos, a determinar y transferiral ENRE inmuebles de propiedad del estado para que se fije en ellos la sede delEnte.

En tal sentido, con fecha 19 de diciembre de 1994, se suscribió con la Subsecretaríade Administración de Bienes del Ministerio de Economía y Obras y ServiciosPúblicos un boleto de compraventa, como principio de ejecución para la adquisiciónde los inmuebles sitos en la Avenida Eduardo Madero 1014/1020 de la Ciudad deBuenos Aires.

Por Resolución MEyOySP N° 271/95 se dio aprobación a lo actuado por la citadaSubsecretaría, habiéndose firmado la escritura traslativa de dominio del inmuebleen favor del ENRE ante la Escribanía General de la Nación, a fines del mes deagosto de 1995.

CONCLCONCLCONCLCONCLCONCLUSIONESUSIONESUSIONESUSIONESUSIONES Capítulo 10.

9 19 19 19 19 1

capítulo diezCONCLUSIONES

El Ente Nacional Regulador de la Electricidad ejerce sus funciones conforme a losprincipios y a las disposiciones de la Ley 24.065, para que la actividad del sector seajuste al cumplimiento de los objetivos contenidos en las políticas nacionales deabastecimiento, transporte y distribución de electricidad. El Marco Regulatorio esuna Ley Nacional aprobada por el Congreso, lo que importa decir que el organismocuenta con el más alto sustento institucional.

A partir de la vigencia de la Ley han comenzado a actuar calificados inversores yoperadores nacionales e internacionales, lo que significaría que dicho marco dio lasseñales adecuadas para convocarlos, y que también contiene los elementos necesariospara dar respuestas acordes con las expectativas de unos y otros. Atento la dinámicaque ha adquirido la prestación de servicios públicos, al incorporarse la competenciay al observarse en el mundo notables avances tecnológicos, está claro que es sobreel ENRE donde recae la responsabilidad de velar para que esas expectativas se veansatisfechas.

A partir de su transformación, hace apenas cuatro años, el mercado eléctricoargentino ha incorporado importantes actores que se desarrollan en un sectorregulado a través de instrumentos legales que aseguran la competencia en los espaciosdonde resulta posible y establecen parámetros de control en los escenarios cautivospero, en uno y otro caso, con conocimiento previo de quienes decidieron suincorporación al negocio eléctrico.

La introducción de la competencia, que mencionamos, se corresponde conmecanismos de señales económicas que privilegian la eficiencia en la gestión. Porotra parte, la regulación por resultados está encaminada a garantizar la vigencia dela normatividad establecida y de los contratos libremente pactados.

Este conjunto de disposiciones está diseñado para permitir una rentabilidadrazonable a las empresas que operan eficientemente, porque la experiencia haenseñado que éste es uno de los requisitos de una prestación satisfactoria para losusuarios.

CONCLCONCLCONCLCONCLCONCLUSIONESUSIONESUSIONESUSIONESUSIONESCapítulo 10.Capítulo 10.Capítulo 10.Capítulo 10.Capítulo 10.

9 29 29 29 29 2

capítulo diez CONCLUSIONES

La decisión transformadora fue tan fuerte y profunda que no sólo permitió unarápida transferencia de las unidades de negocio en todos los segmentos de la actividada la iniciativa privada, sino que también facilitó la creación de nuevas empresas. Deesta forma, el Estado promueve la competitividad de los mercados de producción ydemanda de la electricidad, alentando las inversiones que aseguren el suministro alargo plazo.

Tal como se expresa en este informe, el primero de los objetivos del ENRE es«proteger adecuadamente los derechos de los usuarios» y toda su gestión estádestinada, en última instancia, a la satisfacción de este objetivo.Ello conlleva, en una etapa primaria, a la «atención del usuario» que por otra parteno puede circunscribirse a recepcionar reclamos y evaluar consultas, tampoco aconfeccionar un registro de las dudas e inquietudes que resultan de aspectosinsatisfactorios de la prestación. Cuando un usuario reclama, interesa tanto brindarleuna respuesta correcta, como poder identificar la falla técnica o el error de gestiónque provocó la queja y exigir de la empresa que subsane el inconveniente y evite sureiteración. Por ello, el ENRE ejerce con intensidad los controles sobre la calidadde la prestación y penaliza rigurosamente las desviaciones, obligando a las empresasa multiplicar los recursos financieros, técnicos y de gestión en los tramos críticosdonde recae la multa.

Por lo tanto, el ENRE verifica la adecuada calidad del servicio, vigila elcomportamiento de los precios en todos los segmentos de la actividad y monitorea,a través de resultados, el desempeño de los concesionarios. De esta manera losinduce a comportamientos previsibles que otorgan confiabilidad al servicio públicode electricidad.

Pero el ENRE entiende que la voluntad del legislador ha sido procurar que losusuarios reciban un servicio de calidad creciente y costos decrecientes, tanto en elpresente como en el futuro. Para que ello suceda debe verificarse un sutil y armónicoentramado que también contemple los derechos de las empresas eficientes, a fin deobtener ingresos necesarios para atender los incrementos de la demanda y las mayoresexigencias de calidad, al tiempo que percibir una retribución justa y razonable porel capital invertido.

En el presente informe se ha procurado especialmente describir, con algún gradode análisis, la manera en que, gradualmente, el mercado eléctrico comienza a adquirirmadurez. Durante los dos primeros años se enfrentaron problemas graves pero

9 39 39 39 39 3

capítulo diezCONCLUSIONES

primarios: «los colgados» y «el fraude» son ejemplos de ello, así como una apreciablecantidad de reclamos sin atender o mal atendidos. Paulatinamente, ese tipo deproblemas ha perdido intensidad y ahora el servicio eléctrico plantea al reguladortemas de mayor complejidad, como los que corresponden a la función técnica deltransporte, a los valores del peaje y a la correcta determinación de los beneficiariosen las ampliaciones de la capacidad de transporte.

Se advierte cuán rápidamente las innovaciones irrumpen en este mercadotransformado y privatizado, y cómo las expectativas económicas enfrentan ladiversidad de alternativas técnicas. Sin embargo, existe la seguridad de que, desde suinsustituible perspectiva - la adecuada protección de los derechos de los usuarios - elENRE viene articulando respuestas sobrias pero eficaces a los desafíos quefrecuentemente convocan sus intervención. Este informe quiere ser un testimoniode ello.

Informe Anual 1994/1995

Presidente

Ing. Carlos Alberto Mattausch

Vicepresidente

Lic. Alberto Enrique Devoto

Directores

Ing. Juan Carlos Derobertis

Ing. Ricardo Martínez Leone

Dr. Marcos Rebasa

ENTE NAENTE NAENTE NAENTE NAENTE NACIONAL REGULADOR DE LA ELECTRICIDCIONAL REGULADOR DE LA ELECTRICIDCIONAL REGULADOR DE LA ELECTRICIDCIONAL REGULADOR DE LA ELECTRICIDCIONAL REGULADOR DE LA ELECTRICIDADADADADAD

LA CALIDLA CALIDLA CALIDLA CALIDLA CALIDAD Y EL PRECIO DEL SERVICIO ELECTRICOAD Y EL PRECIO DEL SERVICIO ELECTRICOAD Y EL PRECIO DEL SERVICIO ELECTRICOAD Y EL PRECIO DEL SERVICIO ELECTRICOAD Y EL PRECIO DEL SERVICIO ELECTRICO

AAAAAUDIENCIAS PUBLICASUDIENCIAS PUBLICASUDIENCIAS PUBLICASUDIENCIAS PUBLICASUDIENCIAS PUBLICAS


IndiceIndiceIndiceIndiceIndice

Introducción

Capítulo 1.

Capítulo 2. LA RELALA RELALA RELALA RELALA RELACION ENTRE LA CALIDCION ENTRE LA CALIDCION ENTRE LA CALIDCION ENTRE LA CALIDCION ENTRE LA CALIDAD Y LA REMUNERAAD Y LA REMUNERAAD Y LA REMUNERAAD Y LA REMUNERAAD Y LA REMUNERACIONCIONCIONCIONCIONEN EL TRANSPORTEEN EL TRANSPORTEEN EL TRANSPORTEEN EL TRANSPORTEEN EL TRANSPORTE

Capítulo 3. TTTTTARIFARIFARIFARIFARIFAS Y CALIDAS Y CALIDAS Y CALIDAS Y CALIDAS Y CALIDAD DEL SERVICIO EN EL SEGMENTAD DEL SERVICIO EN EL SEGMENTAD DEL SERVICIO EN EL SEGMENTAD DEL SERVICIO EN EL SEGMENTAD DEL SERVICIO EN EL SEGMENTO DEO DEO DEO DEO DELA DISTRIBUCIONLA DISTRIBUCIONLA DISTRIBUCIONLA DISTRIBUCIONLA DISTRIBUCION

Capítulo 4. LA PROLA PROLA PROLA PROLA PROTECCION AL USUTECCION AL USUTECCION AL USUTECCION AL USUTECCION AL USUARIOARIOARIOARIOARIO

Capítulo 5.

Capítulo 6. SEGUIMIENTSEGUIMIENTSEGUIMIENTSEGUIMIENTSEGUIMIENTO Y CONTROL DE TENENCIAS AO Y CONTROL DE TENENCIAS AO Y CONTROL DE TENENCIAS AO Y CONTROL DE TENENCIAS AO Y CONTROL DE TENENCIAS ACCIONARIASCCIONARIASCCIONARIASCCIONARIASCCIONARIAS

Capítulo 7. EL CONTROL AMBIENTEL CONTROL AMBIENTEL CONTROL AMBIENTEL CONTROL AMBIENTEL CONTROL AMBIENTALALALALAL

Capítulo 8. SEMINARIOS Y JORNADSEMINARIOS Y JORNADSEMINARIOS Y JORNADSEMINARIOS Y JORNADSEMINARIOS Y JORNADASASASASAS

Capítulo 9. LA GESTION ADMINISTRALA GESTION ADMINISTRALA GESTION ADMINISTRALA GESTION ADMINISTRALA GESTION ADMINISTRATIVTIVTIVTIVTIVAAAAA

Capítulo 10. CONCLCONCLCONCLCONCLCONCLUSIONESUSIONESUSIONESUSIONESUSIONES


ANEXANEXANEXANEXANEXO 16 PO 16 PO 16 PO 16 PO 16 Procedimientos CAMMESArocedimientos CAMMESArocedimientos CAMMESArocedimientos CAMMESArocedimientos CAMMESA


LLLLLey Nº 24.065ey Nº 24.065ey Nº 24.065ey Nº 24.065ey Nº 24.065

Subanexo 4 - Contato de ConcesiónSubanexo 4 - Contato de ConcesiónSubanexo 4 - Contato de ConcesiónSubanexo 4 - Contato de ConcesiónSubanexo 4 - Contato de Concesión

Reglamento de SuministroReglamento de SuministroReglamento de SuministroReglamento de SuministroReglamento de Suministro


Resoluciones ENREesoluciones ENREesoluciones ENREesoluciones ENREesoluciones ENRE


Reglamento de Conexión y uso del sistema de TReglamento de Conexión y uso del sistema de TReglamento de Conexión y uso del sistema de TReglamento de Conexión y uso del sistema de TReglamento de Conexión y uso del sistema de Transporte de Energía Eléctrica -ransporte de Energía Eléctrica -ransporte de Energía Eléctrica -ransporte de Energía Eléctrica -ransporte de Energía Eléctrica -

Anexo 2. SANCIONES CALIDSANCIONES CALIDSANCIONES CALIDSANCIONES CALIDSANCIONES CALIDAD DE SERVICIOAD DE SERVICIOAD DE SERVICIOAD DE SERVICIOAD DE SERVICIOResoluciones ENREResoluciones ENREResoluciones ENREResoluciones ENREResoluciones ENRE

Anexo 1.

Anexo 3. TTTTTARIFARIFARIFARIFARIFASASASASASResoluciones ENREResoluciones ENREResoluciones ENREResoluciones ENREResoluciones ENRE

Anexo 4. PROPROPROPROPROTECCION AL USUTECCION AL USUTECCION AL USUTECCION AL USUTECCION AL USUARIOARIOARIOARIOARIOResoluciones ENREResoluciones ENREResoluciones ENREResoluciones ENREResoluciones ENRE

Anexo 5. CONTROL AMBIENTCONTROL AMBIENTCONTROL AMBIENTCONTROL AMBIENTCONTROL AMBIENTALALALALALResoluciones ENREResoluciones ENREResoluciones ENREResoluciones ENREResoluciones ENRE


LEY Nº 24.065

Ley Nº 24.065

Apruébase la Reglamentación de la Ley Nº 24.065. ApruébaseApruébase la Reglamentación de la Ley Nº 24.065. ApruébaseApruébase la Reglamentación de la Ley Nº 24.065. ApruébaseApruébase la Reglamentación de la Ley Nº 24.065. ApruébaseApruébase la Reglamentación de la Ley Nº 24.065. Apruébase

la Reglamentación de los artículos 18 y 43 de la Lla Reglamentación de los artículos 18 y 43 de la Lla Reglamentación de los artículos 18 y 43 de la Lla Reglamentación de los artículos 18 y 43 de la Lla Reglamentación de los artículos 18 y 43 de la Ley Ney Ney Ney Ney Nº 15.336. 15.336. 15.336. 15.336. 15.336.

Bs. As., 06/08/92

VISTO la sanción de la Ley Nº 24.065 y el Expediente Nº

751.034/92 del Registro de la SECRETARIA DE ENERGIA

ELECTRICA. y

CONSIDERANDO Que resulta imprescindible reglamentar

algunos de los preceptos contenidos en dicha ley a los efectos de

su inmediata aplicación.

Que, a su vez, dados los criterios de regulación contenidos en la

Ley Nº 24.065 y el carácter complementario que la citada norma

tiene de la Ley Nº 15.336, corresponde precisar los alcances de

su contenido, en particular, en lo referente a las características de

la concesión del servicio público de distribución así como a la

base de cálculo de la Regalía Hidroeléctrica reglada por el Artículo

43 de la Ley Nº 15.336, modificado por Ley Nº 23.164, dada la

derogación que el Artículo 90 de la Ley Nº 24.065 dispusiera del

Artículo 39 de la Ley Nº 15.336.

Que el PODER EJECUTIVO NACIONAL se encuentra facultado

para el dictado del presente acto en virtud de las atribuciones

conferidas por el Artículo 67 de la Ley Nº 23.696, por el Artículo

91 de la Ley Nº 24.065 y por el Artículo 86 inciso 2) de la CONSTI-

TUCION NACIONAL.

Por ello,

EL PRESIDENTE DE LA NACION ARGENTINA

DECRETA:

Artículo 1º Artículo 1º Artículo 1º Artículo 1º Artículo 1º - Apruébase la «Reglamentación de la Ley Nº 24.065»,

que como Anexo 1 forma parte integrante del presente Decreto.

Artículo 2º Artículo 2º Artículo 2º Artículo 2º Artículo 2º - Apruébase la «Reglamentación del Artículo 18 y del

Artículo 43 de la Ley Nº 15.336, modificada en este último caso

por la Ley Nº 23.164», que como Anexo ll forma parte integrante

del presente Decreto.

Artículo 3ºArtículo 3ºArtículo 3ºArtículo 3ºArtículo 3º - El presente decreto entrará en vigencia a partir de la

fecha de su publicación.

Artículo 4º Artículo 4º Artículo 4º Artículo 4º Artículo 4º - Comuníquese, publíquese, dése a la Dirección

Nacional del Registro Oficial y archívese. MENEM. - Domingo F.

Cavallo.

La actividad de generación de energía eléctrica por responder al

libre juego de la oferta y la demanda debe ser sólo regulada en

aquellos aspectos y circunstancias que afecten el interés general.

ANEXO IANEXO IANEXO IANEXO IANEXO I

REGLAMENTACION DE LA LEY Nº 24.065

Decreto Nº1398/92

LEY Nº 24.065

CAPITULO ICAPITULO ICAPITULO ICAPITULO ICAPITULO I

Objeto

ARTICULO 1º - Caracterízase como servicio público al transporte

y distribución de electricidad. La actividad de generación, en

cualquiera de sus modalidades, destinada total o parcialmente a

abastecer de energía a un servicio publico será considerada de

interés general, afectada a dicho servicio y encuadrada en las

normas legales y reglamentarias que aseguren el normal

funcionamiento del mismo.

CAPITULO IICAPITULO IICAPITULO IICAPITULO IICAPITULO II

Política general y agentes

ARTICULO 2º - Fíjanse los siguientes objetivos para la política

nacional en materia de abastecimiento, transporte y distribución

de electricidad:

a) Proteger adecuadamente los derechos de los usuarios;

b) Promover la competitividad de los mercados de

producción y demanda de electricidad y alentar inversiones para

asegurar el suministro a largo plazo;

c) Promover la operación, confiabilidad, igualdad, libre

acceso, no discriminación y uso generalizado de los servicios e

instalación de transporte y distribución de electricidad;

d) Regular las actividades del transporte y la distribución de

electricidad, asegurando que las tarifas que se apliquen a los

servicios sean justas y razonables;

e) Incentivar el abastecimiento, transporte, distribución y uso

eficiente de la electricidad fijando metodologias tarifarias

apropiadas;

f) Alentar la realización de inversiones privadas en

producción, transporte y distribución, asegurando la competitividad

de los mercados donde sea posible.

El Ente Nacional Regulador de la Electricidad que se crea en el

Artículo 54 de la presente ley; sujetará su accionar a los principios

y disposiciones de la presente norma, y deberá controlar que la

actividad del sector eléctrico se ajuste a los mismos.

CAPITULO IIICAPITULO IIICAPITULO IIICAPITULO IIICAPITULO III

Transporte y distribución

ARTICULO 3º - El transporte y la distribución de electricidad

deberán prioritariamente ser realizados por personas jurídicas

privadas a las que el Poder Ejecutivo les haya otorgado las

correspondientes concesiones de conformidad con las disposiciones

de las leyes 15.336, 23.696 y de la presente ley. El Estado por sí

o a través de cualquiera de sus entes o empresas dependientes y

a efectos de garantizar la continuidad del servicio, deberá proveer

servicios de transporte o distribución en el caso en que, cumplidos

los procedimientos de selección referidos en la presente ley, no

existieron oferentes, a los que puedan adjudicarse las prestaciones

de los mismos.

ARTICULO 1º - Caracterízase a la actividad de transporte como

un servicio público por su naturaleza monopólica. No obstante lo

cual, comparte las reglas propias del mercado por las

particularidades que presenta en lo atinente a su expansión. Tales

condiciones deberán ser tenidas en cuenta por la SECRETARIA

DE ENERGIA ELECTRICA al establecer la regulación específica de

tal actividad y por el ENTE NACIONAL REGULADOR DE LA

ELECTRICIDAD al ejercer las funciones que le asigna la Ley

Nsímbolo 176 \f «Symbol» 24.065.

ARTICULO 2º - Sin reglamentación.

ARTICULO 3º - El PODER EJECUTIVO NACIONAL deberá tomar

los recaudos necesarios a los efectos de que se produzca en el

menor plazo posible la transferencia al Sector Privado de la

actividad de transporte y distribución de electricidad actualmente

a cargo de las empresas AGUA Y ENERGIA ELECTRICA

SOCIEDAD DEL ESTADO, HIDROELECTRICA NORPATAGONICA

SOCIEDAD ANONIMA y SERVICIOS ELECTRICOS DEL GRAN

BUENOS AIRES SOCIEDAD ANONIMA, conforme a los términos

de la Ley N° 23.696 y de la Ley Nº 24.065.

La SECRETARIA DE ENERGIA ELECTRICA y el ENTE NACIONAL

REGULADOR DE LA ELECTRICIDAD deberán implementar los

Ley Nº 24.065 Decreto Nº 1398/92

LEY Nº 24.065

CAPITULO IVCAPITULO IVCAPITULO IVCAPITULO IVCAPITULO IV

Generadores, transportistas, distribuidores y grandes usuarios

ARTICULO 4º - Serán actores reconocidos del mercado eléctrico:

a) Generadores o productores;

b) Transportistas:

c) Distribuidores;

d) Grandes usuarios.

ARTICULO 5º - Se considera generador a quien, siendo titular de

una central eléctrica adquirida o instalada en los términos de esta

ley, o concesionarios de servicios de explotación de acuerdo al

artículo 14 de la ley 15.336, coloque su producción en forma

total o parcial en el sistema de transporte y/o distribución sujeto

a jurisdicción nacional.

ARTICULO 6º - Los generadores podrán celebrar contratos de

suministro directamente con distribuidores y grandes usuarios.

Dichos contratos serán libremente negociados entre las partes.

ARTICULO 7º - Se considera transportista a quien, siendo titular

de una concesión de transporte de energía eléctrica otorgada

bajo el régimen de la presente ley, es responsable de la transmisión

y transformación a ésta vinculada, desde el punto de entrega de

dicha energía por el generador, hasta el punto de recepción por

el distribuidor o gran usuario según sea el caso.

ARTICULO 8º - Quienes reciban energía en bloque por pago de

regalías o servicios podrán comercializarla de igual manera que

los generadores.

ARTICULO 9º - Se considera distribuidor a quien, dentro de su

zona de concesión es responsable de abastecer a usuarios finales

que no tengan la facultad de contratar su suministro en forma

independiente.

ARTICULO 10º - Se considera gran usuario a quien contrata, en

forma independiente y para consumo propio, su abastecimiento

de energía eléctrica con el generador y/o el distribuidor. La

reglamentación establecerá los módulos de potencia y de energía

y demás parámetros técnicos que lo caracterizan.

mecanismos que fuere menester, a los efectos de asegurar que las

actividades descriptas en el párrafo precedente permanezcan a

cargo del Sector Privado.


ARTICULO 5º - La actividad de generación de energía eléctrica

de origen térmico no requiere autorización previa del PODER

EJECUTIVO NACIONAL para su ejercicio, en cambio, la de origen

hidroeléctrico estará sujeta a una concesión de explotación, en

los términos del Artículo 14 de la ley Nº 15.336.



ARTICULO 8º - Se tendrá como valor de referencia de la energía

eléctrica que se reciba en concepto de pago por regalía

hidroeléctrica u otro servicio, a los efectos de su comercialización

mayorista en el Mercado Spot, el que le corresponda, en tal

mercado, al concesionario de la central hidroeléctrica en la cual

se origina tal pago.

ARTICULO 9º - El titular de una concesión de distribución no puede

ser propietario de unidades de generación. De ser éste una forma

societaria, sí pueden serlo sus accionistas, como personas físicas

o constituyendo otra persona jurídica con ese objeto.

ARTICULO 10º - Considérase «gran usuario» a todo aquel usuario

que por su característica de consumo pueda celebrar contratos de

compraventa de energía eléctrica en bloque con los generadores

que define el inciso a) del Artículo 35 de la ley Nº 24.065, estando

sujetos a jurisdicción nacional cuando tales contratos se ejecuten

a través del SISTEMA ARGENTINO DE INTERCONEXION.

Delégase a la SECRETARIA DE ENERGIA ELECTRICA la facultad

de precisar los módulos de potencia y energía y demás parámetros

técnicos que caracterizan al «gran usuario».

Asimílase a las Entidades Cooperativas prestadoras del servicio

público de electricidad, «al gran usuario», a los efectos de

determinar su forma de participación en el MERCADO ELECTRICO

MAYORISTA.


LEY Nº 24.065

CAPITULO VCAPITULO VCAPITULO VCAPITULO VCAPITULO V

Disposiciones comunes a transportistas y distribuidores

ARTICULO 11º - Ningún transportista o distribuidor podrá

comenzar la construcción y/ u operación de instalaciones de la

magnitud que precise la calificación del ente, ni la extensión o

ampliación de las existentes, sin obtener de aquél un certificado

que acredite la conveniencia y necesidad pública de dicha

construcción, extensión o ampliación. El ente dispondrá la

publicidad de este tipo de solicitudes y la realización de una

audiencia pública antes de resolver sobre el otorgamiento del

respectivo certificado.

ARTICULO 12º - El inicio o la inminencia de inicio de una

construcción y/u operación que carezca del correspondiente

certificado de conveniencia y utilidad pública, facultará a cualquier

persona a acudir al ente para denunciar u oponerse a aquéllas.

El ente ordenará la suspensión de dicha construcción y/u operación

hasta tanto resuelva sobre el otorgamiento del referido certificado,

sin perjuicio de las sanciones que pudieren corresponder por la

infracción.

ARTICULO 13º - La construcción o ampliación de las instalaciones

de un transportista o distribuidor que interfiriere o amenazare

interferir irrazonablemente el servicio o sistema correspondiente

a otro transportista o distribuidor, facultará a estos últimos para

acudir ante el ente, el que oyendo a los interesados autorizará o

no la nueva obra, pudiendo convocar, previo a el a una audiencia

pública.

ARTICULO 14º - Ningún transportista ni distribuidor podrá

abandonar total ni parcialmente las instalaciones destinadas al

transporte y distribución de electricidad, ni dejar de prestar los

servicios a su cargo, sin contar con la aprobación del ente, quien

sólo la otorgará después de comprobar que las instalaciones

servicios a ser abandonados no resultan necesarios para el servicio

público en el presente ni en un futuro previsible.

ARTICULO 15º - El ente resolverá en los procedimientos indicados

en los artículos 11,12,13 y 14 y dentro del plazo de tres (3)

meses contados a partir la fecha de iniciación de los mismos.

ARTICULO 16º - Los generadores, transportistas, distribuidores y

usuarios de electricidad están obligados a operar y mantener sus

instalaciones y equipos en forma que no constituyan peligro alguno

para seguridad pública, y a cumplir con los reglamentos

resoluciones que el ente emita a tal efecto. Dichas instalaciones y

equipos estarán sujetos a la inspección, revisación y pruebas que

periódicamente realizará el ente, el que tendrá, asimismo,

facultades para ordenar la suspensión del servicio, la reparación

o reemplazo de instalaciones y equipos o cualquier otra medida

tendiente a proteger la seguridad pública.

ARTICULO 11º - El ENTE NACIONAL REGULADOR DE LA

ELECTRICIDAD deberá establecer la magnitud de instalación cuya

operación y/o construcción requiere su calificación de necesidad,

debiendo difundir adecuadamente tal caracterización.

ARTICULO 12º - El particular que quiera manifestar su oposición

a la construcción y/u operación de instalaciones de distribución o

transporte de energía eléctrica que carezca del certificado reglado

por el Artículo 11 de la Ley N° 24.065, deberá acreditar pre-

viamente, tener afectado un derecho subjetivo o un interés legitimo

ante el ENTE NACIONAL REGULADOR DE LA ELECTRICIDAD.




ELECTRICIDAD deberá elevar, por intermedio de la SECRETARIA

DE ENERGIA ELECTRICA, dentro del término de los CIENTO

VEINTE (120) DIAS de su puesta en funcionamiento, un proyecto

de reglamento que establezca el procedimiento que aplicará para

intervenir y resolver en las cuestiones regladas en este Capítulo.



LEY Nº 24.065

ARTICULO 17º - La SECRETARIA DE ENERGIA ELECTRICA deberá

determinar las normas de protección de cuencas hídricas y

ecosistemas asociados, a las cuales deberán sujetarse los

generadores, transportistas y distribuidores de energía eléctrica,

en lo referente a la infraestructura física, las instalaciones y la

operación de sus equipos.


ARTICULO 19º - Facúltase al ENTE NACIONAL REGULADOR DE

LA ELECTRICIDAD a caracterizar, en cada caso en particular, si

una situación configura o no un acto de competencia desleal o de

abuso de una posición dominante en el mercado.


ARTICULO 21º - El PODER EJECUTIVO NACIONAL sólo autorizará

concesiones de distribución de energía eléctrica cuya regulación

se funde en los criterios contenidos en el Articulo 1° de la presente

reglamentación y prevean sanciones por el incumplimiento de las

normas de calidad de servicio que afecten la continuidad de la

prestación del servicio.Los distribuidores deberán satisfacer toda

demanda de provisión de servicio de electricidad durante el término

de la concesión que se le otorgue. Serán responsables de atender

el incremento de demanda en su zona de concesión, por lo que

deberán asegurar su aprovisionamiento celebrando los contratos

de compraventa de energía eléctrica en bloque que considere

conveniente. No podrán invocar el abastecimiento insuficiente de

energía eléctrica corno eximente de responsabilidad por el

incumplimiento de las normas de calidad de servicio que se

establezcan en su contrato de concesión.

El Estado Nacional no será responsable, bajo ninguna

circunstancia, de la provisión de energía eléctrica faltante para

abastecer la demanda actual o futura del concesionario de

distribución.

Dichos contratos de concesión deberán respetar, en particular, las

previsiones en materia tarifaria contenidas en la reglamentación

de los incisos a), b) y c) del Artículo 40, del Artículo 41 y de los

incisos c) y d) del Artículo 42 de la Ley Nº 24.065, los lineamientos

básicos que se definen en la reglamentación de los incisos b), d) y

f) del Artículo 56 de la citada ley, así como aplicarse los

procedimientos establecidos en la reglamentación de los Artículos

51 y 52 de la ley antes mencionada.

ARTICULO 17º - La infraestructura física, las instalaciones y la

operación de los equipos asociados con la generación, transporte

y distribución de energía eléctrica deberán adecuarse a las medidas

destinadas a la protección de las cuencas hídricas y de los

ecosistemas involucrados. asimismo deberán responder a los

estándares de emisión de contaminantes vigentes y los que se

establezcan en el futuro, el orden nacional por la Secretaría de

Energía.

ARTICULO 18º - Los transportistas y los distribuidores gozarán de

los derechos de servidumbre previstos en la ley 19.552.

ARTICULO 19º - Los generadores, transportista distribuidores, no

podrán realizar actos que impliquen competencia desleal ni abuso

de una posición dominante en el mercado. La configuración de

situaciones descritas precedentemente, habilitará instancia judicial

para el ejercicio de las acciones previstas por la ley 22.262, no

siendo aplicable por ello lo dispuesto en el artículo 32 de dicha

ley.

ARTICULO 20º - Los generadores, transportistas y distribuidores

abonarán una tasa de inspección y control que será fijada por el

ente de conformidad con lo dispuesto por los artículos 67 y 68 de

la presente ley.

CAPITULO VlCAPITULO VlCAPITULO VlCAPITULO VlCAPITULO Vl

Provisión de servicios

ARTICULO 21º - Los distribuidores deberán satisfacer toda

demanda de servicios de electricidad que les sea requerida en los

términos de su contrato de concesión.


LEY Nº 24.065

ARTICULO 22º - Los transportistas y los distribuidores están

obligados a permitir el acceso indiscriminado de terceros a la

capacidad de transporte de sus sistemas que no esté comprometida

para abastecer la demanda contratada, en las condiciones

convenidas por las partes y de acuerdo a los términos de esta ley.

A los fines de esta ley la capacidad de transporte incluye la de

transformación y acceso a toda otra instalación o servicio que el

ente determine.

ARTICULO 23º - Ningún transportista ni distribuidor podrá otorgar

ni ofrecer ventajas o preferencias en el acceso a sus instalaciones

excepto las que puedan fundarse en categorías de usuarios o

diferencias concretas que determine el ente.

ARTICULO 24º - Los transportistas y los distribuidores responderán

a toda solicitud de servicio dentro de los treinta (30) días corridos,

contados a partir de su recepción.

ARTICULO 25º - Quien requiera un servicio de suministro eléctrico

de un distribuidor o acceso a la capacidad de transporte de un

transportista o distribuidor y no llegue a un acuerdo sobre las

condiciones del servicio requerido, podrá solicitar la intervención

del ente el que, escuchando también a la otra parte, resolverá el

diferendo, debiendo tener, a tales efectos, corno objetivo

fundamental el asegurar el abastecimiento.

ARTICULO 26º - Los transportistas y los distribuidores deberán

fijar especificaciones mínimas de calidad para la electricidad que

se coloque en sus sistemas. Dichas especificaciones serán

publicadas en los respectivos cuadros tarifarios.

ARTICULO 27º - Los transportistas y los distribuidores efectuarán

el mantenimiento de sus instalaciones en forma de asegurar un

servicio adecuado a los usuarios.

ARTICULO 28º - Los contratos de concesión podrán obligar a los

transportistas y distribuidores a extender o ampliar las instalaciones,

cuando ello resulte conveniente a las necesidades del servicio

público. En este caso, los concesionarios podrán recuperar el

monto de sus inversiones conforme lo dispuesto en el artículo 41

de esta ley.

ARTICULO 29º - La concesión de transporte sujeta a jurisdicción

nacional se otorgará por plazo fijo, en los términos del artículo

18 de la ley 15.336, no siéndole aplicables los incisos

3°,11,12,16,17 y 18. A su vez, deberá también especificarse la

capacidad, características y el plan de obras e instalaciones a

efectuarse así como el régimen de precios del peaje.

ARTICULO 22º - EL ENTE NACIONAL REGULADOR DE LA

ELECTRICIDAD deberá precisar los criterios para el ejercicio del

derecho de libre acceso a la capacidad de transporte de los

sistemas del transportista y/o del distribuidor.




ARTICULO 26º - Los criterios para determinar las especificaciones

mínimas de calidad de la electricidad que se coloque en el sistema

de transporte y/o de distribución deberán ajustarse a las normas

técnicas, que a tales fines, establezca el ENTE NACIONAL REGU-

LADOR DE LA ELECTRICIDAD.

ARTICULO 27º - Considérase servicio adecuado a los usuarios el

que sea prestado en un todo de acuerdo a las normas de calidad

de servicio que se definan en el contrato de concesión específico

y a las que a tales efectos establezca el ENTE NACIONAL

REGULADOR DE LA ELECTRICIDAD.

ARTICULO 28º- Sin reglamentación.



LEY Nº 24.065

CAPITULO VllCAPITULO VllCAPITULO VllCAPITULO VllCAPITULO Vll

Limitaciones

ARTICULO 30º - Los transportistas (sea individualmente, o como

propietarios mayoritarios, y/o como tenedores de paquetes

accionarios mediante los cuales accedan al control de la empresa

concesionaria del transporte), no podrán comprar ni vender

energía eléctrica.

ARTICULO 31º - Ningún generador, distribuidor, gran usuario ni

empresa controlada por algunos de ellos o controlante de los

mismos, podrá ser propietario o accionista mayoritario de una

empresa transportista o de su controlante. No obstante ello, el

Poder Ejecutivo podrá autorizar a un generador, distribuidor y/o

gran usuario a construir, a su exclusivo costo y para su propia

necesidad, una red de transporte, para lo cual establecerá las

modalidades y forma de operación.

ARTICULO 32º - Sólo mediante, la expresa autorización del ente

dos o más transportistas, o dos o más distribuidores, podrán

consolidarse con un mismo grupo empresario o fusionarse.

También será necesaria dicha autorización para que un

transportista o distribuidor pueda adquirir la propiedad de acciones

de otro transportista o distribuidor, respectivamente. El pedido de

autorización deberá ser formulado al ente, indicando las partes

involucradas, una descripción del acuerdo cuya aprobación se

solicita, el motivo del mismo y toda otra información que para

resolver pueda requerir el ente.

El ente dispondrá la realización de audiencias para conocer la

opinión de todos los interesados y otras investigaciones que

considere necesarias y otorgará la autorización siempre que no

se vulneren las disposiciones de la presente ley ni se resientan el

servicio ni el interés público.

ARTICULO 33º - A los fines de este título, si las sociedades que se

dediquen al transporte y distribución de energía eléctrica fueran

sociedades por acciones, su capital deberá estar representado

por acciones nominativas no endosables.


ARTICULO 31º - La SECRETARIA DE ENERGIA ELECTRICA deberá

controlar que, como resultado de la modalidad de privatización

dispuesta por los Artículos 93, 94 y 95 de la Ley Nº 24.065, la

división de la actividad eléctrica actualmente a cargo de las empre-

sas AGUA Y ENERGIA ELECTRICA SOCIEDAD DEL ESTADO,

HIDROELECTRICA NORPATAGONICA SOCIEDAD ANONIMA y

SERVICIOS ELECTRICOS DEL GRAN BUENOS AIRES SOCIEDAD

ANONIMA en generación, distribución y transporte, se efectúe

de modo tal que impida que el MERCADO ELECTRICO MAYORISTA

se transforme en un monopolio o en un oligopolio. La citada

Secretaria controlará, a su vez, que se mantenga, en dicho ámbito,

la condición de libre competencia, debiendo dictar, con tal fin,

las normas necesarias tendientes a evitar que el control de las

empresas que desarrollen dichas actividades se concentre en un

único grupo económico.

Facúltase a la SECRETARIA DE ENERGIA ELECTRICA a autorizar

la construcción de una línea de transporte de uso particular, a

exclusivo costo del distribuidor, generador y/o gran usuario que

lo solicite, la que deberá establecer, en dicho acto, las normas

que regirán las modalidades y forma de operación de la línea de

transporte. Dicha concesión de transporte de uso particular no

reviste la condición de servicio público.


ARTICULO 33º - Determínase que sólo deberá reunir la condición

de no endosable, en los términos del Artículo 33 de la ley Nº

24.065, el porcentaje del capital accionario que determine el

control societario de una sociedad distribuidora o transportista.


LEY Nº 24.065

CAPITULO VlllCAPITULO VlllCAPITULO VlllCAPITULO VlllCAPITULO Vlll

Exportación e importación

ARTICULO 34º - La exportación e importación de energía eléctrica

deberán ser previamente autorizadas por la Secretaría de Energía

dependiente del Ministerio de Economía y Obras y Servicios

Públicos.

CAPITULO IXCAPITULO IXCAPITULO IXCAPITULO IXCAPITULO IX

Despacho de cargas

ARTICULO 35º - El despacho técnico del Sistema Argentino de

Interconexión (SADI), estará a cargo del Despacho Nacional de

Cargas (DNDC), órgano que se constituirá bajo la forma de una

sociedad anónima cuyo capital deberá estar representado por

acciones nominativas no endosables y cuya mayoría accionaria

estará inicialmente, en la cabeza de la Secretaría de Energía y en

el que podrán tener participación accionaria los distintos actores

del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM). La participación estatal,

inicialmente mayoritaria, podrá ser reducida por el Poder Ejecutivo

hasta el diez por ciento (10%) del capital social, no obstante este

porcentaje deberá asegurarle la participación y poder de veto en

el directorio.

La Secretaría de Energía determinará las normas a las que se

ajustará el DNDC para el cumplimiento de sus funciones, las que

deberán garantizar la transparencia y equidad de las decisiones,

atendiendo a los siguientes principios:

a) Permitir la ejecución de los contratos libremente pactados

entre las partes, entendiendo por tales a los generadores

(con excepción de aquellos comprendidos en el artículo 1* de la

ley Nº 23.696 y la parte argentina de los entes binacionales),

grandes usuarios y distribuidores (mercado a término);

b) Despachar la demanda requerida, en base al

reconocimiento de precios de energía y potencia que se establecen

en el artículo siguiente, que deberán comprometerse explícitamente

a aceptar los actores del mercado, para tener derecho a suministrar

o recibir electricidad no pactada libremente entre las partes.

ARTICULO 36º - La Secretaría de Energía dictará una resolución

con las normas de despacho económico para las transacciones

de energía y potencia contempladas en el inciso b) del artículo

precedente que aplicará el DNDC. La norma referida dispondrá

que los generadores perciban por la energía vendida una tarifa

uniforme para todos en cada lugar de entrega que fije el DNDC,

basada en el costo económico del sistema. Para su estimación

deberá tenerse en cuenta el costo que represente para la

comunidad la energía no suministrada.

Asimismo, determinará que los demandantes (distribuidores)

paguen una tarifa uniforme, estabilizada cada noventa (90) días,

medida en los puntos de recepción, que incluirá lo que perciben

los generadores por los conceptos señalados en el párrafo

precedente y los costos de transporte entre los puntos de suministro

y recepción.


ARTICULO 35º - La SECRETARIA DE ENERGIA ELECTRICA deberá,

al dictar las normas a las que ajustará su accionar el DESPACH0

NACIONAL DE CARGAS, definir los conceptos «SISTEMA ARGEN-

TINO DE INTERCONEXION» y «MERCADO ELECTRICO

MAYORISTA».



LEY Nº 24.065

ARTICULO 37º- Las empresas de generación y transporte de

propiedad total o mayoritaria del Estado nacional tendrán derecho

a recuperar solamente sus costos operativos y de mantenimiento

totales que les permitan mantener la calidad, continuidad y

seguridad del servicio, cuyo concepto y metodología de

determinación serán establecidos por la Secretaría de Energía.

Los excedentes resultantes de la diferencia entre dicho valor y el

precio de venta de la energía generada conforme al artículo

precedente, así como los que resulten entre este último y el precio

de venta de la energía generada por los entes binacionales

conforme sus respectivos convenios, o resultantes de

interconexiones internacionales, integrarán un fondo unificado,

cuyo presupuesto será aprobado anualmente por el Congreso de

la Nación y será administrado por la Secretaría de Energía, la

que deberá atender con el mismo los compromisos emergentes

de deudas contraídas hasta el presente y las inversiones en las

obras que se encuentren en ejecución a la fecha de vigencia de

esta ley que determine la Secretaría de Energía. El fondo unificado

se destinará también, para estabilizar, por el período que se

determine, los precios que pagarán los distribuidores, conforme

el artículo 36 de esta ley

La citada secretaría podrá dividir en cuentas independientes los

recursos del fondo, conforme su origen y destino, pudiendo

establecer un sistema de préstamos reintegrables entre las mismas.

ARTICULO 38º - La Secretaría de Energía preparará y publicitará

entre los interesados planes orientativos sobre las condiciones de

oferta y de demanda del SADI, que ofrezcan información

fehaciente a los actores y potenciales inversores del MEM sobre

las perspectivas de despacho.

ARTICULO 39º - El DNDC no impondrá restricciones a los

autogeneradores que suministren energía a través de contratos

libremente pactados con los demandantes, salvo que existieran

razones técnicas fundadas, y canalizará ventas de saldos de este

tipo de generación, en la medida que resulte económico para el

sistema.

CAPITULO XCAPITULO XCAPITULO XCAPITULO XCAPITULO X

Tarifas

ARTICULO 40º - Los servicios suministrados por los transportistas

y distribuidores serán ofrecidos a tarifas justas y razonables, las

que se ajustarán a los siguientes principios: a) Proveerán a los

transportistas y distribuidores que operen en forma económica y

prudente, la oportunidad de obtener ingresos suficientes para

satisfacer los costos operativos razonables aplicables al servicio,

impuestos, amortizaciones y una tasa de retorno determinada

conforme lo dispuesto en el artículo 41 de esta ley; b) Deberán

tener en cuenta las diferencias razonables que existan en el costo

entre los distintos tipos de servicios considerando la forma de

prestación, ubicación geográfica y cualquier otra característica

que el ente califique como relevante; c) En el caso de tarifas de

distribuidores, el precio de venta de la electricidad a los usuarios

incluirá un término representativo de los costos de adquisición de

ARTICULO 37º - LA SECRETARIA DE ENERGIA ELECTRICA fijará

el presupuesto del Fondo Unificado emergente del Artículo 37 de

la Ley Nº 24.065 correspondiente al ejercicio 1992 y determinará,

en forma mensual, los criterios de distribución. A partir del ejercicio

1993, facúltase a la citada Secretaria a establecer, mensualmente,

los criterios de distribución de dicho fondo conforme los destinos

determinados en el citado artículo.



ARTICULO 40º -

Inciso a) El costo propio de distribución para cada nivel de tensión,

que integrará la tarifa de la concesión estará constituido por:

1.- el costo marginal o económico de las redes puestas a

disposición del usuario, afectado por coeficientes que representen

las pérdidas técnicas asociadas a los distintos niveles de tensión;

2.- los costos de operación y mantenimiento, considerándose

como tales a los gastos inherentes a la operación y mantenimiento

de las redes puestas a disposición de los usuarios; y

3.- los gastos de comercialización, incluyéndose en tal concepto

a los gastos de medición y administrativos que se relacionen con

la atención al usuario.

Inciso b) Los costos de distribución se asignarán a las distintas


LEY Nº 24.065

la electricidad en el MEM; d) Sujetas al cumplimiento de los

requisitos establecidos en los incisos precedentes, asegurarán el

mínimo costo razonable para los usuarios compatible con la

seguridad del abastecimiento.

ARTICULO 41º - Las tarifas que apliquen los transportistas y

distribuidores deberán posibilitar una razonable tasa de

rentabilidad, a aquellas empresas que operen con eficiencia.

Asimismo, la tasa deberá: a) Guardar relación con el grado de

eficiencia y eficacia operativa de la empresa; b) Ser similar, como

promedio de la industria, a la de otras actividades de riesgo similar

o comparable nacional e internacionalmente.

ARTICULO 42º - Los contratos de concesión a transportistas y

distribuidores incluirán un cuadro tarifario inicial que será válido

por un período de cinco (5) años y se ajustará a los siguientes

principios: a) Establecerá las tarifas iniciales que correspondan a

cada tipo de servicio ofrecido, tales bases serán determinadas de

conformidad con lo dispuesto en los artículos 40 y 41 de la presente

ley. b) Las tarifas subsiguientes establecerán el precio máximo que

se fije para cada clase de servicios. c) El precio máximo será

determinado por el ente de acuerdo con los indicadores de

mercados que reflejen los cambios de valor de bienes y/o servicios.

Dichos indicadores serán a su vez ajustados. en más o en menos,

por un factor destinado a estimular la eficiencia y, al mismo tiempo,

las inversiones en construcción, operación y mantenimiento de

categorías tarifarias teniendo en cuenta:

1.- la tensión en que se efectúe el suministro; y

2.- la modalidad de consumo de cada tipo de usuarios, teniendo

en cuenta su participación en los picos de carga de las redes de

distribución.

Inciso c) Se adicionará al costo propio de distribución el precio de

compra en bloque en el MERCADO ELECTRICO MAYORISTA,

tomando como referencia el correspondiente al «Mercado Spot».

Dicho precio de compra deberá multiplicarse por un factor que

represente las pérdidas técnicas asociadas a su sistema de

distribución, según el nivel de tensión del suministro.

En caso de comprar el distribuidor toda o parte de la energía

eléctrica en bloque, a través de contratos libremente pactados, el

precio a trasladar a la tarifa a usuarios finales será el que

corresponda al «Mercado Spot».

Los precios de los contratos de compraventa de energía eléctrica

en bloque, que se transfieran a los adjudicatarios del proceso

licitatorio que se lleve a cabo a los efectos de la privatización de

la actividad de distribución a cargo de SERVICIOS ELECTRICOS

DEL GRAN BUENOS AIRES SOCIEDAD ANONIMA, se trasladarán

íntegramente a la tarifa a usuario final. De acordarse

modificaciones en dichos contratos, con posterioridad a tal

transferencia, se los asimilará, a los efectos reglados en el presente

inciso, a los contratos libremente pactados.

Cada distribuidor trasladará a la tarifa a usuario final el precio

correspondiente al Mercado Spot (ya sea que la compra se efectúe

en tal ámbito o a través de contratos libremente pactados), y/o el

de los contratos transferidos en los procesos de privatización, a

que hacen referencia los párrafos precedentes, ponderando la

proporción que cada uno de éstos represente en su compra total.

inciso d) Sin reglamentación.

ARTICULO 41º - Considérase como tasa de rentabilidad a la tasa

de actualización que determine el ENTE NACIONAL REGULADOR

para el cálculo de los costos propios de distribución. El Ente, a

tales efectos, deberá respetar los principios definidos en el Artículo

41 de la Ley Nº 24.065.

ARTICULO 42º - El Régimen Tarifario y el Cuadro Tarifario que se

establezcan en los contratos de concesión de distribución y

comercialización de energía eléctrica, que se otorguen como

resultado de la privatización de tal actividad en los términos del

Artículo 95 de la Ley Nº24.065, podrá ser aplicable por un pe-

riodo inicial de DlEZ (10) años, a los efectos de otorgar un marco

de referencia adecuado a la prestación del servicio público.

Inciso a) Sólo podrán mantenerse vigentes las reducciones de tarifas

en favor de usuarios del Sector Pasivo, cuyo ingreso no exceda el

haber que a tales efectos determine el ENTE NACIONAL

REGULADOR DE LA ELECTRICIDAD, de entidades de bien público

sin fines de lucro debidamente registradas como tales y/o de

sectores industriales electrointensivos, si se prevé una partida


LEY Nº 24.065

instalaciones; d) Las tarifas estarán sujetas a ajustes que permitan

reflejar cualquier cambio en los costos del concesionario. que

éste no pueda controlar; e) En ningún caso los costos atribuibles

al servicio prestado a un usuario o categoría de usuarios podrán

ser recuperados mediante tarifas cobradas a otros usuarios.

ARTICULO 43º - Finalizado el periodo inicial de cinco (5) años el

ente fijará nuevamente las tarifas por períodos sucesivos de cinco

(5) años. El cálculo de las nuevas tarifas se efectuará de

conformidad con lo establecido por los artículos 40 y 41 y se

fijarán precios máximos de acuerdo a lo dispuesto por el artículo

precedente.

ARTICULO 44º - Ningún transportista ni distribuidor podrá aplicar

diferencias en sus tarifas, cargos, servicios o cualquier otro

concepto excepto que aquéllas resulten de distinta localización,

tipo de servicios o cualquier otro distingo equivalente que

razonablemente apruebe el ente.

ARTICULO 45º- Los transportistas y distribuidores, dentro del último

año del período indicado en el artículo 43 de esta ley, y con

sujeción a la reglamentación que dicte el ente, deberán solicitarle

la aprobación de los cuadros tarifarios que respondan a lo

establecido en el articulo 42 que se proponen aplicar, indicando

las modalidades, tasas y demás cargos que correspondan a cada

tipo de servicio, así como las clasificaciones de sus usuarios y las

condiciones generales del servicio. Dichos cuadros tarifarios, luego

de su aprobación; deberán ser ampliamente difundidos para su

debido conocimiento por parte de los usuarios.

presupuestaria especifica destinada a cubrir al concesionario la

diferencia de ingresos que tal subsidio representa. En tales casos,

el citado Ente deberá gestionar la habilitación de las respectivas

partidas presupuestarias con cargo al área de gobierno a la que

corresponda velar por el sector social subsidiado y deberá controlar

la correcta aplicación del régimen tarifado diferencial por parte

del distribuidor.

Inciso b) Sin reglamentación.

Inciso c) El ENTE NACIONAL REGULADOR deberá considerar,

en principio, los siguientes factores destinados a estimular la

eficiencia y las inversiones en construcción y mantenimiento de

instalaciones.

1.- la fijación de los cuadros tarifarios teniendo en cuenta niveles

normales de pérdidas técnicas; y

2.- la aplicación de descuentos sobre la facturación a usuarios

finales en caso que el distribuidor no dé cumplimiento a las normas

de calidad de servicio establecidas en el contrato de concesión

Inciso d) Los ajustes de tarifas a que hace referencia el Inciso d)

del Articulo 42 de la Ley N° 24.065; permitirán reflejar las

variaciones en el precio de compra de la energía eléctrica en

bloque, según el concepto que se define en la reglamentación del

Inciso c) del Artículo 40 de la citada ley y mantener constantes los

costos propios de distribución determinados según lo establecen

los Incisos a) y b) de la reglamentación del artículo

precedentemente mencionado.

Inciso e) Sin reglamentación.


ELECTRICIDAD, una vez vencido el período inicial a que hace

referencia la reglamentación del Artículo 42 de la Ley N° 24.065

fijará nuevamente las tarifas por períodos sucesivos de CINCO

(5) años.


ARTICULO 45º - El distribuidor adjuntará a su presentación tarifaria

toda la información en la que funda su propuesta, debiendo, a su

vez,suministrar toda la que, adicionalmente, solicite el ENTE

NACIONAL REGULADOR DE LA ELECTRICIDAD.

Para realizar el estudio de la propuesta tarifaria presentada por

el distribuidor, el Ente contratará los servicios de un grupo consultor

independiente de reconocida experiencia en el Sector, que

efectuará una propuesta alternativa. En base a ésta y a la propuesta

del concesionario, el ENTE NACIONAL REGULADOR DE LA

ELECTRICIDAD establecerá el cuadro tarifario para los próximos

CINCO (5) años.


LEY Nº 24.065

ARTICULO 46º - Los transportistas y distribuidores aplicaran

estrictamente las tarifas aprobadas por el ente. Podrán, sin

embargo, solicitar a este último las modificaciones que consideren

necesarias, si su pedido se basa en circunstancias objetivas y

justificadas. Recibida la solicitud de modificación, el ente dará

inmediata difusión pública a la misma por un plazo de treinta

(30) días y convocará a una audiencia pública para el siguiente

día hábil a fin de determinar si el cambio solicitado se ajusta a las

disposiciones de esta ley y al interés público.

ARTICULO 47º - El ente deberá resolver dentro de los ciento veinte

(120) días corridos contados a partir de la fecha del pedido de

modificación, si así no lo hiciere el concesionario podrá ajustar

sus tarifas a los cambios solicitados como si éstos hubieran sido

efectivamente aprobados, debiendo, sin embargo, reintegrar a

los usuarios cualquier diferencia que pueda resultar a favor de

estos últimos si las modificaciones no fueran finalmente aprobadas

por el ente o si la aprobación fuera solamente parcial.

ARTICULO 48º - Cuando, como consecuencia de procedimientos

iniciados de oficio o por denuncia de particulares, el ente considere

que existen motivos razonables para alegar que la tarifa de un

transportista o distribuidor es injusta, irrazonable, indebidamente

discriminatoria o preferencial, notificará tal circunstancia al

transportista o distribuidor, la dará publicidad, y convocará a una

audiencia pública con no menos de treinta (30) días de

anticipación. Celebrada la misma dictará resolución dentro del

plazo indicado en el artículo precedente.

ARTICULO 49º - Las tarifas por transporte y distribución estarán

sujetas a topes anualmente decrecientes en términos reales a partir

de fórmulas de ajuste automático que fijará y controlará el ente.

CAPITULO XlCAPITULO XlCAPITULO XlCAPITULO XlCAPITULO Xl

Adjudicaciones

ARTICULO 50º - El transporte y la distribución de electricidad sólo

podrán ser realizados por empresas a las que el Poder Ejecutivo

les haya otorgado una concesión de conformidad con lo dispuesto

por la ley 15.336 y la presente ley. Las concesiones serán

adjudicadas de conformidad con procedimientos de selección

preestablecidos por la Secretaría de Energía.

ARTICULO 51º - Con una anterioridad no menor de dieciocho

(18) meses a la fecha de finalización de una concesión, los

transportistas y distribuidores tendrán derecho a requerir del ente

la prórroga por un periodo de diez (10) años, o el otorgamiento

de una nueva concesión. Dentro de los sesenta (60) días de

requerido el ente resolverá fundadamente, sobre el otorgamiento

o no de la prórroga o la negociación de una nueva concesión.



ARTICULO 48º- De ser calificada por el ENTE NACIONAL

REGULADOR DE LA ELECTRICIDAD como injusta e irrazonable la

tarifa que aplica de oficio el distribuidor como consecuencia de lo

dispuesto por el Artículo 47 de la Ley N 24.065, éste deberá

aplicar los valores tarifarios anteriores, desde el momento en que

el Ente le notifique tal calificación hasta el vencimiento del plazo

que el citado artículo define para su pronunciamiento.



ARTICULO 51. - El ENTE NACIONAL REGULADOR DE LA

ELECTRICIDAD deberá someter al PODER EJECUTIVO NACIONAL,

por intermedio de la SECRETARIA DE ENERGIA ELECTRICA, su

propuesta de prórroga o renegociación de una nueva concesión.

La citada Secretaría deberá resolver, sobre el particular, dentro

del término de TREINTA (30) días hábiles, estando facultada para

denegar fundadamente tal petición, en cuyo caso deberá instruir

al mencionado Ente a iniciar un procedimiento de selección del

nuevo concesionario, según los términos y condiciones que

especifique dicha Secretaria.

De resolver la SECRETARIA DE ENERGIA ELECTRICA dar curso


LEY Nº 24.065

favorable a lo propuesto por el Ente, elevará las actuaciones al

PODER EJECUTIVO NACIONAL para su aprobación respectiva.

ARTICULO 52º- El ENTE NACIONAL REGULADOR DE LA

ELECTRICIDAD deberá someter a la SECRETARIA DE ENERGIA

ELECTRICA, su denegatoria de prórroga o de otorgamiento de

una nueva concesión.

Sólo podrá iniciar el procedimiento de selección de un nuevo

concesionario, dentro de las pautas y procedimientos que, a tales

efectos, determine la SECRETARIA DE ENERGIA ELECTRICA, una

vez que le haya sido notificado el acto de dicha Secretaria que

ratifique su propuesta.

El citado Ente deberá someter la propuesta de adjudicación

resultante del nuevo proceso de selección a que se refiere el párrafo

precedente, a la SECRETARIA DE ENERGIA ELECTRICA, la que,

de mediar conformidad, deberá elevarla al PODER EJECUTIVO

NACIONAL para el dictado del acto pertinente.



ARTICULO 55º - Facúltase al MINISTERIO DE ECONOMIA Y

OBRAS Y SERVICIOS PUBLICOS a determinar y transferir al ENTE

NACIONAL REGULADOR DE LA ELECTRICIDAD, los bienes mue-

bles e inmuebles de propiedad del ESTADO NACIONAL o de las

empresas del Sector Eléctrico Nacional de las que éste es único

propietario.

ARTICULO 56º

Inciso a) Sin reglamentación.

Inciso b) El ENTE NACIONAL REGULADOR DE LA ELECTRICIDAD

deberá:

b.1. Concentrar su función de contralor del concesionario de

distribución de energía eléctrica sobre la calidad de servicio

prestado, debiendo considerar, para ello, los siguientes

lineamientos:

b.1.1. Defínese como calidad de servicio al conjunto de normas

que especifiquen la calidad de la energía eléctrica a suministrar

ARTICULO 52º - Si el ente decidiera no otorgar la prórroga o una

nueva concesión al concesionario existente, iniciará un nuevo

procedimiento de selección dentro del plazo de treinta (30) días

para adjudicar los servicios de transporte o distribución en cuestión.

ARTICULO 53º - En el caso del artículo precedente, si la nueva

concesión no pudiese ser otorgada antes de la finalización de la

anterior concesión, el ente podrá requerir al titular de esta última

la continuación del servicio por un plazo no mayor a doce (12)

meses contados a partir de la fecha original de finalización de la

concesión anterior.

CAPITULO XllCAPITULO XllCAPITULO XllCAPITULO XllCAPITULO Xll

Ente Nacional Regulador

ARTICULO 54º - Créase en el ámbito de la Secretaría de Energía

del Ministerio de Economía y Obras y Servicios Públicos, el Ente

Nacional Regulador de la Electricidad, el que deberá llevar a

cabo todas las medidas necesarias para cumplir los objetivos

enunciados en el articulo 2º de esta ley. El Ente Nacional Regulador

de la Electricidad deberá estar constituido y en condiciones de

cumplir sus funciones dentro de los sesenta (60) días de la puesta

en vigencia de la presente ley.

ARTICULO 55º - El ente gozará de autarquía y tendrá plena

capacidad jurídica para actuar en los ámbitos del derecho público

y privado, y su patrimonio estará constituido por los bienes que se

le transfieran y por los que adquiera en el futuro por cualquier

titulo. Tendrá su sede en la ciudad de Buenos Aires. El ente aprobará

su estructura orgánica.

ARTICULO 56º - El ente tendrá las siguientes funciones y facultades:

a) Hacer cumplir la presente ley, su reglamentación y

disposición complementarias, controlando la prestación de los

servicios y el cumplimiento de las obligaciones fijadas en los

contratos de concesión;

b) Dictar reglamentos a los cuales deberán ajustarse los

productores, transportistas, distribuidores y usuarios de electricidad

en materia de seguridad, normas y procedimientos técnicos, de

medición y facturación de los consumos, de control y uso de

medidores; de interrupción y reconexión de los suministros, de


LEY Nº 24.065

acceso a inmuebles de terceros y de calidad de los servicios.

prestados;

c) Prevenir conductas anticompetitivas, monopólicas o

discriminatorias entre los

participantes de cada una de las etapas de la industria, incluyendo

a productores y usuarios

d) Establecer las bases para el cálculo de tarifas de los

contratos que otorguen concesiones a transportistas y distribuidores

y controlar que las tarifas sean aplicadas de conformidad con las

correspondientes concesiones y disposiciones de esta ley;

e) Publicar los principios generales que deberán aplicar los

transportistas y distribuidores, en sus respectivos contratos para

asegurar el libre acceso a sus servicios;

f) Determinar las bases y condiciones de selección para el

otorgamiento de concesiones de transporte y distribución de

electricidad mediante procedimientos públicos o privados cuando

razones especiales debidamente acreditadas así lo justifiquen

g) Llamará a participar en procedimientos de selección y

efectuará las adjudicaciones correspondientes, firmando el contrato

de concesión ad referendum del Poder Ejecutivo el que podrá

delegar tal función en el órgano o funcionario que considere

conveniente;

h) Propiciar ante el Poder Ejecutivo, cuando corresponda,

la cesión, prórroga, caducidad o reemplazo de concesiones;

i) Autorizar las servidumbres de electroducto mediante los

procedimientos aplicables de acuerdo a lo dispuesto por el artículo

18 de esta ley y otorgar toda otra autorización prevista en la

presente;

j) Organizar y aplicar el régimen de audiencias públicas

previsto en esta ley;

k) Velar por la protección de la propiedad, el medio

ambiente y la seguridad pública en la construcción y operación

de los sistemas de generación, transporte y distribución de

electricidad, incluyendo el derecho de acceso a las instalaciones

de propiedad de generadores, transportistas, distribuidores y

usuario, previa notificación, a efectos de investigar cualquier

amenaza real o potencial a la seguridad y conveniencia públicas

en la medida que no obste la aplicación de normas especificas;

I) Promover, ante los Tribunales competentes, acciones civiles

o penales, incluyendo medidas cautelares para asegurar el

cumplimiento de sus funciones y de los fines de esta ley, su

reglamentación y los contratos de concesión;

m) Reglamentar el procedimiento para la aplicación

de las sanciones que correspondan, por violación de disposiciones

legales, reglamentarias o contractuales, asegurando el principio

del debido proceso;

n) Requerir de los transportadores y distribuidores los

documentos e información necesaria para verificar el cumplimiento

de esta ley; su reglamentación y los respectivos contratos de

concesión, realizando las inspecciones que, al efecto resulten

necesarias, con adecuado resguardo de la confidencialidad de

información que pueda corresponder;

ñ) Publicar la información y dar el asesoramiento que sea

de utilidad para generadores transportistas y usuarios, siempre

que ello no perjudique injustificadamente derechos de terceros;

(producto) y del servicio a prestar, desde el punto de vista técnico

y comercial.

La calidad del producto suministrado se relacionará con el

nivel de tensión en el punto de alimentación y con sus

perturbaciones (variaciones rápidas y caídas lentas de tensión y

armónicas).

La calidad del servicio técnico prestado tendrá en cuenta la

frecuencia y duración de las interrupciones en el suministro.

La calidad del servicio desde el punto de vista comercial se

medirá teniendo en cuenta el plazo empleado por el concesionario

para dar respuesta a las solicitudes de conexión de servicio, los

errores en la facturación y la frecuencia de facturación estimada.

b.1.2. El contrato de concesión de distribución deberá establecer,

claramente, las normas de calidad de servicio que regirán las

condiciones de su prestación. Asimismo fijará los límites de lo que

se considera un servicio prestado satisfactoriamente, nivel a partir

del cual se reglamentarán las penalidades por incumplimiento de

tales normas.

b.1.3.El concesionario determinará, a su criterio, los trabajos e

inversiones que estime necesario llevar a cabo a los efectos de

dar cumplimiento al nivel de calidad preestablecido.

b.1.4.El Régimen de Penalidades se establecerá en función del

perjuicio económico que ocasione al usuario la prestación del

servicio en condiciones no satisfactorias.

En consecuencia, la multa por incumplimiento de las normas

de calidad de servicio técnico satisfactorio, consistirá en la

aplicación de bonificaciones sobre las facturaciones a los usuarios

que hayan sido afectados, los que se calcularán en función del

costo que representa, para cada grupo de usuarios Ia energía no

suministrada.

b.1.5.EL ENTE NACIONAL REGULADOR DE LA ELECTRICIDAD

deberá implementar los mecanismos para el contralor del fiel

cumplimiento de las pautas preestablecidas. A tales efectos, el

Ente instruirá al concesionario que:

b.1.5.1.Lleve a cabo campañas de medición y relevamientos de

curvas de carga y tensión,

b.1.5.2.Organice una base de datos con información de

contingencias, la que será relacionable con bases de datos de

topología de las redes, facturación y resultados de las campañas

de medición, sobre cuyo diseño instruirá el Ente.

b.2. El Reglamento de Suministro contendrá básicamente las

condiciones para el suministro; los derechos y obligaciones del

usuario, los derechos y obligaciones del concesionario;

disposiciones relativas a los casos en que el concesionario estará

facultado a cortar o suspender el suministro estableciendo, a tales

efectos, el procedimiento a seguir; forma y plazos para la

rehabilitación del servicio y sanciones por incumplimiento de las

obligaciones que éste defina.

inciso c)Sin reglamentación.

inciso d) El ENTE NACIONAL REGULADOR DE LA ELECTRICIDAD,

con anterioridad suficiente al vencimiento del cuarto año de cada

período de vigencia del cuadro tarifario del distribuidor, a que

hace referencia el Artículo 43 de la ley Nº 24.065, deberá definir

las bases para el cálculo de las tarifas de distribución, conforme


LEY Nº 24.065

o) Aplicar las sanciones previstas en la presente ley, en sus

reglamentaciones y en los contratos de concesión, respetando en

todos los casos los principios del debido proceso;

p) Asegurar la publicidad de las decisiones, que adopte,

incluyendo los antecedentes en base a los cuales fueron adoptadas

las mismas;

q) Someter anualmente al Poder Ejecutivo y al Congreso de

la Nación un informe sobre las actividades del año y sugerencias

sobre medidas a adoptar en beneficio del interés público,

incluyendo la protección de los usuarios y el desarrollo de la

industria eléctrica;

r) Delegar en sus funcionarios las atribuciones que considere

adecuadas para una eficiente y económica aplicación de la

presente ley;

s) En general, realizar todo otro acto que sea necesario

para el mejor cumplimiento de sus funciones y de los fines de esta

ley y su reglamentación.

los siguientes principios generales:

d.1. Los costos propios de distribución, según se define en la

reglamentación del Inciso a) del Artículo 40 de la ley N° 24.065,

deberán reflejar los costos marginales o económicos del desarrollo

de la red.

d.2. Al valor resultante de concepto definido en el punto

precedente, se le adicionará el precio de compra de la energía

eléctrica en bloque en el MERCADO ELECTRICO MAYORISTA,

concepto que se entiende con el alcance definido en la

reglamentación del Inciso c) del Artículo 40 de la ley N° 24.065.

d.3. Las tarifas deberán diferenciarse por modalidad de uso y

por nivel de tensión en que se efectúe el suministro.

Inciso e) Sin reglamentación.

Inciso f) Las bases y condiciones de selección para el otorgamiento

de concesiones de distribución de electricidad deberán fundarse

en los principios generales contenidos en el Pliego de Bases y

Condiciones que se utilice para transferir al Sector Privado la

actividad de distribución a cargo de SERVICIOS ELECTRICOS DEL

GRAN BUENOS AIRES SOCIEDAD ANONIMA y, en particular,

el Anexo correspondiente al Contrato de Concesión deberá

respetar el principio de división del plazo de concesión en períodos

de gestión, así como mecanismos que aseguren la no readquisición,

a título oneroso, por el ESTADO NACIONAL, de los activos

afectados al servicio y su transferencia sucesiva a nuevos

prestadores del servicio.

Inciso g) Sin reglamentación.

Inciso h) Sin reglamentación.

Inciso i) Sin reglamentación.

Inciso j) Para el proceso de audiencia pública el ENTE NACIONAL

REGULADOR instrumentará una mecánica de representación

orgánica de los usuarios, que será aplicable en todos aquellos

casos en que las decisiones del Ente afecten su interés general, en

particular, al tratarse los cuadros tarifarios o cuestiones vinculadas

a la calidad de servicio.

Inciso k) Considérase como «normas especificas» en el sentido a

que hace referencia el Inciso k) del Artículo 56 de la ley N* 24.065,

a las leyes que especifican reglas técnicas de seguridad vinculadas

al objeto reglado por dicho inciso, las que deberán ser aplicadas

por el ENTE NACIONAL REGULADOR DE LA ELECTRICIDAD.

Inciso l) Sin reglamentación.

Inciso m) Sin reglamentación.

Inciso n) Sin reglamentación.

Inciso ñ) Sin reglamentación.


LEY Nº 24.065

ARTICULO 57º - El ente será dirigido y administrado por un

directorio integrado por cinco (5) miembros, de los cuales uno

será su presidente, otro su Vicepresidente y los restantes vocales.

ARTICULO 58º - Los miembros del directorio serán seleccionados

entre personas con antecedentes técnicos y profesionales en la

materia y designados por el Poder Ejecutivo, dos (2) de ellos a

propuesta del Consejo Federal de la Energía Eléctrica. Su mandato

durará cinco (5) años y podrá ser renovado en forma indefinida.

Cesarán en sus mandatos en forma escalonada cada año. Al

designar el primer directorio, el Poder Ejecutivo establecerá la

fecha de finalización del mandato del presidente, vicepresidente

y de cada vocal para permitir tal escalonamiento.

ARTICULO 59º - Los miembros del directorio tendrán dedicación

exclusiva en su función, alcanzándoles las incompatibilidades

fijadas por ley para los funcionarios públicos y sólo podrán ser

Inciso o) Sin reglamentación.

Inciso p) Sin reglamentación.

Inciso q) Sin reglamentación.

Inciso r) Sin reglamentación.

Inciso s) Sin reglamentación.

ARTICULO 57º - La remuneración de los miembros del Directorio

del. ENTE NACIONAL REGULADOR será fijada por decreto del

PODER EJECUTIVO NACIONAL.

ARTICULO 58º - A los efectos de la designación de los integrantes

del Directorio del ENTE NACIONAL REGULADOR DE LA

ELECTRICIDAD, la SECRETARIA DE ENERGIA ELECTRICA deberá

definir el perfil de cada integrante del Directorio, conducirá un

proceso de selección y determinará, en cada oportunidad, cuáles

de los cargos a cubrir corresponde sean propuestos por el

CONSEJO FEDERAL DE LA ENERGIA ELECTRICA entre los

postulantes a dichos cargos que hayan sido previamente

seleccionados como «Candidato Elegible».

El procedimiento de selección antes mencionado se iniciará

mediante una convocatoria abierta que deberá difundirse en

diarios de circulación masiva, siéndole aplicable las normas que

se establecieran para el Régimen de Cargos con Funciones

Ejecutivas aprobado por Decreto Nº 994 del 27 de mayo de 1991.

Los antecedentes de los postulantes serán evaluados por medio

de los currículos vitae presentados y de entrevistas personales

efectuadas por especialistas a los efectos de determinar aquellos

que reúnen los requisitos mínimos definidos en el llamado para el

cubrimiento del puesto. El resultado de tal evaluación deberá

elevarse a un Comité de Selección integrado por personas

representativas, que por sus condiciones garanticen ecuanimidad

e independencia de criterio en su pronunciamiento. De esta forma

serán seleccionados el número mínimo de postulantes que defina

la Secretaría por cada cargo a cubrir. los que revestirán la

condición de «Candidato Elegible».

Si no hubiera ningún Candidato Elegible para cubrir un

determinado cargo, se repetirá el procedimiento descripto

precedentemente, solamente para tal cargo. También se repetirá

el procedimiento, si la SECRETARIA DE ENERGIA ELECTRICA lo

considerase necesario. para aquellos cargos en que hubiera sólo

un Candidato Elegible. Tal circunstancia, no obstaculizará la

continuación del procedimiento de designación de los restantes

miembros del Directorio del Ente.

La SECRETARIA DE ENERGIA ELECTRICA y el CONSEJO FEDERAL

DE ENERGIA ELECTRICA propondrán al PODER EJECUTIVO

NACIONAL, la nómina de integrantes del Directorio del Ente que

les correspondiere, entre los Candidatos Elegibles.

ARTICULO 59º - En forma previa a la designación, el PODER

EJECUTIVO NACIONAL comunicará a la Comisión del PODER

LEGISLATIVO NACIONAL a que hace referencia el Artículo 59 de


LEY Nº 24.065

removidos de sus cargos por acto fundado del Poder Ejecutivo.

Previa a la designación y/o a la remoción el Poder Ejecutivo deberá

comunicar los fundamentos de tal decisión a una comisión del

Congreso de la Nación integrada por dieciséis (16) miembros

que serán los presidentes y vicepresidentes de las comisiones que

cada una de las Cámaras determinen en función de su

incumbencia, garantizando una representación igualitaria de

senadores y diputados. Esta comisión podrá emitir opinión dentro

del plazo de treinta (30) días corridos de recibidas las actuaciones.

Emitida la misma o transcurrido el plazo establecido para ello, el

Poder Ejecutivo Nacional quedará habilitado para el dictado del

acto respectivo.

ARTICULO 60º - Los miembros del directorio no podrán ser

propietarios ni tener interés alguno, directo ni indirecto, en

empresas reconocidas como actores del mercado eléctrico por el

artículo 4 de esta ley, ni en sus controladas o controlantes.

ARTICULO 61º- El presidente durará cinco (5) años en sus funciones

y podrá ser reelegido. Ejercerá la representación legal del ente y

en caso de impedimento o ausencia transitorios será reemplazado

por el vicepresidente.

ARTICULO 62º - El directorio formará quórum con la presencia

de tres (3) de sus miembros; uno de los cuales será el presidente o

quien lo reemplace y sus resoluciones se adoptarán por mayoría

simple. El presidente, o quien lo reemplace, tendrá doble voto en

caso de empate.

ARTICULO 63º - Serán funciones del directorio, entre otras:

a) Aplicar y fiscalizar el cumplimiento de las normas legales

y reglamentarias que rigen la actividad del ente;

b) Dictar el reglamento interno del cuerpo;

c) Asesorar al Poder Ejecutivo en todas las materias de

competencia del ente;

d) Contratar y remover al personal del ente, fiscalizar sus

funciones y condiciones de empleo;

e) Formular el presupuesto anual de gastos y cálculo de

recursos, que el ente elevará por intermedio del Poder Ejecutivo

Nacional para su aprobación legislativa mediante la ley Nacional

de Presupuesto del ejercicio correspondiente;

f) Confeccionar anualmente su memoria y balance;

g) En general, realizar todos los demás actos que sean

necesarios para el cumplimiento de las funciones del ente y los

objetivos de la presente ley.

ARTICULO 64º - El ente se regirá en su gestión financiera,

patrimonial y contable, por las disposiciones de la presente ley y

los reglamentos que a tal fin se dicten. Quedará sujeto al control

externo que establece el régimen de contralor público. Las

relaciones con su personal se regirán por la ley de Contrato de

Trabajo, no siéndoles de aplicación el régimen jurídico básico de

la función pública.

la Ley Nº 24.065, la nómina de los que serán designados como

Directores del Ente y los motivos en que se fundamenta.

Al finalizar el plazo de TREINTA (30) días corridos que establece

el artículo mencionado en el párrafo precedente para que la citada

Comisión emita opinión, el PODER EJECUTIVO NACIONAL

dictará, en forma inmediata, el acto de designación respectivo.






ELECTRICIDAD, dentro del plazo de TREINTA (30) días hábiles. a

contar a partir del dictado del acto de designación de los

integrantes de su Directorio, deberá elevar a la SECRETARIA DE

ENERGIA ELECTRICA a los efectos de su aprobación una norma

de índole general que reglamente su gestión financiera patrimonial

y contable.


LEY Nº 24.065

ARTICULO 65º - El ente confeccionará anualmente su presupuesto,

estimando razonablemente los gastos e inversiones

correspondientes al próximo ejercicio. Un proyecto de presupuesto

será previamente publicado, dando oportunidad a los

transportistas, distribuidores y usuarios a objetarlos fundadamente.

ARTICULO 66º - Los recursos del ente se formarán con los siguientes

ingresos:

a) La tasa de inspección y control que se crea por el artículo

siguiente;

b) Los subsidios, herencias, legados, donaciones o

transferencias bajo cualquier titulo que reciba;

c) Los demás fondos, bienes o recursos que puedan serle

asignados en virtud de las leyes y reglamentaciones aplicables;

d) El producido de las multas y decomisos;

e) Los intereses y beneficios resultantes de la gestión de sus

propios fondos.

ARTICULO 67º - Productores, transportistas y distribuidores

abonarán anualmente y por adelantado una tasa de fiscalización

y control a ser fijada por el ente en su presupuesto.

Esta tasa será fijada en forma singular para cada productor,

transportista o distribuidor en particular y será igual a la suma

total de gastos e inversiones previstos por el ente en dicho

presupuesto, multiplicada por una fracción en la cual el numerador,

serán los ingresos brutos por la operación correspondiente al año

calendario anterior, y el denominador, el total de los ingresos

brutos por operación de la totalidad de los productores

transportistas y distribuidores del país, durante igual período.

ARTICULO 68º - Si durante la ejecución de un presupuesto los

recursos estimados para el ejercicio resultaren insuficientes por

hechos imprevisibles a la fecha de confección del referido

presupuesto, el ente podrá requerir el pago de una tasa

complementaria, sujeta a la aprobación del Poder Ejecutivo, hasta

satisfacer las necesidades presupuestarias.

ARTICULO 69º - La mora por falta de pago de la tasa se producirá

de pleno derecho y devengará los intereses punitorios que fije la

reglamentación. El certificado de deuda por falta de pago de la

tasa expedido por el ente habilitará el procedimiento ejecutivo

ante los tribunales federales en lo civil y comercial.

CAPITULO XlllCAPITULO XlllCAPITULO XlllCAPITULO XlllCAPITULO Xlll

Fondo Nacional de la Energía Eléctrica

ARTICULO 70º - Sustitúyense los incisos e) y g) del artículo 30 y el

artículo 31 de la ley 15.336, por los siguientes:

a) El Fondo Nacional de la Energía Eléctrica se constituirá

por un recargo de treinta australes por kilovatio hora (A 30 KW/

h) sobre las tarifas que paguen los compradores del mercado

mayorista, es decir las empresas distribuidoras y los grandes

usuarios, como asimismo por los reembolsos más sus intereses de

los préstamos que se hagan con los recursos del Fondo. La

Secretaría de Energía tendrá la facultad de modificar el monto






ARTICULO 70º - Caracterízase como MERCADO ELECTRICO

MAYORISTA, exclusivamente a los efectos de determinar el hecho

imponible gravado por el FONDO NACIONAL DE LA ENERGIA

ELECTRICA, a toda operación de compra de energía eléctrica en

bloque que, ya sea dentro del territorio de la REPUBLICA

ARGENTINA o como resultado de una importación, realicen los

Grandes Usuarios y los Distribuidores, que contraten directamente

con un Generador y/o a través de un SISTEMA DE INTER-

CONEXION REGIONAL o del SISTEMA ARGENTINO DE


LEY Nº 24.065

INTERCONEXION.

Serán agentes de retención del impuesto creado por el Artículo

70 de la Ley Nº 24.065, el generador que venda su energía a

través de contratos libremente pactados o de SISTEMAS

REGIONALES DE INTERCONEXION, el DESPACHO NACIONAL

DE CARGAS cuando las operaciones se efectúen a través del

SISTEMA ARGENTINO DE INTERCONEXION o el propio

Distribuidor o Gran Usuario cuando realice operaciones de

importación de energía eléctrica.

La SECRETARIA DE ENERGIA ELECTRICA deberá controlar que la

asignación de FONDO SUBSIDIARIO PARA COMPENSACIONES

REGIONALES DE TARIFAS A USUARIOS FINALES. que se crea

por el Artículo 70 inciso b) de la Ley N° 24.065, se distribuya

entre las Provincias que se hayan adherido a los principios tarifarios

contenidos en la citada norma. La citada Secretaría deberá verificar

también que las Provincias que hayan adherido a tales principios

tarifarios, los apliquen efectivamente al determinar las tarifas a

usuarios finales dentro de su jurisdicción.


ARTICULO 72º - Los actos que emita el ENTE NACIONAL

REGULADOR DE LA ELECTRICIDAD, como consecuencia de las

facultades otorgadas en el Artículo 72 de la Ley N° 24.065,

serán de índole jurisdiccional.


ARTICULO 74º

Inciso a) Se considera vinculado a la conveniencia, necesidad y

utilidad general del servicio de distribución de electricidad la

aprobación por parte del ENTE NACIONAL REGULADOR del

cuadro tarifario a que hace referencia el Artículo 45 de la Ley N°

24.065 y su reglamentación.

del referido recargo, hasta un veinte por ciento (20%) en mas o

en menos, de acuerdo a las variaciones económicas que se operen

en la industria con posterioridad a la fecha de entrada en vigencia

de esta ley;

b) El Fondo será administrado por el Consejo Federal de la

Energía Eléctrica (CFEE) y se destinará a:

El sesenta por ciento (60 %) para crear el Fondo Subsidiario

para Compensaciones Regionales de Tarifas a usuarios finales,

que asignará anualmente el Consejo Federal de la Energía Eléctrica

(CFEE), distribuyéndolo entre las jurisdicciones provinciales que

hayan adherido a los principios tarifarios contenidos en esta ley.

El cuarenta por ciento (40 %) restante para alimentar el

Fondo para el Desarrollo Eléctrico del Interior, el CFEE distribuirá

los fondos en función a los índices repartidores vigentes a los que

dicho Consejo determine en él.

CAPITULO XIVCAPITULO XIVCAPITULO XIVCAPITULO XIVCAPITULO XIV

Procedimientos y control jurisdiccional

ARTICULO 71º - En sus relaciones con los particulares y con la

administración pública el ente se regirá por los procedimientos

establecidos en la ley de Procedimientos Administrativos y sus

disposiciones reglamentarias, con excepción de las materias con-

templadas expresamente en la presente ley.

ARTICULO 72º - Toda controversia que se suscite entre generadores,

transportistas, distribuidores, grandes usuarios, con motivo del

suministro del servicio público de transporte y distribución de

electricidad, deberá ser sometida en forma previa y obligatoria a

la jurisdicción del ente.

Es facultativo para los usuarios, así como para todo tipo de terceros

interesados, ya sean personas físicas o jurídicas por iguales motivos

que los enunciados en este artículo, el someterse a la Jurisdicción

previa y obligatoria del ente.

ARTICULO 73º - Cuando, como consecuencia de procedimientos

iniciados de oficio o por denuncia, el ente considerase que

cualquier acto de un generador, transportista, distribuidor o usuario

es violatorio de la presente ley, de su reglamentación, de las

resoluciones dictadas por el ente o de un contrato de Concesión,

el ente notificará de ello a todas las partes interesadas y convocará

a una audiencia pública, estando facultado para, previo a resolver

sobre la existencia de dicha violación, disponer, según el acto de

que se trate, todas aquellas medidas de índole preventivo que

fueran necesarias.

ARTICULO 74º - El ente convocará a las partes y realizará una

audiencia pública antes de dictar resolución en las siguientes

materias:

a) la conveniencia, necesidad y utilidad general de los

servicios de transporte y distribución de electricidad;

b) las conductas contrarias a los principios de libre


LEY Nº 24.065

competencia o el abuso de situaciones derivadas de un monopolio

natural o de una posición dominante en el mercado.

ARTICULO 75º - Cuando el ente o los miembros de su directorio

incurrieran en actos que impliquen un exceso en el ejercicio de

las atribuciones conferidas por la presente ley y por su

reglamentación, o no cumplieren con las funciones y obligaciones

inherentes a su cargo, cualquier persona cuyos derechos se vean

afectados por dichos actos u omisiones podrá interponer ante el

ente ó ante la justicia federal, según corresponda, las acciones

legales tendientes a lograr que el ente y/o los miembros de su

directorio cumplan con las obligaciones que les impone la presente

ley.

ARTICULO 76º - Las resoluciones del ente podrán recurrirse por

vía de alzada, en los términos de la Ley Nacional de Procedimientos

Administrativos y sus disposiciones reglamentarias. Agotada la

vía administrativa procederá el recurso en sede Judicial di-

rectamente ante la Cámara Nacional de Apelaciones en lo

Contencioso Administrativo Federal.

CAPITULO XVCAPITULO XVCAPITULO XVCAPITULO XVCAPITULO XV

Contravenciones y sanciones

ARTICULO 77º - Las violaciones o incumplimientos de la presente

ley y sus normas reglamentarías cometidos por terceros no

concesionarios serán sancionados con:

a) Multa entre australes un millón (A 1.000.000) y australes

mil millones (A 1.000.000.000);

b) Inhabilitación especial de uno (1) a cinco (5) años;

c) Suspensión de hasta noventa (90) días en la prestación

de servicios y actividades autorizados por el ente;

d) Decomiso de los elementos utilizados para cometer la

contravención, ó de los bienes, artefactos e instalaciones

construidas o ubicadas en contravención. Esta sanción podrá

aplicarse como accesoria de las anteriores o independientemente

de las mismas.

ARTICULO 78º - Las violaciones o incumplimientos de los contratos

de concesión de servicios de transporte o distribución de

electricidad serán sancionados con las penalidades previstas en

los respectivos contratos de concesión.

ARTICULO 79º - El ente podrá disponer el secuestro de bienes

como medida precautoria. a no ser que dichos bienes pertenezcan

a un tercero no responsable.

ARTICULO 80º - En las acciones de prevención y constatación de

contravenciones; así como para lograr el cumplimiento de las

medidas de secuestro y otras que pudieren corresponder, el ente

estará facultado para requerir el auxilio de la fuerza pública con

Inciso b) Sin reglamentación.


ARTICULO 76º - Los Recursos de Alzada que se interpongan contra

las resoluciones del ENTE NACIONAL REGULADOR DE LA

ELECTRICIDAD serán resueltos, en forma definitiva, por la

SECRETARIA DE ENERGIA ELECTRICA, quedando agotada con

su pronunciamiento la vía administrativa.

A los efectos de determinar los alcances del contralor de la

SECRETARIA DE ENERGIA ELECTRICA, con respecto a cada uno

de los actos del citado Ente que fueren recurridos, aquélla deberá,

previamente, caracterizar el acto, según sea o no de naturaleza

jurisdiccional.






LEY Nº 24.065

jurisdicción en el lugar del hecho. A tal fin bastará con que el

funcionario competente para la instrucción de las correspondientes

actuaciones administrativas expida un requerimiento escrito a la

autoridad que corresponda. Si el hecho objeto de prevención o

comprobación constituyera un delito de orden público, deberá

dar inmediata intervención a la justicia federal con jurisdicción

en el lugar.

ARTICULO 81º - El ente dictará las normas de procedimiento con

sujeción a las cuales se realizarán las audiencias públicas y se

aplicarán las sanciones previstas en este capítulo debiéndose

asegurar, en todos los casos el cumplimiento de los principios del

debido proceso.

Las sanciones aplicadas por el ente podrán impugnarse ante la

Cámara Nacional de Apelaciones en lo Contencioso Administrativo

Federal mediante un recurso directo a interponerse dentro de los

treinta (30) días hábiles judiciales posteriores a su notificación.

CAPITULO XVICAPITULO XVICAPITULO XVICAPITULO XVICAPITULO XVI

Disposiciones varias

ARTICULO 82º - Déjase sin efecto el Fondo Nacional de Grandes

Obras Eléctricas creado por la ley 19.287 y el Fondo Chocón -

Cerros Colorados - Alicopá establecido por la ley 17.574 y la ley

20.954.

ARTICULO 83º - Sustituyense los artículos 1°, 9°, 10 y 11 de la

ley 19.552 por los siguientes textos:

Artículo 1*: Toda heredad está sujeta a la servidumbre

administrativa de electroducto que se crea por la presente ley, la

que se constituirá en favor del concesionario de subestaciones

eléctricas, líneas de transporte de energía eléctrica, distribuidores

de energía eléctrica que estén sujetos a jurisdicción nacional.

Artículo 9*: El propietario del predio afectado por la servidumbre

tendrá derecho a una indemnización que se determinará teniendo

en cuenta:

a) El valor de la tierra en condiciones óptimas en la zona

donde se encuentre el inmueble gravado:

b) la aplicación de un coeficiente de restricción que atienda

al grado de las limitaciones impuestas por la servidumbre, el que

deberá ser establecido teniendo en cuenta la escala de valores

que fije la autoridad competente.

En ningún caso se abonará indemnización por lucro cesante.

Artículo 10: En caso de no llegar a acuerdo en cuanto al monto

de la indemnización, por la limitación al derecho de propiedad,

entre el propietario del predio afectado y el titular de la

servidumbre, el propietario podrá ejercer las acciones a que se

considere con derecho, en el mismo expediente en que se haya

iniciado conforme lo previsto en el artículo 8Q, o de no existir tal

expediente, ante el juez federal competente en el lugar en que

esté ubicado el inmueble.

Artículo 11: Las acciones judiciales referidas en la presente ley

tramitarán por juicio sumario.


ELECTRICIDAD deberá elevar a la SECRETARIA DE ENERGIA

ELECTRICA, para su conocimiento y dentro del término de los

CIENTO VEINTE (120) días de su puesta en funcionamiento, un

proyecto de reglamento que establezca el procedimiento que

aplicará para intervenir y resolver mediante el Régimen de

Audiencias Públicas.




LEY Nº 24.065

ARTICULO 84º - La falta de pago del suministro de energía eléctrica

a usuarios finales y/ o del precio de venta de dicha energía en

bloque será sancionado con la interrupción y/o desconexión de

dicho suministro.

Para la percepción de los importes correspondientes, a los precios

de compraventa en bloque y/o de tarifas de suministros de usuarios

finales, se aplicará el procedimiento ejecutivo, siendo título hábil

la constancia de deuda que determine la reglamentación.

CAPITULO XVIICAPITULO XVIICAPITULO XVIICAPITULO XVIICAPITULO XVII

Ambito de aplicación

ARTICULO 85º - La presente ley es complementaria de la ley

15.336 y tiene su mismo ámbito y autoridad de aplicación.

CAPITULO XVIIICAPITULO XVIIICAPITULO XVIIICAPITULO XVIIICAPITULO XVIII

Disposiciones Transitorias

ARTICULO 86º - Las disposiciones de esta ley serán plenamente

aplicables a quienes resulten adjudicatarios de concesiones de

transporte o distribución, como consecuencia del proceso de

privatización de Servicios Eléctricos del Gran Buenos Aires Soc.

Anónima, Agua y Energía Eléctrica Sociedad del Estado, e

Hidroeléctrica Norpatagónica Soc. Anónima.

ARTICULO 87º - Por excepción, el presupuesto correspondiente al

año 1992 del ente, será aprobado exclusivamente por el Poder

Ejecutivo nacional.

ARTICULO 88º - Los usuarios de los servicios prestados por Servicios

Eléctricos del Gran Buenos Aires Sociedad Anónima, y Agua y

Energía Eléctrica Sociedad del Estado, que estén vinculados a

éstas por medio de contratos de suministro sujetos a cláusulas

especiales a la fecha de entrada en vigencia de una concesión

que se otorgue de conformidad con la ley 15.336 y de la presente

ley, tendrán derecho a ingresar a las redes de transporte y/o

distribución que utilizarán a tales efectos las empresas

precedentemente citadas. En esos casos los transportistas o distribui-

dores estarán obligados a continuar prestando servicios a dichos

usuarios en las mismas condiciones resultantes de los contratos

existentes durante un período de dos años contados a partir de la

fecha de entrada en vigencia de esta ley o cualquier otro período

menor que las partes puedan convenir. las tarifas que se apliquen

a tales servicios serán determinadas de acuerdo con las

disposiciones de la presente ley.

CAPITULO XIXCAPITULO XIXCAPITULO XIXCAPITULO XIXCAPITULO XIX

Modificaciones a la ley 15.336

ARTICULO 89º - Sustitúyanse los artículos 4º,11 primer párrafo,

14, 18 inciso 8 y 28 último párrafo de la ley 15.336 por los

siguientes textos:

Artículo 4*: Las operaciones de compra o venta de la electricidad

de una central con el ente administrativo o con el concesionario

que en su caso presta el servicio público, se reputarán actos

ARTICULO 84. - Determínase como título hábil, a los efectos de la

aplicación del procedimiento ejecutivo previsto en el Segundo

Párrafo del Artículo 84 de la Ley Nº 24.065, a la constancia de

deuda que sea emitida por los Generadores, Transportistas y/o

Distribuidores, que reúna los requisitos, que, a tales efectos,

determine la SECRETARIA DE ENERGIA ELECTRICA.







LEY Nº 24.065

comerciales de carácter privado en cuanto no comporten desmedro

a las disposiciones de la presente ley.

Artículo 11 primer párrafo: En el ámbito de la jurisdicción

nacional a que se refiere el artículo 6* y a los fines de esta ley, el

Poder Ejecutivo nacional otorgará las concesiones y ejercerá las

funciones de policía y demás atribuciones inherentes al poder

jurisdiccional.

Artículo 14: El ejercicio por particulares de actividades

relacionadas con la generación, transmisión y distribución de la

energía eléctrica de jurisdicción nacional, cualquiera sea la fuente

de energía utilizada, requiere concesión del Poder Ejecutivo en

los siguientes casos:

a) Para el aprovechamiento de las fuentes de energía

hidroeléctrica de los cursos de agua pública cuando la potencia

normal que se conceda, exceda de 500 kilovatios;

b) Para el ejercicio de actividades destinadas al servicio

público de transporte y/o distribución de electricidad.

Artículo 18 Inciso 8: Las condiciones en que se transferirán al

Estado o al nuevo concesionario, según corresponda, los bienes

afectados a la concesión, en el caso de caducidad, revocación o

falencia.

Artículo 28 último párrafo: El Consejo Federal de la Energía

Eléctrica será reglamentado sobre la base de reconocer y atribuir

a los comités zonales una intervención Informativa en todo

problema de la competencia del Consejo Federal que se refiera a

la respectiva zona, la aplicación del Fondo Especial de Desarrollo

Eléctrico del Interior y las soluciones energéticas que juzguen de

interés para la zona respectiva.

ARTICULO 90º - Derogase los artículos 17; 20; 22; 23; los incisos

a), b), c), d) y f) del 30; los incisos e) al h) inclusive del 37; 38; 39;

40; 41; 42 y 44 de la ley 15.336.

ARTICULO 91º - Facúltase al Poder Ejecutivo a delegar en el órgano

que éste determine, las misiones y funciones que esta ley y la ley

15.336 le atribuyen.

ARTICULO 92º - Facúltase al Poder Ejecutivo a elaborar el texto

ordenado del marco regulatorio eléctrico que se encuentra

conformado por la ley 15.336 y la presente ley.

CAPITULO XXCAPITULO XXCAPITULO XXCAPITULO XXCAPITULO XX

Privatización

ARTICULO 93. - Declárase sujeta a privatización total la actividad

de generación y transporte a cargo de las empresas Servicios

Eléctricos del Gran Buenos Aires Sociedad Anónima, Agua y

Energía Eléctrica Sociedad del Estado e Hidroeléctrica

Norpatagónica Sociedad Anónima, las que se regirán por la ley

23.696.

Las actividades a privatizar serán asumidas por cuenta y riesgo

del particular adquirente.

La Comisión Bicameral de Seguimiento de las Privatizaciones

deberá expedirse mediante dictamen previo de naturaleza

ARTICUL0 90º - Sin reglamentación.

ARTICUL0 91º - Sin reglamentación.

ARTICULO 92º - Facúltase a la SECRETARIA DE ENERGIA

ELECTRICA a elaborar el Texto Ordenado del Marco Regulatorio

Eléctrico que se encuentra conformado por la Ley N° 15.336 y

por la Ley Nº 24.065.



LEY Nº 24.065

vinculante dentro de los treinta días de notificada respecto de:

a) Pliegos de bases y condiciones y sus modificaciones;

b) Evaluación y adjudicación de ofertas;

c) Contrato definitivo de privatización, con todos sus anexos

y documentación complementaria.

El plazo de treinta días corridos se contará a partir de la recepción

del expediente acreditada en forma fehaciente. La Comisión

Bicameral tratará preferentemente los asuntos indicados en los

incisos precedentes, dentro de las cuarenta y ocho horas de

entrados y desplazando cualquier otro tema incluido en el orden

del día.

Los párrafos: «La Comisión Bicameral de Seguimiento de las«La Comisión Bicameral de Seguimiento de las«La Comisión Bicameral de Seguimiento de las«La Comisión Bicameral de Seguimiento de las«La Comisión Bicameral de Seguimiento de las

Privatizaciones deberá ....»Privatizaciones deberá ....»Privatizaciones deberá ....»Privatizaciones deberá ....»Privatizaciones deberá ....» y «El plazo de treinta días corridos«El plazo de treinta días corridos«El plazo de treinta días corridos«El plazo de treinta días corridos«El plazo de treinta días corridos

se contará ...»se contará ...»se contará ...»se contará ...»se contará ...» fueron vetados por el Decreto Nº 13/92.

ARTICULO 94º - En el caso de la generación hidráulica de Agua

y Energía Eléctrica Sociedad del Estado el Estado Nacional deberá

acordar previamente con las provincias involucradas los

procedimientos para su destino final.

ARTICULO 95º - Sustitúyese el punto IV del anexo 1 de la ley

23.696, exclusivamente en relación a la empresa Servicios

Eléctricos del Gran Buenos Aires Sociedad Anónima, por el

siguiente texto:

IV. Concesión de la distribución y comercialización .

Privatización

Servicios Eléctricos del Gran Buenos Aires Sociedad

Anónima.

ARTICULO 96º - A los fines de la aplicación del articulo 19 de la

ley 23.696 la tasación previa se basará en el criterio de valuación

que resulte del valor actual del flujo neto de fondos descontado,

generado por la actividad o activo que se privatiza.

ARTICULO 97º - Quedan derogadas las leyes 17.574 y sus

modificatorias 17.803 y 19.955, 20.050, 23.411, 17.866,

19.199, 19.287 y su modificatoria 20.954, 21.937 y 22.938, en

todos sus aspectos, incluso los vinculados a las concesiones

aprobadas mediante éstas, en cuanto obsten a los objetivos de la

privatización o impidan la desmonopolización o desregulación

de la actividad actualmente a cargo de Hidroeléctrica

Norpatagónica Sociedad Anónima. El Poder Ejecutivo

reglamentará los alcances y entrada en vigencia de lo dispuesto

en el presente artículo.

CAPITULO XXICAPITULO XXICAPITULO XXICAPITULO XXICAPITULO XXI

Adhesión

ARTICULO 98º - Sin perjuicio de la aplicación, según su régimen

propio, de las normas de naturaleza federal contenidas en la

presente ley, invítase a las provincias a adherir al régimen de la

presente ley.





ARTICULO 98º - La adhesión reglada en el Artículo 98 de la Ley

Nº 24.065, a diferencia de la de índole restringida establecida

en el Artículo 70, Inciso b), Apartado Primero, de la citada ley, es

amplia e implica que la Generación, el Transporte y la Distribución

que se encuentre sujeta a jurisdicción provincial, así como la


LEY Nº 24.065

organización y ejercicio de la actividad de contralor se sujetarán

a las disposiciones de la norma mencionada precedentemente,

sin que ello implique otorgar jurisdicción al ENTE NACIONAL

REGULADOR DE LA ELECTRICIDAD sobre las actividades que no

se encuentren sujetas a jurisdicción federal.



ARTICULO 99º - Esta ley entrará en vigencia el día de su

publicación en el Boletín Oficial.

ARTICULO 100º - Comuníquese al Poder Ejecutivo. ALBERTO R.

PIERRI. - EDUARDO MENEM. - Juan Estrada. - Edqardo Piuzzí.

DADA EN LA SALA DE SESIONES DEL CONGRESO ARGENTINO,

EN BUENOS AIRES, A LOS DIECINUEVE DIAS DEL MES DE

DICIEMBRE DEL AÑO MIL NOVECIENTOS NOVENTA Y UNO.

ANEXO llANEXO llANEXO llANEXO llANEXO ll

REGLAMENTREGLAMENTREGLAMENTREGLAMENTREGLAMENTAAAAACION DEL ARTCION DEL ARTCION DEL ARTCION DEL ARTCION DEL ART. 18 Y DEL ART. 18 Y DEL ART. 18 Y DEL ART. 18 Y DEL ART. 18 Y DEL ART. 43 DE LA LEY. 43 DE LA LEY. 43 DE LA LEY. 43 DE LA LEY. 43 DE LA LEY

Nº 15.336, MODIFICADO POR LA LEY N* 23.164.Nº 15.336, MODIFICADO POR LA LEY N* 23.164.Nº 15.336, MODIFICADO POR LA LEY N* 23.164.Nº 15.336, MODIFICADO POR LA LEY N* 23.164.Nº 15.336, MODIFICADO POR LA LEY N* 23.164.

ARTICULO 18º.

lnciso 1) Sin reglamentación.

Inciso 2) Sin reglamentación.


Inciso 4) La obligación del distribuidor de atender el incremento

de demanda en su zona de concesión, atribuyéndole la

responsabilidad exclusiva de determinar las inversiones necesarias

a tales efectos.

Inciso 5) La facultad del distribuidor de determinar e! plazo de

iniciación y terminación de las obras e instalaciones que, en los

términos del inciso precedente, considere necesarias para atender

el abastecimiento e incremento de la demanda en su zona.



Inciso 8) modificado por Artículo 89 de la Ley N° 24.065). Las

condiciones en que el Estado asegurará la sucesiva transferencia

de los bienes afectados a la prestación del servicio público de

distribución y comercialización a nuevos concesionarios privados

en los casos de caducidad, revocación o falencia.




LEY Nº 24.065

Inciso 11) La obligación del distribuidor de asumir todos los costos

de expansión de sus redes de distribución .

Inciso 12) El criterio de valuación del capital de la sociedad

distribuidora.







inciso 19) Sin reglamentación.

ARTICULO 43º. El cálculo de la Regalía Hidroeléctrica reglada

por el Artículo 43 de la Ley Nº 15.336, modificada por la Ley Nº

23.164, se efectuará sobre el importe que resulte de valorizar la

energía generada por la fuente hidroeléctrica al precio que

corresponda al concesionario de tal fuente de generación en el

Mercado Spot.

Ley Nº 24.065

SUBANEXO 4 - CONTRATO DE CONCESIÓN

punto 2.1) y 3.1) del presente.

- A partir del mes número 49 (cuarenta y nueve), contado a

partir de la fecha efectiva de Toma de Posesión se iniciará la

denominada etapa 2, en la que se controlará la prestación del

servicio en cada suministro. Se tolerarán hasta un determinado

límite las variaciones de tensión, la cantidad de cortes mayores a

3 (tres) minutos de duración y el tiempo total sin servicio. En los

suministros en que se excedan estos valores LA DISTRIBUIDORA

le reconocerá al usuario un crédito en la facturación del semestre

inmediatamente posterior al registro, cuyo monto será proporcional

a la energía suministrada en condiciones no satisfactorias

(variaciones de tensión mayores a las admitidas) o a la energía

no suministrada (frecuencia y duración de los cortes por encima

de los admitidos). La metodología para el cálculo de estas sanciones

se describe en los puntos 2.2) y 3.2) del presente.

Los mecanismos que se utilizarán para el relevamiento de los

indicadores de calidad y que permitirán al ENTE controlar el

cumplimiento de las condiciones pactadas son:

. Desarrollo de campañas de medición y relevamiento de curvas

de carga y tensión.

. Organización de bases de datos con información de

contingencias, relacionables con bases de datos de topología de

las redes, facturación y resultados de las campañas de medición.

2. CALIDAD DEL PRODUCTO TECNICO

Los aspectos de calidad del producto técnico que se controlarán

son las perturbaciones y el nivel de tensión.

Las perturbaciones que se controlarán son las variaciones rápidas

de tensión (flicker), las caídas lentas de tensión y las armónicas.

No obstante, LA DISTRIBUIDORA será responsable de mantener,

para cada tipo de perturbación, un nivel razonable de

compatibilidad, definido como Nivel de Referencia, que tiene un

5% de probabilidad de ser superado. Dichos valores serán

analizados en forma conjunta por el ENTE y LA DISTRIBUIDORA

durante la etapa 1, teniendo en cuenta las normas internacionales

e internas de empresas similares, con el objeto de obtener su

aprobación por parte del ENTE; teniendo vigencia a partir del

período definido como Etapa 2.

LA DISTRIBUIDORA deberá arbitrar los medios conducentes a:

. Fijar los límites de emisión (niveles máximos de perturbación

que un aparato puede generar o inyectar en el sistema de

alimentación) para sus propios equipos y los de los usuarios,

compatibles con los valores internacionales reconocidos.

. Controlar a los Grandes Usuarios, a través de límites de emisión

Subanexo 4

NORMAS DE CALIDAD DEL SERVICIO PUBLICO Y SANCIONESNORMAS DE CALIDAD DEL SERVICIO PUBLICO Y SANCIONESNORMAS DE CALIDAD DEL SERVICIO PUBLICO Y SANCIONESNORMAS DE CALIDAD DEL SERVICIO PUBLICO Y SANCIONESNORMAS DE CALIDAD DEL SERVICIO PUBLICO Y SANCIONES

1. INTRODUCCION

Será responsabilidad de LA DISTRIBUIDORA prestar el servicio

público de electricidad con un nivel de calidad satisfactorio.

Para ello deberá cumplir con las exigencias que aquí se establecen,

realizando los trabajos e inversiones que estime conveniente.

El no cumplimiento de las pautas preestablecidas dará lugar a la

aplicación de multas, basadas en el perjuicio económico que le

ocasiona al usuario recibir un servicio en condiciones no

satisfactorias, cuyos montos se calcularán de acuerdo a la

metodología contenida en el presente subanexo.

El Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENTE) será el

encargado de controlar el fiel cumplimiento de las pautas

preestablecidas.

Se considera que tanto el aspecto técnico del servicio como el

comercial deben responder a normas de calidad; por ello se

implementarán controles sobre:

a) Calidad del producto técnico suministrado.

b) Calidad del servicio técnico prestado.

c) Calidad del servicio comercial.

El producto técnico suministrado se refiere al nivel de tensión en

el punto de alimentación y las perturbaciones (variaciones rápidas,

caídas lentas de tensión, y armónicas).

El servicio técnico involucra a la frecuencia y duración de las

interrupciones en el suministro.

Los aspectos del servicio comercial que se controlarán son los

tiempos utilizados para responder a pedidos de conexión, errores

en la facturación y facturación estimada, y demoras en la atención

de los reclamos del usuario.

Las exigencias en cuanto al cumplimiento de los parámetros

preestablecidos, se aplicarán de acuerdo al siguiente cronograma:

En los primeros 12 (doce) meses desde la fecha efectiva de Toma

de Posesión del servicio por parte de LA DISTRIBUIDORA (etapa

preliminar), el ENTE y LA DISTRIBUIDORA revisarán y completarán

la metodología de medición y control de los indicadores de calidad

que se controlarán en los siguientes 36 (treinta y seis) meses.

- Los siguientes 36 (treinta y seis) meses constituyen la denominada

etapa 1, en la que se exigirá el cumplimiento de los indicadores y

valores prefijados para esta etapa. El incumplimiento de los mismos

dará lugar a la aplicación de las sanciones que se describe en el


fijados por contrato.

. Impulsar, conjuntamente con el ENTE, la aprobación de normas

de fabricación y su inclusión en las órdenes de compras propias y

de los usuarios.

En este contexto, LA DISTRIBUIDORA podrá penalizar a los usuarios

que excedan los límites de emisión fijados, hasta llegar a la

interrupción del suministro. En ambos casos deberá contar con la

aprobación del ENTE.

Durante la Etapa 2 tendrán aplicación los valores de compatibilidad

que se hubieran acordado entre LA DISTRIBUIDORA y el ENTE.

Estos valores se medirán de acuerdo a la metodología y en los

lugares que se hayan acordado entre las partes.

El incumplimiento de los valores fijados no será objeto de

penalizaciones durante la etapa 2 cuando LA DISTRIBUIDORA

demuestre que las alteraciones son debidas a los consumos de los

usuarios; no obstante deberá actuar sobre los mismos.

A partir del sexto año de la transferencia del servicio, LA

DISTRIBUIDORA deberá haber implementado un sistema, que

asegure un nivel de calidad de la tensión suministrada acorde

con lo especificado por normas internacionales de validez

reconocida, tales como las IEC, y tendrá implementados métodos

o procedimientos que permitan al ENTE su verificación.

2.1 NIVELES DE TENSION EN LA ETAPA 1

Las variaciones porcentuales de la tensión admitidas en esta etapa,

con respecto al valor nominal, son las siguientes:

AT -7,0 +7,0

Alimentación AEREA (MT o BT) -10,0 +10,0

Alimentación SUBTERRANEA (MT o BT) -7,0% +7,0

Rural -13,0 +13,0

Son obligaciones de LA DISTRIBUIDORA en esta etapa:

Llevar un registro continuo e informatizado de las tensiones de

salida de todas las barras, de todas las subestaciones de

distribución.

Efectuar mensualmente un registro informatizado de la tensión en

las barras de salida de por lo menos el 3% de los centros de

transformación, durante un período no inferior a 7 días corridos.

Registrar el nivel de tensión en hasta 50 (cincuenta) puntos de la

red seleccionados por el ENTE.

Si de cualquiera de los documentos surgiera el incumplimiento

de los niveles comprometidos durante un tiempo superior al 3%

del período en que se efectúe la medición (mínimo 1 semana), LA

DISTRIBUIDORA quedará sujeta a la aplicación de sanciones.

Las sanciones las pagará LA DISTRIBUIDORA a los usuarios

afectados por la mala calidad de la tensión, aplicando

bonificaciones en las facturas inmediatamente posteriores al

período en que se detectó la falla, las que se calcularán con los

valores indicados en la tabla adjunta.

Los usuarios afectados por la mala calidad de la tensión serán los

abastecidos por las instalaciones donde se ha dispuesto la medición

(subestaciones, cámaras, plataformas o puntos de suministro).

El monto total de la sanción se repartirá entre los usuarios afectados

de acuerdo a la participación del consumo de energía de cada

uno respecto al conjunto.

Las sanciones se calcularán valorizando la energía entregada con

niveles de tensión fuera de los límites permitidos con los valores

indicados en la tabla adjunta.

Para conocer la energía suministrada en malas condiciones de

calidad se deberá medir, simultáneamente con el registro de la

tensión, la carga que abastece la instalación donde se está

efectuando la medición de tensión.

Los períodos de control y bonificación al usuario serán iguales a

los definidos para la calidad del Servicio Técnico (punto 3.1 del

presente anexo).

A continuación se indica la tabla para la valorización de la energía

suministrada en malas condiciones de calidad, en la etapa 1:

MT,BT (alim. subterr.) y AT

Si Tol > ó = 0,07 y < 0,08 : 0,005 U$S/kWh

Si Tol > ó = 0,08 y < 0,09 : 0,010 U$S/kWh

Si Tol > ó = 0,09 y < 0,10 : 0,015 U$S/kWh

Si Tol > ó = 0,10 y < 0,11 : 0,020 U$S/kWh

Si Tol > ó = 0,11 y < 0,12 : 0,025 U$S/kWh

Si Tol > ó = 0,12 y < 0,13 : 0,030 U$S/kWh

Si Tol > ó = 0,13 y < 0,14 : 0,040 U$S/kWh

Si Tol > ó = 0,14 y < 0,15 : 0,050 U$S/kWh

Si Tol > ó = 0,15 y < 0,16 : 0,200 U$S/kWh

Si Tol > ó = 0,16 y < 0,18 : 0,600 U$S/kWh

Si Tol > ó = 0,18 : 1,000 U$S/kWh

MT y BT (alim. aérea)

Si Tol > ó = 0,10 y < 0,11 : 0,008 U$S/kWh

Si Tol > ó = 0,11 y < 0,12 : 0,015 U$S/kWh

Si Tol > ó = 0,12 y < 0,13 : 0,022 U$S/kWh

Si Tol > ó = 0,13 y < 0,14 : 0,030 U$S/kWh

Si Tol > ó = 0,14 y < 0,15 : 0,043 U$S/kWh

Si Tol > ó = 0,15 y < 0,16 : 0,050 U$S/kWh

Si Tol > ó = 0,16 y < 0,18 : 0,500 U$S/kWh

Si Tol > ó = 0,18 : 1,000 U$S/kWh


Rural

Si Tol > ó = 0,13 y < 0,14 : 0,015 U$S/kWh

Si Tol > ó = 0,14 y < 0,15 : 0,033 U$S/kWh

Si Tol > ó = 0,15 y < 0,16 : 0,050 U$S/kWh

Si Tol > ó = 0,16 y < 0,18 : 0,500 U$S/kWh

Si Tol > ó = 0,18 : 1,000 U$S/kWh

Donde: Tol es igual a ( VABS ( TS-TN ) / TN )

VABS ( TS - TN ) : es igual al valor absoluto de la diferencia entre

la tensión real del suministro (TS) y la tensión nominal convenida

( TN ).

2.2 NIVELES DE TENSION EN LA ETAPA 2

Las variaciones porcentuales de la tensión admitidas en esta etapa,

medida en los puntos de suministro, con respecto al valor nominal,

son las siguientes:

AT -5,0% +5,0%

Alimentación AEREA (MT o BT) -8,0% +8,0%

Alimentación SUBTERRANEA (MT o BT) -5,0% +5,0%

Rural -10,0% +10,0%

Los niveles de tensión se determinarán al nivel de suministro

mediante campañas de medición, que permitirán adquirir y

procesar información sobre curvas de carga y nivel de la tensión

en suministros, en distintos puntos de la red.

Será implementada por LA DISTRIBUIDORA, que además

procesará la información adquirida, con las directivas y la

supervisión del ENTE.

Se considerará que LA DISTRIBUIDORA queda sujeta a la

aplicación de sanciones si se verifica el incumplimiento de los

niveles mencionados por responsabilidad de la misma, durante

un tiempo superior al 3% del período en el que se efectúe la

medición. Este período será como mínimo una semana.

Las sanciones se aplicarán en la forma de bonificaciones en la

facturación de cada usuario afectado por la mala calidad de la

tensión.

Para determinar las sanciones se calculará la energía suministrada

con niveles de tensión por fuera de los rangos permitidos, y se la

valorizará de acuerdo a la tabla adjunta. Para conocer la energía

suministrada en malas condiciones de calidad, se deberá medir,

simultáneamente con la tensión, la potencia del consumo.

Tabla para la valorización de la energía suministrada en malas

condiciones de calidad, en la etapa 2:

MT,BT (alim. subterr.) y AT

Si Tol > ó = 0,05 y < 0,06 : 0,013 U$S/kWh

Si Tol > ó = 0,06 y < 0,07 : 0,026 U$S/kWh

Si Tol > ó = 0,07 y < 0,08 : 0,039 U$S/kWh

Si Tol > ó = 0,08 y < 0,09 : 0,052 U$S/kWh

Si Tol > ó = 0,09 y < 0,10 : 0,070 U$S/kWh

Si Tol > ó = 0,10 y < 0,11 : 0,086 U$S/kWh

Si Tol > ó = 0,11 y < 0,12 : 0,100 U$S/kWh

Si Tol > ó = 0,12 y < 0,13 : 0,300 U$S/kWh

Si Tol > ó = 0,13 y < 0,14 : 0,700 U$S/kWh

Si Tol > ó = 0,14 y < 0,15 : 1,100 U$S/kWh

Si Tol > ó = 0,15 y < 0,16 : 1,400 U$S/kWh

Si Tol > ó = 0,16 y < 0,18 : 1,800 U$S/kWh

Si Tol > ó = 0,18 : 2,000 U$S/kWh

MT y BT (alim. aérea)

Si Tol > ó = 0,08 y < 0,09 : 0,015 U$S/kWh

Si Tol > ó = 0,09 y < 0,10 : 0,030 U$S/kWh

Si Tol > ó = 0,10 y < 0,11 : 0,050 U$S/kWh

Si Tol > ó = 0,11 y < 0,12 : 0,085 U$S/kWh

Si Tol > ó = 0,12 y < 0,13 : 0,100 U$S/kWh

Si Tol > ó = 0,13 y < 0,14 : 0,300 U$S/kWh

Si Tol > ó = 0,14 y < 0,15 : 0,700 U$S/kWh

Si Tol > ó = 0,15 y < 0,16 : 1,200 U$S/kWh

Si Tol > ó = 0,16 y < 0,18 : 1,600 U$S/kWh

Si Tol > ó = 0,18 : 2,000 U$S/kWh

Rural

Si Tol > ó = 0,10 y < 0,11 : 0,025 U$S/kWh

Si Tol > ó = 0,11 y < 0,12 : 0,050 U$S/kWh

Si Tol > ó = 0,12 y < 0,13 : 0,075 U$S/kWh

Si Tol > ó = 0,13 y < 0,14 : 0,100 U$S/kWh

Si Tol > ó = 0,14 y < 0,15 : 0,300 U$S/kWh

Si Tol > ó = 0,15 y < 0,16 : 0,700 U$S/kWh

Si Tol > ó = 0,16 y < 0,18 : 1,400 U$S/kWh

Si Tol > ó = 0,18 : 2,000 U$S/kWh

Donde: Tol es igual a ( VABS ( TS-TN ) / TN )

VABS ( TS - TN ) : es igual al valor absoluto de la diferencia entre

la tensión real del suministro (TS) y la tensión nominal convenida

( TN ).

3. CALIDAD DEL SERVICIO TECNICO

La calidad del servicio técnico se evaluará en base a los siguientes

indicadores:

a) Frecuencia de interrupciones (cantidad de veces en un período

determinado que se interrumpe el suministro a un usuario).

b) Duración total de la interrupción (tiempo total sin suministro en

un período determinado).

En este documento se fijan los valores máximos admitidos para

cada indicador; si se exceden esos valores se aplicarán las

sanciones descriptas en los puntos 3.1) y 3.2) del presente.


El control se realizará en dos etapas:

. La etapa 1 regirá entre el mes 13 (trece) y el mes 48 (cuarenta y

ocho), contados desde la transferencia del servicio. En esta etapa

el control se efectuará mediante índices globales y aproximados

que representen, de la mejor forma posible, el grado de

cumplimiento de los indicadores de frecuencia de interrupciones

y tiempo total de interrupción de cada usuario.

El período mínimo de control será el semestre.

Si los indicadores excedieran los valores prefijados (indicados en

el punto 3.1)), se aplicarán sanciones en la forma de bonificaciones

en la facturación del semestre inmediato posterior al semestre

controlado (la metodología se indica en el punto 3.1)).

. La etapa 2 regirá a partir del mes 49 (cuarenta y nueve), contado

a partir de la transferencia del servicio.

Se caracteriza por el hecho de que se calculará, para cada usuario,

la cantidad de cortes y el tiempo total de interrupción que ha

sufrido en el semestre.

Si se excedieran de los valores prefijados (indicados en el punto

3.2)), LA DISTRIBUIDORA deberá reconocer un crédito en favor

del usuario, que lo incluirá en las facturaciones del semestre

posterior al de control.

La metodología para el cálculo del crédito mencionado, se indica

en el punto 3.2) del presente.

Se define como contingencia a toda operación en la red,

programada o intempestiva, manual o automática, que origine la

suspensión del suministro de energía eléctrica de algún usuario o

del conjunto de ellos.

Se define como primera reposición a la primera maniobra

sobre la red afectada por una contingencia que permite restablecer

el servicio, aunque sea parcialmente.

Se define como última reposición a la operación sobre la red

afectada por una contingencia que permite reestablecer el servicio

a todo el conjunto de usuarios afectados por la interrupción.

3.1 CALIDAD DEL SERVICIO TECNICO EN LA ETAPA 1

En la etapa 1 se controlará la calidad del servicio técnico en

base a indicadores que refieran la frecuencia y el tiempo que

queda sin servicio la red de distribución.

Esta etapa 1 se subdividirá en 3 (tres) subetapas de 1 (un) año de

duración cada una, las que tendrán vigencia de acuerdo al

siguiente detalle:

- Subetapa 1, desde el inicio del mes número 13 (trece) contado

a partir de la fecha efectiva de Toma de Posesión, hasta la

finalización del mes número 24 (veinticuatro), contado desde la

misma fecha.

- Subetapa 2, desde el inicio del mes número 25 (veinticinco)

contado a partir de la fecha efectiva de Toma de Posesión, hasta

la finalización del mes número 36 (treinta y seis), contado desde

la misma fecha.

- Subetapa 3, desde el inicio del mes número 37 (treinta y siete)

contado a partir de la fecha efectiva de Toma de Posesión, hasta

la finalización del mes número 48 (cuarenta y ocho), contado

desde la misma fecha.

Los límites de la red sobre la cuál se calcularán los indicadores

son, por un lado la botella terminal del alimentador MT en la

subestación AT/MT, y por el otro, los bornes BT del transformador

de rebaje MT/BT.

Para el cálculo de los índices se computarán tanto las fallas en la

red de distribución como el déficit en el abastecimiento (generación

y transporte), no imputable a causas de fuerza mayor.

LA DISTRIBUIDORA hará presentaciones semestrales al ENTE con

los resultados de su gestión en el semestre inmediato anterior. El

ENTE podrá auditar cualquier etapa del proceso de determinación

de índices.

Los indicadores que se calcularán son:

. Indices de interrupción por transformador (frecuencia media de

interrupción - FMIT y tiempo total de interrupción - TTIT).

. Indices de interrupción por kVA nominal instalado (frecuencia

media de interrupción - FMIK y tiempo total de interrupción -

TTIK).

. Indices de interrupción adicionales ( tiempos totales de primera

y última reposición y energía media indisponible ).

La metodología de cálculo y los valores máximos admitidos para

estos indicadores se detallan en los puntos 3.1.1. , 3.1.2. y 3.1.3.

de este documento.

El no cumplimiento de alguno de estos valores dará lugar a la

aplicación de sanciones. Si se exceden en los indicadores que

representan el mismo aspecto del servicio técnico ( frecuencia de

interrupciones (FMI) o duración de las interrupciones (TTI)), se

calculará el monto con los dos indicadores y se aplicará el mayor

de ellos.

Las sanciones se implementarán como descuentos en la facturación

de todos los usuarios. Estos descuentos se distribuirán en las

facturaciones del semestre inmediatamente posterior al controlado.


El monto de las sanciones se determinará en base a la energía no

suministrada calculada de acuerdo a lo indicado en los puntos

3.1.1) y 3.1.2), valorizada a 1,00 U$S/kWh.

Este monto semestral se dividirá por el total de energía facturada

en el mismo semestre, resultando el crédito por cada kWh a facturar

en el semestre inmediatamente posterior. El descuento será global,

es decir que no se discriminará por tipo de usuario o tarifa.

A continuación se describen los indicadores, la metodología de

cálculo y los valores admitidos.

3.1.1. INDICES DE INTERRUPCION POR TRANSFORMADOR

Los índices a calcular son los siguientes:

a) FMIT - Frecuencia media de interrupción por transformador

instalado (en un período determinado representa la cantidad de

veces que el transformador promedio sufrió una interrupción de

servicio).

b) TTIT - Tiempo total de interrupción por transformador instalado

(en un período determinado representa el tiempo total en que el

transformador promedio no tuvo servicio).

Se calcularán de acuerdo a las siguientes expresiones:

a) FMIT = SUMi Qfsi / Qinst

donde:

SUMi : sumatoria de todas las interrupciones del servicio

(contingencias) en el semestre que se está controlando.

Qfsi : cantidad de transformadores fuera de servicio en cada una

de las contingencias i.

Qinst : cantidad de transformadores instalados.

b) TTIT = SUMi Qfsi*Tfsi / Qinst

donde:

Tfsi : Tiempo que han permanecido fuera de servicio los

transformadores

Qfs, durante cada una de las contingencias i.

Los valores tope admitidos para estos índices, que se discriminan

en función de las causas de la interrupción y de la subetapa

correspondiente, son los siguientes:

A) Fallas debidas a equipos e instalaciones de LA DISTRIBUIDORA

(fallas internas de la red).

- Subetapa 1

a) FMIT < = 3,0 veces por semestre

b) TTIT < = 12,0 horas por semestre

La energía no suministrada, para el cálculo de las sanciones, se

calculará de la siguiente forma:

. Si se excede FMIT

ENS(kwh)=(FMITregistrado-3)*(TTIT/FMIT)registrado*721.600

. Si se excede TTIT

ENS (kwh) = (TTITregistrado-12)*721.600

- Subetapa 2





. Si se excede FMIT

ENS(kwh)=(FMITregistrado-2,5)*(TTIT/FMIT)registrado*721.600

. Si se excede TTIT

ENS (kwh) = (TTITregistrado-9,7)*721.600

- Subetapa 3





. Si se excede FMIT

ENS(kwh)=(FMITregistrado-2,2)*(TTIT/FMIT)registrado*721.600

. Si se excede TTIT

ENS (kwh) = (TTITregistrado-7,8)*721.600

B) Fallas debidas al sistema de generación y transporte (fallas

externas de la red), excluidas las causas de fuerza mayor.

- Subetapa 1

a) FMIT < = 5 veces por semestre

b) TTIT < = 20 horas por semestre



. Si se excede FMIT


. Si se excede TTIT



- Subetapa 2





. Si se excede FMIT


. Si se excede TTIT


- Subetapa 3





. Si se excede FMIT


. Si se excede TTIT


3.1.2. INDICES DE INTERRUPCION POR KVA NOMINAL

INSTALADO

Los índices a calcular son los siguientes:

a) FMIK - Frecuencia media de interrupción por kVA instalado (en

un período determinado representa la cantidad de veces que el

kVA promedio sufrió una interrupción de servicio).

b) TTIK - Tiempo total de interrupción por kVA nominal instalado

(en un período determinado representa el tiempo total en que el

kVA promedio no tuvo servicio).

Se calcularán de acuerdo a las siguientes expresiones:

a) FMIK = SUMi KVAfsi / KVAinst

donde:



KVAfsi : cantidad de kVA nominales fuera de servicio en cada

una de las contingencias i.

KVAinst : cantidad de kVA nominales instalados.

b) TTIK = SUMi kVAfsi*Tfsi / kVAinst

donde:



Tfsi : Tiempo que han permanecido fuera de servicio los kVA

nominales kVAfs, durante cada una de las contingencias i.

Los valores tope admitidos para estos índices, que se discriminan

en función de las causas de la interrupción y de la subetapa

correspondiente, son los siguientes:

A) Fallas debidas a equipos e instalaciones de LA DISTRIBUIDORA

(fallas internas de la red)

- Subetapa 1

a) FMIK < = 1,9 veces por semestre

b) TTIK < = 7,0 horas por semestre



. Si se excede FMIK

ENS(kWh)=(FMIKregistrado-1,9)*(TTIK/FMIK)registrado*740.000

. Si se excede TTIK

ENS(kWh) = (TTIKregistrado-7)*740.000

- Subetapa 2





. Si se excede FMIK


. Si se excede TTIK

ENS(kWh) = (TTIKregistrado-5,8)*740.000

- Subetapa 3





. Si se excede FMIK


. Si se excede TTIK

ENS(kWh) = (TTIKregistrado-4,6)*740.000

B) Fallas debidas al sistema de generación y transporte (fallas

externas de la red), excluidas las causas de fuerza mayor.


- Subetapa 1

a) FMIK < = 5 veces por semestre

b) TTIK < = 20 horas por semestre



. Si se excede FMIK

ENS(kWh)=(FMIKregistrado-5)*(TTIK/FMIK)registrado*740.000

. Si se excede TTIK


- Subetapa 2





. Si se excede FMIK


. Si se excede TTIK


- Subetapa 3





. Si se excede FMIK


. Si se excede TTIK


3.1.3. INDICES DE INTERRUPCION ADICIONALES

Complementariamente a los indicadores descriptos en los puntos

3.1.1) y 3.1.2), LA DISTRIBUIDORA deberá calcular los indicadores

adicionales que aquí se indican, e informar al ENTE sobre los

resultados semestrales. No se fijarán límites o topes para ellos, ni

generarán la aplicación de sanciones.

Se calcularán los siguientes índices :

a) TPRT - Tiempo medio de primera reposición por transformador.

Se calcula considerando solamente los transformadores repuestos

al servicio luego de la interrupción del servicio en la primera

maniobra de reposición; se calcula de acuerdo a la siguiente

expresión:

TPRT = SUMi Qvspi*Tfspi / SUMi Qvspi

donde:



Qvspi : cantidad de transformadores vueltos al servicio en la

primera etapa de reposición, en cada una de las contingencias i.

Tfspi : Tiempo fuera de servicio de los transformadores vueltos al

servicio en la primera etapa de reposición, en cada una de las

contingencias i.

b) TPRK - Tiempo medio de primera reposición por kVA nominal.

Se calcula considerando solamente los kVA nominales vueltos al

servicio en la primera maniobra de reposición del servicio, luego

de la contingencia; se utiliza la siguiente expresión:

TPRK = SUMi kVAvspi*Tfspi / i kVAvspi

donde:



kVAvspi: cantidad de kVA nominales vueltos al servicio en la

primera etapa de reposición, en cada una de las contingencias i.

Tfspi : Tiempo fuera de servicio de los kVA nominales vueltos al

servicio en la primera etapa de reposición, en cada una de las

contingencias i.

c) TURT - Tiempo medio de última reposición por transformador.

Se calcula considerando solamente los transformadores

involucrados en la última maniobra que permite reponer el servicio

a todas los usuarios afectados por la interrupción del suministro

(última reposición), de acuerdo a la siguiente expresión:

TURT = SUMi Qvsui*Tfsui / SUMi Qvsui

donde:



Qvsui : cantidad de transformadores vueltos al servicio con la

maniobra que permite reponer el servicio a todos los usuarios

afectados por la interrupción del suministro (última etapa de

reposición), en cada contingencia i.

Tfsui : Tiempo fuera de servicio de los transformadores vueltos al

servicio con la maniobra que permite reponer el servicio a todos

los usuarios afectados por la interrupción del suministro (última

etapa de reposición), en cada contingencia i.

d) TURK - Tiempo medio de última reposición por kVA nominal.

Se calcula considerando solamente los kVA nominales involucrados

en la última maniobra que permite reponer el servicio a todas los

usuarios afectados por la interrupción del suministro (última

reposición), de acuerdo a la siguiente expresión:


TURK = SUMi kVAvsui*Tfsui / SUMi kVAvsui

donde:



kVAvsui: cantidad de kVA nominales vueltos al servicio con la

maniobra que permite reponer el servicio a todos los usuarios

afectados por la interrupción del suministro (última etapa de

reposición), en cada contingencia i.

Tfsui : Tiempo fuera de servicio de los kVA nominales vueltos al

servicio con la maniobra que permite reponer el servicio a todos

los usuarios afectados por la interrupción del suministro (última

etapa de reposición), en cada contingencia i.

e) ENI - Energía nominal indisponible. Es una estimación de la

capacidad de suministro indisponible durante una interrupción,

en términos de energía, y se calculará de acuerdo a la siguiente

expresión:

ENI = SUMi kVAfsi * Tfsi

donde:



KVAfsi : cantidad de kVA nominales fuera de servicio en cada

una de las contingencias i.

Tfsi : Tiempo que han permanecido fuera de servicio los kVA

nominales kVAfs, durante cada una de las contingencias i.

3.2 CALIDAD DEL SERVICIO TECNICO EN LA ETAPA 2

Al iniciar la denominada etapa 2, la calidad del servicio técnico

se controlará al nivel de suministro a cada usuario.

Los valores máximos admitidos para esta etapa, para cada usuario,

son los siguientes:

a) Frecuencia de interrupciones :

Usuarios en AT : 3 interrupciones/semestre

Usuarios en MT : 4 interrupciones/semestre

Usuarios en BT

(pequeñas y medianas demandas): 6 interrupciones/semestre

(grandes demandas) : 6 interrupciones/semestre

b) Tiempo máximo de interrupción :

Usuarios en AT : 2 horas/interrupción

Usuarios en MT : 3 horas/interrupción

Usuarios en BT

(pequeñas y medianas demandas): 10 horas/interrupción

(grandes demandas) : 6 horas/interrupción

No se computarán las interrupciones menores a 3 minutos. Si en

el semestre controlado, algún usuario sufriera más cortes (mayores

a 3 minutos) que los estipulados, y/o estuviera sin suministro mas

tiempo que

el preestablecido, recibirá de parte de LA DISTRIBUIDORA un

crédito en sus facturaciones mensuales o bimestrales del semestre

inmediatamente posterior al semestre controlado, proporcional a

la energía no recibida en el semestre controlado, valorizada de

acuerdo al siguiente cuadro:

. Tarifa 1-R : 1,40 U$S/kWh

. Tarifas 1-G y 1-AP : 1,40 U$S/kWh

. Tarifas 2 y 3-BT : 2,27 U$S/kWh

. Tarifas 3-MT y 3-AT : 2,71 U$S/kWh

La energía no suministrada (no recibida por el usuario) se calculará

de la siguiente forma :

ENS(kWh) = SUMi (EA/525600 * Ki)

donde:

SUMi : sumatoria de los i minutos en que el usuario no tuvo servicio

por encima de los límites aquí establecidos.

EA : total de energía facturada al usuario para el que se está

calculando la bonificación, en los últimos doce meses.

Ki : es el factor representativo de las curvas de carga de cada

categoría tarifaria; se utilizarán los siguientes valores:

Tarifa 1-R 1-G 1-AP 2 3-BT 3-MT 3-AT

Hora

0 0,85 0,48 2,40 0,82 0,82 0,65 0,65

1 0,66 0,48 2,40 0,82 0,82 0,65 0,65

2 0,50 0,44 2,40 0,82 0,82 0,63 0,63

3 0,50 0,44 2,40 0,82 0,82 0,63 0,63

4 0,50 0,52 2,40 0,82 0,82 0,67 0,67

5 0,50 0,81 2,40 0,82 0,82 0,81 0,81

6 0,59 0,97 0,00 0,82 0,82 0,89 0,89

7 0,71 1,16 0,00 1,02 1,02 1,09 1,09

8 1,01 1,37 0,00 1,14 1,14 1,25 1,25

9 1,27 1,46 0,00 1,14 1,14 1,30 1,30

10 1,30 1,53 0,00 1,11 1,11 1,32 1,32

11 1,18 1,50 0,00 1,11 1,11 1,30 1,30

12 1,18 1,37 0,00 1,34 1,34 1,36 1,36

13 1,18 1,37 0,00 1,34 1,34 1,36 1,36

14 1,05 1,37 0,00 1,34 1,34 1,36 1,36

15 1,05 1,33 0,00 1,34 1,34 1,33 1,33

16 1,05 1,34 0,00 1,34 1,34 1,34 1,34

17 1,11 1,12 0,00 1,17 1,17 1,15 1,15

18 1,23 1,03 0,00 0,73 0,73 0,88 0,88

19 1,69 0,96 2,40 0,87 0,87 0,92 0,92

20 1,93 0,79 2,40 0,87 0,87 0,83 0,83


21 1,23 0,79 2,40 0,82 0,82 0,80 0,80

22 0,99 0,70 2,40 0,82 0,82 0,76 0,76

23 0,78 0,63 2,40 0,82 0,82 0,73 0,73

Para poder determinar la calidad del servicio técnico al nivel del

suministro al usuario, la información necesaria se organizará en

bases de datos.

Se desarrollarán dos: Una con los datos de las contingencias de

la red y otra con el esquema de alimentación de cada usuario, de

forma tal que permitan identificar los usuarios afectados ante cada

falla de la red.

La base de datos de contingencias se conformará con la

información de los equipos afectados, inicio y fin de la mismas y

equipos operados a consecuencia de la contingencia para reponer

el suministro a la mayor cantidad posible de usuarios afectados

(modificaciones transitorias al esquema operativo de la red).

La base de datos sobre el esquema de alimentación de cada usuario

contendrá los equipos e instalaciones que le abastecen, con el

siguiente nivel de agregación:

.. alimentador BT

.. centro MT/BT

.. alimentador MT

.. transformador AT/MT

.. subestación AT/MT

.. red AT

Estas bases de datos se relacionarán con los archivos de facturación

y deben permitir el cálculo de la energía no suministrada a cada

uno de los usuarios a los efectos de la aplicación de las penalidades

señaladas en el punto 3.2) del presente.

El ENTE deberá aprobar los criterios de diseño y la implementación

de las mismas, y podrá auditar las tareas de relevamiento de

información básica y de procesamiento, en cualquiera de sus

etapas.

4. CALIDAD DEL SERVICIO COMERCIAL

LA DISTRIBUIDORA deberá extremar sus esfuerzos para brindar

a sus usuarios una atención comercial satisfactoria.

Los distintos aspectos de la misma se controlarán por medio de

los indicadores que se detallan en los puntos 4.1), 4.2), 4.3) y

4.4) del presente documento, de tal forma de orientar sus esfuerzos

hacia:

. el conveniente acondicionamiento de los locales de atención al

público, para asegurar que la atención sea personalizada,

. evitar la excesiva pérdida de tiempo del usuario, favoreciendo

las consultas y reclamos telefónicos,

. satisfacer rápidamente los pedidos y reclamos que presenten los

usuarios y

. emitir facturas claras, correctas y basadas en lecturas reales.

Si LA DISTRIBUIDORA no cumpliera con las pautas aquí

establecidas, se hará pasible a las sanciones descriptas en el punto

5) de este documento.

4.1 CONEXIONES

Los pedidos de conexión deben establecerse bajo normas y reglas

claras para permitir la rápida satisfacción de los mismos.

Solicitada la conexión de un suministro y realizadas las

tramitaciones y pagos pertinentes, LA DISTRIBUIDORA deberá

proceder a la conexión del suministro dentro de los siguientes

plazos:

a) Sin modificaciones a la red existente

Etapa 1:

. Hasta 50 kW 15 (quince) días hábiles,

. Mas de 50 kW a convenir con el usuario.

. Recolocación de medidores 3 (tres) días hábiles.

Etapa 2:

. Hasta 50 kW 5 (cinco) días hábiles,


. Recolocación de medidores 1 (uno) día hábil.

b) Con modificaciones a la red existente

Etapa 1:

. Hasta 50 kW, conexión aérea: 30 (treinta) días hábiles.

. Hasta 50 kW, conexión subterránea: 45 (cuarenta y cinco) días

hábiles.


Etapa 2:

. Hasta 50 kW, conexión aérea: 15 (quince) días hábiles.

. Hasta 50 kW, conexión subterránea: 30 (treinta) días hábiles.


Para los pedidos de conexión cuyos plazos sean a convenir con el

usuario, en caso de no llegar a un acuerdo, éste podrá plantear el

caso ante el ENTE, quién resolverá en base a la información técnica

que deberá suministrar LA DISTRIBUIDORA, resolución que será

inapelable y pasible de sanción en caso de incumplimiento.

4.2 FACTURACION ESTIMADA

Salvo el caso particular de tarifas en que se aplique otra modalidad,

la facturación deberá realizarse en base a lecturas reales,

exceptuando casos de probada fuerza mayor, en los que podrá

estimarse el consumo.


Para un mismo usuario no podrán emitirse más de 2 (dos)

facturaciones sucesivas estimadas de ser bimestrales, y 3 (tres) en

los casos restantes, durante 1 (un) año calendario, asimismo no

podrán efectuarse más de 3 (tres) estimaciones en igual período,

de ser facturaciones bimestrales y 4 (cuatro) en los casos restantes.

El número de estimaciones en cada facturación no podrá superar

el 8 (ocho) por ciento de las lecturas emitidas en cada categoría.

4.3 RECLAMOS POR ERRORES DE FACTURACION

El usuario que se presente a reclamar argumentando un posible

error de facturación (excluida la estimación), deberá tener resuelto

su reclamo en la próxima factura emitida y el error no deberá

repetirse en la próxima facturación.

Ante el requerimiento del usuario, LA DISTRIBUIDORA deberá estar

en condiciones de informarle, dentro de los 15 (quince) días hábiles

de presentado el reclamo, cuál ha sido la resolución con respecto

al mismo.

4.4 SUSPENSION DEL SUMINISTRO POR FALTA DE PAGO

LA DISTRIBUIDORA deberá comunicar fehacientemente al usuario

antes de efectuar el corte del suministro de energía eléctrica,

motivado por la falta de pago en término de las facturas.

Si el usuario abona las facturas más los recargos que

correspondieran LA DISTRIBUIDORA deberá reestablecer la

prestación del servicio público dentro de las 24 (veinticuatro) horas

de haberse efectivizado el pago.

LA DISTRIBUIDORA deberá llevar un registro diario de los usuarios

a quienes se les haya cortado el suministro por falta de pago.

4.5 QUEJAS

Además de facilitar los reclamos por vía telefónica o personal, LA

DISTRIBUIDORA pondrá a disposición del usuario en cada centro

de atención comercial un ‘libro de quejas’, foliado y rubricado

por el ENTE, donde aquel podrá asentar sus observaciones, críticas

o reclamos con respecto al servicio.

Las quejas que los usuarios formulen deberán ser remitidas por LA

DISTRIBUIDORA al ENTE con la información ampliatoria necesaria,

en los plazos y con las formalidades que se indiquen en el

Reglamento de Suministro.

5. SANCIONES

5.1. INTRODUCCION

El Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENTE) dispondrá

la aplicación de sanciones, cuando LA DISTRIBUIDORA no cumpla

con las obligaciones emergentes del Contrato de Concesión, sus

anexos y la ley Nº 24065 (marco regulatorio de la generación,

transporte y distribución de electricidad).

El objetivo de la aplicación de sanciones económicas es orientar

las inversiones de LA DISTRIBUIDORA hacia el beneficio de los

usuarios, en el sentido de mejorar la calidad en la prestación del

servicio público de electricidad.

Ante los casos de incumplimiento que LA DISTRIBUIDORA considere

por caso de fuerza mayor o caso fortuito, deberá realizar una

presentación al ENTE solicitando que los mismos no sean motivo

de sanciones.

Las multas a establecer serán en base al perjuicio que le ocasiona

al usuario la contravención, y al precio promedio de venta de la

energía al usuario.

5.2. CARACTER DE LAS SANCIONES

Las multas dispuestas, además de ajustarse al tipo y gravedad de

la falta, tendrán en cuenta los antecedentes generales de LA

DISTRIBUIDORA y, en particular, la reincidencia en faltas similares

a las penalizadas, con especial énfasis cuando ellas afecten a la

misma zona o grupo de usuarios.

LA DISTRIBUIDORA deberá abonar multas a los usuarios en los

casos de incumplimiento de disposiciones o parámetros

relacionados con situaciones individuales. Una vez comprobada

la infracción, el ENTE dispondrá que LA DISTRIBUIDORA abone

una multa al usuario, conforme a la gravedad de la falta, a los

antecedentes de LA DISTRIBUIDORA y en particular a las

reincidencias. Las multas individuales deberán guardar relación

con el monto de la facturación promedio mensual del usuario.

El pago de la penalidad no relevará a LA DISTRIBUIDORA de

eventuales reclamos por daños y perjuicios.

El valor acumulado anual de las multas no deberá superar el 20%

(veinte por ciento) de la facturación anual. Si ello ocurriera, será

considerado como violación grave de los términos del Contrato

de Concesión, y autorizará al ENTE , si éste lo considera

conveniente , a la caducidad del Contrato de Concesión.

5.3. PROCEDIMIENTO DE APLICACION

Complementariamente a lo dispuesto por la ley 24.065, se indican

a continuación lineamientos que regirán al procedimiento de

aplicación de sanciones.

Cuando el ENTE compruebe la falta de LA DISTRIBUIDORA en el

cumplimiento de alguna de sus obligaciones, y a la brevedad

posible, pondrá en conocimiento del hecho a LA DISTRIBUIDORA

y emplazará en forma fehaciente para que en el término de 10

(diez) días hábiles presente todas las circunstancias de hecho y

de derecho que estime correspondan a su descargo.


Si LA DISTRIBUIDORA no respondiera o aceptara su

responsabilidad dentro de dicho plazo, el ENTE aplicará las

sanciones correspondientes, y las mismas tendrán carácter de

inapelable.

Si dentro del plazo antedicho, LA DISTRIBUIDORA formulara

descargos u observaciones, se agregarán todos los antecedentes,

y se allegarán todos los elementos de juicio que se estime

conveniente, y el ENTE deberá expedirse definitivamente dentro

de los 15 (quince) días hábiles subsiguientes a la presentación de

los descargos u observaciones. En caso de resolución condenatoria,

LA DISTRIBUIDORA, luego de hacer efectiva la multa, podrá

interponer los pertinentes recursos legales.

En los casos que pudiera corresponder, LA DISTRIBUIDORA

arbitrará los medios que permitan subsanar las causas que hubieran

originado la o las infracciones para lo cual el ENTE fijará un

plazo prudencial a fin de que se efectúen las correcciones o

reparaciones necesarias. Durante ese lapso, no se reiterarán las

sanciones.

5.4. VIGENCIA DE LAS SANCIONES

Todo lo indicado en el presente documento regirá a partir del

inicio del mes número 13 (trece) contado a partir de la fecha

efectiva de toma de Posesión y durante los primeros 10 (diez)

años de vigencia del Contrato de Concesión.

En los sucesivos quinquenios que abarcan el Contrato de

Concesión, el ENTE podrá ajustar las sanciones a aplicar, teniendo

en cuenta posibles modificaciones en las normas de calidad de

servicio y otras normativas de aplicación.

Las modificaciones que se efectúen no deberán introducir cambios

sustanciales en el carácter, procedimientos de aplicación, criterios

de determinación y objetivos de las multas establecidas en el

presente.

5.5. SANCIONES Y PENALIZACIONES

5.5.1 CALIDAD DEL PRODUCTO TECNICO

El ENTE aplicará sanciones y multas a LA DISTRIBUIDORA cuando

esta entregue un producto con características distintas a las

convenidas (nivel de tensión y perturbaciones).

Las mismas se calcularán en base al perjuicio ocasionado al

usuario, de acuerdo a lo descripto en el punto 2), 2.1) y 2.2) del

presente documento.

El no cumplimiento de las obligaciones de LA DISTRIBUIDORA en

cuanto al relevamiento y procesamiento de los datos para evaluar

la calidad del producto técnico, dará lugar a la aplicación de

multas, que LA DISTRIBUIDORA abonará al ENTE el que la

destinará a compensar a quien sufriese un daño o sobrecosto por

el accionar de LA DISTRIBUIDORA. El monto de estas sanciones

las definirá el ENTE en base a los antecedentes del caso, la

reincidencia y gravedad de la falta. El tope máximo de las

sanciones será se calcula de acuerdo a lo descripto en el punto 2)

del presente documento, suponiendo que el 2% (dos por ciento)

de la demanda anual se satisface con una variación de la tensión,

respecto a los valores nominales, del 13% (trece por ciento), en

redes subterráneas.

5.5.2 CALIDAD DE SERVICIO TECNICO

El ENTE aplicará sanciones y multas a LA DISTRIBUIDORA cuando

esta preste un servicio con características técnicas distintas a las

convenidas (frecuencia de las interrupciones y duración de las

mismas).

Las multas por apartamientos en las condiciones pactadas,

dependerán de la energía no distribuida (por causas imputables

a LA DISTRIBUIDORA) mas allá de los límites acordados,

valorizada en base al perjuicio económico ocasionado a los

usuarios, de acuerdo a lo descripto en el punto 3), 3.1) y 3.2) del

presente documento.

El no cumplimiento de las obligaciones de LA DISTRIBUIDORA en

cuanto al relevamiento y procesamiento de los datos para evaluar

la calidad del servicio técnico, dará lugar a la aplicación de multas,

que LA DISTRIBUIDORA abonará al ENTE el que la destinará a

compensar a quien sufriese un daño o sobrecosto por el accionar

de LA DISTRIBUIDORA. El monto de estas sanciones las definirá el

ENTE en base a los antecedentes del caso, la reincidencia y

gravedad de la falta. El tope máximo de las sanciones será se

calcula de acuerdo a lo descripto en el punto 3.2) del presente

documento, suponiendo que todos los usuarios está sin suministro

50,4 (cincuenta coma cuatro) horas por año, sin superar la

cantidad de interrupciones.

5.5.3 CALIDAD DE SERVICIO COMERCIAL

5.5.3.1 Conexiones

Por el incumplimiento de los plazos previstos (punto 4.1) del

presente documento), LA DISTRIBUIDORA deberá abonar al

solicitante del suministro una multa equivalente al costo de la

conexión (definida en el régimen tarifario), dividido dos veces el

plazo previsto (definido en el punto 4.1) del presente documento),

por cada día hábil de atraso, hasta un máximo del valor de la

conexión.

5.5.3.2 Facturación estimada

Para los casos en que el ENTE detecte mayor número de

estimaciones que las previstas (punto 4.2) del presente documento),

percibirá, de parte de LA DISTRIBUIDORA, una multa equivalente

al 30% (treinta por ciento) del monto de la facturación estimada,

y derivará esta multa hacia los usuarios perjudicados.


5.5.3.3 Reclamos por errores de facturación

Por incumplimiento de lo exigido en cuanto a la atención de los

reclamos de los usuarios por errores en la facturación, LA

DISTRIBUIDORA abonará a los usuarios damnificados una multa

equivalente al 50% del monto de la facturación objeto del reclamo.

5.5.3.4 Suspensión del suministro de energía por falta de pago

Si el servicio no se restableciera en los plazos previstos, LA

DISTRIBUIDORA abonará al usuario una multa del 20% del monto

equivalente al promedio mensual de los kWh facturados en los

últimos doce (12) meses, actualizados al momento de hacer efectiva

la multa, por cada día o fracción excedente.

6. OTRAS OBLIGACIONES DE LA DISTRIBUIDORA

6.1 TRABAJOS EN LA VIA PUBLICA

Cuando LA DISTRIBUIDORA incurra en acciones o trabajos que

afecten espacios públicos tales como calles y/o veredas, deberá

ejecutar los mismos cumpliendo con las normas técnicas y de

seguridad aplicables en cada caso, como asimismo reparar las

calles y/o veredas afectadas para dejarlas en perfecto estado de

uso; si no fuese el caso y merezca la denuncia de autoridades

nacionales, provinciales o municipales o provoquen la denuncia

fundada por parte de vecinos o usuarios, LA DISTRIBUIDORA

abonará al ENTE una multa que éste destinará a subsanar el daño,

vía pago a la autoridad competente; todo esto sin perjuicio de las

otras sanciones o demandas ya previstas en este Contrato de

Concesión.

6.2 CONSTRUCCION, AMPLIACION U OPERACION DE

INSTALACIONES

Además de las denuncias, oposiciones y sanciones que genere el

no ajustarse al procedimiento establecido por la Ley Nº 24.065,

LA DISTRIBUIDORA abonará al ENTE una multa que éste destinará

a subsanar el daño, vía pago a la autoridad competente.

6.3 EN LA PRESTACION DEL SERVICIO

Por incumplimiento de lo establecido en el Contrato de Concesión,

referido a las obligaciones de LA DISTRIBUIDORA en cuanto a la

prestación del servicio, la misma abonará al ENTE una multa.

Esta será determinada por el ENTE conforme a la gravedad de la

falta , a los antecedentes de LA DISTRIBUIDORA y en particular a

las reincidencias y no podrá ser superior al valor de 500.000

kWh valorizados al precio que en promedio vende energía

eléctrica LA DISTRIBUIDORA. El ENTE destinará esta multa a

compensar a quien sufriese un daño o sobrecosto por el accionar

de LA DISTRIBUIDORA.

6.4 PELIGRO PARA LA SEGURIDAD PUBLICA


referido a las obligaciones de LA DISTRIBUIDORA en cuanto al

peligro para la seguridad pública derivada de su accionar, la

misma abonará al ENTE una multa. Esta será determinada por el

ENTE conforme a la gravedad de la falta, a los antecedentes de

LA DISTRIBUIDORA y en particular a las reincidencias y no podrá

ser superior al valor de 500.000 kWh valorizados al precio que

en promedio vende energía eléctrica LA DISTRIBUIDORA. El ENTE

destinará esta multa a compensar a quien sufriese un daño o

sobrecosto por el accionar de LA DISTRIBUIDORA.

6.5 CONTAMINACION AMBIENTAL


referido a las obligaciones de LA DISTRIBUIDORA en cuanto a

la contaminación ambiental derivada de su accionar, la misma

abonará al ENTE una multa. Esta será determinada por el ENTE

conforme a la gravedad de la falta, a los antecedentes de LA

DISTRIBUIDORA y en particular a las reincidencias y no podrá ser

superior al valor de 500.000 kWh valorizados al precio que en

promedio vende energía eléctrica LA DISTRIBUIDORA. El ENTE

destinará esta multa a compensar a quien sufriese un daño o

sobrecosto por el accionar de

LA DISTRIBUIDORA.

6.6 ACCESO DE TERCEROS A LA CAPACIDAD DE TRANSPORTE

Por incumplimiento de lo establecido en los términos de la Ley Nº

24.065, LA DISTRIBUIDORA abonará al ENTE una multa. Esta

será determinada por el ENTE conforme a la gravedad de la falta,

a los antecedentes de LA DISTRIBUIDORA y en particular a las

reincidencias y no podrá ser superior al valor de 100.000 kWh

valorizados al precio que en promedio vende energía eléctrica

LA DISTRIBUIDORA. El ENTE destinará esta multa a compensar a

quien sufriese un daño o sobrecosto por el accionar de LA

DISTRIBUIDORA

6.7 PREPARACION Y ACCESO A LOS DOCUMENTOS Y LA

INFORMACION


referido a las obligaciones de LA DISTRIBUIDORA en cuanto a la

preparación y acceso a los documentos y a la información, y en

particular, por no llevar los registros exigidos en el Contrato de

Concesión, no tenerlos debidamente actualizados, o no brindar

la información debida o requerida por el ENTE a efectos de realizar

las auditorías a cargo del mismo, LA DISTRIBUIDORA abonará al

ENTE una multa. Esta será determinada por el ENTE conforme a

la gravedad de la falta, a los antecedentes de LA DISTRIBUIDORA

y en particular a las reincidencias y no podrá ser superior al

valor de 200.000 kWh valorizados al precio que en promedio

vende energía eléctrica LA DISTRIBUIDORA. El ENTE destinará


esta multa a compensar a quien sufriese un daño o sobrecosto

por el accionar de LA DISTRIBUIDORA.

6.8 COMPETENCIA DESLEAL Y ACCIONES MONOPOLICAS

Ante la realización de actos que implique competencia desleal y/

o abuso de una posición dominante en el mercado, LA

DISTRIBUIDORA abonará al ENTE una multa. Esta será

determinada por el ENTE conforme a la gravedad de la falta, a

los antecedentes de LA DISTRIBUIDORA y en particular a las

reincidencias y no podrá ser superior al valor de 500.000 kWh

valorizados al precio que en promedio vende energía eléctrica

LA DISTRIBUIDORA. El ENTE destinará esta multa a compensar a

quien sufriese un daño o sobrecosto por el accionar de LA

DISTRIBUIDORA.

REGLAMENTO DE SUMINISTRO

Reglamento de Suministro

ARTICULARTICULARTICULARTICULARTICULO 1ºO 1ºO 1ºO 1ºO 1º

CONDICIONES GENERALES PARA EL SUMINISTRO

a) TITULAR.

Se otorgará la TITULARIDAD de un servicio de energía eléctrica a

las personas físicas o jurídicas, agrupaciones de colaboración y

uniones transitorias de empresas, que acrediten la posesión o

tenencia legal del inmueble o instalación para el cual se solicita el

suministro y mientras dure su derecho de uso.

b) TITULAR PRECARIO

Se otorgara TITULARIDAD PRECARIA de un servicio de energía

eléctrica en los casos en que si bien no se cuenta con el título de

propiedad o contrato de locación respectivo, pueda acreditarse

la posesión o tenencia del inmueble o instalación, con la

presentación de un certificado de domicilio expedido por autoridad

competente o instrumento equivalente.

c) TITULAR PROVISORIO

Cuando la energía eléctrica sea requerida para la ejecución de

obras, se otorgará la TITULARIDAD PROVISORIA al propietario

del inmueble o instalación y a la persona que ejerza la dirección

de la misma quedando, ante LA DISTRIBUIDORA, ambos como

responsables en forma solidaria.

d) TITULAR TRANSITORIO

En los casos de suministros de carácter no permanente que

requieran energía eléctrica para usos tales como: exposiciones,

publicidad, ferias, circos, etc., se otorgará al solicitante la

TITULARIDAD TRANSITORIA, debiendo el mismo cumplir con

iguales requisitos que el titular precario.

e) CAMBIO DE TITULARIDAD

A los efectos de este reglamento los términos USUARIO y TITULAR

resultan equivalentes, sin perjuicio del derecho de LA

DISTRIBUIDORA de poder exigir en todo momento que la titularidad

de un servicio se encuadre dentro de una de las categorías previstas

en el presente artículo. Se concederá el cambio de titularidad del

servicio de energía eléctrica al requirente que se encuentre

comprendido dentro de los precedentes incisos y limite el uso del

servicio a la potencia y condiciones técnicas anteriormente

autorizadas.

Si se comprobara que el usuario no es el titular del servicio, LA

DISTRIBUIDORA intimará al cambio de la titularidad existente y

exigirá el cumplimiento de las disposiciones vigentes. En caso de

no hacerlo dentro de los 10 (DIEZ) días hábiles administrativos,

LA DISTRIBUIDORA podrá proceder al corte de suministro con

comunicación a la Autoridad de Aplicación. El titular registrado y

el Usuario no titular serán solidariamente responsables de todas

las obligaciones establecidas a cargo de cualquiera de ellos en el

presente Reglamento, incluso el pago de los consumos que se

registrasen, recargos e intereses.

f) CONDICIONES DE HABILITACIÓN

1. No registrar deudas pendientes por suministro de energía

eléctrica u otro concepto resultante de este Reglamento.

2. Dar cumplimiento al Depósito de Garantía, establecido en el

Art. 5º inciso c) de este acto, cuando LA DISTRIBUIDORA así

lo requiera.

3. Abonar el derecho de conexión de acuerdo al cuadro tarifario

vigente.

4. Firmar el correspondiente formulario de solicitud de suministro

o el contrato de suministro según corresponda de acuerdo al

tipo de tarifa a aplicar. Firmar, si corresponde, el convenio

establecido en el inciso g) de este Artículo.

5. Para los inmuebles ó instalaciones nuevas destinadas a usos

industriales o comerciales, acreditar la habilitación municipal

correspondiente o bien que se han iniciado los trámites para

la obtención de la misma.

g) CENTRO DE TRANSFORMACIÓN Y/O MANIOBRA - TOMA

PRIMARIA

Cuando la potencia requerida para un nuevo suministro o cuando

se solicite un aumento de la potencia existente y tal requerimiento

o solicitud supere la capacidad de las redes existentes, el Titular, a

requerimiento de LA DISTRIBUIDORA, estará obligado a poner a

disposición de la misma, un espacio de dimensiones adecuadas

para la instalación de un centro de transformación, el que, si

razones técnicas así lo determinan, podrá ser usado además para

alimentar la red externas de distribución. A ese efecto, se deberá

firmar un convenio estableciéndose los términos y condiciones

aplicables para la instalación de dicho centro de transformación,

como así mismo el monto y no modalidad del resarcimiento

económico que puedan acordar.

En el caso que la alimentación al titular se efectúe desde la red de

distribución, éste deberá colocar sobre el frente de su domicilio

la] primaria, que le será entregada por LA DISTRIBUIDORA. A

este respecto el titular deberá respetar las normas de instalación

vigentes en la oportunidad según sean en cada caso indicadas

por LA DISTRIBUIDORA. Será a cargo del titular la provisión y

colocación de la caja o cajas correspondientes a los equipos de

medición, respetando las normas de instalación vigentes en la

oportunidad según sean en cada caso indicadas por LA

DISTRIBUIDORA.

h) PUNTO DE SUMINISTRO

LA DISTRIBUIDORA hará entrega del suministro en un solo punto

y únicamente por razones técnicas aprobadas por la AUTORIDAD

DE APLICACIÓN, podrá habilitar más de un punto de suministro,


pero todos ellos en la misma tarifa que correspondería de estar

unificado el suministro.


OBLIGACIONES DE TITULAR Y/O USUARIO

a) DECLARACIÓN JURADA

Informar correctamente, con carácter de Declaración Jurada, los

datos que le sean requeridos al registrar su solicitud de Suministro,

aportando la información que se le exija, a efectos de la correcta

aplicación de este Reglamento y de su encuadre tarifario.

Asimismo, deberá actualizar dicha información cuando se

produzcan cambios en los datos iniciales o cuando así lo requiriere

LA DISTRIBUIDORA para lo cual dispondrá de un plazo no mayor

de TREINTA (30) DÍAS hábiles administrativos.

b) FACTURAS

Abonar las facturas dentro del plazo fijado en las mismas. La

falta de pago a su vencimiento hará incurrir en mora al titular y lo

hará pasible de las penalidades establecidas en este Reglamento.

Conocida la fecha de vencimiento de la factura, por figurar este

dato en la anterior, de no recibir la misma con una anticipación

de CINCO (5) DÍAS previos a su vencimiento, el usuario deberá

solicitar un duplicado en los locales para atención del usuarios de

LA DISTRIBUIDORA.

En los casos en que a pesar de haberse emitido o enviado la

factura no se ha producido un reclamo del usuario por tal motivo,

y no obstante se registrasen consumos de suministro eléctrico, el

usuario deberá abonar la deuda resultante a la tarifa vigente a la

fecha en que se emita la factura correspondiente.

c) DISPOSITIVOS DE PROTECCIÓN Y MANIOBRA

Colocar y mantener en condiciones de eficiencia la salida de la

medición y en el tablero principal los dispositivos de protección y

maniobra adecuados a la capacidad y/o características del

suministro, conforme a los requisitos establecidos en la

«Reglamentación para la Ejecución de Instalaciones Eléctricas de

Inmuebles» emitida por la Asociación Electrotécnica Argentina, o

la norma que la reemplace en el futuro.

d) INSTALACIÓN PROPIA - RESPONSABILIDADES.

Mantener las instalaciones propias en perfecto estado de

conservación. Mantener los gabinetes y/o locales donde se

encuentran instalados los medidores y/o equipos de medición

limpios, iluminados y libres de obstáculos que dificulten la lectura

de hs instrumentos. Si por responsabilidad del usuario, o por haber

éste aumentado sin autorización de LA DISTRIBUIDORA, demanda

resultante de la declaración jurada que presentara al solicitar el

suministro, hechos que deberán ser adecuadamente probados por

LA DISTRIBUIDORA, se produjera el deterioro, destrucción total o

parcial de los medidores y/o instrumentos de control de propiedad

de LA DISTRIBUIDORA, aquel abonará el costo de reparación o

reposición de los mismos.

e) COMUNICACIONES A LA DISTRIBUIDORA

Cuando el usuario advierta que las instalaciones de LA

DISTRIBUIDORA (incluyendo el medidor), comprendidas entre la

conexión domiciliaria y el primer seccionamiento posterior (tablero

del usuario) a la salida del medidor, no presentan el estado

habitual, y/o normal deberá comunicarlo a LA DISTRIBUIDORA

en el más breve plazo posible, no pudiendo manipular, reparar,

remover ni modificar las mismas por sí o por intermedio de terceros.

En cualquier oportunidad en que el usuario advirtiera la violación

o alteración de algunos de hs precintos deberá poner el hecho en

conocimiento de LA DISTRIBUIDORA.

f) ACCESO A LOS INSTRUMENTOS DE MEDICIÓN

Permitir y hacer posible al personal de LA DISTRIBUIDORA y/o

de la AUTORIDAD DE APLICACIÓN, que acrediten debidamente

su identificación como tales, el acceso al lugar donde se hallan

los gabinetes de medidores y/o equipos de medición y a sus

instalaciones.

g) USO DE POTENCIA

Limitar el uso del suministro a la potencia y condiciones técnicas

convenidas, solicitando a LA DISTRIBUIDORA, con una anticipación

suficiente, la autorización necesaria para variar las condiciones

del mismo.

h) SUMINISTRO A TERCEROS

No suministrar, no ceder total o parcialmente, ni vender a terceros,

bajo ningún concepto, en forma onerosa o gratuita, la energía

eléctrica que LA DISTRIBUIDORA suministre. A solicitud de LA

DISTRIBUIDORA o del USUARIO la Autoridad de Aplicación

resolverá por vía de excepción los casos particulares que se le

sometan a su consideración.

i) CANCELACIÓN DE LA TITULARIDAD

Solicitar la cancelación de la titularidad cuando deje de ser usuario

del suministro. Hasta tanto no lo haga será considerado como

solidariamente responsable con el o los usuarios no titulares de

todas las obligaciones establecidas en el presente reglamento:

Los trámites relacionados con la cancelación o cambio de

titularidad.

j) CONTROL DE LECTURA

Los titulares, personalmente o por sus representantes, podrán

presenciar y notificarse de la intervención del personal de LA

DISTRIBUIDORA en aplicación de lo dispuesto por los Artículos

4º, inciso c) y 5º inciso d) de este Reglamento.


k) PERTURBACIONES

Utilizar la energía provista por LA DISTRIBUIDORA en forma tal

de no provocar perturbaciones en sus instalaciones o en las de

otros usuarios.


DERECHOS DEL TITULAR

a) NIVELES DE CALIDAD DEL SERVICIO

El titular tendrá derecho a exigir de LA DISTRIBUIDORA la

prestación del servicio de energía eléctrica de acuerdo con las

«Normas de Calidad de Servicio» que resulten de su Contrato de

Concesión.

b) FUNCIONAMIENTO DEL MEDIDOR

El titular podrá exigir a LA DISTRIBUIDORA su intervención en el

caso de supuesta anormalidad en el funcionamiento del medidor

o equipo de medición instalado.

En caso de requerir el titular un control de su medidor o equipo de

medición, LA DISTRIBUIDORA, podrá optar en primer término

por realizar una verificación del funcionamiento del mismo. De

existir dudas o no estar de acuerdo el titular con el resultado de

la verificación, podrá solicitar un contraste “in situ”. En el caso

de control de medidores o equipo de medición “in situ” se admitirá

una tolerancia de +/- 2% (más/menos dos por ciento) sobre los

valores estipulados en la Norma IRAM 2412 parte I y 11 para los

medidores clase 2 y del +/- 1% (más menos uno por ciento) para

los medidores clase 1, según resulten de aplicación las mismas a

los medidores o equipos de medición de acuerdo a lo que al

respecto se establece en el Contrato de Concesión.

En el caso de existir dudas aún, o no estar de acuerdo el titular

con el resultado del contraste “in situ”, podrá exigir a LA

DISTRIBUIDORA su recontraste en Laboratorio. En ese caso se

retirará el medidor o equipo de medición y se efectuará un

contraste en Laboratorio de acuerdo a la Norma IRAM 2412,

parte I ó II según corresponda.

Si el contraste y/o recontraste demostrara que el medidor o equipo

de medición) funciona dentro de la tolerancia admitida, los gastos

que originara el contraste “in situ” y/o el recontraste en

Laboratorio serán a cargo del Titular. En todos los casos en que se

verifique que el funcionamiento del medidor difiere de los valores

admitidos conforme a lo establecido en el Contrato de Concesión,

se ajustarán las facturaciones de acuerdo a lo establecido en el

Artículo 5ª inciso d) de este Reglamento y los gastos de contraste

y recontraste serán a cargo de LA DISTRIBUIDORA.

De no satisfacerle las medidas encaradas por LA DISTRIBUIDORA

el titular podrá reclamar a la Autoridad de Aplicación el control y

revisión de las mismas.

c) RECLAMOS O QUEJAS

El usuario tendrá derecho a exigir a LA DISTRIBUIDORA la debida

atención y procesamiento de los reclamos o quejas que considere

pertinente efectuar. LA DISTRIBUIDORA deberá cumplimentar

estrictamente las normas que a este respecto se establecen en el

Subanexo “Normas de Calidad del Servicio Público y Sanciones»

del Contrato de Concesión. Sin implicar limitación, está obligada

a atender, responder por escrito y solucionar rápidamente las

quejas y reclamos de los titulares, efectuados en forma telefónica,

personal o por correspondencia, sin perjuicio del derecho de los

titulares de concurrir directamente a la Autoridad de Aplicación.

d) PAGO ANTICIPADO

En los casos en que las circunstancias lo justifiquen y siguiendo al

efecto los procedimientos que establezca LA DISTRIBUIDORA, el

titular tendrá derecho a efectuar pagos anticipados a cuenta de

futuros consumos, tomándose al efecto como base los consumos

registrados en los períodos inmediatos anteriores.

e) RESARCIMIENTO POR DANOS

En el caso en que se produzcan daños a las instalaciones y/o

artefactos de propiedad del USUARIO, provocadas por deficiencias

en la calidad técnica del suministro imputables a LA

DISTRIBUIDORA, y que no puedan ser evitados mediante la

instalación en los mismos de las protecciones de norma, LA

DISTRIBUIDORA, deberá hacerse cargo de la reparación y/o

reposición correspondiente, salvo caso de fuerza mayor.

La reparación del daño causado mencionada en el párrafo

precedente no eximirá a LA DISTRIBUIDORA de la aplicación de

las sanciones regladas en el punto 5 del Subanexo «Normas de

Calidad del Servicio Público y Sanciones» del contrato de

concesión.


OBLIGACIONES DE LA EMPRESA PRESTATARIA.

a) CALIDAD DE SERVICIO

LA DISTRIBUIDORA deberá mantener en todo tiempo un servicio

de elevada calidad, conforme lo previsto al respecto en el

Subanexo «Normas de Calidad del Servicio Público y Sanciones»

del Contrato de Concesión.

b) APLICACIÓN DE LA TARIFA

LA DISTRIBUIDORA sólo deberá facturar por la energía

suministrada y/o servicios prestados, los importes que resulten de

la aplicación del cuadro tarifario autorizado, más los fondos, tasas

e impuestos que deba recaudar conforme a las disposiciones

vigentes, debiendo discriminar la contribución del SEIS POR

CIENTO (6%) y del SEIS POR MIL (6 0/00) en la forma que

especifica el respectivo Contrato de Concesión.

En los casos en que el Régimen Tarifario no disponga lo contrario,

la facturación deberá reflejar lecturas reales, salvo caso fortuito o

de fuerza mayor, en que se podrá estimar el consumo. Las


estimaciones no podrán superar los límites establecidos en el

Subanexo «Normas de Calidad del Servicio Público y Sanciones»

del Contrato de Concesión.

Con la primera lectura posterior a las estimaciones realizadas

dentro de tal límite, se deberá efectuar la refacturación del consumo

habido entre dicha, lectura y la última lectura real anterior,

prorrateando dicho consumo en función de los períodos de

facturación comprendidos entre las dos lecturas reales y facturando

los consumos resultantes al valor tarifario vigente en cada período.

LA DISTRIBUIDORA deberá emitir la Nota de Débito o de Crédito

resultante de la diferencia entre las facturaciones realizadas con

valores estimados y la refacturación correspondiente.

c) PRECINTADO DE MEDIDORES Y CONTRATAPA

I. MEDIDORES EN GENERAL

En los casos de instalación de medidores o equipos de medición

por conexiones nuevas o por reemplazo del equipo de medición

anterior, éstos serán precintados por LA DISTRIBUIDORA en

presencia del titular. De no hacerse presente éste, se le deberá

comunicar, en forma fehaciente, lo actuado al respecto.

II. MEDIDORES CON INDICADOR DE CARGA MÁXIMA

En el caso de este tipo de medidores para cuya lectura y puesta a

cero es necesario romper los precintos de la contratapa y del

mecanismo de puesta a cero, LA DISTRIBUIDORA procederá de

la siguiente manera:

* Remitirá a los usuarios que tengan instalados este tipo de

equipos de medición una circular por la que se les

comunicará entre qué fechas se efectuará la toma de estado

de los consumos, invitándolos a presenciar la operación.

* Si el Titular presencia la operación, el responsable de la

lectura deberá comunicar a éste los estados leídos y los

precintos colocados

d) ANORMALIDADES

LA DISTRIBUIDORA tendrá la obligación de instruir a su personal

vinculado con la atención, conservación, lectura, cambio, etc.,

de medidores, equipos de medición, conexiones y otros, sobre su

responsabilidad inexcusable de informar las anormalidades que

presenten las instalaciones comprendidas entre la toma y el primer

seccionamiento (tablero).

e) FACTURAS - INFORMACIÓN A CONSIGNAR EN LAS MISMAS

La facturación deberá realizarse suministrando la mayor

información posible con la frecuencia prevista en el Régimen

Tarifario y con una anticipación adecuada Además de los datos

regularmente consignados y/o exigidos por las normas legales,

en las facturas deberá incluirse:

* Fecha de vencimiento de la próxima factura.

* Lugar y procedimiento autorizado para el pago.

* Identificación de la categoría tarifaria del usuario, valores

de los parámetros tarifarios (cargos fijos y variables).

* Unidades consumidas y/o facturadas.,

* Detalle de los descuentos y créditos correspondientes y de

las tasas, fondos, gravámenes, así como las contribuciones

del SEIS POR CIENTO (6%) y del SEIS POR MIL (6 0/00)

discriminadas conforme lo estipula el respectivo contrato

de concesión.

* Sanciones por falta de pago en término, con especificación

del plazo a partir del cual LA DISTRIBUIDORA tendrá derecho

a la suspensión del suministro.

* Obligación del usuario de reclamar la factura de en caso

de no recibirla CINCO (5) días antes de su vencimiento.

* Lugares y/o números de teléfonos donde el usuario pueda

recurrir en caso de falta o inconvenientes en el suministro.

f) REINTEGRO DE IMPORTES

En los casos en que LA DISTRIBUIDORA aplicara tarifas superiores

y/o facturare sumas mayores a las que correspondiere por causas

imputables a la misma, deberá reintegrar al titular los importes

recibidos de más.

En estos casos, para el cálculo del reintegro se aplicará la tarifa

vigente a la fecha de comunicación de la anormalidad y abarcará

el período comprendido entre tal momento y el correspondiente

al inicio de la anormalidad, plazo que no podrá ser mayor a 1

(UNO) año, con más el interés previsto en el Artículo 9° de este

Reglamento y una penalidad del VEINTE POR CIENTO (20%). El

reintegro debe efectuarse en un plazo máximo de DIEZ (10) días

hábiles administrativos de verificado el error.

g) TARJETA DE IDENTIFICACIÓN

LA DISTRIBUIDORA deberá implementar una tarjeta identificatoria

(con nombre, apellido y número de agente) para todo el personal

que tenga relación con la atención a los usuarios. Esta tarjeta

deberá exhibirse en forma visible sobre la vestimenta.

h) CARTEL ANUNCIADOR

Sin perjuicio de otras medidas de difusión que considere

adecuadas, LA DISTRIBUIDORA deberá fijar en un cartel o vitrina

adecuada, en cada una de sus instalaciones donde se atienda al

público, el cuadro tarifario y un anuncio comunicando que se

encuentra a disposición de los usuarios copias del presente

Reglamento de Suministro, transcribiendo además en el anuncio

el texto completo de los Artículos 2º y 3º del mismo y las normas

de calidad del servicio resultantes del Subanexo «Normas de

Calidad del Servicio Público y Sanciones» del Contrato de

Concesión.

i) PLAZO DE CONCRECIÓN DE SUMINISTRO

Solicitada la conexión de un suministro bajo redes existentes y

realizadas las tramitaciones pertinentes, LA DISTRIBUIDORA, una


vez percibido el importe correspondiente a los derechos de

conexión, deberá proceder a la concreción de dicho suministro

en el menor plazo posible dentro de los límites máximos

establecidos al respecto en el Subanexo «Normas de Calidad del

Servicio Público y Sanciones» del Contrato de Concesión.

j) QUEJAS

En cada uno de los locales donde LA DISTRIBUIDORA atienda al

público deberá existir a disposición del mismo un Libro de Quejas,

previamente habilitado por la Autoridad de Aplicación. Deberá

indicarse en un cartel o vitrina adecuada la existencia de dicho

libro.

Sin perjuicio de las quejas o reclamos que los usuarios deseen

asentar en el referido Libro de Quejas, LA DISTRIBUIDORA está

obligada a recibir y registrar adecuadamente las demás quejas

y/o reclamos que los usuarios le hagan llegar por carta o cualquier

otro medio adecuado.

Todas las quejas o reclamos asentados en el Libro de Quejas

deberán ser comunicadas por LA DISTRIBUIDORA a la Autoridad

de Aplicación dentro de los DIEZ (10) días hábiles administrativos

de recibidos, salvo lo dispuesto en el inciso III de este apartado,

con las formalidades que se enumeran a continuación:

I. Cuando las quejas se refieran a facturación y/o aumento

de consumo, deberán acompañarse las explicaciones que se

estimen pertinentes.

II. Cuando las quejas se refieran a medidas adoptadas por

aplicación de los Artículos 5ª Inc. d), 6ª y 7ª de este Reglamento

deberá remitir copia de la respectiva documentación.

III. Cuando la queja fuera motivada por interrupciones o

anormalidades en el suministro de energía eléctrica, LA

DISTRIBUIDORA deberá comunicarlo a la Autoridad de Aplicación

dentro de las VEINTICUATRO (24) HORAS, mediante Telex,

Facsímil u otro medio adecuado, indicando la fecha de la misma

y nombre y domicilio del usuario. Dentro de los DIEZ (10) DÍAS

hábiles administrativos deberá remitir copia de la queja y la

información correspondiente.

IV. Cuando la queja se refiere a la suspensión del suministro de

energía por falta de pago y el usuario demostrara haberlo

efectuado, LA DISTRIBUIDORA deberá restablecer el servicio dentro

de las CUATRO (4) HORAS de haber constatado el pago de la

facturación cuestionada, debiendo además acreditar al USUARIO

el DIEZ POR CIENTO (10%) de la facturación erróneamente

objetada.

k) ATENCIÓN AL PÚBLICO

LA DISTRIBUIDORA deberá mantener dentro del área geográfica

de la concesión, locales apropiados para la atención al público

en número y con la dispersión adecuada. En dichos locales la

atención al público deberá efectuarse, en un horario uniforme

para todos los locales, durante un mínimo de OCHO (8) HORAS

diarias, que comprendan horarios de mañana y de tarde. Deberá

además mantener locales y/o servicios de llamadas telefónicas

para la atención de reclamos por falta de suministro y/o

emergencias, durante las VEINTICUATRO (24) HORAS del día,

todos los DÍAS del año. Los horarios de atención al público y los

números telefónicos y direcciones donde se puedan efectuar

reclamos, deberán figurar en la factura o en la comunicación que

la acompañe, además del deber de LA DISTRIBUIDORA de

proceder a su adecuada difusión.


DERECHOS DE LA DISTRIBUIDORA

a) RECUPERO DE MONTOS POR APLICACIÓN INDEBIDA DE

TARIFAS

En caso de comprobarse inexactitud de los datos suministrados

por el titular, que origine la aplicación de una tarifa inferior a la

que correspondiere, LA DISTRIBUIDORA facturará e intimará al

pago de la diferencia que hubiere, dentro del plazo de CINCO

(5) DÍAS.

En estos casos para el cálculo del reintegro se aplicará la tarifa

vigente a la fecha de su normalización y abarcará el período

comprendido entre tal momento y el correspondiente al inicio de

la anormalidad, plazo que no podrá ser mayor a UN (1) AÑO,

con más el interés previsto en el Artículo 9ª de este Reglamento y

una penalidad del VEINTE POR CIENTO (20%).

b) FACTURAS IMPAGAS

En los casos de no abonarse la factura a la fecha de su vencimiento,

se aplicará automáticamente una penalidad del DIEZ POR CIENTO

(10%) del monto de la deuda. Además LA DISTRIBUIDORA podrá

aplicar el interés previsto en el Artículo 9ª de este Reglamento.

Sin perjuicio de lo establecido en el párrafo anterior, transcurridos

CINCO (5) DÍAS de mora, LA DISTRIBUIDORA se encuentra

facultada para disponer la suspensión del suministro de energía

eléctrica al deudor moroso, previa comunicación con no menos

de VEINTICUATRO (24) HORAS de anticipación.

c) DEPÓSITO DE GARANTÍA

LA DISTRIBUIDORA podrá requerir del usuario la constitución de

un Depósito de Garantía en los siguientes casos:

* Más de UNA (1) suspensiones del suministro en el término

de DOCE (12) MESES seguidos.

* En el caso del Titular que no fuere propietario, podrá optar

entre ofrecer como garantía de pago del suministro a LA

DISTRIBUIDORA un depósito equivalente a UN (1) MES de

consumo estimado, o la asunción solidaria de la obligación

de pago por parte del propietario del inmueble o instalación,

o de un usuario que siendo titular del suministro, sea

propietario del inmueble donde LA DISTRIBUIDORA le preste

el servicio.

* En el caso del Titular Transitorio y el Titular Precario a que

se refiere el Artículo 1º Incisos b) y d) de este Reglamento.


* Al restablecer el suministro, cuando se haya verificado

apropiación de energía y/o potencia en los términos del

Apartado II del Inciso d) del Artículo 5ª de este Reglamento.

* En otros casos en que las circunstancias lo justifiquen, tales

como los casos de concursos o quiebra del usuario, y con

comunicación previa a la Autoridad de Aplicación.

El Depósito de Garantía será el equivalente al consumo registrado

en los DOS (2) últimos MESES anteriores a su constitución, con

excepción de los considerados como no permanentes, en los casos

de Titulares no propietarios, en cuyo caso será fijado en base a

un consumo probable de energía.

El Depósito de Garantía, o la parte del mismo que no hubiera

sido imputado a la cancelación de deudas, será devuelto al titular

cuando deje de serlo con más un interés equivalente a la Tasa

Anual Vencida Vigente en el Banco de la Nación Argentina para

los distintos plazos en sus operaciones de descuento.

d) INSPECCIÓN Y VERIFICACIÓN DEL MEDIDOR

Por propia iniciativa en cualquier momento LA DISTRIBUIDORA

podrá, inspeccionar las conexiones domiciliarias, las instalaciones

internas hasta la caja o recintos de los medidores o equipos de

medición, como asimismo revisar, contrastar o cambiar los

existentes.

I. Cuando los valores de energía no hubieran sido registrados

o hubieran sido medidos en exceso o en defecto, LA

DISTRIBUIDORA deberá emitir la Nota de Crédito o Débito

correspondiente y/o reflejar el débito o crédito en la primera

factura que emita, basándose para ello en el porcentaje de

adelanto o atraso que surja del contraste del medidor, por el lapso

que surja del análisis de los consumos registrados y hasta un

máximo retroactivo de UN (1) AÑO y aplicando la tarifa vigente

al momento de detección de la anormalidad.

II. En caso de comprobarse hechos que hagan presumir

irregularidades en la medición o apropiación de energía eléctrica

no registrada, LA DISTRIBUIDORA estará facultada a recuperar el

consumo no registrado y emitir la factura complementaria

correspondiente, incluyendo todos los gastos emergentes de dicha

verificación y sin perjuicio de las acciones penales pertinentes,

procederá del modo siguiente:

a) Levantará un Acta de Comprobación en presencia o no del

Titular, con intervención de un Escribano Público y/o un

funcionario de la Autoridad de Aplicación y/o la Autoridad

Policial competente, de la que deberá entregarse copia al

Titular, si se lo hallare. LA DISTRIBUIDORA podrá proceder

a la suspensión del suministro debiéndose tomar para ello

aquellos recaudos que permitan resguardar las pruebas de

la anormalidad verificada o el cuerpo del delito

correspondiente.

b) Obtenida la documentación precedente, LA DISTRIBUIDORA

efectuará el cálculo de la energía y/o potencia a recuperar,

establecerá su monto y emitirá la factura complementaria

por ese concepto, aplicándose un recargo del CUARENTA

POR CIENTO (40%) sobre el monto resultante, con más el

Interés reglado en el Artículo 9º de este Reglamento.

c) Podrá calcularse con un lapso máximo retroactivo de hasta

CUATRO (4) AÑOS.

d) Intimará al pago de la factura complementaria por la energía

y/o potencia a recuperar, de acuerdo a lo establecido en

el Artículo 2ª Inciso b)

e) Concluido con lo actuado, se procederá a la normalización

del suministro. En el caso de haberse formulado denuncia

penal, la normalización será requerida al Juez interviniente

y se procederá una vez autorizada por el mismo.

La recuperación del consumo no registrado y la pertinente

emisión de la factura complementaria procederá cualquiera

sea la causa de la irregularidad del funcionamiento del

medidor y exista o no intervención judicial. La facturación

pertinente será efectuada a tarifa vigente al momento de

emisión de factura complementaria. El lapso entre la

verificación y la emisión de la factura complementaria no

podrá exceder de TREINTA (30) DÍAS

f) Cuando por acciones no previstas en este Reglamento, LA

DISTRIBUIDORA se vea en la imposibilidad de normalizar

la medición y mientras dure esta circunstancia, la demanda

y/o consumos efectuados en ese lapso serán facturados de

acuerdo con los valores que resulten de aplicar los ajustes

de la demanda y/o consumos no registrados, estimados de

acuerdo a lo previsto en el apartado 11 del Inciso d) de este

Articulo.

III En el caso de conexiones directas, una vez eliminadas estas

y regularizada la situación del usuario en lo que hace a la

titularidad según lo determina el Artículo 1º de este Reglamento,

para la recuperación de la demanda y/o consumo se aplicará un

procedimiento similar al previsto en el Apartado II del Inciso d) de

este Artículo.


SUSPENSIÓN DEL SUMINISTRO

LA DISTRIBUIDORA podrá suspender el suministro de energía

eléctrica, en los casos y cubriendo los requisitos que se indican

seguidamente:

a) Sin la intervención previa de la Autoridad de Aplicación y

con comunicación previa al usuario.

I. Por falta de pago de una factura, en los casos y términos

establecidos en el Artículo 5ª, Incisos a) y b) de este Reglamento.

II. Por falta de pago de la factura complementaria por

recuperación de demandas y/o consumos no registrados según

lo establecido en el Artículo 5ª Inciso d), Apartados II y III del

presente Reglamento.

III. En caso de incumplimiento a lo establecido en el Artículo

2º, Incisos g) y h) de este Reglamento, dando cuenta de ello a la

Autoridad de Aplicación, dentro de los CINCO (5) DÍAS hábiles


administrativos de producida la suspensión. En lo relativo al Inciso

9), la suspensión sólo será efectividad si el incumplimiento pusiera

en riesgo la seguridad de las instalaciones de LA DISTRIBUIDORA

y previo a intimar fehacientemente la normalización de la

anomalía.

En el caso del Apartado I precedente si la falta de pago se debiera

a disconformidad del titular con el monto facturado, no se podrá

suspender el servicio si el titular reclama contra b factura y paga

una cantidad equivalente al último consumo facturado por un

periodo igual de tiempo al que es objeto de la factura, mientras

se realizan los procedimientos tendientes a dilucidar el monto

correcto de la misma.

De informarse que el monto de la factura era el correcto, respecto

del saldo impago se aplicarán las disposiciones sobre mora en el

pago de las facturas.

IV. Al levantar el Acta de Constatación en los casos que se

describen en el Apartado II, del Inciso d) del Artículo 5ª del presente

Reglamento.

b) Con comunicación previa a la Autoridad de Aplicación.

En caso de incumplimiento a lo establecido en los Incisos c), d),

e), f) y k) del Articulo 2ª de este Reglamento, en que LA

DISTRIBUIDORA deberá previamente intimar la regularización de

la anomalía en un plazo de DIEZ (10) DÍAS hábiles administrativos.


CORTE DEL SUMINISTRO

El corte del suministro implicará el retiro de la conexión

domiciliaria, y del medidor y/Q equipo de medición.

LA DISTRIBUIDORA podrá proceder al corte en los siguientes casos:

I. Cuando no se dé cumplimiento a lo establecido en el Inciso

e) del Artículo 1º de este Reglamento.

II. Cuando LA DISTRIBUIDORA hubiera suspendido el suministro

por la situación prevista en el Artículo 6º precedente, y el titular

transcurrido UN (1) MES desde la fecha de dicha suspensión, no

hubiera solicitado la rehabilitación del servicio.

III. En los casos en que habiéndose suspendido el respectivo

servicio se comprobara que el titular ha realizado una conexión

directa.


REHABILITACIÓN DEL SERVICIO

Los suministros suspendidos por falta de pago de las facturas

emitidas, serán restablecidos dentro de las VEINTICUATRO (24)

HORAS de abonadas las sumas adeudadas y la tasa de

rehabilitación.

En los casos de suministros suspendidos por aplicación del Artículo

6ª Inciso a) Apartado III e Inciso b), si el titular comunicara la

desaparición de la causa que motivara la suspensión, LA

DISTRIBUIDORA, dentro de las CUARENTA Y OCHO (48) HORAS,

sin computar feriados, de recibido el aviso deberá verificar la

información del titular y, en su caso, normalizar el suministro,

previo pago de la tasa de rehabilitación.

En los casos de corte del suministro a los efectos de su rehabilitación

se aplicarán los tiempos, tasas y costos correspondientes a una

conexión nueva, las que deberán ser abonadas por el usuario

con anterioridad a la rehabilitación del suministro.


MORA E INTERESES

El usuario titular de un suministro, incurrirá en mora por el sólo

vencimiento de los plazos establecidos para el pago de las

respectivas facturas, sin necesidad de interpelación judicial o

extrajudicial.

En consecuencia se aplicarán intereses a partir del día 31 de la

mora a los titulares bajo la Tarifa 1 (Pequeñas Demandas, Uso

Residencial) o la categoría que en el futuro pudiera reemplazarla

y se aplicarán intereses a partir del SEXTO (6°) DÍA de mora a

los usuarios de las categorías tarifarias restantes. En todos los

casos, el interés resultará de aplicar la Tasa Anual Vencida Vigente

en el Banco de la Nación Argentina para los distintos plazos en

sus operaciones de descuento, desde la fecha de vencimiento de

cada factura hasta la de efectivo pago, o la tasa de interés que

establezca la Autoridad de Aplicación.

Este sistema será aplicable a los usuarios privados y también a los

usuarios de carácter público del Estado Nacional o Provincial y

Municipal, sea cual fuere su naturaleza jurídica, tales como la

Administración Centralizada, órganos desconcentrados,

organismos descentralizados, Empresas del Estado, Sociedades

Anónimas con Participación Estatal Mayoritaria, Sociedades del

Estado, Municipalidades, etc., para los cuales no exista otro sistema

específico establecido por la Autoridad de Aplicación.


AUTORIDAD DE APLICACIÓN

La Autoridad de Aplicación será el Ente Nacional Regulador de

la Electricidad. El usuario tiene derecho a dirigirse en todo

momento directamente a la Autoridad de Aplicación.

TRANSPORTETRANSPORTETRANSPORTETRANSPORTETRANSPORTE Anexo 1.

Anexo 1TRANSPORTE - Resoluciones ENRE

Resolución ENRE Nº 142/94BUENOS AIRES, 15 de Septiembre de 1994

VISTO los Contratos de Concesión de Transporte de Energía

Eléctrica en Alta Tensión y por Distribución Troncal, y

CONSIDERANDO: Que en los contratos mencionados en el

Visto los transportistas han asumido las consecuencias de las

indisponibilidades motivadas en caso fortuito o fuerza mayor

debidamente comprobadas, que el ENTE NACIONAL

REGULADOR DE LA ELECTRICIDAD declare así configuradas;

Que entre dichos supuestos se encuentran los hechos de

fuerza mayor y caso fortuito derivados de atentados;

Que para los supuestos a que se refiere el considerando

precedente, el Régimen de Calidad de Servicio y Sanciones, que

constituye el Subanexo II B de los referidos Contratos de Concesión,

no contiene previsión expresa respecto de las sanciones a aplicar;

Que el criterio que se adopte al respecto debe ser de

aplicación generalizada para todos los transportistas, debiéndose

resolver los casos concretos que se presenten a resolución del

organismo en el marco de criterios generales que guarden

proporcionalidad con las sanciones previstas expresamente;

Que las sanciones a que se refiere el considerando

precedente se encuentran sujetas al tope establecido en el Régimen

de Calidad de Servicio y Sanciones de los referidos Contratos de

Concesión;

Que tales sanciones deben constituirse, además, en

adecuado estímulo para la rápida restitución de la disponibilidad

del servicio de las correspondientes instalaciones;

Que para ello debe establecerse un régimen gradual de

sanciones fijando un plazo prudencial para que, obrando las

transportistas con diligencia, pongan en situación de disponibilidad

las instalaciones afectadas, durante cuyo término se aplicará una

sanción determinada, debiendo la misma a su vencimiento

incrementarse en función del mayor tiempo que dure la

indisponibilidad;

Que el Directorio del ENTE NACIONAL REGULADOR DE

LA ELECTRICIDAD es competente para el dictado de la presente

Resolución, en virtud de lo dispuesto en los Artículos 56 inciso a),

o) y s) y 63 incisos a) y g) de la Ley Nª 24.065;

Por ello

EL DIRECTORIO DEL ENTE NACIONAL REGULADOR DE LA

ELECTRICIDAD

RESUELVE:

ARTICULO 1.- El régimen de sanciones descripto en el Anexo I a

la presente resolución, de la que forma parte integrante, será de

aplicación a las indisponibilidades de las instalaciones allí

descriptas que fuesen causadas por atentados que se verifiquen

durante la ejecución de los Contratos de Concesión de Transporte

de Energía Eléctrica en Alta Tensión y por Distribución Troncal.

ARTICULO 2.- A los efectos del artículo precedente, defínese como

atentado toda acción intencional con propósito de dañar atribuible

a terceros ajenos a las transportistas, cuya envergadura sea tal

que a criterio del Ente constituyan supuestos de interrupción

intencional del servicio eléctrico.

ARTICULO 3.- Los tiempos estándar (Ts) referidos en el Anexo 1 a

la presente resolución podrán ser ampliados o disminuidos en el

futuro a sólo criterio del Ente.

ARTICULO 4.- Notifíquese a “TRANSENER S.A.”, “TRANSNOA

S.A.”, “TRANSNEA S.A.”, “TRANSPA S.A.”, “DISTROCUYO S.A.”

y “CAMMESA”.

ARTICULO 5.- Regístrese, comuníquese y archívese.

RESOLUCIÓN ENRE Nº 142/94

ACTA Nº 98

Carlos A. Mattausch

Presidente

ANEXO I- REGIMEN DE SANCIONESANEXO I- REGIMEN DE SANCIONESANEXO I- REGIMEN DE SANCIONESANEXO I- REGIMEN DE SANCIONESANEXO I- REGIMEN DE SANCIONES

Se establecen los siguientes criterios para la aplicación de

sanciones:

1.1.1.1.1. LINEAS DE TRANSMISION DE 500 KVLINEAS DE TRANSMISION DE 500 KVLINEAS DE TRANSMISION DE 500 KVLINEAS DE TRANSMISION DE 500 KVLINEAS DE TRANSMISION DE 500 KV

1.1.1.1.1.1.1.1.1.1. Caídas de TCaídas de TCaídas de TCaídas de TCaídas de Torresorresorresorresorres

Se interpretará esta circunstancia cuando involucra la reposición

total de la estructura o poste. Para cada línea se considerarán los

siguientes tiempos estándar:

a. Tiempo de detección, aislamiento y movilización (Td)

1 a 5 torres: 2 días

6 a 12 torres: 3 días

más de 12 torres quedará a consideración del ENRE

b. Tiempo de reparación (Tr)

1 día por cada torre caída

c. Tiempo estándar total (Ts) = Td + Tr

1.2.1.2.1.2.1.2.1.2. Puesta a tierra de los conductoresPuesta a tierra de los conductoresPuesta a tierra de los conductoresPuesta a tierra de los conductoresPuesta a tierra de los conductores

En la salida de servicio provocada por esta circunstancia se

considerará un tiempo estándar total de 4 (cuatro) horas. No se

computarán a este efecto las horas nocturnas, que se definen como:

Período estacional 1 Noviembre - 30 Abril: 20 hs. a 6 hs

Período estacional 1 Mayo - 30 Octubre: 18 hs. a 7 hs

1.3.1.3.1.3.1.3.1.3. Reposición cadenas de aisladoresReposición cadenas de aisladoresReposición cadenas de aisladoresReposición cadenas de aisladoresReposición cadenas de aisladores

En la salida de servicio provocada por esta circunstancia se

considerará un tiempo estándar total de 6 (seis) horas. No se

computarán a este efecto las horas nocturnas definidas en el punto

1.2.

2.2.2.2.2. LINEAS DE TRANSMISION DE 220 KV O MENORESLINEAS DE TRANSMISION DE 220 KV O MENORESLINEAS DE TRANSMISION DE 220 KV O MENORESLINEAS DE TRANSMISION DE 220 KV O MENORESLINEAS DE TRANSMISION DE 220 KV O MENORES

Los tiempos estándar totales a considerar seran los indicados en

el punto 1., reducidos en un 25%.

3.3.3.3.3. METODOLOGIA DE CALCULOMETODOLOGIA DE CALCULOMETODOLOGIA DE CALCULOMETODOLOGIA DE CALCULOMETODOLOGIA DE CALCULO

3.1.3.1.3.1.3.1.3.1. Para el tramo comprendido dentro del tiempo estándar

(0<Ti<Ts), según la siguiente fórmula:

Anexo 1 TRANSPORTE - Resoluciones ENRE

Secretaría de Energía, antes del inicio de funcionamiento del Ente,

aprobación para la aplicación de la citada “lista de trabajos varios”

en los términos de la nota que obra a fojas 123 del expediente;

Que el mencionado requerimiento habilitaba a la

distribuidora a tomar las medidas que mejor creyera que hacían

a su derecho para que se resolviera su petición, pero no la

autorizaba a atribuir carácter afirmativo al silencio y proceder en

su consecuencia;

Que si la distribuidora efectuó la petición antes indicada

fué porque la consideró necesaria, debiendo en consecuencia

haber aguardado un pronunciamiento sobre el particular,

absteniéndose en tanto de proceder como lo hizo;

Que por lo antes expuesto, y habiéndose producido el

correspondiente dictamen legal, corresponde rechazar el recurso

promovido.

Que el Directorio se encuentra facultado para el dictado

del presente acto, en virtud de lo dispuesto en los artículos 72 y

76 de la ley Nº 24.065, su Decreto Reglamentario Nº 1398/92 y

en el artículo 84 del Decreto Nº 1759/72;

Por ello:


ELECTRICIDAD

RESUELVE:

ARTICULO 1.- Recházase el recurso de reconsideración interpuesto

por EDESUR S.A. contra la Resolución ENRE Nº 106/94.

ARTICULO 2.- Notifíquese a “EDESUR S.A.”

ARTÍCULO 3.- Regístrese, comuníquese y archívese.


ACTA Nº 102

Carlos A. Mattausch

Presidente

(Ti/60) x R

donde:

Ti: tiempo de la indisponibilidad, en minutos

R: remuneración horaria cada 100 km

3.2.3.2.3.2.3.2.3.2. Cuando se supere el tiempo estándar (Ti>Ts), por el lapso

excedente según la siguiente fórmula:

( )[ ]Te / 60 R 2×

donde:

Te: tiempo de la indisponibilidad, en minutos, en exceso del

Tiempo Estándar (Ts)*

R: remuneración horaria cada 100 km,

* Te = Ti - Ts

Resolución ENRE Nº 159/94

BUENOS AIRES,

VISTO el Expediente ENRE Nº 331/93 y el Recurso de

Reconsideración presentado por “EDESUR S.A.” contra la

Resolución ENRE Nº 106/94, y

CONSIDERANDO: Que la distribuidora ha fundado el

recurso manifestando haber cobrado por servicios prestados

importes emergentes de una denominada “lista de trabajos varios”,

que acompaña, señalando que dicha lista es sustancialmente

idéntica a la que utilizaba “SEGBA S.A.” al momento de iniciar la

distribuidora la prestación del servicio en su área de concesión;

Que, agrega la recurrente, si el ESTADO NACIONAL, a

través de la persona de “SEGBA S.A.” aplicaba dicha lista, puede

presumirse que la autorización que sobre ella pudiese efectuar el

ENTE NACIONAL REGULADOR DE LA ELECTRICIDAD constituía

un requisito meramente formal para el perfeccionamiento de tal

accionar, indicando que en la materia ha continuado la política

comercial que “SEGBA S.A.” siguiera durante los últimos 20 años,

por todo lo cual impugna la resolución ENRE Nº 106/94

entendiendo que la misma carece de razonabilidad;

Que la distribuidora no se encuentra autorizada a percibir

importes superiores a los del cuadro tarifario o por conceptos

distintos al mismo, salvo los derivados de la aplicación de otras

disposiciones del Contrato de Concesión o del Reglamento de

Suministro;

Que la circunstancia de haber utilizado la ex concesionaria

estatal una lista de precios semejante, no le confiere derecho alguno

a la actual distribuidora toda vez que la asunción de la prestación

del servicio público por parte de “EDESUR S.A.” no resultó

emergente de la cesión de la concesión que tenía “SEGBA S.A.”,

sino del otorgamiento de una nueva concesión;

Que la distribuidora argumenta, asimismo, haber requerido

a la Dirección Nacional de Coordinación y Regulación de la


BUENOS AIRES, 3 de Octubre de1995

VISTO: Lo dispuesto en el artículo 22 de la Ley Nº 24.065,

y

CONSIDERANDO: Que conforme lo establecido en el

artículo citado los transportistas y distribuidores están obligados

a permitir el acceso indiscriminado de terceros a la capacidad de

transporte de sus sistemas, que no esté comprometida para

abastecer la demanda contratada, en las condiciones convenidas

por las partes y en los términos establecidos en dicha Ley.

Que en la reglamentación del mencionado artículo 22 de

la Ley Nº 24.065 se establece que el ENTE NACIONAL

REGULADOR DE LA ELECTRICIDAD deberá precisar los criterios

para el ejercicio del derecho de terceros al libre acceso a la


capacidad de transporte de los sistemas del transportista y/o del

distribuidor.

Que el artículo 25 de la Ley Nº 24.065 faculta a los

interesados a solicitar la intervención del ENRE en aquellos casos

en que, requiriéndose acceso a la capacidad de transporte de un

transportista o distribuidor, no se llegara a un acuerdo sobre las

condiciones del servicio requerido, con el objeto de resolver el

diferendo.

Que resulta necesario precisar los conceptos de “demanda

contratada” y de “capacidad de transporte remanente”, a los

efectos de asegurar el acceso indiscriminado a dicha capacidad

conforme a los principios del Marco Regulatorio Eléctrico.

Que en el cumplimiento de su obligación de la prestación

de la FUNCIÓN TÉCNICA DE TRANSPORTE DE ENERGÍA

ELÉCTRICA a favor de Grandes Usuarios Mayores y Menores,

como asimismo de Generadores y otros distribuidores las

distribuidoras deben dar prioridad a sus usuarios, compren o no

energía eléctrica en el MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA.

Que deben precisarse los criterios a aplicar cuando no exista

capacidad de transporte remanente, en cuyo caso las ampliaciones

resultantes deben realizarse asegurando el beneficio del conjunto

del sistema.

Que la ampliación de las instalaciones de distribución

afectadas a la prestación de la FUNCIÓN TÉCNICA DEL

TRANSPORTE DE ENERGÍA ELÉCTRICA, a Grandes Usuarios

Mayores y Menores, deben realizarse en idénticas condiciones

para todos los usuarios del distribuidor sin discriminación alguna.


LA ELECTRICIDAD se encuentra facultado para el dictado de la

presente resolución en virtud de lo establecido en los artículos 22,

25, 56, incisos a), b), e) y s) y 63 incisos a) y g) de la Ley Nº

24.065.

Por ello,


ELECTRICIDAD

RESUELVE:

ARTICULO 1.- Disponer que cuando LA FUNCIÓN TÉCNICA de

TRANSPORTE DE ENERGÍA ELÉCTRICA fuese prestada por un

distribuidor a Grandes Usuarios Mayores y Grandes Usuarios

Menores ubicados en su área de concesión, deberá cumplir con

las siguientes condiciones:

a) Estará obligado a otorgar el acceso que le sea requerido, en

todos los casos sin excepción.

b) La tarifa de peaje será igual o menor que la consignada en los

cuadros tarifarios de aplicación al distribuidor de que se trate,

para servicios de igual nivel de tensión y modalidad de consumo,

deducido el precio de la energía y potencia puesta en el nodo de

compra del distribuidor.

c) Los niveles de calidad y seguridad deberán ser iguales o

superiores a los que el distribuidor se encuentra obligado respecto

del resto de sus usuarios.

d) Cuando a raíz de un requerimiento sea necesario efectuar la

ampliación o construcción de nuevas instalaciones, los costos que

resulten de las mismas deberán ser asumidos por el distribuidor

en las mismas proporciones y condiciones que lo serían para

usuarios que no compran energía eléctrica en el MERCADO

ELÉCTRICO MAYORISTA.

ARTICULO 2.- Disponer que cuando la FUNCIÓN TÉCNICA DE

TRANSPORTE DE ENERGÍA ELÉCTRICA fuera prestada por un

distribuidor en favor de generadores u otros distribuidores, deberá

cumplir con las siguientes condiciones:

a) Estará obligado a otorgar el acceso que le sea requerido en la

medida en que sea técnicamente posible satisfacerla en forma

simultánea con la prestación del suministro de su demanda

contratada sin afectarla, entendiéndose por tal la prestada a todos

sus usuarios compren o no energía eléctrica en el MERCADO

ELÉCTRICO MAYORISTA.

Sólo podrá negar el acceso o restringirlo demostrando la no

existencia de capacidad remanente, lo cual deberá acreditarse

ante el ENTE NACIONAL REGULADOR DE LA ELECTRICIDAD,

que resolverá en cada caso.

Se entenderá por capacidad de transporte remanente a la

diferencia entre la capacidad de transporte nominal de las

instalaciones, y la necesaria para que el distribuidor atienda su

demanda contratada, más la previsión del criterio de confiabilidad

de servicio utilizado por tal prestador en la generalidad de sus

instalaciones, más la que contratare en los términos del presente

artículo con motivo de una ampliación.

b) El Régimen Remuneratorio, la Calidad del Servicio y demás

condiciones se regirán por Los Procedimientos para la

Programación de la Operación, el Despacho de Cargas y el Cálculo

de Precios (LOS PROCEDIMIENTOS) que como Anexo I integran

la Resolución ex SEE Nº 61/92 modificada por la Resolución ex

SE Nº 137/92, sus modificatorias y complementarias, así como

por las disposiciones que en el presente acto se establecen.

c) Cuando a raíz de un requerimiento sea necesario efectuar la

ampliación o construcción de nuevas instalaciones, tal ampliación

se ejecutará de conformidad con el Reglamento de Acceso a la

Capacidad Existente y Ampliación del Sistema de Transporte de

Energía Eléctrica incluido como Anexo 16 de Los Procedimientos

para la Programación de la Operación, el Despacho de Cargas y

el Cálculo de Precios (LOS PROCEDIMIENTOS) que como Anexo

I integran la resolución ex SEE Nº 61/92 modificada por la

Resolución ex SE Nº 137/92, sus modificatorias y

complementarias, así como por las disposiciones que en el presente

acto se establecen.

En los supuestos de ampliación previstos en el párrafo precedente,

el solicitante podrá construir a su costo las instalaciones requeridas,

dejando a cargo del Distribuidor, con su acuerdo, la operación y

mantenimiento.

Para la obtención de las correspondientes autorizaciones será de

aplicación el procedimiento previsto para las ampliaciones por

concurso público en el ya mencionado Anexo 16 de LOS

PROCEDIMIENTOS.

Si el distribuidor resultare beneficiario en la ampliación de la red

que integra su sistema de distribución, no tendrá derecho a

trasladar dicho costo a la tarifa que percibe de sus usuarios


pudiendo, en consecuencia, usar de la ampliación de capacidad

en la proporción correspondiente para abastecer a sus usuarios.

ARTICULO 3.- Disponer que para el supuesto de controversias

entre prestadores y usuarios de la Función Técnica de Transporte

de Energía Eléctrica, cualquiera de las partes podrá requerir la

intervención del ENTE NACIONAL REGULADOR DE LA

ELECTRICIDAD, el que las resolverá de conformidad con los criterios

contenidos en el presente acto y, respecto de lo establecido en el

artículo 1 inciso b) de esta Resolución, también con los de su

Anexo, el cual es parte integrante de la misma.

ARTICULO 4.- Regístrese, comuníquese, publíquese, dese a la

Dirección Nacional del Registro Oficial y archívese.


ACTA Nº 184

Carlos A. Mattausch

Presidente

ANEXO A LA RESOLUCIÓN ENRE Nº 195/95ANEXO A LA RESOLUCIÓN ENRE Nº 195/95ANEXO A LA RESOLUCIÓN ENRE Nº 195/95ANEXO A LA RESOLUCIÓN ENRE Nº 195/95ANEXO A LA RESOLUCIÓN ENRE Nº 195/95

La determinación de la tarifa de peaje por la prestación de la FTT

se calculará en función del costo incremental promedio para el

nivel de tensión en que se requiere la conexión y el de los niveles

superiores hasta el nodo de vinculación con el sistema de Transporte

por Distribución Troncal o Extra Alta Tensión, según corresponda.

Los ámbitos geográficos dentro de los cuales se definen los costos

por nivel de tensión deberán coincidir con los que las Autoridades

concedentes utilizaron para calcular las tarifas sin contratos con

el MEM:

Para ello se considerará el desarrollo de todas las instalaciones

en los niveles comprendidos por la provisión del suministro

necesarias para atender los incrementos de demanda que el ENRE

estime razonables para el área de cumplimiento de la prestación.

Para dicha determinación se adoptarán costos estándar de

instalaciones y costos medios de operación y mantenimiento

calculados por el ENRE y aplicables al área de prestación.

Se considerarán asimismo las pérdidas de energía y potencia desde

los puntos de medición hasta el punto de conexión, o punto de

conexión equivalente en caso de que hubiera más de uno como

los correspondientes a las pérdidas técnicas que puedan producirse

en cada nivel de tensión con los valores máximos para la potencia

y con los resultantes de la monótona de carga para la energía, en

ambos casos calculados en base a los flujos de carga para el año

inicial.


BUENOS AIRES, 19 de Octubre de 1995

VISTO: El Expediente ENRE Nº 831/94, y

CONSIDERANDO: Que en el Expediente mencionado en el

Visto, se formularon cargos a “TRANSENER S.A.” por presuntos

incumplimientos a lo dispuesto en el Artículo 22, inciso a) de su

Contrato de Concesión y en el Subanexo II-B de dicho contrato,

en los que habría incurrido durante el mes de noviembre de 1994;

Que asimismo se formularon cargos por las

indisponibilidades de líneas, forzadas y programadas, del

transportista independiente “YACYLEC S.A.”, así como por su

supervisión, durante los meses de setiembre, octubre y noviembre

de 1994, en los términos del Anexo I SANCIONES del Contrato

de Electroducto de dicho Transportista Independiente y de los

artículos 19 y 20 del ya mencionado Subanexo II-B del Contrato

de Concesión de “TRANSENER S.A.”

Que, habiéndose otorgado a la Transportista vista del mismo

expediente y emplazado a efectuar su descargo, esta lo

cumplimentó con fecha 2 de mayo de 1995, mediante presentación

que obra a fojas 127/238, la que ha sido analizada por el Área

Control Contratos de Concesión cuyas conclusiones, a los efectos

de la determinación de las sanciones a aplicar, se exponen en el

Memorándum AC/593 el que obra a fojas 267/272 del referido

expediente y se reflejan en el Anexo de esta resolución;

Que los incumplimientos en que ha incurrido la Transportista

se analizan en los siguientes considerandos y consisten en

indisponibilidades Programadas y Forzadas de Líneas,

Equipamientos de Conexión, Transformación y de Potencia

Reactiva, además de incumplimientos a la obligación de

supervisión de la operación y mantenimiento de líneas a cargo

de su Transportista Independiente “YACYLEC S.A.”;

Que con respecto de la indisponibilidad de la línea Río

Grande - Gran Mendoza, indicada con el número 4, ocurrida el

3 de noviembre de 1994, “TRANSENER S.A.” aduce que la misma

fue causada por incendio de pastizales provocado por un tercero

ajeno a esa empresa la que no pudo evitar tal hecho al que

considera como de fuerza mayor, por lo que solicita se la exima

de responsabilidad;

Que las pruebas producidas no han acreditado

suficientemente el acaecimiento del hecho alegado, por lo que

corresponde rechazar el descargo de la transportista;

Que también se solicita la calificación de fuerza mayor para

las indisponibilidades de la línea Romang - Resistencia señaladas

con los números 20 y 21, las que se habrían producido, según

aduce la transportista, como consecuencia de tormentas severas

ocurridas el 28 de noviembre de 1994 en la región norte de la

provincia de Santa Fe, afectando las estructuras Nº 93 y 276;

Que “TRANSENER S.A.” no ha descripto las consecuencias

en las instalaciones del hecho meteorológico al que atribuye las

indisponibilidades, ni ha aportado prueba alguna que supla la

falta de descripción a fin de acreditar adecuadamente la relación

causal entre el hecho y la consecuencia;

Que respecto del hecho mismo de la tormenta severa como

causal de fuerza mayor, no se ha acreditado que tal hecho fuese

de una violencia excepcional, extraño o desacostumbrado que

permita calificarlo como tal;

Que consecuentemente, no cabe admitir el descargo de la

transportista respecto de las indisponibilidades indicadas con los

números 20 y 21, ni, por ende, considerarlas causadas por fuerza

mayor;


Que en cuanto a las indisponibilidades de la línea Rosario

Oeste - Ramallo 1 del 11 de noviembre de 1994 y de

Equipamientos de Conexión en la Estación Transformadora Gran

Mendoza, salida Los Reyunos, de los días 16 y 17 de noviembre

de 1994, indicadas respectivamente con los números 12, 46 y

47, “TRANSENER S.A.” aduce que se trata de supuestos en que

la indisponibilidad fue causada por la solicitud de un tercero, lo

que a los efectos de eximir de sanción a la transportista no resulta

admisible ya que, tal como se determinara en otras resoluciones

del organismo, los supuestos de indisponibilidades causadas por

terceros no han sido previstos en la normativa aplicable como

eximentes de responsabilidad y por ende deben ser sancionados,

sin perjuicio del eventual derecho de la transportista de procurar

su recuperación del tercero que, en cada caso, resultare

responsable de tal indisponibilidad;

Que con relación a la salida de servicio de la línea Rosario

Oeste - Ramallo 2 del 13 de noviembre de 1994, indicada con el

número 14, la misma fue considerada en la formulación del

respectivo cargo como indisponibilidad forzada autorizada por

CAMMESA, por lo que en coincidencia con la observación

efectuada por “TRANSENER S.A.” en su descargo, corresponde

aplicar la sanción en base a tal formulación de cargo;

Que resulta admisible la observación efectuada por la

mencionada empresa en cuanto a la indisponibilidad del

transformador número 3 de la Estación Transformadora Gran

Mendoza del 13 de noviembre de 1994 la que se señala con el

número 31;

Que debe mantenerse el cargo tal cual fuera formulado

respecto de la indisponibilidad del transformador en la Estación

Transformadora Malvinas Argentinas del día 30 de noviembre de

1994, la que se indica con el número 40 por coincidir la

formulación del cargo con el tratamiento que la propia transportista

indica que debe darse a la misma;

Que respecto de la indisponibilidad aludida con el número

63 referida a un reactor de la Estación Transformadora Romang

el 14 de noviembre de 1994 resulta correcta la observación de

“TRANSENER S.A.” en cuanto a que la misma corresponde al

reactor BC3 y así se refleja en el Anexo al presente acto;

Que no resultan admisibles las razones operativas alegadas

con relación a las indisponibilidades de equipamientos de potencia

reactiva señalados con los números 66 y 68 a 71, no

correspondiendo tampoco su despenalización por no resultar

encuadradas tales indisponibilidades en los términos del artículo

18 del Régimen de Calidad de Servicio y Sanciones del Sistema

de Transporte en Alta Tensión, sino por el contrario son

sancionables de conformidad con lo dispuesto en el artículo 3 del

mismo régimen;

Que, asimismo, y en base al mismo artículo 3 de la normativa

mencionada en el considerando precedente deben sancionarse

las indisponibilidades numeradas como 58 y 59 relativas,

respectivamente, a los equipos CS5 y CS6 de la Estación

Transformadora Ezeiza ocurridas el 2 de noviembre de 1994;

Que en cuanto a la potencia de los compensadores

sincrónicos, el módulo de la potencia reactiva a considerar debe

tomar como base la amplitud de banda según el detalle de

instalaciones establecido en el Anexo 11 de la Resolución S.E. Nº

137/92 y sus modificatorias. Asimismo, se debe considerar a

este equipamiento como Generador de Potencia Reactiva y como

tal, la sanción a aplicar es en función del equipo equivalente de

reemplazo, criterio ya aplicado por este ENTE en la resolución

ENRE Nº63/94 y otras;

Que con respecto a los demás cargos formulados, los que

se indican con los números 1 a 3, 5 a 11, 13, 15 a 19, 22 a 30,

32 a 39, 41 a 45, 48 a 57, 60 a 62, 64, 65, 67, 72 y 73,

«TRANSENER S.A.” no efectuó descargo alguno, por lo que

corresponde la aplicación de las sanciones;

Que en relación con las consideraciones efectuadas por el

transportista independiente “YACYLEC S.A.” respecto a que el

contrato de electroducto celebrado con el Estado Nacional (UESTY)

como comitente, en cuanto a las situaciones que le son sancionables

así como en cuanto al régimen sancionatorio que le es aplicable,

difiere del régimen aplicable al sistema de transporte de energía

eléctrica, ello queda desvirtuado por cuanto el punto 30.1 del

Contrato de Electroducto establece de modo expreso que “durante

el período de Operación y Mantenimiento se aplicarán las normas

vigentes correspondientes al transporte de energía eléctrica, en

especial con sujeción a las resoluciones de la Secretaría de Energía

Nº 61/92 y Nº 137/92 y de las que las reemplacen o

complementen. Asimismo, en lo pertinente, serán de aplicación

“mutatis mutandi” las disposiciones del régimen de concesión que

se otorgue al cesionario de la Comitente.”, esto es a “TRANSENER

S.A.”;

Que el artículo 36 inciso c del Contrato de Electroducto de

“YACYLEC S.A”, estipula que es su obligación cumplimentar

plenamente todas las disposiciones legales y reglamentarias

vigentes y que se establezcan para la prestación del SERVICIO

DE TRANSPORTE;

Que de conformidad con lo transcripto en los precedentes

considerandos cabe interpretar que tales previsiones alcanzan al

modo de calificar las indisponibilidades, a efectos de calcular el

monto de las sanciones, en programadas y forzadas;

Que en cuanto a la aseveración de “YACYLEC S.A.” de que

para que proceda la aplicación de sanciones debe existir una

verdadera interrupción de transmisión o una reducción de la

capacidad de transporte requerida, por causas imputables al

transportista, negando que se le apliquen los conceptos de

indisponibilidad, y de su calificación como forzadas o

programadas, corresponde rechazar estas argumentaciones;

Que ello así, no sólo por lo expresado en los precedentes

considerandos sino además por cuanto en el punto 4.2.d del Anexo

I del propio contrato de electroducto de la transportista

independiente se menciona a las interrupciones por

mantenimiento...programado....siendo el puntaje con que se la

sanciona equivalente al 10% de la sanción que correspondería si

la interrupción no fuera programada (forzada);

Que la interrupción de transmisión no se relaciona en el

caso que se sanciona con la generación de la central hidroeléctrica

de Yacyretá ya que la línea estuvo indisponible y no lo estuvo de

un modo programado en los términos en que lo establece el artículo

18 del Régimen de Calidad de Servicio del Sistema de Transporte


en Alta Tensión que integra el Anexo 16 de Los Procedimientos

(Res. Ex-SEE Nº 61/92 y ex SE Nº 137/92, sus complementarias

y modificatorias) que son de aplicación a “YACYLEC S.A.”;

Que tal indisponibilidad de las instalaciones se refleja

mediante descuentos en el pago del canon, cualquiera sea el

motivo, de conformidad con lo previsto en el Anexo I del contrato

de electroducto de “YACYLEC S.A.”;

Que respecto de los descargos presentados por dicha

transportista independiente, en relación con la indisponibilidad

de líneas ocurridas los días 20 y 21 de setiembre de 1994 aludidas

en el punto 1.a de su descargo, no cabe aceptar el mismo pues

debe considerarse a los tramos Resistencia-Rincón y Rincón-

Yacyretá como tramos independientes;

Que respecto del mismo mes, en relación a la objeción

efectuada en el punto 1.b del descargo, a la denominación de

indisponibilidad programada, también se la rechaza por cuanto

tal concepto surge del ya mencionado punto 4.2.d del Anexo I -

Sanciones, del Contrato de Electroducto;

Que en cuanto al punto 1.c y según se expresara en

considerandos precedentes respecto de la verificación de circuitos

de desbloqueo de interruptores en los campos 05 y 06 de la

Estación Transformadora Resistencia, estos trabajos deben

considerarse como programados en los términos del punto 4.2

del Anexo I del ya referido contrato de electroducto,

independientemente de que la Central Hidroeléctrica Yacyretá esté

o no en servicio;

Que respecto del descargo por indisponibilidad de líneas

desde el 1 al 31 de octubre de 1994 y el rechazo de la transportista

independiente al concepto de indisponibilidad forzada, el mismo

le resulta aplicable en virtud de lo dispuesto en el artículo 30.1

del Contrato de Electroducto y del reiteradamente citado punto

4.2 del Anexo I de dicho contrato, ambos ya aludidos en

considerandos precedentes;

Que respecto de las indisponibilidades correspondientes al

mes de noviembre de 1994 aludidas en el descargo efectuado

por “YACYLEC S.A.” en el punto 1.a, indicadas con los números

VI a XII en la formulación de cargos, la transportista acepta los

mismos y corresponde la aplicación de sanciones;

Que, para la indisponibilidad ocurrida el 28 de noviembre

de 1994, aludida en el punto 1.b del descargo e indicada con el

número XIII en la formulación de cargos, corresponde la aplicación

de sanciones por cuanto tal indisponibilidad se habría producido

como consecuencia de una demora en la actuación de las

protecciones de la línea Resistencia - Romang de “TRANSENER

S.A.”, por lo que debería ser reclamada por YACYLEC S.A a la

mencionada transportista;

Que, en cuanto a la entrada en servicio de la línea a que

refiere el precedente considerando, en base a las constancias del

libro de guardia se a toma en cuenta a efectos del cálculo de la

sanción el horario de las 8:42 horas;

Que llos comentarios de “YACYLEC S.A.” deben considerarse

como descargo de “TRANSENER S.A.” por cuanto no merecieran

comentario alguno de esa transportista, que con tal actitud los

hace suyos, como única responsable del Sistema de Transporte en

Alta Tensión frente al MEM, al OED y al ENTE NACIONAL

REGULADOR DE LA ELECTRICIDAD;

Que en consecuencia deben ser aplicadas las sanciones

previstas en los respectivos Regímenes Sancionatorios a los casos

en que no resulta admisible el descargo presentado por la

transportista y por la transportista independiente, así como a

aquellos en los que no se efectuó descargo;

Que en el tratamiento de estas actuaciones se ha respetado

el debido proceso y se ha producido el correspondiente dictamen

técnico y legal;



Resolución, en virtud de lo dispuesto por los Artículos 56 inciso o)

y 63 incisos a) y g) de la Ley Nº 24.065;

Por ello:


ELECTRICIDAD

RESUELVE:

ARTÍCULO 1.- Sancionar a “TRANSENER S.A.”, en la suma de

PESOS NOVECIENTOS TRES MIL TRESCIENTOS SETENTA Y

NUEVE CON OCHENTA Y UNO ($ 903.379,81),

correspondientes al mes de noviembre de 1994, por

incumplimiento del Régimen de Calidad de Servicio y Sanciones

del Sistema de Transporte en Alta Tensión contenido en el Subanexo

II-B de su Contrato de Concesión, consistente en indisponibilidades

Programadas y Forzadas de Líneas, Equipamientos de Conexión,

Transformación y de Potencia Reactiva, así como de sus

obligaciones de supervisión respecto de la operación y

mantenimiento de líneas a cargo de su Transportista Independiente

“YACYLEC S.A.”, cuyo detalle, duración y montos de penalización

se efectúa en el Anexo a la presente.

ARTÍCULO 2.- Instruir a CAMMESA para que aplique las sanciones

detalladas en el Anexo de este acto.

ARTÍCULO 3.- Notificar a “TRANSENER S.A.” y a CAMMESA.

ARTÍCULO 4 - Regístrese, comuníquese, publíquese, dese a la



ACTA Nº 189

Carlos A. Mattausch

Presidente

Anexos a la Resoluciòn ENRE Nº 219/95Anexos a la Resoluciòn ENRE Nº 219/95Anexos a la Resoluciòn ENRE Nº 219/95Anexos a la Resoluciòn ENRE Nº 219/95Anexos a la Resoluciòn ENRE Nº 219/95


SISTEMA DE TRANSPORTE DE ENERGIA ELECTRICA EN ALTA TENSIÓN -- TRANSENER S.A.

TOTAL DE PENALIZACIONES APLICADAS

DEL 01 AL 30 DE NOVIEMBRE DE 1994

PENALIZACIONES POR INDISPONIBILIDAD DE LINEAS

A.1.1. LÍNEAS DE TRANSENER S.A. $ 69.927,10

A.1.2.1 SUPERVISION A YACYLEC (SET-94) $ 2.997,04A.1.2.2 SUPERVISION A YACYLEC (OCT-94) $ 11.351,75A.1.2.3 SUPERVISION A YACYLEC (NOV-94) $ 47.225,03

TOTAL SUPERVISIÓN A YACYLEC S.A. $ 61.573,82

A.1.3.1. LÍNEAS DE YACYLEC S.A. (SET - 94) $ 286.516,13A.1.3.2. LÍNEAS DE YACYLEC S.A. (OCT - 94) $ 43.361,95A.1.3.3. LÍNEAS DE YACYLEC S.A. (NOV - 94) $ 395.166,45

TOTAL PENALIZACIONES INDISPONIBILIDAD DE LÍNEAS DE YACYLEC S.A. $ 725.044,53

PENALIZACIONES POR CONEXION

A 2.1 TRANSFORMACION $ 16.965,76

A 2.2 SALIDAS $ 3.961,15

PENALIZACIONES POR EQUIP. DE POTENCIA REACTIVA

A 3 $ 25.907,45

TOTAL $ 903.379,81

SISTEMA DE TRANSPORTE DE ENERGIA ELECTRICA EN ALTA TENSION - TRANSENER S.A.

Anexo 1.1. PENALIZACIONES POR INDISPONIBILIDAD DE LINEAS

DESDE EL 01 AL 30 DE NOVIEMBRE DE 1994$/Km-h : LINEAS 500 KV = 0,49159$/Km-h : LINEAS 220 KV = 0,40966

N° LINEAS kV KM CL K $/h SALIDA ENTRADA Hs. Mtos. Tipo Rest. R.D. AUT. Inf. en 2/3

Indisp. Sal. % Térm. PENALIZAC.

1 -- ROSARIO OESTE - RAMALLO 1 220 77 C 20 40,97 1/11/94 10:25 1/11/94 13:43 3,30 198 P -- NO -- SI 18,03

2 -- CHOCON - C.H. CHOCON 3 500 3 C 20 49,16 1/11/94 10:10 1/11/94 14:22 4,20 252 P -- NO -- SI 27,53


4 -- RIO GRANDE - GRAN MENDOZA 500 407 B 60 200,08 3/11/94 13:34 3/11/94 14:01 0,45 27 F -- NO NO SI 11.604,47

5 -- ABASTO - OLAVARRIA 500 291 B 60 143,05 3/11/94 13:51 3/11/94 14:05 0,23 14 F -- NO NO SI 7.038,19

6 -- CHO. W. - CHOELE CHOEL (5WH1) 500 269 B 60 132,24 3/11/94 14:05 3/11/94 14:32 0,45 27 R 5,600 NO NO SI 429,51

7 -- BAHIA BLANCA - CHOELE CHOEL 500 348 B 60 171,07 3/11/94 14:05 3/11/94 14:32 0,45 27 R 5,600 NO NO SI 555,65

8 -- OLAVARRIA - BAHIA BLANCA 500 255 B 60 125,36 3/11/94 14:05 3/11/94 14:32 0,45 27 R 5,600 NO NO SI 407,15

9 -- ABASTO - OLAVARRIA 500 291 B 60 143,05 3/11/94 14:05 3/11/94 14:32 0,45 27 R 5,600 NO NO SI 464,64

10 -- ABASTO - OLAVARRIA 500 291 B 60 143,05 4/11/94 9:42 4/11/94 14:43 5,02 301 P -- NO -- SI 287,25

11 -- CHOCON - PUELCHES 2 500 304 A 200 149,44 8/11/94 1:24 8/11/94 7:22 5,97 358 P -- NO -- SI 1.189,57


13 -- ROMANG - RESISTENCIA 500 256 A 200 125,85 11/11/94 16:18 11/11/94 16:34 0,27 16 F -- NO NO SI 21.310,10

14 -- ROSARIO OESTE - RAMALLO 2 220 77 C 20 40,97 13/11/94 1:11 13/11/94 2:13 1,03 62 F -- NO SI SI 562,60




18 -- ABASTO - OLAVARRIA 500 291 B 60 143,05 24/11/94 1:55 24/11/94 4:32 2,62 157 P -- NO -- SI 149,92

19 -- RAMALLO - VILLA LIA 1 220 114 C 20 46,70 25/11/94 16:24 25/11/94 16:54 0,50 30 F -- NO NO SI 934,02

20 -- ROMANG - RESISTENCIA 500 256 A 200 125,85 28/11/94 7:48 28/11/94 7:59 0,18 11 F -- NO SI SI 3.020,33

21 -- ROMANG - RESISTENCIA 500 256 A 200 125,85 28/11/94 8:23 28/11/94 9:41 1,30 78 F -- NO SI SI 21.813,49

22 -- RIO GRANDE - GRAN MENDOZA 500 407 B 60 200,08 29/11/94 5:51 29/11/94 6:27 0,60 36 P -- NO -- SI 48,02

$ 69.927,10



Anexo 1.2.1. PENALIZACIONES POR SUPERVISIÓN A YACYLEC S.A.

DESDE EL 01 AL 30 DE SETIEMBRE DE 1994$/Km-h : LINEAS 500 KV = 0,48784

Longitud LÍNEA YACYRETA - RINCON = 3,60 km .

Longitud LÍNEA RINCON - RESISTENCIA = 267,00 km .

Longitud TOTAL 270,60 km

N° LINEAS kV KM CL SALIDA ENTRADA Hs. Mtos. Tipo Rest . R.D. AUT. Inf. en TOTAL


-- RINCON - RESISTENCIA 500 267 B 20/09/94 8:30 20/09/94 16:24 7,90 474 P -- NO -- SI 617,40

-- YACYRETA - RINCON 500 3,6 B 20/09/94 8:13 20/09/94 17:20 9,12 547 P -- NO -- SI 266,95

-- RINCON - RESISTENCIA 500 267 B 21/09/94 8:22 21/09/94 16:58 8,60 516 P -- NO -- SI 672,11

-- YACYRETA - RINCON 500 3,6 B 21/09/94 8:39 21/09/94 18:03 9,40 564 P -- NO -- SI 275,14

$ 1.831,60

SANCIONES A LAS QUE SE HARÍA PASIBLE EL TRANSPORTISTA INDEPENDIENTE VALORIZADAS CON LOS CRITERIOS APLICADOS AL TRANSPORTISTA ( SM) SM = $ 1.831,60

TIEMPO EN SERVICIO = (24 x Dias del mes) Días = 30 720 Horas

REMUNERACIÓN POR SU SERVICIO VALORIZADO CONFORME AL Línea Resistencia - Rincón

RÉGIMEN REMUNERATORIO QUE SE APLICA A LA CONCESIONARIA (RM) Cargo por Capacidad de Transporte (long. 267 km) $ 93.782,36Cargo por Energía Electrica Transportada (DTE9409) $ 2.371,00

Línea Rincón - Yacyretá

Cargo por Capacidad de Transporte (long. 3.6 km) $ 1.264,48Cargo por Energía Electrica Transportada (DTE9409) $ 82,00Total de Remuneración RM RM = $ 97.499,84

VALOR MENSUAL DEL CANON = $ 2.454.450,00

CARGO POR SUPERVISIÓN 0,65% CS = $ 15.953,93 CS prop. a línea Rincón - Yacyretá $ 212,25CS prop. a línea Resistencia - Rincón $ 15.741,68

SANCION = 10 * SM * CS = $ 2.997,04 CS Total $ 15.953,93

RMTOTAL DE PENALIZACIÓN APLICABLE A TRANSENER S.A POR SUPERVISIÓN A YACYLEC S.A. SAN = $ 2.997,04


Anexo 1.2.2. PENALIZACIONES POR SUPERVISIÓN A YACYLEC S.A.

DESDE EL 01 AL 31 DE OCTUBRE DE 1994$/Km-h : LINEAS 500 KV = 0,48784



Longitud TOTAL = 270,60 km

N° LINEAS kV KM CL SALIDA ENTRADA Hs. Mtos. Tipo Rest. R.D. AUT. Inf. en TOTAL


-- YACYRETA - RINCON 500 3,6 B 18/10/94 17:01 18/10/94 17:22 0,35 21 F -- NO NO SI 3951,50

-- YACYRETA - RINCON 500 3,6 B 20/10/94 17:14 20/10/94 17:25 0,18 11 F -- NO NO SI 3453,91

$ 7.405,41



REMUNERACIÓN POR SU SERVICIO VALORIZADO CONFORME AL Línea Rincón - YacyretáRÉGIMEN REMUNERATORIO QUE SE APLICA A LA CONCESIONARIA (RM) Cargo por Capacidad de Transporte (long. 3.6 km) $ 1.306,63

Cargo por Energía Electrica Transportada (DTE9410) $ 78,00Total de Remuneración RM RM = $ 1.384,63


CARGO POR SUPERVISIÓN 0,65% CS = $ 15.953,93 CS prop. a línea Rincón Yacyret $ 212,25

SANCION = 10 * SM * CS = $ 11.351,75 CS Total $ 212,25

RMTOTAL DE PENALIZACIÓN APLICABLE A TRANSENER S.A POR SUPERVISIÓN A YACYLEC S.A. SAN = $ 11.351,75



Anexo 1.2.3. CARGOS POR SUPERVISIÓN A YACYLEC S.A.

DESDE EL 01 AL 30 DE NOVIEMBRE DE 1994$/Km-h : LINEAS 500 KV = 0,49159



Longitud TOTAL = 270,60 km

N° LINEAS kV KM CL SALIDA ENTRADA Hs. Mtos. Tipo Rest. R.D. AUT. Inf. en TOTAL


-- RINCON - RESISTENCIA 500 267 B 15/11/94 7:59 15/11/94 9:47 1,80 108 F -- NO NO SI 22050,76








$ 101.039,74



REMUNERACIÓN POR SU SERVICIO VALORIZADO CONFORME AL Línea Resistencia - RincónRÉGIMEN REMUNERATORIO QUE SE APLICA A LA CONCESIONARIA (RM) Cargo por Capacidad de Transporte (long. 267 km) $ 94.503,26

Cargo por Energía Electrica Transportada (DTE9411) $ 7.345,00Total de Remuneración RM RM = $ 101.848,26


CARGO POR SUPERVISIÓN 0,65% CS = $ 15.953,93 CS prop. a línea Resistencia - Rincón $ 15.741,68

SANCION = 10 * SM * CS = $ 156.167,12 CS Total $ 15.741,68 RM

TOTAL DE PENALIZACIÓN APLICABLE A TRANSENER S.A POR SUPERVISIÓN A YACYLEC S.A. SAN = $ 47.225,03

SISTEMA DE TRANSPORTE DE ENERGIA ELECTRICA EN ALTA TENSION

Anexo 1.3.1. PENALIZACIONES POR INDISPONIBILIDAD DE LINEAS de YACYLEC S.A.

DESDE EL 01 AL 30 DE SETIEMBRE DE 1994

VALOR MENSUAL DEL CANON = $ 2.454.450

N° LINEA V SALIDA ENTRADA Hs. Mtos. Tipo Rest. R.D. PUNTOS TOTAL

kV KM CL Indisp. Sal. % PENALIZAC. PENALIZAC.

I -- RINCON - RESISTENCIA 500 267 B 20/09/94 8:30 20/09/94 16:24 7,90 474 P -- NO 39,50 64.633,85

II -- YACYRETA - RINCON 500 3,6 B 20/09/94 8:13 20/09/94 17:20 9,12 547 P -- NO 45,60 74.615,28

III -- RINCON - RESISTENCIA 500 267 B 21/09/94 8:22 21/09/94 16:58 8,60 516 P -- NO 43,00 70.360,90

IV -- YACYRETA - RINCON 500 3,6 B 21/09/94 8:39 21/09/94 18:03 9,40 564 P -- NO 47,00 76.906,10

--

--

--

--

--

--

--

--

--

--

--

--

--

--

175,10 $ 286.516,13



Anexo 1.3.2. PENALIZACIONES POR INDISPONIBILIDAD DE LINEAS de YACYLEC S.A.

DESDE EL 01 AL 31 DE OCTUBRE DE 1994


N° LINEA V SALIDA ENTRADA Hs. Mtos. Tipo Rest. R.D . PUNTOS PUNTOS TOTAL

kV KM CL Indisp. Sal. % PEN ALIZAC. CAMMESA DIFERENCIA PENALIZAC.

IV YACYRETA - RINCON 500 3,6 B 18/10/94 17:01 18/10/94 17:22 0,35 21 F -- NO 17,50 90,00 -72,50 28.635,25

V YACYRETA - RINCON 500 3,6 B 20/10/94 17:14 20/10/94 17:25 0,18 11 F -- NO 9,00 21,50 -12,50 14.726,70

26,50 111,50 -85,00 $ 43.361,95


Anexo 1.3.3 PENALIZACIONES POR INDISPONIBILIDAD DE LINEAS de YACYLEC S.A.

DESDE EL 01 AL 30 DE NOVIEMBRE DE 1994


N° LINEA V SALIDA ENTRADA Hs. Mtos. Tipo Rest. R.D. PUNTOS TOTAL

kV KM CL Indisp. Sal. % PENALIZAC. PENALIZAC.

VI RINCON - RESISTENCIA 500 267 B 15/11/94 7:59 15/11/94 9:47 1,80 108 F NO 90,00 147.267,00

VII RINCON - RESISTENCIA 500 267 B 15/11/94 23:29 15/11/94 23:55 0,43 26 F -- NO 21,50 35.180,45

VIII RINCON - RESISTENCIA 500 267 B 16/11/94 0:15 16/11/94 0:27 0,20 12 F -- NO 10,00 16.363,00

IX RINCON - RESISTENCIA 500 267 B 16/11/94 11:45 16/11/94 13:07 1,37 82 F -- NO 68,50 112.086,55

X RINCON - RESISTENCIA 500 267 B 16/11/94 17:24 16/11/94 17:37 0,22 13 F -- NO 11,00 17.999,30

XI RINCON - RESISTENCIA 500 267 B 16/11/94 18:33 16/11/94 18:49 0,27 16 F -- NO 13,50 22.090,05

XII RINCON - RESISTENCIA 500 267 B 16/11/94 19:03 16/11/94 19:16 0,22 13 F -- NO 11,00 17.999,30

XIII RINCON - RESISTENCIA 500 267 B 28/11/94 8:23 28/11/94 8:42 0,32 19 F -- NO 16,00 26.180,80

241,50 $ 395.166,45



Anexo 2.1 PENALIZACIONES POR CONEXION - INDISPONIBILIDAD DE TRANSFORMACIÓN

Cargos por Transformador por cada 100 MVA 5,1Coeficiente de penalización por salida forzada 200

N° ESTACION EQUIPO POT. U Salida Entrada Hs Mtos. Tipo Aut. E.N.S. INF. EN 2/3TRANSFORMADORA . MVA kV Hs. Hs. Indisp. Indisp. Sal. TERM PENALIZAC.

23 RESISTENCIA Trafo N° 1 300 500/132 4/11/94 7:18 8/11/94 16:39 105,35 6.321 P -- NO SI 2.149,1424 ALMAFUERTE Trafo N° 1 150 500/132 5/11/94 7:39 5/11/94 16:42 9,05 543 P -- NO SI 92,3125 ALMAFUERTE Trafo N° 1 150 500/132 6/11/94 7:24 6/11/94 16:59 9,58 575 P -- NO SI 97,7226 RECREO Autotrafo 150 500/132 6/11/94 6:55 6/11/94 17:41 10,77 646 P -- NO SI 109,8527 PUELCHES Autotrafo 100 500/132 8/11/94 6:02 8/11/94 12:30 6,47 388 P -- NO SI 44,0028 ROSARIO OESTE Trafo N° 3 300 500/132 9/11/94 7:45 9/11/94 16:00 8,25 495 P -- NO SI 168,3029 ROSARIO OESTE Trafo N° 3 300 500/132 10/11/94 7:49 10/11/94 16:32 8,72 523 P -- NO SI 177,8930 ROMANG TRAFO 150 500/132 11/11/94 16:13 11/11/94 16:52 0,65 39 F NO SI SI 1.683,0031 GRAN MENDOZA Trafo N° 3 300 500/132 13/11/94 7:28 13/11/94 16:45 9,28 557 P -- NO SI 189,3132 GRAN MENDOZA Trafo N° 2 300 500/132 14/11/94 7:16 14/11/94 18:13 10,95 657 P -- NO SI 223,3833 ROSARIO OESTE Trafo N° 2 150 220/132 16/11/94 8:01 20/11/94 9:38 97,62 5.857 P -- NO SI 995,7234 ALMAFUERTE Trafo N° 2 150 500/132 20/11/94 6:55 20/11/94 17:52 10,95 657 P -- NO SI 111,6935 ATUCHA I Trafo 150 220/132 20/11/94 8:09 20/11/94 12:36 4,45 267 P -- NO SI 45,3936 ALICURA Autotrafo 100 500/132 22/11/94 7:23 22/11/94 16:07 8,73 524 P -- NO SI 59,3637 ALICURA Autotrafo 100 500/132 23/11/94 7:15 23/11/94 15:54 8,65 519 P -- NO SI 58,8238 ROSARIO OESTE Trafo N° 1 150 220/132 29/11/94 8:29 29/11/94 11:37 3,13 188 P -- NO SI 31,9339 SANTO TOME Trafo N° 2 300 500/132 30/11/94 7:42 30/11/94 11:35 3,88 233 P -- NO SI 79,1540 MALVINAS ARGENTINAS Trafo 300 500/132 30/11/94 8:45 30/11/94 11:22 2,62 157 F SI SI SI 5.344,8041 RESISTENCIA Trafo N° 1 300 500/132 28/11/94 7:48 28/11/94 8:09 0,35 21 F NO SI SI 2.754,0042 RESISTENCIA Trafo N° 2 300 500/132 28/11/94 7:48 28/11/94 8:03 0,25 15 F NO SI SI 2.550,00

16.965,76

A = Sin comentarios E = Caso de Fuerza Mayor - AtentadoB = Razones Operativas F = Equipamiento nuevo

C = Pedido de Terceros G = F/S por equipam iento asociado

D = Por protección ante la salida de otro equipamiento H = Discrepancia de horarios


Anexo 2.2 PENALIZACIONES POR CONEXION - INDISPONIBILIDAD DE SALIDAS

Salida en 500 kV = 10,163 200Salida en 220 kV = 9,147 100Salida en 132 kV = 8,131 40

N° ESTACION EQUIPO Salida Entrada Hs. Mtos. Tipo Aut. INF EN 2/3TRANSFORMADORA kV Indis. Indisp. Sal. TERM. PENALIZAC.

43 ROSARIO OESTE Línea a Rosario Sur 1 132 3/11/94 7:01 3/11/94 17:23 10,37 622 P -- SI 224,8544 RESISTENCIA Línea a Barranqueras 2 132 14/11/94 8:40 14/11/94 13:25 4,75 285 P -- SI 102,9945 EL BRACHO Línea Güemes 132 15/11/94 8:35 15/11/94 9:05 0,50 30 F NO SI 325,2446 GRAN MENDOZA Salida Los Reyunos 220 16/11/94 7:52 16/11/94 17:54 10,03 602 P -- SI 611,6347 GRAN MENDOZA Salida Los Reyunos 220 17/11/94 8:00 17/11/94 19:15 11,25 675 P -- SI 686,0348 RESISTENCIA Línea a Barranqueras 2 132 17/11/94 8:05 17/11/94 12:57 4,87 292 P -- SI 105,5949 RECREO Línea La Rioja 1 132 20/11/94 7:10 20/11/94 17:24 10,23 614 P -- SI 221,8150 EL BRACHO Línea Güemes 132 20/11/94 23:38 20/11/94 23:47 0,15 9 F NO SI 249,3551 ALICURA Línea Bariloche 132 22/11/94 7:18 22/11/94 16:15 8,95 537 P -- SI 194,0652 ALICURA Línea San Martín de los Andes 132 22/11/94 7:22 22/11/94 16:15 8,88 533 P -- SI 192,5453 ALICURA Línea Bariloche 132 23/11/94 7:14 23/11/94 15:54 8,67 520 P -- SI 187,9954 ALICURA Línea San Martín de los Andes 132 23/11/94 7:14 23/11/94 15:54 8,67 520 P -- SI 187,9955 SANTO TOME Línea a Puerto San Martín 132 24/11/94 9:16 24/11/94 13:13 3,95 237 P -- SI 85,6556 EL BRACHO Línea Estatica 132 25/11/94 13:25 25/11/94 14:02 0,62 37 F NO SI 351,2657 RECREO Línea La Rioja 2 132 27/11/94 1:14 27/11/94 12:02 10,80 648 P -- SI 234,17

3.961,15


SISTEMA DE TRANSPORTE DE ENERGIA ELECTRICA EN ALTA TENSIÓN -- TRANSENER S.A.

Anexo 3. PENALIZACIÓN POR EQUIPAMIENTO DE POTENCIA REACTIVA

Cargos por Transformador por cada 100 MVA $ 5,10Coeficiente de penalización por salida forzada = 20

N° ESTACION EQUIPO POT. Salida Entrada Hs. Mtos. Tipo AUT Inf.en 2/3

TRANSFORMADORA MVAR Hs. Hs. Indis. Indisp. Sal. Term. PENALIZAC.

58 EZEIZA CS5 245 2/11/94 8:02 3/11/94 15:51 31,82 1909 P -- SI 530,12

59 EZEIZA CS6 245 2/11/94 8:02 3/11/94 16:55 32,88 1973 P -- SI 547,78

60 EZEIZA CS4 245 3/11/94 10:00 3/11/94 10:48 0,80 48 F NO SI 299,88

61 SANTO TOME BC2 80 7/11/94 8:26 7/11/94 12:51 4,42 265 P -- SI 24,04

62 SANTO TOME BC2 80 8/11/94 8:12 8/11/94 10:28 2,27 136 P -- SI 12,35

63 ROMANG BC2 80 14/11/94 12:06 30/11/94 23:59 395,90 23754 F NO SI 21.591,36

64 EZEIZA CS4 245 17/11/94 10:01 17/11/94 14:22 4,35 261 F NO SI 891,31

65 EZEIZA CS4 245 18/11/94 11:16 18/11/94 14:23 3,12 187 F NO SI 686,39

66 EL BRACHO BC11 25 16/11/94 8:04 16/11/94 11:31 3,45 207 P -- SI 5,87

67 RESISTENCIA BC2 80 15/11/94 0:08 15/11/94 5:56 5,80 348 F NO SI 369,92

68 HENDERSON R5D 150 22/11/94 8:10 22/11/94 13:50 5,67 340 P NO SI 57,83

69 ALMAFUERTE BC11 25 23/11/94 18:51 28/11/94 16:56 118,08 7085 P -- SI 200,74

70 HENDERSON R2D 150 23/11/94 8:08 23/11/94 13:58 5,83 350 P NO SI 59,47

71 ALMAFUERTE BC12 25 28/11/94 16:01 30/11/94 23:59 55,98 3359 P -- SI 95,17

72 ALMAFUERTE BC11 25 29/11/94 17:40 30/11/94 23:59 30,33 1820 F NO SI 532,61

73 ROMANG BC4 80 30/11/94 12:47 30/11/94 13:16 0,48 29 P -- SI 2,61

$ 25.907,45

Resolución ENRE Nº 238/95BUENOS AIRES, 7 de Noviembre de DE 1995

VISTO: Lo dispuesto por el artículo 22 de la ley 24.065 y la

Resolución ENRE Nº 195/95; y

CONSIDERANDO: Que la comercialización de energía

eléctrica en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) establecido

por la ley 24.065 está sujeta a la regulación federal contenida en

dicha ley y sus normas complementarias y reglamentarias.

Que dado el incremento de casos recibidos en este ENTE

NACIONAL REGULADOR DE LA ELECTRICIDAD por controversias

suscitadas entre Grandes Usuarios Mayores y Menores por un

lado y distribuidores de energía eléctrica por otro, -todos agentes

reconocidos del MEM-, por la determinación de la tarifa aplicable

a la Función Técnica del Transporte.

Que el servicio correspondiente a la Función Técnica del

Transporte que deben prestar los distribuidores configura el único

camino posible y razonable para obtener la vinculación con el

Mercado Eléctrico Mayorista.

Que al ser esta la única posibilidad existente para brindar

dicho servicio, no puede existir una limitación planteada desde

una situación de predominio.

Que resulta necesario ampliar el concepto volcado en el

inciso b) del artículo 1 de la Resolución ENRE Nº 195 del 3 de

octubre de 1995.


LA ELECTRICIDAD se encuentra facultado para le dictado de la

presente resolución en virtud de lo establecido en los artículos 22,

25, 56 incisos a), b), e) y s) y 63 incisos a) y g) de la ley 24.065.

Por ello:


ELECTRICIDAD

RESUELVE:

ARTICULO 1.- Agreguése a continuación del inciso b) del artículo

1 de la Resolución ENRE Nº 195 del 3 de octubre de 1995 el

siguiente texto:

“Hasta tanto el ENTE NACIONAL REGULADOR DE LA

ELECTRICIDAD proceda a dar cumplimiento a lo dispuesto en el

Anexo de la presente resolución, el valor resultante de esta tarifa

no podrá ser superior a los valores vigentes que surjan de la

aplicación de la Resolución de la Secretaría de Energía Nº 159

del 31 de mayo de 1994.”

Artículo 2.- Comuníquese, publíquese, dese a la Dirección Nacional

del Registro Oficial y archívese.


ACTA Nº 193

Alberto E. Devoto

Vicepresidente

Anexo 1TRANSPORTE - Resoluciones S.E.

Resolución SEE Nº 159/94

BUENOS AIRES, 31 de Mayo de 1994

VISTO el Expediente Nº 751409/94 del Registro de la

SECRETRIA DE ENERGIA DEL MINISTERIO DE ECONOMIA Y

OBRAS Y SERVICIOS PUBLICOS, y

CONSIDERANDO:

Que la comercialización de energía eléctrica en el

MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM) establecido por la Ley

Nº 24.065 está sujeta a la regulación federal contenida en dicha

- Ley y sus normas complementarias y reglamentarias.

Que en el marco establecido la tal regulación pueden

celebrar contratos de compraventa de energía eléctrica los

vendedores y compradores del MERCADO ELECTRICO

MAYORISTA (MEM) de todo el país.

Que los agentes reconocidos del MERCADO ELECTRICO

MAYORISTA (MEM) de todo el país puedan realizar operaciones

de compraventa en tanto cumplan los requisitos establecidos en

las disposiciones federales que lo rigen, aunque no estén

conectados en forma directa al SISTEMA ARGENTINO DE

INTECONEXION (SADI), dado que la comunicación puede

realizarse a través de instalaciones de otros agentes de dicho

mercado o conectadas con estas, a las que debe permitírseles el

acceso no discriminatorio conforme los principios que informan

el MARCO REGULATORIO ELECTRICO y demás normas técnicas

y económicas que rigen el MERCADO ELECTRICO MAYORISTA

(MEM).

Que dichas instalaciones por su interconexión física cumplen

en tales casos, sin distinción de las personas públicas o privadas a

quienes pertenezcan, una etapa de la FUNCION TECNICA DE

TRANSPORTE DE ENERGIA ELECTRICA (FTT) en la

comercialización mayorista de energía eléctrica.

Que en cuanto hace a la aludida función o servicio de

comunicación o vinculación entre compradores y vendedores en

el MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM), dichas instalaciones

forman parte de un sistema eléctrico integrado.

Que atento al incremento de agentes reconocidos en el

MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM) que han solicitado a

esta Secretaría la determinación de los precios correspondientes

a la utilización de instalaciones de transporte de energía eléctrica

a través de las cuales se vincula al MERCADO ELECTRICO

MAYORISTA (MEM), es conveniente y oportuno establecer

precisiones en la regulación que sobre la materia introdujo la

Resolución SECRETARIA DE ENERGIA Nº 137 del 30 de noviembre

de 1992, sin perjuicios de lo dispuesto en el Artículo 25 de la Ley

Nº 24.065.

Que las facultades para el dictado del presente acto surgen

de los dispuesto en el Artículo 37 de la Ley Nº 15.336, Artículos

35, 36 y 85 de la Ley Nº 24.065 y Artículo Nº 1 del Decreto Nº

432 del 25 de agosto de 1982.

Por ello:

EL SECRETARIO DE ENERGIA

RESUELVE:

CAPITULO ICAPITULO ICAPITULO ICAPITULO ICAPITULO I

IDENTIFICACION DE LA FUNCION TECNICA DE TRANSPORTE

DE ENERGIA ELECTRICA

ARTICULO 1º - Denomínase FUNCION TECNICA DE TRANSPORTE

DE ENERGIA ELECTRICA (FTT) al servicio de vinculación que

cumplen las instalaciones eléctricas que forman parte del SISTEMA

ARGENTINO DE INTERCONEXION (SADI) o las que están

conectadas con estas o con instalaciones conectadas con estas

últimas, sin distinción de las personas públicas o privadas a quienes

pertenezcan, en cuanto comunican fisicamente a los vendedores

y compradores de energía eléctrica entre sí y con el MERCADO

ELECTRICO MAYORISTA (MEM).

ARTICULO 2º - Las Instalaciones eléctricas utilizadas en la

FUNCION TECNICA DE TRANSPORTE DE ENERGIA ELECTRICA

(FTT) se clasifican en :

a) INSTALACIONES SUPERIORES DE VINCULACION ELECTRICA:

Las correspondientes a los niveles de tensión de CIENTO TREINTA

Y DOS KILOVOLTIOS (132 kV) o superiores.

b) INSTALACIONES INFERIORES DE VINCULACION ELECTRICA:

Las correspondientes a los niveles de tensión inferiores a CIENTO

TREINTA Y DOS KILOVOLTIOS (132 kV).

ARTICULO 3º - Aclárese que todas las instalaciones eléctricas, en

cuanto sirven a la FUNCION TECNICA DE TRANSPORTE DE

ENERGIA ELECTRICA (FTT), están alcanzadas por los principios

de libre acceso no discriminatorio contenidos en la Ley Nº 24.065

ARTICULO 4º - El intercambio de energía eléctrica entre

INSTALACIONES SUPERIORES DE VINCULACION ELECTRICA e

INSTALACIONES INFERIORES DE VINCULACION ELECTRICA y

la valoración de tal intercambio (Transacciones de Transporte)

serán identificadas en todos los casos. El ORGANISMO

ENCARGADO DEL DESPACHO (OED)efectuará los cálculos

correspondientes, los que se publicarán en las programaciones

estacionales.

Asimismo, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED)

identificará los servicios de transporte que se requieran cuando

las INSTALACIONES SUPERIORES DE VINCULACION ELECTRICA

pertenecientes a Entes o Empresas responsables de la distribución

regular y continua de energía eléctrica para atender las

necesidades indispensables y generales de la electricidad de sus

usuarios en los términos del Artículo 3º de la Ley Nº 15.336, sean

o puedan ser utilizadas por terceros.

Serán de aplicación, a efectos de los dispuesto en los párrafos

precedentes, LOS PROCEDIMIENTOS PARA LA PROGRAMACION

DE LA OPERACION, EL DESPACHODE CARGAS Y EL CALCULO

DE PRECIOS (LOS PROCEDIMIENTOS) que como Anexo I integran

la Resolución EX-SECRETARIA DE ENERGIA ELECTRICA Nº

61 del 30 de noviembre de 1992, modificada por la Resolución

SECRETARIA DE ENERGIA Nº 137 del 30 de noviembre de 1992,

sus modificatorias y complementarias, incluyendo las disposiciones

Anexo 1 TRANSPORTE - Resoluciones S.E.

contenidas en el presente acto.

CAPITULO IICAPITULO IICAPITULO IICAPITULO IICAPITULO II

SUJETOS DE LA FUNCION TECNICA DE TRANSPORTE

DE ENERGIA ELECTRICA

ARTICULO 5º - Denomínase PRESTADORES DE LA FUNCION

TECNICA DE TRANSPORTE DE ENERGIA ELECTRICA (PFTT) a los

titulares de instalaciones superiores e inferiores de vinculación

eléctrica utilizadas en la FUNCION TECNICA DE TRANSPORTE

DE ENERGIA ELECTRICA (FTT) definidas en el Artículo 1º de este

acto.

ARTICULO 6º - Denomínase USUARIOS DE LA FUNCION TECNICA

DE TRANSPORTE DE ENERGIA ELECTRICA (UFTT) a los agentes

del MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM) en cuanto

requieren de FUNCION TECNICA DE TRANSPORTE DE ENERGIA

ELECTRICA (FTT) para efectuar sus transacciones mayoristas de

energía eléctrica.

ARTICULO 7º - Aclárese que por aplicación de lo dispuesto en la

presente Resolución, especialmente en el primer párrafo del

Artículo precedente, pueden existir transacciones en que las

calidades de PRESTADOR DE LA FUNCION TECNICA DE

TRANSPORTE DE ENERGIA ELECTRICA (PFTT) y USUARIO DE LA


(UFTT) se reúnan en un mismo sujeto.

CAPITULO IIICAPITULO IIICAPITULO IIICAPITULO IIICAPITULO III

TARIFAS CORRESPONDIENTES A LA FUNCION TECNICA DE

TRANSPORTE DE ENERGIA ELECTRICA

ARTICULO 8º - Las tarifas aplicables para remunerar la FUNCION

TECNICA DE TRANSPORTE DE ENERGIA ELECTRICA (FTT),

incluyendo los aspectos de calidad de servicios y de expansión,

se ajustarán, en cuanto tal función sirva a Grandes Usuarios del

MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM), a lo acordado entre

estos y la o las Empresas o Entes que exploten tales instalaciones.

Sino se alcanzara un acuerdo dentro de los VEINTE (20) días de

la solicitud de servicio presentada a la empresa o ente por un

Gran Usuario, esta Secretaría, a solicitud del interesado, fijará

dicha tarifa y demás condiciones, conforme a lo establecido en el

Anexo I de la presente Resolución de la que forma parte integrante,

sin perjuicio de lo dispuesto en el Artículo 25 de la Ley Nº 24.065.

ARTICULO 9º - Las tarifas aplicables para remunerar la FUNCION

TECNICA DE TRANSPORTE DE ENERGIA ELECTRICA (FTT),

incluyendo los aspectos de calidad de servicios y de expansión,

se ajustarán, en cuanto tal función sirva a Generadores y otros

distribuidores del MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM), a

lo acordado entre estos y la o las Empresas o Entes que exploten

tales instalaciones. Sino se alcanzara un acuerdo dentro de los

VEINTE (20) días de la solicitud de servicio presentada a la empresa

o ente por un Generador o Distribuidor, esta Secretaría, a solicitud

del interesado, fijará dicha tarifa y demás condiciones, conforme

a lo establecido en LOS PROCEDIMIENTOS PARA LA

PROGRAMACION DE LA OPERACION, EL DESPACHO DE

CARGAS Y EL CALCULO DE PRECIOS (LOS PROCEDIMIENTOS)

que como Anexo I integran la Resolución EX-SECRETARIA DE

ENERGIA ELECTRICA Nº 61 del 29 de abril de 1992 modificada

por la Resolución SECRETARIA DE ENERGIA Nº 137 del 30 de

Noviembre de 1992 sus modificatorias y complementarias, y a lo

dispuesto en el Anexo II de esta Resolución de la que forma parte

integrante, sin perjuicio de lo dispuesto en el Artículo 25 de la Ley

Nº 24.065.

ARTICULO 10 - Las tarifas que surgen de aplicar lo dispuesto en

los Artículos 8 y 9 de la presente Resolución podrán ser revisadas

por el ENTE NACIONAL REGULADOR DE LA ELECTRICIDAD

(ENRE) y sometidas a la aprobación de la SECRETARIA DE

ENERGIA el 1º de Noviembre de 1994, y posteriormente el 1º de

Mayo de cada año en la medida que razones debidamente

fundadas así lo justifiquen, sin perjuicio de las que se generen por

las modificaciones de los precios estacionales de la energía y la

potencia.

ARTICULO 11 - Las tarifas aplicables para remunerar la FUNCION

TECNICA DE TRANSPORTE DE ENERGIA ELECTRICA (FTT)

mediante el uso de instalaciones que forman parte del Sistema de

Transporte de Energía Eléctrica en Alta Tensión y de los Sistemas

de Transporte de Energía Eléctrica por Distribución Troncal,

definidos en el Artículo 3º y 6º del REGLAMENTO DE CONEXION

Y USO DEL SISTEMA DE TRANSPORTE DE ENERGIA ELECTRICA,

continuarán rigiéndose exclusivamente por la regulación pertinente

contenida en LOS PROCEDIMIENTOS PARA LA PROGRAMACION

DE LA OPERACION, EL DESPACHO DE CARGAS Y EL CALCULO


la Resolución EX-SECRETARIA DE ENERGIA ELECTRICA Nº 61 del

29 de abril de 1992 modificada por la Resolución SECRETARIA

DE ENERGIA Nº 137 del 30 de Noviembre de 1992 sus

modificatorias y complementarias, y a lo dispuesto en el Anexo II

de este acto.

La FUNCION TECNICA DE TRANSPORTE DE ENERGIA ELECTRICA

(FTT) mediante el uso de instalaciones de empresas titulares de

Concesiones de Servicio Público de Distribución otorgadas por el

PODER EJECUTIVO NACIONAL en el marco de las Leyes Nº

15.336 y Nº 24.065 en cuanto sirva a Grandes Usuarios del

MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM), ubicados en sus

respectivas áreas de Concesión, continuará rigiéndose por los

términos de cada uno de los Contratos de Concesión, quedando

excluida del ámbito de aplicación del Anexo I de este acto.

CAPITULO IVCAPITULO IVCAPITULO IVCAPITULO IVCAPITULO IV

INFORMACION ADICIONAL VINCULADA CON LA FUNCION

TECNICA DE TRANSPORTE DE ENERGIA ELECTRICA

ARTICULO 13 - Intrúyese al ORGANISMO ENCARGADO DEL

DESPACHO (OED) a identificar a los USUARIOS DE LA FUNCION

TECNICA DEL TRANSPORTE DE LA ENERGIA ELECTRICA (UFT) y

a determinar los cargos de transporte correspondientes, conforme

los términos de la presente Resolución.

La información resultante de lo dispuesto en los párrafos

precedentes será incorporada a la que periódicamente publica el

ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED).

ARTICULO 14 - Las autoridades competentes de cada una de las


provincias, deberán presentar ante esta Secretaría dentro de los

CUARENTA Y CINCO (45) días contados desde la fecha de este

acto, toda la información relativa a las instalaciones superiores e

inferiores de vinculación eléctrica utilizadas en la función técnica

de transporte en todo el ámbito provincial y que ni forme parte

del Sistema de Transporte de Energía Eléctrica en Alta Tensión ni

de los Sistemas de Transporte de Energía Eléctrica por Distribución

Troncal. En los casos en los que la información aludida en el párrafo

precedente no fuera oportunamente suministrada, ella se estimará

sobre la base de la información disponible en el ORGANISMO

ENCARGADO DE DESPACHO (OED).

CAPITULO VCAPITULO VCAPITULO VCAPITULO VCAPITULO V

DISPOSICIONES MODIFICATORIAS Y COMPLEMENTARIAS DE

LOS PROCEDIMIENTOS PARA LA PROGRAMACION DE LA

OPERACION, EL DESPACHO DE CARGAS Y EL CALCULO DE

PRECIOS

ARTICULO 15 -Incorporase los Anexos I y II de la presente

Resolución de la que forman parte integrante, como Anexos 27 y

28 de LOS PROCEDIMIENTOS PARA LA PROGRAMACION DE

LA OPERACION, EL DESPACHO DE CARGAS Y EL CALCULO DE

PRECIO (LOS PROCEDIMIENTOS) en el MERCADO ELECTRICO

MAYORISTA (MEM) que como Anexo I forman parte de la

Resolución EX-SECRETARIA DE ENERGIA

ELECTRICA Nº 61 del 29 de abril de 1992 modificada por

Resolución SECRETARIA DE ENERGIA Nº 137 del 30 de Noviembre

de 1992, sus modificatorias y complementarias.

ARTICULO 16 - Sustitúyese el punto 4 «CONDICIONES DE

CONEXION Y USO DE LOS SISTEMAS DE TRANSPORTE» del

Anexo 17 de LOS PROCEDIMIENTOS PARA LA PROGRAMACION


DE PRECIOS (LOS PROCEDIMIENTOS) que como Anexo I

integraran la Resolución EX-SECRETARIA DE ENERGIA ELECTRICA

Nº 61 del 29 de abril de 1992 modificada por Resolución

SECRETARIA DE ENERGIA Nº 137 del 30 de Noviembre de 1992

y sus modificatorias y complementarias, por el siguiente texto:

4.- CONDICIONES DE CONEXION Y USO DE LOS SISTEMAS

DE TRANSPORTE.

«Si el solicitante debe ingresar al Sistema de Transporte de Alta

Tensión o por Distribución Troncal deberá cumplir

complementariamente con los requisitos del Reglamento de Acceso

a la Capacidad Existente y Aplicación del Sistema de Transporte

de Energía Eléctrica».

«Si el solicitante no está conectado al MERCADO ELECTRICO

MAYORISTA (MEM) a través de instalaciones eléctricas que forman

parte del SISTEMA ARGENTINO DE INTERCONEXION (SADI) sino

a través de instalaciones que están conectadas con ellas, o con

las instalaciones conectadas con estas últimas, el solicitante

informará junto con su solicitud de ingreso el correspondiente

acuerdo por el uso de la FUNCION TECNICA DE TRANSPORTE

DE ENERGIA ELECTRICA (FTT) con la o las empresas o entes que

exploten tales instalaciones. Dicho acuerdo deberá ser entregado

a la SECRETARIA DE ENERGIA dentro de los TREINTA (30) días

de recepción de la nota de solicitud de ingreso.

Transcurrido este plazo sin haber sido informada de un acuerdo

entre las partes, la SECRETARIA DE ENERGIA, a pedido del

solicitante, fijará dicha tarifa aplicando, según corresponda, lo

establecido en los Anexos 27 ó 28 de LOS PROCEDIMIENTOS,

sin perjuicio de lo dispuesto en el Artículo 25 de la Ley Nº 24.065

«.

CAPITULO VI

VIGENCIA Y NOTIFICACIONES

ARTICULO 17 - La presente Resolución será de aplicación a partir

del 1º de mayo de 1994.-

ARTICULO 18 - Notifíquese a cada una de las provincias, al ENTE

NACIONAL REGULADOR DE LA ELECTRICIDAD (ENRE) y a la

COMPAÑIA ADMINISTRADORA DEL MERCADO MAYORISTA

ELECTRICO SOCIEDAD ANONIMA (CAMMESA).

ARTICULO 19 - Instrúyese a la COMPAÑIA ADMINISTRADORA

DEL MERCADO MAYORISTA ELECTRICO SOCIEDAD ANONIMA

(CAMMESA), a modificar la presente Resolución a todos los

agentes del MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM).

ARTICULO 20 - Comuníquese, publíquese, dese a la Dirección

Nacional del Registro Oficial y archívese.

RESOLUCION S.E. Nº159.


REGLAMENTREGLAMENTREGLAMENTREGLAMENTREGLAMENTAAAAACIÓN APLICABLE A LA PRESTCIÓN APLICABLE A LA PRESTCIÓN APLICABLE A LA PRESTCIÓN APLICABLE A LA PRESTCIÓN APLICABLE A LA PRESTAAAAACIÓN DE LACIÓN DE LACIÓN DE LACIÓN DE LACIÓN DE LA

FUNCIÓN TÉCNICA DE TRANSPORTE DE ENERGÍAFUNCIÓN TÉCNICA DE TRANSPORTE DE ENERGÍAFUNCIÓN TÉCNICA DE TRANSPORTE DE ENERGÍAFUNCIÓN TÉCNICA DE TRANSPORTE DE ENERGÍAFUNCIÓN TÉCNICA DE TRANSPORTE DE ENERGÍA

ELÉCTRICA A GRANDES USUARIOS DEL MERCADOELÉCTRICA A GRANDES USUARIOS DEL MERCADOELÉCTRICA A GRANDES USUARIOS DEL MERCADOELÉCTRICA A GRANDES USUARIOS DEL MERCADOELÉCTRICA A GRANDES USUARIOS DEL MERCADO

ELECTRICO MAELECTRICO MAELECTRICO MAELECTRICO MAELECTRICO MAYYYYYORISTORISTORISTORISTORISTA (MEM)A (MEM)A (MEM)A (MEM)A (MEM)

1.- INTRODUCCIÓN.

Las tarifas remunerativas de la FUNCIÓN TÉCNICA DE

TRANSPORTE DE ENERGÍA ELÉCTRICA (FTT) que se establecen

en la presente norma, que en adelante se denominarán «Tarifas

de Peaje», son los valores máximos aplicables, a falta de acuerdo

entre partes, en los casos en que un Gran Usuario del MERCADO

ELÉCTRICO MAYORISTA (MEM) que no está conectado

directamente al SISTEMA ARGENTINO DE INTERCONEXIÓN

(SADI) requiera, para su vinculación física, el uso de instalaciones

superiores o inferiores de vinculación eléctrica pertenecientes a

Distribuidores, Generadores u otros Grandes Usuarios del

MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA (MEM), o interconectadas

con éstas.

La FUNCIÓN TÉCNICA DE TRANSPORTE DE ENERGÍA ELÉCTRICA

(FTT) mediante el uso de instalaciones que forman parte del Sistema

de Transporte de Energía Eléctrica en Alta Tensión y de los Sistemas

de Transporte de Energía Eléctrica por Distribución Troncal

continuará rigiéndose exclusivamente por la regulación pertinente

contenida en LOS PROCEDIMIENTOS PARA LA PROGRAMACIÓN

DE LA OPERACIÓN, EL DESPACHO DE CARGAS Y EL CALCULO



la Resolución EX-SECRETARIA DE ENERGÍA ELÉCTRICA Nº 61 del

29 de Abril de 1.992 modificada por la Resolución SECRETARIA

DE ENERGÍA Nº 137 del 30 de Noviembre de 1.992, sus

modificadoras y complementarias, no siéndole aplicable la presente

norma.

La FUNCIÓN TÉCNICA DE TRANSPORTE DE ENERGÍA ELÉCTRICA

(FTT) mediante el uso de instalaciones de empresas titulares de

Concesiones de Servicio Público de Distribución otorgadas por el

PODER EJECUTIVO NACIONAL en el marco de las Leyes Nº

15.336 y Nº 24.065, en cuanto sirva a Grandes Usuarios

MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA (MEM) ubicados en sus

respectivas áreas de Concesión, continuará rigiéndose por los

términos de las respectivas concesiones no siéndole aplicable la

presente norma.

1.1. AMBITO DE APLICACIÓN.

La presente norma será de aplicación para Grandes Usuarios cuyos

suministros se efectúen en media o en alta tensión, entendiéndose

por tal lo siguiente:

MEDIA TENSIÓNMEDIA TENSIÓNMEDIA TENSIÓNMEDIA TENSIÓNMEDIA TENSIÓN 1kV 1kV 1kV 1kV 1kV ≤≤≤≤≤ V V V V V <<<<< 66kV 66kV 66kV 66kV 66kV

ALALALALALTTTTTA TENSIÓNA TENSIÓNA TENSIÓNA TENSIÓNA TENSIÓN 66 kV 66 kV 66 kV 66 kV 66 kV ≤≤≤≤≤ V V V V V ≤≤≤≤≤ 132 kV 132 kV 132 kV 132 kV 132 kV

La tarifa de peaje correspondiente a cada PRESTADOR DE LA

FUNCIÓN TÉCNICA DE TRANSPORTE DE ENERGÍA ELÉCTRICA

(PFTT), será determinada, junto con cada programación estacional,

sobre la base de los coeficientes denominados COSTO PROPIO

DE DISTRIBUCIÓN que se indican en el punto 4.1.1. y su cálculo

será efectuado por el ORGANISMO ENCARGADO DEL

DESPACHO (OED).

Dichos coeficientes podrán ser revisados conforme al Artículo 10º

de la presente Resolución. Los PRESTADORES DE LA FUNCIÓN

TÉCNICA DE TRANSPORTE DE ENERGÍA ELÉCTRICA (PFTT) o los

Grandes Usuarios directamente afectados por su calidad de

USUARIOS DE LA FUNCIÓN TÉCNICA DE TRANSPORTE DE

ENERGÍA ELÉCTRICA podrán solicitar al ENTE NACIONAL

REGULADOR DE LA ELECTRICIDAD tal revisión, con por lo menos

TRES (3) meses de anticipación al inicio del período estacional

mencionado.

2.- SOLICITUD DE PRESTACIÓN DE LA FUNCIÓN TÉCNICA DE

TRANSPORTE DE ENERGÍA ELÉCTRICA

Todo Gran Usuario que requiera de la prestación de la FUNCIÓN

TÉCNICA DE TRANSPORTE DE ENERGÍA ELÉCTRICA (FTT), deberá

solicitar tal servicio al prestador de tal función al cual se halle

vinculado, acompañando su solicitud con copia del contrato de

abastecimiento celebrado con un generador que lo habilite a ser

aspirante a la condición de agente del MERCADO ELÉCTRICO

MAYORISTA (MEM).

Las condiciones bajo las cuales se llevará a cabo la prestación de

tal servicio, pueden ser acordada entre las parte. De ser este el

caso, deberán comunicar al ORGANISMO ENCARGADO DEL

DESPACHO (OED) el acuerdo celebrado para su correspondiente

aplicación.

De no alcanzarse un acuerdo, a solicitud de cualquiera de las

partes, la SECRETARIA DE ENERGÍA fijará tales condiciones,

conforme a lo establecido en la presente reglamentación.

Se considerará que la capacidad de transporte es suficiente para

atender la solicitud de todo Gran Usuario que estuviese recibiendo

energía en el momento de celebrar el Contrato de Abastecimiento

con un Generador. En el caso que ante un nuevo consumo la

capacidad sea insuficiente el propietario de las instalaciones

afectadas por la solicitud deberá demostrar que no existe la

capacidad de transporte remanente para atender las necesidades

del solicitante.

3.- PRECIO DE LA POTENCIA Y DE LA ENERGÍA.

A los efectos del cálculo de la tarifa de peaje, se define el precio

de la potencia y de la energía a utilizar en cada Período Trimestral.

3.1. PRECIO DE LA POTENCIA

Dentro de cada Período Trimestral, el precio a utilizar para la

potencia, denominado PPOT y expresado en u$s/kW-mes, será

el precio que corresponda al prestador como precio de referencia

de la potencia para las tarifas a sus usuarios finales ($POTREF).

3.2. PRECIO DE LA ENERGÍA PARA CADA BANDA HORARIA

Para cada banda horaria de horas de valle, horas de pico y horas

restantes, la energía tendrá un precio (PE) para cada prestador.

PEb (U$S/kWh) = PEESTb + PFPEb (U$S/kWh) = PEESTb + PFPEb (U$S/kWh) = PEESTb + PFPEb (U$S/kWh) = PEESTb + PFPEb (U$S/kWh) = PEESTb + PF

dónde :

* b: banda horaria de punta, valle o resto.

* PEESTb = $PESTb : Precio de referencia estacional de la

energía para las tarifas a usuarios finales para la banda

horaria «b» en el nodo del PRESTADOR DE LA FUNCIÓN

TÉCNICA DE TRANSPORTE DE ENERGÍA ELÉCTRICA (PFTT).

* PF : Tasa que debe aportar el PRESTADOR DE LA

FUNCIÓN TÉCNICA DE TRANSPORTE DE ENERGÍA

ELÉCTRICA (PFTT) al Fondo Nacional de la Energía Eléctrica

creado por la Ley Nº 24.065.

4.- RÉGIMEN TARIFARIO.

La tarifa de peaje incluye los costos de expansión de las redes

dispuestas para ello, necesarias para mantener la calidad de

servicio.

La tarifa incluye además los cargos fijos que al Gran Usuario le

corresponden abonar por el uso de otros sistemas de transporte

de energía eléctrica, tales como los sistemas de transporte por

distribución troncal y transporte en alta tensión. El Gran Usuario


deberá abonar el peaje al PRESTADOR DE LA FUNCIÓN TÉCNICA

DE TRANSPORTE DE ENERGÍA ELÉCTRICA (PFTT) al cual se halle

vinculado, siendo éste último el que asume la responsabilidad de

abonar los cargos correspondientes al resto de los prestadores de

servicios de transporte.

La tarifa de peaje se compone de :

* un cargo mensual por uso de la capacidad de transporte;

* un cargo por energía transportada;

* un cargo adicional por el uso de sistemas de transporte

de otros agentes.

Los cargos variables del transporte que el Gran Usuario debe

abonar a los PRESTADORES DE LA FUNCIÓN TÉCNICA DE

TRANSPORTE DE ENERGÍA ELÉCTRICA (PFTT) que son

TRANSPORTISTAS del MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA (MEM)

por el uso del Sistema de Transporte de Energía Eléctrica en Alta

Tensión y/o los Sistemas de Transporte de Energía Eléctrica por

Distribución Troncal no están incluidos en la tarifa de peaje. Tales

cargos serán cobrados al Gran Usuario directamente por el

ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) por cuenta

y orden de los TRANSPORTISTAS y serán calculados utilizando el

nodo del MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA (MEM)

correspondiente al del PRESTADOR DE LA FUNCIÓN TÉCNICA

DE TRANSPORTE DE ENERGÍA ELÉCTRICA (PFTT) al cual se halle

vinculado el Gran Usuario.

El ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) deberá

calcular los cargos correspondientes dentro de la Programación

Estacional y Reprogramación Trimestral.

4.1. PARÁMETROS PARA EL CALCULO DE LA TARIFA DE PEAJE.

4.1.1. CARGO MENSUAL POR USO DE LA CAPACIDAD DE

TRANSPORTE.

El cargo por uso de la capacidad de transporte (CFPP) será

calculado por el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO

(OED) en cada período trimestral en base a los valores de la

potencia para dicho período calculado conforme lo establecido

en el punto 3.1.

CFPP= PPOT * KRP + CDFCFPP= PPOT * KRP + CDFCFPP= PPOT * KRP + CDFCFPP= PPOT * KRP + CDFCFPP= PPOT * KRP + CDF

donde :

* KRP: Factor de pérdida de potencia por peaje determinado

para el nivel de tensión de alimentación.Los valores

corresponden a la alimentación desde el Sistema de

Transporte en Alta Tensión. Si el PRESTADOR DE LA

FUNCIÓN TÉCNICA DE TRANSPORTE DE ENERGÍA

ELÉCTRICA (PFTT) no realiza el transporte en CIENTO

TREINTA Y DOS KILOVOLTIOS (132 kV) se deberá descontar

al factor de media el de alta tensión. Los valores de aplicación

para los distintos niveles de tensión son los indicados en la

tabla siguiente.

MEDIA TENSIÓNMEDIA TENSIÓNMEDIA TENSIÓNMEDIA TENSIÓNMEDIA TENSIÓN ALALALALALTTTTTA TENSIÓNA TENSIÓNA TENSIÓNA TENSIÓNA TENSIÓN

KRPKRPKRPKRPKRP 0,079 0,079 0,079 0,079 0,079 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03

* CDF: Costo propio de distribución asignable al cargo por

potencia, expresado en U$S/kW-mes. Los valores de

aplicación para cada PRESTADOR DE LA FUNCIÓN

TÉCNICA DE TRANSPORTE DE ENERGÍA ELÉCTRICA (PFTT),

conforme la provincia en la cual se halle radicado y para

cada nivel de tensión, son los indicados en las siguientes

tablas.

MEDIA TENSIÓN ALTA TENSIÓN

Buenos Aires 5,10 0,86

Catamarca 5,80 0,86

Córdoba 5,10 0,86

Corrientes 5,10 0,86

Chaco 5,40 0,86

Chubut 5,80 0,86

Entre Ríos 5,80 0,86

Formosa 5,40 0,86

Jujuy 5,80 0,86

La Pampa 5,80 0,86

La Rioja 5,80 0,86

Mendoza 5,40 0,86

Neuquén 5,40 0,86

Río Negro 5,40 0,86

Salta 5,40 0,86

San Luis 5,80 0,86

Santa Cruz 5,80 0,86

Santa Fé 5,10 0,86

Santiago del Estero 5,40 0,86

San Juan 5,40 0,86

Tucumán. 5,10 0,86

4.1.2. CARGO POR ENERGÍA TRANSPORTADA.

El cargo por energía transportada (CVPE) será calculado por el

ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) en cada

Período Trimestral para cada banda horaria de horas de pico, de

valle y restantes, en base a los valores de la energía calculados

en el punto 3.2

CVPEi (U$S/kWh) = PEi * KRECVPEi (U$S/kWh) = PEi * KRECVPEi (U$S/kWh) = PEi * KRECVPEi (U$S/kWh) = PEi * KRECVPEi (U$S/kWh) = PEi * KRE

donde:

* KRE: factor de pérdida de energía para cada nivel de tensión

de alimentación. Si el PRESTADOR DE LA FUNCIÓN

TÉCNICA DE TRANSPORTE DE ENERGÍA ELÉCTRICA (PFTT)

no realiza el transporte en CIENTO TREINTA Y DOS

KILOVOLTIOS (132 kV) se deberá descontar al factor de

media el de alta tensión. Los valores de aplicación para

todas las jurisdicciones son los siguientes:

MEDIA TENSIÓNMEDIA TENSIÓNMEDIA TENSIÓNMEDIA TENSIÓNMEDIA TENSIÓN ALALALALALTTTTTA TENSIÓNA TENSIÓNA TENSIÓNA TENSIÓNA TENSIÓN

KREKREKREKREKRE 0,072 0,072 0,072 0,072 0,072 0,028 0,028 0,028 0,028 0,028

4.1.3. CARGO ADICIONAL POR EL USO DE SISTEMAS DE

TRANSPORTE DE OTROS AGENTES.

A los efectos de calcular los cargos que el Gran Usuario del


MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM) debe abonar en

concepto de cargos fijos del transporte prestado por concesionarios

de servicios públicos de transporte, se considerará a la demanda

del Gran Usuario como formando parte de la del PRESTADOR DE

LA FUNCION TECNICA DE TRANSPORTE DE ENERGIA ELECTRICA

(PFTT) al cual se halla directamente conectado.

El Gran Usuario participará del pago de los CARGOS

COMPLEMENTARIOS y de CONEXION del Sistema de Transporte

de Energía Eléctrica en Alta Tensión y/o de los Sistemas de

Transporte de Energía Eléctrica por Distribución Troncal

correspondientes al PRESTADOR DE LA FUNCION TECNICA DE

TRANSPORTE DE ENERGIA ELECTRICA (PFTT) al cual se halle

vinculado, proporcionalmente a su potencia máxima requerida

definida en los términos del Anexo 18, integrante del Anexo I de

la Resolución SECRETARIA DE ENERGIA Nº 147 del 17 de Mayo

de 1994.

El cargo adicional por el uso de sistemas de transporte de otros

agentes (CUST) cuando existen varios agentes cumpliendo la

función de transporte para la vinculación del Gran Usuario al

MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM) será calculado por el

ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) para cada

Período Trimestral para las TRANSPORTISTAS «i».

CUST = CUST = CUST = CUST = CUST = ∑∑∑∑∑i ( CCONEXi + CCOMPLi ) + PDAi ( CCONEXi + CCOMPLi ) + PDAi ( CCONEXi + CCOMPLi ) + PDAi ( CCONEXi + CCOMPLi ) + PDAi ( CCONEXi + CCOMPLi ) + PDA

Donde:

* CCONEXi: Cargos de conexión y transformación que debe

abonar el PRESTADOR DE LA FUNCION TECNICA DE

TRANSPORTE DE ENERGIA ELECTRICA (PFTT) al cual este

directamente conectado el Gran Usuario a la

TRANSPORTISTA «i» del cual es usuario directo o indirecto.

* CCOMPLi: Cargos complementario que debe abonar el

PRESTADOR DE LA FUNCION TECNICA DE TRANSPORTE

DE ENERGIA ELECTRICA (PFTT) al cual este directamente

conectado el Gran Usuario a la TRANSPORTISTA «i» del

cual es usuario directo o indirecto.

* PDA: Potencia máxima requerida del PRESTADOR DE LA

FUNCION TECNICA DE TRANSPORTE DE ENERGIA

ELECTRICA (PFTT) al cual se halla directamente conectado

el Gran Usuario más la suma de potencias máximas

requeridas de los Grandes Usuarios incluidos en la red del

prestador.

Los montos que en concepto de cargo adicional por el uso de

sistemas de transporte de otros agentes abone el Gran Usuario,

serán cobrados por el PRESTADOR DE LA FUNCION TECNICA

DE TRANSPORTE DE ENERGIA ELECTRICA (PFTT) al cual este

directamente conectado, por cuenta y orden de los respectivos

terceros TRANSPORTISTAS.

4.2. VALOR DEL PEAJE.

El monto que en concepto de peaje (MP) deberá abonar cada

mes un Gran Usuario «j», será el siguiente.

MPj = PMAGUj * CFPP + MPj = PMAGUj * CFPP + MPj = PMAGUj * CFPP + MPj = PMAGUj * CFPP + MPj = PMAGUj * CFPP + ∑∑∑∑∑b(CVPEjb*ERMjb) + PMAGUj *b(CVPEjb*ERMjb) + PMAGUj *b(CVPEjb*ERMjb) + PMAGUj *b(CVPEjb*ERMjb) + PMAGUj *b(CVPEjb*ERMjb) + PMAGUj *

CUSTCUSTCUSTCUSTCUST

donde:

* PMAGUj: Potencia máxima requerida del Gran Usuario «j».

* CFPP: Cargo fijo mensual por uso de la capacidad de

transporte.

* ERMjb: Energía consumida por el Gran Usuario «j» en la

banda horaria «b».

* CVPEjb: Cargo por energía transportada del Gran Usuario

«j» en la banda horaria «b».

* CUST: Cargo adicional por el uso de sistemas de transporte

a los que no está directamente conectado el Gran Usuario.

Cuando la FUNCION TECNICA DE TRANSPORTE DE ENERGIA

ELECTRICA (FTT) regida por esta norma sea prestada por más de

un PRESTADOR DE LA FUNCION TECNICA DE TRANSPORTE DE

ENERGIA ELECTRICA (PFTT), el pago que realiza un Gran Usuario

por el uso de tal servicio será repartido entre los diferentes

prestatarios conforme el siguiente criterio.

* El o los propietarios de la transformación, recibirán UN

TERCIO (1/3) de la suma total que abona el Gran Usuario.

De existir más de un prestador tal monto se repartirá en

partes iguales entre todos estos.

*El resto corresponderá en partes iguales a los diferentes

propietarios de las líneas y demás

instalaciones afectadas.

5.- NORMAS DE CALIDAD DEL SERVICIO Y MODIFICACIONES

DE LOS PRECIOS DE LOS PEAJES.

El valor de la Tarifa de Peaje, calculada según lo establecido en

los puntos precedentes, corresponde a un nivel de calidad de

servicio satisfactorio. Si la calidad de la FUNCION TECNICA DE

TRANSPORTE DE ENERGIA ELECTRICA (FTT) medida por los

indicadores que se incluyen en esta regulación, no alcanza dicho

nivel, la Tarifa de Peaje será equivalente al aludido valor reducido

según corresponda conforme la presente norma.

El ENTE NACIONAL REGULADOR DE LA ELECTRICIDAD (ENRE)

verificará las condiciones de calidad de servicio a solicitud de los

Grandes Usuarios afectados o de oficio cuando lo considere

conveniente.

En los casos en que el ENTE NACIONAL REGULADOR DE LA

ELECTRICIDAD (ENRE) detecte que un PRESTADOR DE LA


DE ENERGIA ELECTRICA (PFTT), no está cumpliendo con niveles

de calidad satisfactorios según los indicadores que se incluyen

más abajo, instruirá al ORGANISMO ENCARGADO DEL

DESPACHO (OED) a recalcular la tarifa de peaje que corresponda

a una menor calidad del servicio, conforme a los mecanismos

que se detallan en los puntos 5.1.2. y 5.2.2.


La verificación de las condiciones de calidad de servicio de la


(FTT) podrá realizarse por los siguientes medios:

* La información que suministre el Gran Usuario con sus

equipos de medición.

* La medición y relevamiento de curvas de carga y tensión,

realizadas por sí o por medio de terceros por el PRESTADOR

DE LA FUNCION TECNICA DE TRANSPORTE DE ENERGIA

ELECTRICA (PFTT) al cual el Gran Usuario se halle

directamente conectado.

* Medición y relevamiento de curvas de carga y tensión

realizadas por el ENTE NACIONAL REGULADOR DE LA

ELECTRICIDAD (ENRE), por si o por medio de terceros, ante

casos de denuncia de incumplimientos.

En todos los casos las verificaciones se efectuarán con los criterios

de medición y el equipamiento aprobado por el ENTE NACIONAL

REGULADOR DE LA ELECTRICIDAD (ENRE). EL equipamiento

deberá registrar la tensión en forma simultánea con la demanda

del Gran Usuario, permitiendo determinar la energía suministrada

con niveles de tensión fuera de los admisibles.

La medición de la calidad de servicio de la FUNCION TECNICA

DE TRANSPORTE DE ENERGIA ELECTRICA (FTT), se realizará sobre

los siguientes indicadores:

* Calidad de la tensión: entendiendo por tal el nivel de

tensión en el punto de alimentación y las perturbaciones

(variaciones rápidas, caídas lentas de tensión, y armónicas)

* Nivel de interrupciones : entendiendo por tal a la

frecuencia y duración de las interrupciones en el suministro

debidas a limitaciones o indisponibilidades del transporte.

5.1. CALIDAD DE LA TENSION.

Los indicadores de calidad de la tensión que se controlarán son

las perturbaciones y el nivel de tensión.

Las perturbaciones que se controlarán son las variaciones rápidas

de tensión, las caídas lentas de tensión y las armónicas.

El PRESTADOR DE LA FUNCION TECNICA DE TRANSPORTE DE

ENERGIA ELECTRICA (PFTT) , será responsable de definir, para

cada tipo de perturbación, el Nivel de Referencia que fija el límite

aceptable, compatible con las características de sus redes. Dichos

valores serán aprobados por el ENTE NACIONAL REGULADOR

DE LA ELECTRICIDAD (ENRE), teniendo en cuenta las normas

internacionales e internas de empresas similares.


ENERGIA ELECTRICA (PFTT) deberá controlar al Gran Usuario en

lo que respecta a sus niveles de emisión de perturbaciones, a

través de los límites fijados como aceptables, además podrá

penalizar al Gran Usuario que exceda los límites de emisión fijados,

hasta llegar a la interrupción del suministro. En ambos casos deberá

contar con la aprobación del ENTE NACIONAL REGULADOR DE

LA ELECTRICIDAD (ENRE).

5.1.1. NIVELES DE TENSION ADMITIDOS.

Las variaciones porcentuales de la tensión admitidas, con respecto

al valor nominal, son las siguientes:

MEDIA TENSION, líneas aéreasMEDIA TENSION, líneas aéreasMEDIA TENSION, líneas aéreasMEDIA TENSION, líneas aéreasMEDIA TENSION, líneas aéreas 10,0% +10,0%10,0% +10,0%10,0% +10,0%10,0% +10,0%10,0% +10,0%

MEDIA TENSION, líneas subterráneasMEDIA TENSION, líneas subterráneasMEDIA TENSION, líneas subterráneasMEDIA TENSION, líneas subterráneasMEDIA TENSION, líneas subterráneas 7,0% + 7,0%7,0% + 7,0%7,0% + 7,0%7,0% + 7,0%7,0% + 7,0%

ALALALALALTTTTTA TENSIONA TENSIONA TENSIONA TENSIONA TENSION 7,0% + 7,0%7,0% + 7,0%7,0% + 7,0%7,0% + 7,0%7,0% + 7,0%

5.1.2. REDUCCION DEL VALOR DEL PEAJE ANTE EL

INCUMPLIMIENTO DE LA CALIDAD DE TENSION.

Si los niveles de tensión durante un tiempo superior al TRES POR

CIENTO (3%) del período en que se efectúe la evaluación de las

mediciones (mínimo 1 semana), se encuentran fuera de los límites

indicados en 5.1.1., los precios del peaje que tendrá derecho a

cobrar el PRESTADOR DE LA FUNCION TECNICA DE

TRANSPORTE DE ENERGIA ELECTRICA (PFTT), por la prestación

de la FUNCION TECNICA DE TRANSPORTE DE ENERGIA

ELECTRICA (FTT), serán menores que los correspondientes a un

nivel de calidad de servicio satisfactorio.

En caso que la medición de tensión fuera permanente, la evaluación

de las mediciones se efectuará en forma mensual.

Los períodos de control y bonificación al Gran Usuario serán

iguales a los periodos estacionales semestrales.

Las reducciones de las tarifas de peaje, se incluirán en las facturas

del semestre inmediatamente posterior al período en que se detectó

la interrupción. El cálculo se realizará aplicando a la energía

entregada con niveles de tensión fuera de límites los siguientes

valores:

Media tensión (alimentación. subterránea.) y alta tensiónMedia tensión (alimentación. subterránea.) y alta tensiónMedia tensión (alimentación. subterránea.) y alta tensiónMedia tensión (alimentación. subterránea.) y alta tensiónMedia tensión (alimentación. subterránea.) y alta tensión

0,07 ≤ Tol < 0,08 0,008 U$S/kWh

0,08 ≤ Tol < 0,09 0,015 U$S/kWh

0,09 ≤ Tol < 0,10 0,023 U$S/kWh

0,10 ≤ Tol < 0,11 0,030 U$S/kWh

0,11 ≤ Tol < 0,12 0,038 U$S/kWh

0,12 ≤ Tol < 0,13 0,045 U$S/kWh

0,13 ≤ Tol < 0,14 0,060 U$S/kWh

0,14 ≤ Tol < 0,15 0,075 U$S/kWh

0,15 ≤ Tol < 0,16 0,300 U$S/kWh

0,16 ≤ Tol < 0,18 0,900 U$S/kWh

0,18 ≤ Tol 1,500 U$S/kWh

Media tensión (alimentación aérea)Media tensión (alimentación aérea)Media tensión (alimentación aérea)Media tensión (alimentación aérea)Media tensión (alimentación aérea)

0,10 ≤ Tol < 0,11 0,012 U$S/kWh

0,11 ≤ Tol < 0,12 0,023 U$S/kWh

0,12 ≤ Tol < 0,13 0,033 U$S/kWh

0,13 ≤ Tol < 0,14 0,045 U$S/kWh

0,14 ≤ Tol < 0,15 0,065 U$S/kWh

0,15 ≤ Tol < 0,16 0,075 U$S/kWh

0,16 ≤ Tol < 0,18 0,750 U$S/kWh

0,18 ≤ Tol < 1,500 U$S/kWh

Donde:

* Tol = VABS (TS-TN) / TN

* TS = tensión real del suministro

* TN = la tensión nominal de la alimentación

* VABS (TS-TN): valor absoluto de la diferencia entre la TS y

TN


5.2. NIVELES DE INTERRUPCIONES

Los niveles de interrupciones se evaluarán en base a los siguientes

indicadores:

a)Frecuencia de interrupciones (cantidad de veces que en un

período determinado se interrumpe el suministro a un Gran Usuario

por causas asociadas al prestador) de la FUNCION TECNICA DE

TRANSPORTE DE ENERGIA ELECTRICA (FTT) al cual esté


b)Duración total de la interrupción (tiempo total sin suministro)

por causas asociadas al PRESTADOR DE LA FUNCION TECNICA

DE TRANSPORTE DE ENERGIA ELECTRICA (PFTT) al cual esté



ENERGIA ELECTRICA (PFTT) deberá llevar un registro de las

interrupciones que afecten las alimentaciones de los Grandes

Usuarios del MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM)

conectados a sus redes y ponerlas a disposición del ENTE

NACIONAL REGULADOR DE LA ELECTRICIDAD (ENRE) ante su

requerimiento.

5.2.1. NIVELES DE INTERRUPCIONES ADMITIDOS.

Los niveles de interrupciones máximos admitidos para cada Gran

Usuario, según se encuentre conectado a alta o media tensión,

son los siguientes:

a) Frecuencia de interrupciones :

ALALALALALTTTTTA TENSIONA TENSIONA TENSIONA TENSIONA TENSION 3 interrupciones/semestre3 interrupciones/semestre3 interrupciones/semestre3 interrupciones/semestre3 interrupciones/semestre

MEDIA TENSIONMEDIA TENSIONMEDIA TENSIONMEDIA TENSIONMEDIA TENSION 4 interrupciones/semestre4 interrupciones/semestre4 interrupciones/semestre4 interrupciones/semestre4 interrupciones/semestre

b) Tiempo máximo de cada interrupción :

ALALALALALTTTTTA TENSIONA TENSIONA TENSIONA TENSIONA TENSION 2 horas/interrupción2 horas/interrupción2 horas/interrupción2 horas/interrupción2 horas/interrupción

MEDIA TENSIONMEDIA TENSIONMEDIA TENSIONMEDIA TENSIONMEDIA TENSION 3 horas/interrupción3 horas/interrupción3 horas/interrupción3 horas/interrupción3 horas/interrupción

No se computarán las interrupciones menores o iguales a TRES

(3) minutos. Si la interrupción fuera superior a TRES (3) minutos se

computará la totalidad de su duración.

Transitoriamente, sólo durante los primeros SEIS (6) meses de

vigencia de la presente norma no se computarán las interrupciones

menores o iguales a DIEZ (10) minutos. Si la interrupción fuera

superior a DIEZ (10) minutos se computará la totalidad de su

duración.

5.2.2. REDUCCIONES POR INCUMPLIMIENTOS CON LOS

NIVELES DE INTERRUPCIONES

Si en el semestre controlado, algún Gran Usuario sufriera más

interrupciones mayores a TRES (3) minutos que las establecidas

en el cuadro a), y/o estuviera sin suministro mas tiempo que el

indicado en el cuadro b) del punto anterior, los precios del peaje

que tendrá derecho a cobrar el PRESTADOR DE LA FUNCION

TECNICA DE TRANSPORTE DE ENERGIA ELECTRICA (PFTT) por

la prestación de la FUNCION TECNICA DE TRANSPORTE DE

ENERGIA ELECTRICA (FTT), serán menores que los

correspondientes a un nivel de calidad de servicio satisfactorio.

En tales casos, durante el semestre inmediatamente posterior al

controlado, la Tarifa de Peaje que dicho Gran Usuario abonará al

PRESTADOR DE LA FUNCION TECNICA DE TRANSPORTE DE

ENERGIA ELECTRICA (PFTT) al cual este directamente conectado,

se calculará restándole al monto que correspondería a un nivel

de calidad de servicio satisfactorio, una cantidad igual al valor

de la energía no recibida en el semestre controlado, valorada al

costo de la energía no suministrada en el MERCADO ELECTRICO

MAYORISTA (MEM), dividido SEIS (6).

La energía no suministrada se calculará de la siguiente forma:

ENS(kWh) = (EA/525.600) *ENS(kWh) = (EA/525.600) *ENS(kWh) = (EA/525.600) *ENS(kWh) = (EA/525.600) *ENS(kWh) = (EA/525.600) *∑∑∑∑∑n MINnn MINnn MINnn MINnn MINn

dónde:

* Minn: tiempo en minutos en que el Gran Usuario no tuvo

servicio durante la interrupción «n».

* EA: total de energía consumida por el Gran Usuario en los

últimos doce meses.

Es decir que de superarse los niveles de interrupción admitidos

indicados anteriormente (frecuencia o tiempo máximo de cada

interrupción), se determinará la totalidad de las interrupciones,

sin descontarse para el cálculo los valores límites admitidos ni las

interrupciones inferiores o iguales a los TRES (3) minutos.

Las interrupciones a considerar son aquellas originadas en las

redes bajo responsabilidad del PRESTADOR DE LA FUNCION

TECNICA DE TRANSPORTE DE ENERGIA ELECTRICA (PFTT).

En los casos de interrupciones originadas en el Sistema de

Transporte de Energía Eléctrica en Alta Tensión o en los Sistemas

de Transporte de Energía Eléctrica por Distribución Troncal, que

deriven en la aplicación de sanciones a estos últimos, el

ORGANISMO ENCARGADO EL DESPACHO (OED) deberá

establecer en forma proporcional el resarcimiento que corresponda

otorgar al Gran Usuario afectado.

6. MONTO MAXIMO DE LAS REDUCCIONES.

El monto total de las reducciones semestrales que, por aplicación

de lo establecido en los puntos 5.1.2. y 5.2.2., sufra la Tarifa de

Peaje del PRESTADOR DE LA FUNCION TECNICA DE

TRANSPORTE DE ENERGIA ELECTRICA (PFTT) al cual este

directamente conectado el Gran Usuario, no podrá ser superior

al CINCUENTA POR CIENTO (50 %) del monto percibido de dicho

Gran Usuario por el concepto de COSTO PROPIO DE

DISTRIBUCION (CDF) que forma parte del CARGO MENSUAL

POR USO DE LA CAPACIDAD DE TRANSPORTE según lo indicado

en el punto 4.1.1. precedente, durante el semestre controlado.

7.- FACTOR DE POTENCIA

El Gran Usuario deberá cumplir en los nodos de vinculación con

el PRESTADOR DE LA FUNCION TECNICA DE TRANSPORTE DE

ENERGIA ELECTRICA (PFTT), los límites en cuanto a factor de

potencia que se definen como «valores tolerados» en el Anexo 4

de LOS PROCEDIMIENTOS PARA LA PROGRAMACION DE LA



PRECIOS.

Ante el incumplimiento de tales límites, el PRESTADOR DE LA


(PFTT) podrá, con autorización previa del ENTE NACIONAL

REGULADOR DE LA ELECTRICIDAD (ENRE), aplicar sanciones al

Gran Usuario del MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM), e

incluso llegar a disponer la interrupción del suministro. La

modalidad y valores máximos de tales sanciones no podrán

exceder a los establecidos en LOS PROCEDIMIENTOS PARA LA


CARGAS Y EL CALCULO DE PRECIOS.

8.- CALCULOS Y FACTURACION

Los cálculos requeridos para la facturación de los servicios incluidos

en la presente norma, serán efectuados por el ORGANISMO

ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) y serán publicados en el

documento de las transacciones económicas.

En el caso que el PRESTADOR DE LA FUNCION TECNICA DE

TRANSPORTE DE ENERGIA ELECTRICA (PFTT) sea un agente del

MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM), la facturación y

cobranza de estos servicios, de no mediar una solicitud en contrario

unánime y expresa de las partes, las efectuará el ORGANISMO

ENCARGADO DEL DESPACHO (OED). Si el PRESTADOR DE LA


(PFTT) no fuera un agente del MERCADO ELECTRICO MAYORISTA

(MEM) el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED)

podrá efectuar la facturación y cobranza de estos servicios, de

mediar una solicitud expresa del Prestador. El ORGANISMO

ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) acreditará directamente

en la cuenta del PRESTADOR DE LA FUNCION TECNICA DE

TRANSPORTE DE ENERGIA ELECTRICA (PFTT) los montos que le

correspondan y en las cuentas de los demás agentes que prestan

servicios de transporte los montos que se determinan conforme

los establecido en el punto 4.1.3.

El ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) facturará

por separado los servicios aludidos en el párrafo precedente.

Las facturas presentadas al cobro a los agentes deudores de los

servicios correspondientes a la prestación de la FUNCION

TECNICA DE TRANSPORTE DE ENERGIA ELECTRICA (FTT)

vencerán a los quince (15) días, contados a partir del último día

del mes a que se refieren las transacciones facturadas. Dicho plazo

de vencimiento se desplazará en el mismo número de días que se

demore el envío de las facturas después del tercer día hábil

posterior al que se refieren las transacciones facturadas.

El ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) remitirá

a cada agente del mercado, por medio de FAX o Correo

Electrónico, según acuerde con cada uno, las respectivas facturas

(a deudores) y liquidaciones (a los acreedores), valiendo esta fecha

para los fines establecidos en el párrafo anterior.

Simultáneamente remitirá los documentos indicados por vía postal

expresa.

Los agentes obligados al pago de los montos facturados por el

servicio de FUNCION TECNICA DE TRANSPORTE DE ENERGIA

ELECTRICA (FTT) podrán efectuarlo directamente al PRESTADOR


ELECTRICA (PFTT) y el ORGANISMO ENCARGADO DEL

DESPACHO (OED) lo tendrá por cumplido contra la presentación

de los correspondientes recibos u otra forma de acreditación

fehaciente que indique el efectivo pago a satisfacción del


ENERGIA ELECTRICA (PFTT), dentro de los plazos indicados en

los dos párrafos precedentes.

Los intereses y demás sanciones por mora o incumplimiento de

los pagos serán establecidas para las obligaciones de pago por

transacciones de energía eléctrica en el MERCADO ELECTRICO

MAYORISTA (MEM) en los Procedimientos para la Operación, el

despacho de Cargas y el Cálculo de Precios (LOS

PROCEDIMIENTOS) aprobados por la Resolución ex-SECRETARIA

DE ENERGIA ELECTRICA Nº 61 del 29 de abril de 1992 y sus

modificatorias y complementarias.

ANEXO IIANEXO IIANEXO IIANEXO IIANEXO II

REGLAMENT REGLAMENT REGLAMENT REGLAMENT REGLAMENTAAAAACION APLICABLE A LA FUNCION TECNICACION APLICABLE A LA FUNCION TECNICACION APLICABLE A LA FUNCION TECNICACION APLICABLE A LA FUNCION TECNICACION APLICABLE A LA FUNCION TECNICA

DE TRANSPORTE PREST DE TRANSPORTE PREST DE TRANSPORTE PREST DE TRANSPORTE PREST DE TRANSPORTE PRESTADADADADADA A GENERADORES Y OA A GENERADORES Y OA A GENERADORES Y OA A GENERADORES Y OA A GENERADORES Y OTROSTROSTROSTROSTROS

DISTRIBUIDORES DISTRIBUIDORES DISTRIBUIDORES DISTRIBUIDORES DISTRIBUIDORES

1. INTRODUCCION

Las tarifas remunerativas de la Función Técnica de Transporte de

Energía Eléctrica (FTT) que se establecen en la presente norma,

son los valores máximos aplicables, a falta de acuerdo entre partes,

en los casos en que un Generador o Distribuidor del MERCADO

ELÉCTRICO MAYORISTA (MEM), a los que en adelante se

identificará como Usuarios de la Función Técnica de Transporte

DE ENERGIA ELECTRICA (UFTT), que no está conectado

directamente al SISTEMA ARGENTINO DE INTERCONEXION

(SADI) requiera, para su vinculación física, el uso de instalaciones

superiores o inferiores de vinculación eléctrica pertenecientes a

otros Distribuidores o Grandes Usuarios del MERCADO ELÉCTRICO

MAYORISTA (MEM) o interconectadas con tales instalaciones.

LOS PROCEDIMIENTOS PARA LA PROGRAMACION DE LA


PRECIOS (LOS PROCEDIMIENTOS) que como Anexo I integran la

Resolución EX-SECRETARIA DE ENERGIA ELECTRICA Nº 61 del

29 de Abril de 1992 modificada por la Resolución SECRETARIA

DE ENERGIA Nº 137 del 30 de Noviembre de 1992, sus

modificatorias y complementarias, así como las reglamentaciones

de CONEXION Y USO DEL SISTEMA DE TRANSPORTE DE

ENERGIA ELECTRICA, EL REGLAMENTO DE ACCESO A LA

CAPACIDAD EXISTENTE Y DE AMPLIACION DEL SISTEMA DE

TRANSPORTE DE ENERGIA ELECTRICA (en adelante Reglamento


de Acceso) se aplicarán a la FUNCION TECNICA DE TRANSPORTE

DE ENERGIA ELECTRICA (FTT) reglada por el presente Anexo

sujetas a lo indicado en éste. A tales efectos, se considerará a los

Generadores y otros Distribuidores USUARIOS DE LA FUNCION

TECNICA DE TRANSPORTE DE ENERGIA ELECTRICA (UFTT) con

los derechos y obligaciones de los USUARIOS DEL TRANSPORTE

y a los PRESTADORES DE LA FUNCION TECNICA DE

TRANSPORTE DE ENERGIA ELECTRICA (PFTT) con los derechos y

obligaciones asignadas a los Transportistas.

La FUNCION TECNICA DE TRANSPORTE DE ENERGIA ELECTRICA

(FTT) mediante el uso de instalaciones que forman parte del Sistema

de Transporte de Energía Eléctrica en Alta Tensión y de los Sistemas

de Transporte de Energía Eléctrica por Distribución Troncal

continuará rigiéndose exclusivamente por la regulación pertinente

contenida en LOS PROCEDIMIENTOS PARA LA PROGRAMACION


DE PRECIOS (LOS PROCEDIMIENTOS) no siéndole aplicable la

presente norma.

1.- ACCESO A LA CAPACIDAD EXISTENTE Y AMPLIACIONES DE

REDES AFECTADAS A LA FUNCION TECNICA DE TRANSPORTE

Las ampliaciones de la capacidad de transporte existente a realizar

en el ámbito de actuación de un PRESTADOR DE LA FUNCION

TECNICA DE TRANSPORTE DE ENERGIA ELECTRICA (PFTT),

solicitadas por Generadores u otros Distribuidores agentes del

MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM), podrán realizarse:

a) Mediante los mecanismos previstos en el REGLAMENTO DE

ACCESO.

b) A opción de los solicitantes, construyendo éstos a su costo las

instalaciones requeridas, dejando a cargo del PRESTADOR DE LA


(PFTT) con su acuerdo, la operación y mantenimiento. En este

caso, para la obtención de las correspondientes autorizaciones,

será de aplicación el procedimiento previsto para las ampliaciones

por concurso público en el reglamento citado en el inciso

precedente.

2.- REGIMEN REMUNERATORIO

La remuneración que perciben los PRESTADORES DE LA FUNCION


prestar la FUNCION TECNICA DE TRANSPORTE DE ENERGIA

ELECTRICA (FTT), está integrada por los siguientes conceptos:

a) Conexión: es la remuneración que percibe por operar y

mantener, todo el EQUIPAMIENTO DE CONEXION Y

TRANSFORMACION dedicado a vincular con la red a los agentes

del MEM ubicados en sus instalaciones de transporte propiamente

dichas. La remuneración es variable en función del nivel de calidad

resultante del servicio prestado.

b) Capacidad de Transporte: es la remuneración que percibe por

operar y mantener, el equipamiento dedicado a la FUNCION

TECNICA DE TRANSPORTE DE ENERGIA ELECTRICA (FTT). La

remuneración es variable en función del nivel de calidad resultante

del servicio prestado.

c) Energía Eléctrica Transportada: esta remuneración se calcula

con la diferencia entre el valor de la energía recibida en el nodo

receptor y el de la suministrada en el nodo de entrega.

La remuneración por Energía Eléctrica Transportada se fija

BIANUALMENTE promediando los ingresos anuales pronosticados

como referencia para dicho período. Los cálculos serán realizados

por el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) y

elevados con opinión del PRESTADOR DE LA FUNCION TECNICA

DE TRANSPORTE DE ENERGIA ELECTRICA (PFTT) a aprobación

del ENRE. De existir periodos diferenciados con distintos

equipamientos en una misma área, el ENRE podrá ajustar el

periodo de asignación para simplificar su administración.

A las AMPLIACIONES realizadas por el régimen de CONTRATO

ENTRE PARTES, conforme lo dispuesto en el TITULO II del

REGLAMENTO DE ACCESO, corresponden el mismo régimen

remuneratorio que para el sistema existente.

La remuneración que el PRESTADOR DE LA FUNCION TECNICA

DE TRANSPORTE DE ENERGIA ELECTRICA (PFTT) percibe por el

servicio prestado a través de AMPLIACIONES realizadas por el

REGIMEN DE CONCURSO PUBLICO, conforme lo dispuesto en el

TITULO III del REGLAMENTO DE ACCESO, será:

* Durante el PERIODO DE AMORTIZACION, el CANON

reconocido en el respectivo CONTRATO COM;

* Durante el PERIODO DE EXPLOTACION, la establecida

PARA EL SISTEMA EXISTENTE.

La remuneración que perciba el PRESTADOR DE LA FUNCION


el servicio prestado a través de instalaciones que no sean de su

propiedad, será trasladada por ésta, en el caso de

AMPLIACIONES, a los respectivos COMITENTES de los

CONTRATOS COM, a que se refiere el REGLAMENTO DE

ACCESO. En el caso de instalaciones existentes, el PRESTADOR


ELECTRICA (PFTT) trasladará tales remuneraciones al

TRANSPORTISTA INDEPENDIENTE correspondiente. En todos los

casos, deducirá previamente los cargos por supervisión y las

sanciones que pudieren corresponder.

A los efectos administrativos y fiscales se considera que el


ENERGIA ELECTRICA (PFTT) percibe la remuneración

correspondiente a los COMITENTES de los CONTRATOS COM o

a los TRANSPORTISTAS INDEPENDIENTES, por cuenta y orden

de éstos, a cuyo efecto el PRESTADOR DE LA FUNCION TECNICA

DE TRANSPORTE DE ENERGIA ELECTRICA (PFTT) podrá efectuar

las gestiones u otorgar las autorizaciones pertinentes para que

las liquidaciones y pagos que correspondan a los mismos se

realicen por el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO

(OED) en forma directa.



ENERGIA ELECTRICA (PFTT) percibirá, por toda AMPLIACION, la

remuneración por supervisión de su construcción que establece el

REGLAMENTO DE ACCESO. Este importe será abonado al


ENERGIA ELECTRICA (PFTT) por el TRANSPORTISTA

INDEPENDIENTE. Cuando el PRESTADOR DE LA FUNCION

TECNICA DE TRANSPORTE DE ENERGIA ELECTRICA (PFTT) sea

el encargado de ejecutar la AMPLIACION no tendrá derecho a

percibir esta remuneración.


ENERGIA ELECTRICA (PFTT) percibirá, por toda instalación

afectada a la FUNCION TECNICA DE TRANSPORTE DE ENERGIA

ELECTRICA (FTT) explotada por un TRANSPORTISTA

INDEPENDIENTE, la remuneración por la supervisión de su

operación y mantenimiento que se establece en el REGLAMENTO

DE ACCESO. Por instalaciones correspondientes a AMPLIACIONES

ejecutadas por el régimen de contratos entre partes, a estos efectos,

el PERIODO DE AMORTIZACION, se considerará de CINCO (5)

años.

Las liquidaciones de los montos a percibir mensualmente por el


ENERGIA ELECTRICA (PFTT), serán efectuados por el ORGANISMO

ENCARGADO DEL DESPACHO (OED).

La gestión de recaudación ante los agentes del MERCADO

ELECTRICO MAYORISTA (MEM), de los recursos necesarios para

abonar al PRESTADOR DE LA FUNCION TECNICA DE

TRANSPORTE DE ENERGIA ELECTRICA (PFTT) su remuneración

mensual, aplicando el principio de proporcionalidad de pago,

será efectuada por el ORGANISMO ENCARGADO DEL

DESPACHO (OED), en los términos que se establecen en LOS

PROCEDIMIENTOS. El PRESTADOR DE LA FUNCION TECNICA

DE TRANSPORTE DE ENERGIA ELECTRICA (PFTT) aplicará idéntico

principio en la cancelación de sus obligaciones con los responsables

de los CONTRATOS COM.

EL ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED)

administrará la CUENTA DE APARTAMIENTOS del PRESTADOR


ELECTRICA (PFTT) a los efectos de absorber las diferencias que

mensualmente surjan entre la remuneración del PRESTADOR DE

LA FUNCION TECNICA DE TRANSPORTE DE ENERGIA

ELECTRICA (PFTT) y los montos que conforme la citada

reglamentación les corresponda abonar a los usuarios de la función

técnica de transporte.

Si el monto mensual facturado a los USUARIOS DE LA FUNCION

TECNICA DE TRANSPORTE DE ENERGIA ELECTRICA (UFTT) por

el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) resultare

inferior al ingreso por el cual es acreedora el PRESTADOR DE LA


(FTT), el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED)

debitará el faltante de la CUENTA DE APARTAMIENTOS del


ENERGIA ELECTRICA (FTT). Si tal CUENTA no tuviera recursos

suficientes, hasta tanto disponga de ellos, quedará un crédito a

favor del PRESTADOR DE LA FUNCION TECNICA DE

TRANSPORTE DE ENERGIA ELECTRICA (PFTT). Dichos créditos

devengarán un interés mensual que se calculará sobre la base de

la tasa fijada por el BANCO DE LA NACION ARGENTINA para

sus operaciones de descuento a TREINTA (30) días de plazo.

En el caso de acumularse déficit en esta CUENTA, el ORGANISMO

ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) incorporará semestralmente

al cálculo de los precios estacionales a cobrar a los USUARIOS


ELECTRICA (UFTT), las correcciones requeridas para saldar las

deudas con el PRESTADOR DE LA FUNCION TECNICA DE

TRANSPORTE DE ENERGIA ELECTRICA (PFTT).

Todos los conceptos remuneratorios se expresan en dólares

estadounidenses.

2.1 VALORES NOMINALES APLICABLES EN EL REGIMEN

REMUNERATORIO

Los valores, expresados en pesos son los indicados a continuación:

ConexiónConexiónConexiónConexiónConexión

- por cada salida de 220kV CUATRO PESOS POR HORA

($ 4/hora)

- por cada salida de 132kV o 66 kV DOS PESOS POR HORA

($ 2/hora).

- por cada salida de 33kV UN PESO CON CINCUENTA

CENTAVOS POR HORA

($ 1,5/hora).

- por transformador de rebaje dedicado QUINCE CENTAVOS POR

HORA por MVA.

($ 0,15/hora) por MVA.

Capacidad de transporte.Capacidad de transporte.Capacidad de transporte.Capacidad de transporte.Capacidad de transporte.

- para líneas de 220 kV CUARENTA Y CINCO PESOS POR HORA

($ 45,00/hora) cada 100 Km.

- para líneas de 132 kV CUARENTA Y TRES PESOS POR HORA

($ 43,00/hora) cada 100 Km.

- para cables de 220 kV NOVENTA PESOS POR HORA

($ 90,00/hora) cada 100 Km.

- para cables de 132 kV OCHENTA Y CINCO PESOS POR HORA

($ 85,00/hora) cada 100 Km.

Estos ingresos incluyen un seguro por contingencia equivalente al

UNO POR CIENTO (1%) del valor de reposición de dichos

EQUIPAMIENTOS.

El monto máximo para las ampliaciones menores se establece en

U$S 1.000.000.-

3.- CALIDAD DE SERVICIO Y SU VINCULACION CON LA


REMUNERACION DE LA FUNCION TECNICA DE TRANSPORTE

DE ENERGIA ELECTRICA (FTT)

Será responsabilidad del PRESTADOR DE LA FUNCION TECNICA

DE TRANSPORTE DE ENERGIA ELECTRICA (PFTT) prestar la


(FTT) con un nivel de calidad satisfactorio. Tal calidad se medirá

en base a la disponibilidad del equipamiento de transporte,

conexión y transformación y su capacidad asociada.

Si la calidad de la FUNCION TECNICA DE TRANSPORTE DE

ENERGIA ELECTRICA (FTT), medida por los indicadores que se

incluyen en esta regulación, no alcanza dicho nivel, los precios

que remuneran la FUNCION TECNICA DE TRANSPORTE DE

ENERGIA ELECTRICA (FTT) se reducirán mediante los descuentos

que correspondan conforme la presente norma.

3.1. DISPONIBILIDAD E INDISPONIBILIDAD DEL EQUIPAMIENTO.

Se considera que un equipamiento está indisponible cuando está

fuera de servicio por causa propia o por la de un equipo asociado

a su protección o maniobra.

Todo equipamiento asociado a la FUNCION TECNICA DE

TRANSPORTE DE ENERGIA ELECTRICA (FTT) que se encuentre

fuera de servicio como consecuencia de los mantenimientos

programados conforme a LOS PROCEDIMIENTOS, será

considerado en condición de INDISPONIBILIDAD PROGRAMADA.

Todo equipamiento asociado a la FUNCION TECNICA DE

TRANSPORTE DE ENERGIA ELECTRICA (FTT) que se encuentre

fuera de servicio sin que tal situación proviniera de las órdenes de

operación impartidas por el ORGANISMO ENCARGADO DEL

DESPACHO (OED) o en condición de INDISPONIBILIDAD

PROGRAMADA, será considerado en condición de

INDISPONIBILIDAD FORZADA.

Los valores nominales aplicables al régimen remuneratorio

expresados en el punto 2.1. precedente, corresponden a

prestaciones con cero indisponibilidad. Los montos que se abonen

en concepto de CONEXION y de CAPACIDAD DE TRANSPORTE

serán variables en función de las indisponibilidades del equipo

producidas durante el período y se tendrán en cuenta para ello

los siguientes aspectos:

* La duración de la indisponibilidad en minutos

* El número de salidas de servicio forzadas.

El valor de los descuentos para líneas o cables (en adelante líneas)

en condición de INDISPONIBILIDAD FORZADA no será inferior al

que corresponde a una longitud de línea de VEINTICINCO (25)

Km.

La INDISPONIBILIDAD FORZADA de líneas implicará descuentos

acumulativos según los siguientes conceptos:

a) Salida de servicio. El descuento será equivalente a la de UNA

(1) hora de indisponibilidad, computada al valor horario

correspondiente a las TRES (3) primeras horas, por cada salida

de servicio.

b) Duración de la indisponibilidad. La duración de la

indisponibilidad será apreciada al minuto y el valor horario del

descuento será mayor para las TRES (3) primeras horas que para

las subsiguientes. Este descuento no será aplicado si la duración

de la indisponibilidad es menor a DIEZ (10) minutos.

El descuento a aplicar en caso de INDISPONIBILIDAD FORZADA

de LINEAS será proporcional a la remuneración que percibirá el


ENERGIA ELECTRICA (PFTT) en concepto de CAPACIDAD DE

TRANSPORTE. Los coeficientes aplicables para el cálculo del valor

horario de estas sanciones, son los que se definen en el PUNTO

4. del presente.

Cuando existiesen REDUCCIONES DE LA CAPACIDAD DE

TRANSPORTE, entendiéndose por tales las limitaciones parciales

de la capacidad de transporte de una línea debido a la

indisponibilidad total o parcial de un equipamiento asociado, se

aplicarán los descuentos por INDISPONIBILIDAD FORZADA de

líneas, afectadas por un coeficiente de reducción, calculado como

la unidad menos el cociente entre la capacidad de transporte

reducida, o sea la de la línea con la indisponibilidad del

equipamiento asociado y la capacidad máxima de tal línea con

el equipamiento totalmente disponible. La capacidad máxima y

la reducida serán las determinadas por el ORGANISMO

ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) con los criterios de

operación y confiabilidad para condiciones normales.

El descuento a aplicar en caso de INDISPONIBILIDAD FORZADA

DE EQUIPAMIENTOS DE CONEXION o de TRANSFORMACION,

será proporcional a la remuneración que percibirá el PRESTADOR


ELECTRICA (PFTT) por tales conceptos. Adicionalmente por cada

salida de servicio no programada o no autorizada por el

ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED), se

descontará con un monto igual a UNA (1) hora de indisponibilidad

de equipamiento de conexión o transformación. Los coeficientes

aplicables para el cálculo del valor horario de estos descuentos,

son los definidos en el punto 4. del presente.

Para salidas de transformadores y en el caso de que su

INDISPONIBILIDAD FORZADA no produzca ENERGIA NO

SUMINISTRADA, el coeficiente arriba mencionado, se reducirá a

un DIEZ POR CIENTO (10%) del valor allí indicado. Se considera

que un equipo da origen a ENERGIA NO SUMINISTRADA cuando

por su causa se ve limitado parcial o totalmente el suministro de

energía eléctrica requerido por el Gran Usuario.

Cuando existiesen REDUCCIONES DE LA CAPACIDAD DE

TRANSFORMACION, entendiéndose por tales a las limitaciones

parciales de la capacidad de transformación que produzcan

restricciones al Gran Usuario, debido a causas propias o del

equipamiento dedicado, se aplicarán los mismos descuentos


establecidos en el Artículo precedente pero afectadas por un

coeficiente de reducción igual a la unidad menos el cociente entre

la capacidad reducida y la nominal de transformación. La

capacidad reducida será determinada por el ORGANISMO

ENCARGADO DEL DESPACHO (OED).

Cuando el PRESTADOR DE LA FUNCION TECNICA DE

TRANSPORTE DE ENERGIA ELECTRICA (PFTT), operando en

condiciones normales y por causas que le fueren imputables, no

cumpliere con los niveles de tensión estipulados en LOS

PROCEDIMIENTOS, se le aplicará un descuento durante todo el

período semestral correspondiente, igual al que se aplicaría por

INDISPONIBILIDAD FORZADA del equipamiento que fuera

necesario instalar para cumplir con tales niveles de tensión.

El descuento a aplicar sobre todo equipamiento considerado en

INDISPONIBILIDAD PROGRAMADA, será igual al DIEZ POR

CIENTO (10%) del que correspondería si tal INDISPONIBILIDAD

fuera FORZADA. El descuento aplicable para líneas, por todo el

tiempo de su INDISPONIBILIDAD PROGRAMADA, será igual al

DIEZ POR CIENTO (10%) del monto que correspondería descontar

para las horas subsiguientes a las TRES (3) primeras si tal

INDISPONIBILIDAD fuera FORZADA.

Si el PRESTADOR DE LA FUNCION TECNICA DE TRANSPORTE

DE ENERGIA ELECTRICA (PFTT) realiza tareas de mantenimiento

en horas en las cuales el equipamiento debe estar fuera de servicio

por exigencias operativas, de acuerdo a la Programación Diaria

de Operación de el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO

(OED), no se le aplicará descuento alguno.

El descuento a aplicar al PRESTADOR DE LA FUNCION TECNICA

DE TRANSPORTE DE ENERGIA ELECTRICA (PFTT) por

INDISPONIBILIDAD FORZADA o INDISPONIBILIDAD

PROGRAMADA del equipamiento perteneciente a un

TRANSPORTISTA INDEPENDIENTE, será igual al que se aplica

sobre las instalaciones del PRESTADOR DE LA FUNCION TECNICA

DE TRANSPORTE DE ENERGIA ELECTRICA (FTT), salvo los casos

en que el ENTE establezca regímenes particulares de descuentos.

La INDISPONIBILIDAD FORZADA o INDISPONIBILIDAD

PROGRAMADA del equipamiento perteneciente a un

TRANSPORTISTA INDEPENDIENTE dará lugar también a la

aplicación de un descuento al PRESTADOR DE LA FUNCION


su responsabilidad en la supervisión de la operación y el

mantenimiento del equipamiento de tal transportista, el que será

calculado según la siguiente expresión:

descuento = 10 * descuento = 10 * descuento = 10 * descuento = 10 * descuento = 10 * SM SM SM SM SM * CS ( $/mes ) * CS ( $/mes ) * CS ( $/mes ) * CS ( $/mes ) * CS ( $/mes )

RM RM RM RM RM

donde:

* SM es la suma de los descuentos por calidad de servicio

que en cada mes se hiciera pasible el TRANSPORTISTA

INDEPENDIENTE, valorizados con idénticos criterios que los

que se aplican al PRESTADOR DE LA FUNCION TECNICA

DE TRANSPORTE DE ENERGIA ELECTRICA (FTT).

* RM es la remuneración que mensualmente recibiría el

TRANSPORTISTA INDEPENDIENTE, si su servicio fuera

valorizado conforme el régimen remuneratorio que se aplica

al PRESTADOR DE LA FUNCION TECNICA DE TRANSPORTE

DE ENERGIA ELECTRICA (FTT).

* CS es el CARGO POR SUPERVISION DE LA OPERACION

que el PRESTADOR DE LA FUNCION TECNICA DE

TRANSPORTE DE ENERGIA ELECTRICA (PFTT) percibe por

supervisar la operación y mantenimiento del

TRANSPORTISTA INDEPENDIENTE, establecido en el

REGLAMENTO DE ACCESO.

El descuento se limitará a un valor máximo mensual igual a TRES

(3) veces el monto que el PRESTADOR DE LA FUNCION TECNICA

DE TRANSPORTE DE ENERGIA ELECTRICA (PFTT) perciba por

CARGO POR SUPERVISION DE OPERACION correspondiente a

cada TRANSPORTISTA INDEPENDIENTE.


ENERGIA ELECTRICA (PFTT) deberá comunicar al ORGANISMO

ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) en forma fehaciente, toda

situación de indisponibilidad de un equipamiento afectado a la


(FTT) dentro de los QUINCE (15) minutos a partir del hecho que la

produjo. En caso de comprobarse que el PRESTADOR DE LA


(PFTT) hubiera omitido efectuar tal notificación, se le duplicará el

descuento correspondiente.

Los coeficientes consignados en el punto 4. serán de aplicación

en caso que la tasa de indisponibilidad forzada de líneas, como

promedio para todas las líneas o cables del sistema en los últimos

DOCE (12) meses, no supere el valor de CUATRO (4) SALIDAS

por año y por CIEN KILOMETROS (100 km). En caso de superarse

el valor indicado de cuatro salidas por año y cien kilómetros, los

coeficientes aplicables para el cálculo de todos los descuentos se

duplicarán.

El monto de los descuentos que por todo concepto se hiciera pasible

el PRESTADOR DE LA FUNCION TECNICA DE TRANSPORTE DE

ENERGIA ELECTRICA (FTT), no podrá superar en un mes el

CINCUENTA POR CIENTO (50%) de sus ingreso nominales

mensuales ni en un año el DIEZ POR CIENTO (10 %) de su ingreso

nominal anual antes de los descuentos.


controlará el cumplimiento de las pautas establecidas e informará

al ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) los

descuentos a aplicar.

Al finalizar cada mes, el ORGANISMO ENCARGADO DEL

DESPACHO (OED) informará al ENTE NACIONAL REGULADOR

DE LA ELECTRICIDAD (ENRE) las indisponibilidades del


equipamiento del PRESTADOR DE LA FUNCION TECNICA DE

TRANSPORTE DE ENERGIA ELECTRICA (PFTT) y los descuentos

que corresponderían a dichas indisponibilidades.

A tales efectos deberán tenerse en cuenta los procedimientos

contenidos en la Resolución SECRETARIA DE ENERGIA Nº 42 del

10 de marzo de 1.994 y la Resolución ENTE NACIONAL

REGULADOR DE LA ELECTRICIDAD Nº 23 del 16 de marzo de

1994.

4.- CUADRO DE DESCUENTOS

Los coeficientes para el cálculo del valor horario de los descuentos

aplicables en los casos de INDISPONIBILIDAD FORZADA DE

LINEAS, expresados en número de veces la remuneración horaria

por cada CIEN KILOMETROS (100 Km) en concepto de

CAPACIDAD DE TRANSPORTE serán los siguientes:

a) primeras TRES (3) horas: TREINTA (30) veces.

b) a partir de la cuarta hora: TRES (3) veces.

Los coeficientes para el cálculo del valor horario de los descuentos

aplicables en casos de INDISPONIBILIDAD DE EQUIPAMIENTOS

DE CONEXION Y TRANSFORMACION, expresados en número

de veces de sus respectivas remuneraciones horarias, serán los

siguientes:

TTTTTransformador de rebaje dedicadoransformador de rebaje dedicadoransformador de rebaje dedicadoransformador de rebaje dedicadoransformador de rebaje dedicado 30 veces30 veces30 veces30 veces30 veces

Conexión de 220 kVConexión de 220 kVConexión de 220 kVConexión de 220 kVConexión de 220 kV 60 veces60 veces60 veces60 veces60 veces




Conexión de 13,2 kV y menoresConexión de 13,2 kV y menoresConexión de 13,2 kV y menoresConexión de 13,2 kV y menoresConexión de 13,2 kV y menores 20 veces20 veces20 veces20 veces20 veces

BUENOS AIRES, 1 de Noviembre de 1994

VISTO la Ley Nº 24.065 y las Resoluciones Ex-SECRETARIA

DE ENERGIA ELECTRICA Nº 61 del 29 de abril de 1.992 y la

Resolución SECRETARIA DE ENERGIA Nº 137 del 30 de noviembre

de 1.992, sus modificatorias y complementarias, y

CONSIDERANDO:

Que la promoción de la competitividad de los mercados de

producción y demanda de electricidad es uno de los objetivos de

la política nacional en materia de abastecimiento, transporte y

distribución de electricidad como ha quedado explicitado en la

Ley Nº 24.065.

Que, a su vez, recientemente ha sido elevado al rango

constitucional Articulo 42- el derecho de los consumidores y

usuarios de bienes y servicios a la libertad de elección en la relación

de consumo.

Que el Marco Regulatorio Eléctrico vigente está plenamente

ordenado al mencionado precepto constitucional en cuanto crea

el MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM) y permite la

actuación en éste de los denominados «GRANDES USUARIOS»,

quienes, como consumidores de energía eléctrica están facultados

a contratar libremente su aprovisionamiento.

Que, por ello, y en cuanto resulte técnicamente posible, es

adecuado a los objetivos y principios antes aludidos, ampliar el

espectro de los consumidores de energía eléctrica facultados para

comprar su consumo de energía eléctrica en el MERCADO


Que a tal fin, es necesario adecuar las disposiciones

contenidas en el Anexo 17 de los Procedimientos para la


de Precios en el Mercado Eléctrico Mayorista aprobados por la

Resolución EX-SECRETARIA DE ENERGIA ELECTR1CA Nº 61 del

29 de abril de 1.992, sus modificatorias y complementarias.

Que la SECRETARIA DE ENERGIA del MINISTERIO DE

ECONOMIA Y OBRAS Y SERVICIOS PUBLICOS está facultada

para el dictado del presente acto en virtud de lo dispuesto en el

Artículo 37 de la Ley Nº 15.336, Artículos 35, 36 y 85 de la Ley

Nº 24.065, Artículo 10 del Anexo I del Decreto Nº 1.398 del 6

de agosto de 1.992 y Artículo 1º del Decreto Nº 432 del 25 de

agosto de 1.982.

Por ello,


RESUELVE:

ARTICULO 1º.- Incorpórase como Anexo 29 de los Procedimientos


el Cálculo de Precios en el Mercado Eléctrico Mayorista aprobados

por la Resolución Ex-SECRETARIA DE ENERGIA ELECTRICA Nº

61 del 29 de abril de 1.992, sus modificatorias y complementarias

el texto que como Anexo I forma parte integrante de la presente

Resolución.

ARTICULO 2º.- Sustitúyese el Anexo 17 de los Procedimientos


el Cálculo de Precios en el Mercado Eléctrico Mayorista aprobados

por la Resolución Ex-SECRETARIA DE ENERGIA ELECTRICA Nº

61 del 29 de abril de 1.992, modificada por Resolución

SECRETARIA DE ENERGIA Nº 206 del 28 de julio de 1.994, por

el texto que como Anexo II forma parte integrante de la presente

Resolución.

ARTICULO 3º.- Sustitúyese el segundo párrafo del Artículo 8º de

la Resolución SECRETARIA DE ENERGIA Nº 159 del 31 de mayo

de 1.994 por el siguiente texto:

“Si no se alcanzara un acuerdo dentro de los VEINTE (20) días de

la solicitud de servicio presentada a la empresa o ente por un

Gran Usuario, la SECRETARIA DE ENERGIA del MINISTERIO DE

ECONOMIA Y OBRAS Y SERVICIOS PUBLICOS, a solicitud del

interesado, fijará dicha tarifa y demás condiciones, conforme a

lo establecido en el Anexo I de la presente Resolución de la que

forma parte integrante, sin perjuicio de lo dispuesto en el Artículo

Resolución SEE Nº 334/94


25 de la Ley Nº24.065”.

ARTICULO 4º.- Sustitúyese el segundo párrafo del Artículo 9º de

la Resolución SECRETARIA DE ENERGIA Nº 159 del 31 de mayo

de 1994 por el siguiente texto:

“Si no se alcanzara un acuerdo dentro de los VEINTE (29) días de

solicitud de servicios presentada a la empresa o ente por un

Generador o Distribuidor, la SECRETARIA DE ENERGIA del

MINISTERIO DE ECONOMIA Y OBRAS Y SERVICIOS PUBLICOS,

a solicitud del interesado, fijará dicha tarifa y demás condiciones,

conforme a lo establecido en LOS PROCEDIMIENTOS PARA LA


CARGAS Y EL CALCULO DE PRECIOS (LOS PROCEDIMIENTOS)

que como Anexo I integran la Resolución EX-SECRETARIA DE

ENERGIA ELECTRICA Nº 61 del 29 de abril de 1992 modificada

por la Resolución SECRETARIA DE ENERGIA Nº 137 del 30 de

noviembre de 1992 sus modificatorias y complementarias, y a lo

dispuesto en el Anexo II de esta Resolución de la que forma parte

integrante, sin perjuicio de los dispuesto en el Artículo 25 de la

Ley Nº 24.065”.

ARTICULO 5º.- Establécese en CINCUENTA CENTAVOS KILOVATIO

MES (0,50 $kW-mes) el valor mensual a aplicar por el SERVICIO

TECNICO Y ADMINISTRATIVO DE LOS CONTRATOS ($ SERV)

referido en el punto 6.5 del Anexo 29 de GRANDES USUARIOS

MENORES.

ARTICULO 6º .- La presente Resolución entrará en vigencia desde

su publicación en el Boletín Oficial.

ARTICULO 7º.- Notifíquese al ENTE NACIONAL REGULADOR DE

LA ELECTRICIDAD (ENRE), a la COMPAÑIA ADMINISTRADORA

DEL MERCADO MAYORISTA ELECTRICO SOCIEDAD ANONIMA

(CAMMESA).

ARTICULO 8º.- Comuníquese, publíquese, dese a la Dirección

Nacional del Registro Oficial y archívese.

RESOLUCION S.E. Nº: 334


ANEXO 29: GRANDES USUARIOS MENORESANEXO 29: GRANDES USUARIOS MENORESANEXO 29: GRANDES USUARIOS MENORESANEXO 29: GRANDES USUARIOS MENORESANEXO 29: GRANDES USUARIOS MENORES

1. INTRODUCCION

El Distribuidor es el responsable de los servicios de distribución

que requieren los usuarios dentro de su área de concesión,

incluyendo el mantenimiento, la calidad de suministro relacionada

con los cables y transformación y la expansión de la red .

El usuario de una red de distribución puede comprar la energía y

la potencia para abastecer su suministro a través del Distribuidor

de su área o de un Generador, de estar habilitado a contratar su

suministro en forma independiente a través de un contrato del

Mercado a Término. En este último caso el usuario debe cumplir

los requisitos establecidos en el Anexo 17 de LOS

PROCEDIMIENTOS y ser autorizado como agente del MERCADO


Un usuario que cumple los requisitos básicos establecidos en el

Anexo 17 de LOS PROCEDIMIENTOS para GRANDES USUARIOS

MENORES, puede solicitar la habilitación correspondiente a la

SECRETARIA DE ENERGIA dei MINISTERIO DE ECONOMIA Y

OBRAS Y SERVICIOS PUBLICOS, de acuerdo al procedimiento .

descripto en dicho Anexo 17, luego de acordar un Contrato de

Abastecimiento en el Mercado a Término. Esta habilitación no

exime al Usuario y al Distribuidor de las obligaciones mutuas en

lo que hace a calidad de servicio.

2. CARACTERISTICAS DE LOS GRANDES USUARIOS MENORES

COMO AGENTES DEL MERCADO ELECTRICO MAYORISTA

(MEM).

Los GRANDES USUARIOS MENORES no están habilitados a

operar en el Mercado Spot. No tienen relación directa con el

ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED). No

participan en las consultas que realice el MERCADO ELECTRICO

MAYORlSTA (MEM) ni pueden presentar objeciones al

ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED). Su relación,

en lo que hace a la operación del MERCADO ELECTRICO

MAYORISTA (MEM), es con el Distribuidor. No corresponde que

el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) les envíe

los estudios, programaciones y demás información que suministra

al resto de los

Dadas las características de este tipo de agente, no soportará en

forma directas Gastos OED.

3. SERVICIO TECNICO Y ADMINISTRATIVO DE LOS CONTRATOS

Para los usuarios de una red de distribución que compran en

forma independiente su suministro y quedan habilitados como

GRANDES USUARIOS MENORES, es responsabilidad del

Distribuidor del área mantener los servicios administrativos y

técnicos relacionados con mediciones y facturaciones. El conjunto

de estos servicios realizados por el Distribuidor se denomina

Servicio Técnico y Administrativo de Contratos.

Los GRANDES USUARIOS MENORES no tienen obligación de

intercambiar datos con el ORGANISMO ENCARGADO DEL

DESPACHO (OED) en lo que hace a su operación dentro del

MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM). La información

requerida para realizar la programación, despacho, transacciones

económicas, y facturación del MERCADO ELECTRICO MAYORISTA

(MEM) es suministrada por el Distribuidor de acuerdo a la

metodología descripta en el punto 6.

4. CONTRATOS DE ABASTECIMIENTO

Los usuarios de un área de distribución que cumplan los requisitos

básicos para poder ser habilitados como GRANDES USUARIOS

MENORES, deben contratar la totalidad de su demanda para

convertirse en agentes del MERCADO ELECTRICO MAYORISTA

(MEM). Dadas las características técnicas de las instalaciones de

suministro y de medición de este tipo de usuarios, los contratos


serán considerados para su tratamiento dentro del MERCADO

ELECTRICO MAYORISTA (MEM) de la siguiente manera:

* Se contrata el abastecimiento de toda la demanda de energía

del usuario, o sea que no se consideran ni faltantes ni sobrantes a

comercializar en el Mercado Spot.

* Se contrata una potencia máxima igual a la potencia máxima

contratada con el Distribuidor. El Distribuidor debe informar al

ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) la potencia

máxima contratada de los GRANDES USUARIOS MENORES de

su área. Esta potencia máxima es considerada la potencia máxima

declarada de los GRANDES USUARIOS MENORES al incorporarse

al MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM).

* Dadas las características físicas y técnicas de la red eléctrica

que vincula a este tipo de usuarios y, el respaldo del Mercado

Spot, no debe ser discriminado por el Distribuidor ante restricciones

al suministro del MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM) en

el área de distribución por déficit programado o contingencias. ~

* La duración del contrato es de DOS (2) años o múltiplo de DOS

(2) años. La fecha de habilitación para la entrada en vigencia de

este tipo de contratos es el comienzo de cada período trimestral

en el MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM).

* Los contratos con los GRANDES USUARIOS MENORES pueden

ser transferidos entre Generadores. Para ello el ORGANISMO

ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe ser informado al

respecto por dichos Generadores con el acuerdo del GRAN

USUARIO MENOR correspondiente, con CINCO (5) días de

anticipación al inicio del mes a partir del cual se aplicará tal

transferencia.

5.- INGRESO COMO AGENTE DEL MERCADO ELECTRICO

MAYORISTA

Los usuarios deben presentar ante la SECRETARIA DE ENERGIA

del MINISTERIO DE ECONOMIA Y OBRAS Y SERVICIOS

PUBLICOS su solicitud de ingreso como GRANDES USUARIOS

MENORES dentro de los plazos y requerimientos establecidos en

el Anexo 17 de LOS PROCEDIMIENTOS.

6. ADMINISTRACION DENTRO DEL MERCADO ELECTRICO

MAYORISTA (MEM) DE LOS GRANDES USUARIOS MENORES

Las mediciones para GRANDES USUARIOS MENORES no se

realizarán en una primera etapa con mediciones horarias de

potencia, sino con medición de energía mensual por banda horaria

y de potencia horaria máxima mensual.

6.1. DATOS DE DEMANDA

A los efectos de la programación y el cálculo de las transacciones

en el MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM) de un Distribuidor

con GRANDES USUARIOS MENORES en su área de distribución,

el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe

considerar como demanda de potencia del área a la demanda

total de los usuarios que reciben la energía comprada para ellos

por el Distribuidor en el MERCADO ELECTRICO MAYORISTA

(MEM) y la de los GRANDES USUARIOS MENORES dentro de su

área que contratan en forma independiente su suministro. Esta

demanda se denomina demanda asignada al área de distribución

(PDEMAREA).

A los efectos de la administración en el MERCADO ELECTRICO

MAYORISTA (MEM), el Distribuidor debe enviar como datos de

demanda, prevista y realizada, la demanda asignada a su área

de distribución, de acuerdo a lo definido en el párrafo anterior.

Adicionalmente, al finalizar cada mes el Distribuidor debe enviar

los valores de demanda de potencia máxima y energía por banda

horaria de cada uno de los GRANDES USUARIOS MENORES de

su área y la identificación del Generador que lo abastece. Esta

información deberá estar disponible en el ORGANISMO

ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) dentro de las primeras

CUARENTA Y OCHO (48) horas del mes siguiente.

6.2. MEDICION DE DEMANDA SUMINISTRADA

El Distribuidor realiza la medición del consumo de energía y

potencia de los GRANDES USUARIOS MENORES. La medición

para un mes debe corresponder con el mes calendario. De ser

necesario, el Distribuidor deberá cambiar la fecha de medición

de estos usuarios al convertirse en GRANDES USUARIOS

MENORES para que coincida con la fecha de inicio de mes.

Al finalizar cada mes, el Distribuidor debe enviar al ORGANISMO

ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) las mediciones horarias

de potencia correspondiente a la demanda asignada a su área

de distribución, tal como se define en el punto anterior

(PDEMAREA). Además, debe enviar las siguientes mediciones

correspondientes a los GRANDES USUARIOS MENORES,

discriminada por usuario y total del área.

* Demanda de energía mensual, discriminada por banda horaria

de pico, valle y resto, de acuerdo con lo establecido en el

MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM).

* Demanda máxima de potencia registrada en el mes.

* Cualquier modificación en la potencia máxima contratada con

el Distribuidor.

6.3. ADMINISTRACION DEL CONTRATO DENTRO DEL

MERCADO SPOT

A los efectos de las transacciones en el Mercado Spot, el

ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe

considerar como si los contratos de GRANDES USUARIOS

MENORES no existieran. Para determinar compras y ventas


horarias del Distribuidor, debe considerar que la demanda

asignada a su área distribución (PDEMAREA), calculada como se

indica en el punto 6.1., corresponde a la demanda horaria total

de dicho Distribuidor.

A los efectos de la administración en el MERCADO ELECTRICO

MAYORISTA (MEM), el ORGANISMO ENCARGADO DEL

DESPACHO (OED) debe calcular la potencia máxima declarada

(PDECL) de cada GRAN USUARIO MENOR como la potencia

máxima declarada correspondiente al mes salvo que en el mismo

mes la potencia máxima registrada supere dicho valor, en cuyo

caso la potencia máxima declarada pasa a ser la máxima

registrada en el mes.

6.4. DETERMINACION DE LOS CARGOS POR POTENCIA DE LA

DEMANDA ASIGNADA AL AREA DE DISTRIBUCION.

A los efectos del cálculo de las transacciones en el MERCADO

ELECTRICO MAYORISTA (MEM) de un Distribuidor con GRANDES

USUARIOS MENORES en su área de distribución, el ORGANISMO

ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe considerar como

demanda de potencia del Distribuidor en una hora a la demanda

asignada a su área de distribución, tal como se indica en el punto

6.1

El ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) calcula

el monto correspondiente a esta demanda asignada al área de

distribución discriminando:

* el cargo por potencia despachada y

* la suma del cargo por reserva y el cargo por servicios asociados

a la potencia.

Para cada Distribuidor con GRANDES USUARIOS MENORES, el

ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe

calcular el precio por potencio despachada del área ($DESP)

dividiendo el cargo por potencia despachada que resulta para la

demanda asignada al área de distribución por la demanda de

potencia máxima horaria comprada en el Mercado Spot a precio

estacional. A su vez, debe calcular el precio adicional por potencia

del área (SADIC) dividiendo la suma de los cargos por reserva y

servicios asociados a la potencia que resultan para la demanda

asignada al área de distribución, por el requerimiento máximo

(REQMAX) de la potencia de la demanda asignada al área de

distribución. Sumando ambos valores, el ORGANISMO

ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) calcula el precio de la

potencia en el área de distribución ($POTDIST).

6.5. FACTURACION Y LIQUIDACION AL DISTRIBUIDOR

El ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe

realizar la facturación al Distribuidor de la siguiente manera:

CARGO POR ENERGIA: El ORGANISMO ENCARGADO DEL

DESPACHO (OED) debe calcular la energía neta para cada banda

horaria abastecida a los usuarios directos del distribuidor como

la diferencia entre la energía total comprada en el Mercado Spot

para cada banda horaria y la energía mensual total para los

GRANDES USUARIOS MENORES en la misma banda horaria

Sobre esta magnitud física se realizará el cálculo del cargo del

impuesto correspondiente al FONDO NACIONAL DE LA ENERGIA

ELECTRICA. A continuación valorizará la energía neta de cada

banda horaria aplicándole el correspondiente precio estacional.

CARGO POR POTENCIA: El ORGANISMO ENCARGADO DEL

DESPACHO (OED) debe descontar el cargo por la potencia

asignada a su área de distribución, según el punto 6.4, el producto

de la potencia máxima declarada de los GRANDES USUARIOS

MENORES de su área de distribución por el precio de la potencia

en el área distribución ($POTDIST).

Además el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED)

debe realizar la LIQUIDACION a favor del distribuidor del cargo

por los SERVICIOS TECNICOS Y ADMINISTRATIVOS DEL

CONTRATO que se calcula multiplicando el valor fijado por la

SECRETARIA DE ENERGIA del MINISTERIO DE ECONOMIA Y

OBRAS SERVICIOS PUBLICOS ($ SERV) por la suma de la potencia

máxima declarada de los GRANDES USUARIOS MENORES de

su área de distribución, discriminándolo por generador.

6.6. FACTURACION AL GENERADOR CON CONTRATOS CON

GRANDES - USUARIOS MENORES

En lo que hace al cálculo de las transacciones horarias en el

Mercado Spot de cada Generador, los contratos de GRANDES

USUARIOS MENORES no serán tenidos en cuenta.

Al finalizar un mes, el ORGANISMO ENCARGADO DEL

DESPACHO (OED) debe facturar, - con los cargos impositivos y

gastos OED pertinentes -, a cada Generador «k» por sus contratos

con GRANDES USUARIOS MENORES el Cargo por GRANDES

USUARIOS MENORES, totalizando los siguientes conceptos:

a) CARGO POR ENERGIA. El ORGANISMO ENCARGADO DEL

DESPACHO (OED) debe totalizar la demanda de energía mensual

por banda horaria de los GRANDES USUARIOS MENORES con

contratos con el Generador, discriminado por área de distribución.

Con este dato, calcula el cargo por energía multiplicando la energía

mensual de los GRANDES USUARIOS MENORES por área de

distribución en cada banda horaria, por el correspondiente precio

estacional para el Distribuidor en dicha banda horaria.

$ECONTGU$ECONTGU$ECONTGU$ECONTGU$ECONTGUkkkkk ===== J b J b J b J b J b EDEMCONTEDEMCONTEDEMCONTEDEMCONTEDEMCONTbjk bjk bjk bjk bjk * PEST* PEST* PEST* PEST* PESTbJbJbJbJbJ

siendo:

* b: banda horaria.

* j: Distribuidor.

* EDEMCONTbj k = energía mensual en la banda horaria «b»

total de los GRANDES USUARIOS MENORES con quienes tiene


contratos el Generador bk» dentro dei área de distribución del

Distribuidor «j».

* PESTbj = precio estacional de la energía en la banda horaria

«b» para el Distribuidor «j».

b) CARGO POR POTENCIA. El ORGANISMO ENCARGADO DEL

DESPACHO (OED) debe totalizar la potencia máxima declarada

de los GRANDES USUARIOS MENORES con contratos con el

Generador, discriminada por área de distribución. Con estos

valores calcula el cargo por potencia a asignar al Generador ~

multiplicando la potencia máxima declarada de los GRANDES

USUARIOS MENORES por área de distribución por el

correspondiente precio de la potencia en el área de distribución.

$PCONTGU$PCONTGU$PCONTGU$PCONTGU$PCONTGUk k k k k = = = = = jjjjjPDECLPDECLPDECLPDECLPDECLjkjkjkjkjk * $POTDIST * $POTDIST * $POTDIST * $POTDIST * $POTDISTjjjjj

siendo:

* j: Distribuidor.

* PDECLjk = potencia máxima declarada total de los GRANDES

USUARIOS MENORES con quienes tiene contratos el Generador

«k» dentro del área de distribución del Distribuidor «j».

*$POTDISTj = precio de la potencia en el área de distribución d l

Distribuidor “j».

Además el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED)

facturará al Generador el cargo por los SERVICIOS

ADMINISTRATIVO Y TECNICO DE LOS CONTRATOS multiplicando

el valor fijado por la SECRETARIA DE ENERGIA del MINISTERIO

DE ECONOMIA Y OBRAS Y SERVICIOS PUBLICOS ($SERV) por

la suma de la potencia máxima declarada de los GRANDES

USUARIOS MENORES con quienes tiene contratos.

6.7. FACTURACION A GRANDES USUARIOS MENORES

El Distribuidor facturará a los GRANDES USUARIOS MENORES

de su área los cargos por la FUNCION TECNICA DE TRANSPORTE

(FTT) definidos en el Anexo 27 de LOS PROCEDIMIENTOS, salvo

en las áreas de concesiones de servicio público de distribución

otorgadas por el PODER EJECUTIVO NACIONAL en las que el

distribuidor facturará de acuerdo a lo establecido en los respectivos

Contratos Concesión.

ANEXO IIANEXO IIANEXO IIANEXO IIANEXO II

ANEXO 17: INGRESO DE NUEVOS AGENTES ALANEXO 17: INGRESO DE NUEVOS AGENTES ALANEXO 17: INGRESO DE NUEVOS AGENTES ALANEXO 17: INGRESO DE NUEVOS AGENTES ALANEXO 17: INGRESO DE NUEVOS AGENTES AL

MERCADO ELECTRICO MAMERCADO ELECTRICO MAMERCADO ELECTRICO MAMERCADO ELECTRICO MAMERCADO ELECTRICO MAYYYYYORISTORISTORISTORISTORISTAAAAA

1 .GENERALIDADES

Toda empresa para actuar como Agente del MERCADO

ELECTRICO MAYORISTA (MEM) sea como GENERADOR,

AUTOGENERADOR COGENERADOR TRANSPORTISTA,

DISTRIBUIDOR o GRAN USUARIO, debe obtener de la

SECRETARIA DE ENERGIA la correspondiente habilitación

conforme lo establecido en la presente norma.

La solicitud de habilitación debe ser presentada por la empresa

interesada, entendiendo por tal al sujeto de derecho titular de las

Instalaciones que integran un establecimiento o planta destinado

a la actividad de generación, cogeneración o autogeneración de

energía eléctrica o de las Instalaciones que integren un sistema de

transporte o distribución de energía eléctrica, o del establecimiento

o planta que por sus características de consumo de energía eléctrica

reúna los requisitos que califican al GRAN USUARIO.

Se requiere una habilitación independiente como Agente del

MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM), aunque se trate de

una misma empresa:

a) Por cada una de las actividades eléctricas antes mencionadas

aunque sean desarrolladas por la misma empresa.

b) Por cada uno de los sistemas, establecimientos o plantas

eléctricas en tanto requieran de diferentes puntos de intercambio

físico (puntos de efectivización física de las transacciones de energía

eléctrica en el MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM)).

2. REQUISITOS BASICOS PARA SOLICITAR LA HABILITACION

COMO AGENTE.

Para obtener la habilitación como Agente del MERCADO

ELECTRICO MAYORISTA (MEM) se requiere básicamente reunir

las condiciones establecidas en la Ley Nº 24 065 y sus normas

complementarias y reglamentarias, incluidas las Resoluciones que

dicte la SECRETARIA DE ENERGIA conforme lo dispuesto los

Artículos 35 y 36 de la citada ley.

En particular:

a) GENERADOR: Ser titular de un establecimiento o planta

destinado a la generación de energía eléctrica que coloque su

producción en forma total o parcial en algún nodo perteneciente

a un PRESTADOR DE LA FUNCION TECNICA DE TRANSPORTE

DE ENERGIA ELECTRICA (PFTT).

b) TRANSPORTISTA: Ser titular de una Concesión de Transporte

de Energía Eléctrica otorgada dentro del marco de la Ley N°

24.065.

c) DISTRIBUIDOR: Ser responsable de atender, dentro de un área

determinada, toda demanda de servicios para satisfacer las

necesidades indispensables y generales de electricidad de usuarios

finales que no tengan facultad de contratar en forma

independiente.

d) GRAN USUARIO, se distingue:

d.1) el GRAN USUARIO MAYOR (GUMA) que debe

* estar conectado en un nivel de tensión no inferior a 1 kV

* tener una demanda de potencia y energía mínimas para consumo

propio de UN (1) MW y CUATRO MIL TRESCIENTOS OCHENTA

(4380) MWh anuales respectivamente en cada punto de

intercambio físico, y

* contratar en forma independiente en el Mercado a Término por

lo menos el CINCUENTA POR CIENTO (50%) de su demanda de

energía eléctrica, con un mínimo de CUATRO MIL TRESCIENTOS


OCHENTA (4380) MWh anuales.

d.2) el GRAN USUARIO MENOR (GUME) que debe

* estar conectado en un nivel de tensión no inferior a 1 kV.

* tener en cada punto de intercambio físico una demanda de

potencia para consumo propio inferior a DOS (2) MW y mayor o

igual que CERO COMO UN (0,1) MW, y

* contratar en forma independiente en el Mercado a Término la

totalidad de su demanda de potencia y energía eléctrica.

Los futuros Grandes Usuarios que por sus características de potencia

y/o energía se encuentren comprendidos en ambas categorías

deberán optar a la presentación de su solicitud de ingreso al

MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM) por ser incluidos en

una de ellas, no pudiendo solicitar su cambio de clasificación por

un período no menor de DOS (2) años.

e) AUTOGENERADORES Y COGENERADORES: Tener una

potencia instalada de generación eléctrica igual o mayor a UN

(1) MW y con una disponibilidad para los Autogeneradores que

represente una capacidad propia de generación que cubra como

mínimo el CINCUENTA POR CIENTO (50%) de su demanda de

energía.

3. ALTERNATIVAS DE INGRESO COMO AGENTES DEL


3.1. SOLICITANTES CON INSTALACIONES YA PERTENECIENTES

AL MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM).

Toda empresa que, por privatización compra u otras causas

asimilables, asuma la titularidad de las instalaciones que integran

un establecimiento o planta destinado a la actividad de generación

cogeneración o autogeneración de energía eléctrica, o de las

instalaciones que integren un sistema de transporte o distribución

de energía eléctrica, o del establecimiento o planta que por sus

características de consumo de energía eléctrica reúna los requisitos

que califican a los GRANDES USUARIOS, se considerará Agente

del MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM) en términos

análogos a su causante por la actividad y establecimiento o sistema

que pasan a su control.

Para que opere la continuidad automáticamente desde la fecha

de toma de Posesión por la nueva titular de las instalaciones, tal

empresa debe presentar, con TREINTA (30) días de antelación a

la mencionada fecha, una solicitud por escrito a la SECRETARIA

DE ENERGIA con copia al ENTE NACIONAL REGULADOR DE LA

ELECTRICIDAD (ENRE) indicando las instalaciones adquiridas a

los efectos de su notificación al ORGANISMO ENCARGADO DEL

DESPACHO (OED) y a los Agentes del MERCADO ELECTRICO

MAYORISTA (MEM). Dicha solicitud tiene el carácter de

Declaración Jurada, debe estar firmada por el representante legal

de la empresa que presenta la solicitud, con tal firma certificada

por escribano publico, e incluir lo siguiente:

* Nombre y dirección de la empresa solicitante y copia del poder

de quién la represente.

* Copia certificada del Estatuto de la Sociedad y sus modificatarias.

Para GENERADORES, COGENERADORES, TRANSPORTISTAS y

DISTRIBUIDORES dichos Estatutos deberán incluir como objeto

social la realización de la actividad por la cual solicitan la

habilitación.

* Descripción de las instalaciones adquiridas.

* Fecha prevista de toma de posesión.

Adicionalmente la solicitud debe ser acompañada de una

declaración jurada sobre la inexistencia de limitaciones en los

términos de la Ley N° 24.06S, especialmente su Capitulo Vll, y

demás normas establecidas para salvaguardar que se mantenga

en el ámbito del MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM) la

condición de libre competencia y evitar que dicho mercado se

transforme en un monopolio o en un oligopolio a través de la

concentración del control de las empresas que operan en el.

Complementariamente debe incluirse el siguiente párrafo:

«La empresa que presenta esta solicitud manifiesta expresamente

su plena conformidad con los términos de la Ley N° 24.065, sus

normas reglamentarias y complementarias, y su sujeción a todas

las disposiciones contenidas en Los Procedimientos para la


de Precios (LOS PROCEDIMIENTOS), sus normas modificatorias y

complementarias y las resoluciones que en su carácter de Autoridad

de Aplicación o por mandato o habilitación de las Leyes que

integran el Marco Regulatorio Eléctrico dicte la SECRETARIA DE

ENERGIA”.

3.2 SOLICITANTES QUE INCORPORAN NUEVAS

INSTALACIONES AL MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM).

Toda empresa que aspire a incorporar instalaciones nuevas o a

existentes pero no pertenecientes al MERCADO ELECTRICO

MAYORISTA (MEM) debe presentar la correspondiente solicitud

de habilitación como Agente de dicho MERCADO a la SECRETARIA

DE ENERGIA, de acuerdo con lo establecido en el punto 4.

siguiente.

Además debe presentar simultáneamente al ORGANISMO

ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) una solicitud pidiendo la

verificación del cumplimiento de las condiciones requeridas Para

la administración de sus transacciones y despacho de su energía

y potencia dentro del MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM)

de acuerdo con lo establecido en el punto 5. siguiente.

Los GENERADORES, COGENERADORES o AUTOGENERA-

DORES que siendo ya Agentes del MERCADO ELECTRICO

MAYORISTA (MEM), deseen ampliar sus instalaciones o incorporar

nuevo equipamiento de generación en el mismo punto de

intercambio físico no deberán presentar la solicitud de habilitación.

Debiendo si cumplir con los requerimientos del Reglamento de


Acceso a la Capacidad Existente y Ampliación del Sistema de

Transporte de Energía Eléctrica y presentar al ENTE NACIONAL

REGULADOR DE LA ELECTRICIDAD (ENRE) la documentación que

avale el cumplimento de los Reglamentos Ambientales vigentes y

una declaración jurada sobre la inexistencia de limitaciones en

los términos de la Ley N° 24.065, especialmente su Capítulo Vll,

y demás normas establecidas para salvaguardar que se mantenga

en el ámbito del MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM) la

condición de libre competencia, y evitar que dicho mercado se

transforme en un monopolio o en un oligopolio a través de la

concentración del control de las empresas que operan en él.

4. SOLICITUD DE INGRESO COMO NUEVO AGENTE DEL


Toda empresa que aspire a convertirse en Agente del MERCADO

ELECTRICO MAYORISTA (MEM) o a adquirir tal carácter por una

actividad distinta a aquella en relación a la cual es Agente del

MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM) o a incorporar

instalaciones ya existentes pero no incluidas al MERCADO

ELECTRICO MAYORISTA (MEM), o a incorporar otros puntos de

intercambio físico en tal mercado, debe obtener la autorización

de la SECRETARIA DE ENERGIA.

4.1.GENERADORES, COGENERADORES, AUTOGENERADO-

RES, TRANSPORTISTAS, DISTRIBUIDORES y GRANDES USUARIOS

MAYORES (GUMA).

Para tal fin debe presentar una solicitud a la SECRETARIA DE

ENERGIA con una anticipación no menor a NOVENTA (90) días

corridos a la fecha solicitada de ingreso como agente del

MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM), Dicha solicitud tiene

el carácter de Declaración Jurada debe estar firmada por el

representante legal de la, empresa que solicita la habilitación,

con tal firma certificada por escribano publico, e incluir lo siguiente:




Para GENERADORES, COGENERADORES, TRANSPORTISTAS y

DISTRIBUIDORES dichos Estatutos deberán incluir como objeto

social la realización de la actividad por la cual solicitan la

habilitación.

* Puntos de intercambio que utilizará con el MERCADO ELECTRICO

MAYORISTA (MEM), identificando las empresas titulares de las

instalaciones que los conforman.

* Fecha solicitada de ingreso como agente del MERCADO


* Fechas previstas de entrada en servicio del equipamiento a

instalar.

* Copia de la nota remitida al Prestador Adicional de la Función

técnica de Transporte de Energía solicitando las condiciones

técnicas y económicas de dicha prestación.

Adicionalmente con las solicitudes:

* Los GENERADORES, AUTOGENERADORES y COGENERADO-

RES, deben indicar su localización, tipo de central y características

técnicas del equipamiento.

* Los GENERADORES, AUTOGENERADORES, COGENERADO-

RES y TRANSPORTISTAS, deben acompañar la documentación

que avale el cumplimiento de los Reglamentos Ambientales

vigentes.


«La empresa que presenta esta solicitud manifiesta expresamente

su plena conformidad con los términos de la Ley N° 24.065, sus






de Aplicación c por mandato o habilitación de las Leyes que


ENERGIA .

Los AUTOGENIERADORES y GRANDES USUARIOS MAYORES

deberán agregar al párrafo anterior lo siguiente:

«La empresa que presenta esta solicitud, declara bajo juramento

no tener deudas pendientes con la empresa distribuidora (nombre

del ente o empresa distribuidora)».

Para ingresar al SISTEMA ARGENTINO DE INTERCONEXION

(SADI) - se trate del Sistema de Transporte de Energía Eléctrica en

Alta Tensión o de algún Sistema de Transporte de Energía Eléctrica

por Distribución Troncal - el solicitante debe cumplir

complementariamente con los requisitos establecidos en el

Reglamento de Acceso a la Capacidad Existente y Ampliación

del Sistema de Transporte de Energía.

Si el solicitante accede al MERCADO ELECTRICO MAYORISTA

(MEM), no por conexión directa con instalaciones eléctricas que

forman parte del SISTEMA ARGENTINO DE INTERCONEXION

(SADI), sino a través de instalaciones que están conectadas con

ellas, o con instalaciones conectadas con estas últimas, el solicitante


acuerdo por el servicio de FUNCION TECNICA DE TRANSPORTE


exploten instalaciones a través de las cuates se vincula al SISTEMA

ARGENTINO DE INTERCONEXION (SADI). Dicho acuerdo deberá

ser entregado a la SECRETARIA DE ENERGIA dentro de los VEINTE

(20) días corridos de presentada la solicitud de habilitación.


Transcurrido este plazo sin alcanzarse el acuerdo, la SECRETARIA

DE ENERGIA a pedido del solicitante fijará dicha tarifa aplicando,

según corresponda, lo establecido en los Anexos 27 ó 28 de LOS

PROCEDIMIENTOS, sin perjuicio de lo dispuesto en el Artículo 25

de la Ley Nº 24.065.

4.2. GRANDES USUARIOS MENORES (GUME)

Toda empresa que aspire a convertirse en Agente como GRAN

USUARIO MENOR (GUME) debe obtener la autorización de la

SECRETARIA L)E ENERGlA. Para tal fin debe presentar una solicitud

ante dicho organismo con una anticipación no menor a CUARENTA

Y CINCO (45) días corridos a la fecha de inicio del período

trimestral en que pretende ingresar como agente del MERCADO

ELECTRICO MAYORISTA (MEM). Dicha solicitud viene el carácter

de Declaración Jurada, debe estar firmada por el representante

legal de la empresa que solicita la habilitación, con tal firma

certificada por escribano público, e incluir lo siguiente:

*Nombre y dirección de la empresa solicitante y copia del poder


*Copia certificada del Estatuto de la Sociedad y sus modificatarias.

*Fecha solicitada de ingreso como agente del MERCADO


* Copia presentada a su Distribuidora exponiendo su decisión de

convertirse en GUME a partir de la fecha de su incorporación

como Agente del MEM.


“La empresa que presenta esta solicitud, declara bajo juramento

no tener deudas pendientes con la empresa distribuidora (nombre

del ente o empresa distribuidora) y manifiesta expresamente su

plena conformidad con los términos de la Ley Nº 24.065, sus






de Aplicación o por mandato o habilitación de las Leves que


ENERGIA”.

5. REQUISITOS PARA LA ADMINISTRACION DE LAS

TRANSACCIONES EN EL MERCADO ELECTRICO MAYORISTA

(MEM).

Las empresas excepto los GUME, simultáneamente con la solicitud

indicada en el punto 4. precedente deben presentar ante el

ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) la

información mínima requerida para la administración de sus

transacciones y despacho de energía que serán:

* Datos comerciales. (Razón Social, Domicilio legal, Representante

legal, Nº de CUIT y situación fiscal - agente de retención).

* Los datos requeridos en la Base de Datos Estacional del sistema,

Capítulo 2. y Anexos 1 y 2 de LOS PROCEDIMIENTOS.

* Declaración de potencia. (Capítulo 2. de LOS PROCEDIMIEN-

TOS).

* Las características técnicas del equipamiento requerido para el

SISTEMA DE OPERACION Y DESPACHO, Capítulo 1. y Anexo 24

(SISTEMA DE MEDICION COMERCIAL) de LOS PROCEDIMIENTOS

.

* Los GRANDES USUARIOS MAYORES (GUMA)deberán presentar

un contrato de abastecimiento que cumpla con lo establecido en

el punto 2. del presente Anexo y sea administrable en el MERCADO


Los GRANDES USUARIOS MENORES (GUME), simultáneamente

con la solicitud indicada en el punto 4.2 precedente deben

presentar ante el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO

(OED) la información de la potencia contratada con un generador

del MEM identificándo a tal generador y una declaración del

precio monómico total esperado del contrato. Además deben

presentar sus datos comerciales (Razón Social, Domicilio legal,

Representante legal, N° de CUIT y situación fiscal - agente de

retención).

El ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) informará

a la SECRETARIA DE ENERGIA y al ENTE NACIONAL

REGULADOR DE LA ELECTRICIDAD (ENRE), en un plazo de VEINTE

(20) días corridos contados desde la presentación, si el agente

cumple los requisitos exigidos en LOS PROCEDIMIENTOS para su

ingreso y su administración en el MERCADO ELECTRICO

MAYORISTA (MEM). Tratándose de un GUME, El ORGANISMO

ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) se limitará a informar a la

SECRETARIA DE ENERGIA, en el Plazo máximo de TRES (3) días

corridos sobre el cumplimiento por parte del GENERADOR de la

condicionalidad establecida en el punto 4.5.4 MAXIMA

GENERACION CONTRATABLE del Capitulo 4 de LOS

PROCEDIMIENTOS.

6. CONSULTA AL MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM).

La SECRETARIA DE ENERGIA, de no cumplir la empresa solicitante

alguno de los requisitos establecidos, rechazará el pedido. De

considerar cumplidos todos los requisitos, publicará la presentación

de la solicitud en el Boletín Oficial.

Los agentes del MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM) podrán

presenta objeciones u oposiciones fundadas a la solicitud de

ingreso, dentro de los DIEZ (10) días corridos contados desde la

fecha de la aludida publicación.

Transcurrido tal plazo se considerará aceptada, por parte de cada

uno de los Agentes que no hayan presentado objeciones u

oposiciones, la habilitación solicitada.

Si, conforme lo anterior, no hubiere objeción u oposición alguna,

la SECRETARIA DE ENERGIA se expedirá sobre la solicitud en un


plazo máximo de SESENTA (60) días corridos contados a partir

de la fecha de la presentación en forma de la solicitud. Tratándose

de un GUME este plazo queda reducido a CUARENTA Y CINCO

(45) días corridos. De no expedirse expresamente la SECRETARIA

DE ENERGIA dentro del plazo indicado, el solicitante podrá

entender concedida la habilitación requerida comunicándolo por

escrito a la SECRETARIA DE ENERGIA.

De presentarse objeciones u oposiciones, la SECRETARIA DE

ENERGIA las derivará al ENTE NACIONAL REGULADOR DE LA

ELECTRICIDAD (ENRE) quién las resolverá dentro de los VEINTE

(20) días corridos. De no expedirse expresamente el ENTE

NACIONAL REGULADOR DE LA ELECTRICIDAD (ENRE) en tal

plazo, se entenderá que rechaza la objeción u oposición.


notificará su decisión a la SECRETARIA DE ENERGIA y la informará

mediante su publicación oficial.

7. INGRESO DEL NUEVO AGENTE.

Se considera que el nuevo agente queda incorporado al

MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM):

* En la fecha de toma de posesión, si se trata de una empresa que

asumió 12 titularidad de instalaciones de otro agente del

MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM) y solicitó el ingreso

antes de la toma de posesión; de acuerdo a la normativa vigente.

* A partir del siguiente período trimestral, si se trata de un

DISTRIBUIDOR, un GRAN USUARIO MAYOR o un

AUTOGENERADOR cuyas instalaciones no pertenecían al

MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM), si la habilitación se

produce hasta TREINTA (30) días antes del comienzo de dicho

período, o hasta CINCO (5) días antes si se trata de un GRAN

USUARIO MENOR. De no ser así se desplazará su incorporación

al período trimestral siguiente.

* A partir del siguiente mes siguiente, tratándose de un

GENERADOR o COGENERADOR cuyas instalaciones no

pertenecían al MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM), la

habilitación se produce antes del día DIEZ (10) de! mes. De no

ser así, se desplazará su incorporación al mes siguiente.

* En las fechas indicadas anteriormente, o la fecha de puesta en

servicio - en su caso - si ésta fuere posterior, si se trata de agentes

que incorporan nuevo equipamiento al MERCADO ELECTRICO

MAYORISTA (MEM) de cumplir con:

a) los requisitos de conexión al Sistema de Transporte,

b) los requisitos de administración en el MERCADO ELECTRICO

MAYORISTAS (MEM).

En este caso El ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO

(OED) debe informar a la SECRETARIA DE ENERGIA y al ENTE

NACIONAL REGULADOR DE LA ELECTRICIDAD (ENRE) la fecha

de incorporación del agente al MERCADO ELECTRICO

MAYORISTA (MEM).

8. CUMPLIMIENTO DE LAS OBLIGACIONES DE LOS AGENTES.

El ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED), o

cualquier Agente del MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM)

que verifique que algún Agente del MERCADO ELECTRICO

MAYORISTA (MEM) no cumple con los compromisos asumidos o

los requisitos básicos indicados en el punto 2 del presente Anexo

17 debe notificar al ENTE NACIONAL REGULADOR DE LA

ELECTRICIDAD (ENRE).


resolverá, en un plazo de VEINTE (20) días corridos, la sanción

correspondiente o en casos extremos cancelar la autorización como

agente del MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM).


notificará la decisión adoptada a la SECRETARIA DE ENERGIA,

al Agente involucrado y al ORGANISMO ENCARGADO DEL

DESPACHO (OED).

Los agentes desvinculados por esta causa no podrán ingresar

nuevamente al MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM) hasta

pasados TREINTA Y SEIS (36) meses.

9. REGIMEN DE DESVINCULACION DEL MERCADO ELECTRICO

MAYORISTA (MEM).

El Agente que pretenda suspender o discontinuar, total o

parcialmente, su actuación dentro del MERCADO ELECTRICO

MAYORISTA (MEM), debe obtener la autorización de la

SECRETARIA DE ENERGIA.

Si se trata de un GENERADOR o COGENERADOR que pretenda

suspender o discontinuar total o parcialmente su actividad dentro

del MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM) la solicitud debe

presentarse con una anticipación de DOCE (12) meses. De ser un

AUTOGENERADOR o un GRAN USUARIO, el tiempo de

anticipación es de DOS (2) meses produciéndose la desvinculación

al inicio del primer período estacional posterior.

Si el agente del MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM) decide

vender sus instalaciones debe incluir el compromiso de tiempo

mínimo de preaviso antes de su desvinculación del MERCADO

ELECTRICO MAYORISTA (ME \/1) en el contrato de venta.

En caso de desvincularse un agente del MERCADO ELECTRICO

MAYORISTA (MEM) sin cumplir con los compromisos indicados

en los párrafos anteriores, el ORGANISMO ENCARGADO DEL

DESPACHO (OED) evaluará los sobrecostos previstos que su

desvinculación producen en el MERCADO ELECTRICO MAYORISTA

(MEM) por no haber cumplido los plazos definidos.


En el caso de un GENERADOR el ORGANISMO ENCARGADO

DEL DESPACHO (OED) calculará dicho monto en base a los

sobrecostos de redespacho y energía no suministrada durante el

tiempo que debería haber permanecido en servicio para cumplir

los tiempos mínimos indicados. Dicho monto estará a cargo del

GENERADOR y será incorporado al Fondo de la Potencia.

Para los Grandes Usuarios con contratos en el Mercado a Término

se considerará aceptada automáticamente como fecha de

desvinculación, a la de finalización del contrato que permite su

inclusión en el MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM), salvo

que dicho usuario presente un nuevo contrato al ORGANISMO

ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) hasta SESENTA (60) días

antes de dicha fecha de tratarse de un GUMA y hasta QUINCE

(15) días de tratarse de un GUME.

En el caso de que un GRAN USUARIO MENOR se quede sin

contrato de abastecimiento perderá su condición de agente del

MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM) a partir del día

siguiente al de notificación al ORGANISMO ENCARGADO DEL

DESPACHO (OED) por parte del generador.

El ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) notificará

al Transportista o al Prestador de la Función Técnica de Transporte

(PFTT) al que se encuentre conectado tal agente la fecha a partir

de la cual se desvincula del MERCADO ELECTRICO MAYORISTA

(MEM).

Todo agente que solicite voluntariamente su desvinculación del

MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM) no podrá solicitar su

reincorporación hasta pasados DOCE (12) meses.

Anexo 1 Reglamento de Conexión y uso del sistema de Transporte de Energía Eléctrica - ANEXO 16 - Procedimientos CAMMESA

los Generadores, los Distribuidores y a los Grandes Usuarios entre

sí, con el SISTEMA DE TRANSPORTE DE ENERGIA ELECTRICA EN

ALTA TENSION o con otros SISTEMAS DE TRANSPORTE DE

ENERGIA ELECTRICA POR DISTRIBUCION TRONCAL.

Las instalaciones enunciadas en el párrafo precedente incluyen el

equipamiento de compensación, transformación, maniobra, control

y comunicaciones, tanto existente como nuevo, que se incorpore

como resultado de ampliaciones efectuadas en los términos del

REGLAMENTO DE ACCESO A LA CAPACIDAD EXISTENTE Y

AMPLIACION DEL SISTEMA DE TRANSPORTE DE ENERGIA

ELECTRICA.

ARTICULO 7º.- Denomínase TRANSPORTISTA al Titular de una

CONCESION DE TRANSPORTE DE ENERGIA ELECTRICA otorgada

dentro del marco de la Ley N º 24.065.

ARTICULO 8º.- Denomínase TRANSPORTISTA INDEPENDIENTE

al propietario y operador de instalaciones de transporte de energía

eléctrica, que bajo las condiciones establecidas por una licencia

técnica otorgada por una TRANSPORTISTA, pone a su disposición

dichas instalaciones, sin adquirir por ello el carácter de agente

del MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM).

ARTICULO 9º.- Son USUARIOS del SERVICIO PUBLICO DE

TRANSPORTE DE ENERGIA ELECTRICA los Generadores,

Distribuidores y Grandes Usuarios reconocidos como agentes del

MERCADO ELECTRICO MAYORISTA. Se denominan USUARIOS

DIRECTOS de una TRANSPORTISTA a los que se encuentren

físicamente vinculados a sus instalaciones. Se denominan

USUARIOS INDIRECTOS de una TRANSPORTISTA a los que se

encuentren eléctricamente vinculados con ella a través de las

instalaciones de otros agentes del MEM.

ARTICULO 10º- Denomínase CONEXION entre una

TRANSPORTISTA y sus USUARIOS DIRECTOS u otra

TRANSPORTISTA al conjunto de equipos y aparatos de

transformación, maniobra, protección, comunicaciones y

auxiliares, por los cuales se materializa su vinculación eléctrica

en un punto determinado del SISTEMA DE TRANSPORTE operado

por la TRANSPORTISTA.

ARTICULO 11.- En toda conexión deberá determinarse las

instalaciones que quedan sujetas a tal interconexión de propiedad

del USUARIO DIRECTO y de la TRANSPORTISTA, así como las

que sean utilizadas en forma recíproca por servir éstas a la

actividad que desarrolla cada una de las partes, debiendo

expresamente definirse para su validez los alcances de la

responsabilidad de las partes, la que, en el caso de LA

TRANSPORTISTA no podrá exceder la establecida en el Artículo

23 de este reglamento.

En consecuencia, en toda relación de interconexión deberá

definirse, bajo la forma de un Convenio de Conexión que será

comunicado a la COMPAÑIA ADMINISTRADORA DEL MERCADO

Anexo 16Reglamento de Conexión y uso del sistema de

Transporte de Energía Eléctrica

TITULO ITITULO ITITULO ITITULO ITITULO I

SUJETOS Y CARACTERISTICAS GENERALESSUJETOS Y CARACTERISTICAS GENERALESSUJETOS Y CARACTERISTICAS GENERALESSUJETOS Y CARACTERISTICAS GENERALESSUJETOS Y CARACTERISTICAS GENERALES

ARTICULO 1º.- Denomínase SERVICIO PUBLICO DE TRANSPORTE

DE ENERGIA ELECTRICA a la actividad, sujeta a concesión, que

tiene por objeto vincular eléctricamente, desde un punto de entrega

hasta un punto de recepción, a los Generadores con los

Distribuidores o Grandes Usuarios, utilizando para ello

instalaciones, propiedad de transportistas o de otros agentes del



DE ENERGIA ELECTRICA EN ALTA TENSION a la actividad de

transportar energía eléctrica entre REGIONES ELECTRICAS por

medio del SISTEMA DE TRANSPORTE DE ENERGIA ELECTRICA

EN ALTA TENSION, en los términos que determine su respectivo

CONTRATO DE CONCESION.

ARTICULO 3º.- Denomínase SISTEMA DE TRANSPORTE DE

ENERGIA ELECTRICA EN ALTA TENSION al conjunto de

instalaciones de transmisión, de tensiones iguales o superiores a

DOSCIENTOS VEINTE KILOVOLTIOS (220 kV), incluyendo el

equipamiento de compensación, transformación, maniobra, control

y comunicaciones, tanto las existentes como las que se incorporen

como resultado de ampliaciones efectuadas en los términos del

REGLAMENTO DE ACCESO LA CAPACIDAD EXISTENTE Y

AMPLIACION DEL SISTEMA DE TRANSPORTE DE ENERGIA

ELECTRICA, destinado a la actividad de transportar energía

eléctrica entre regiones eléctricas.

ARTICULO 4º.- A los efectos del presente Reglamento se identifican

como REGIONES ELECTRICAS a las que áreas que se enumeran a

continuación: GRAN BUENOS AIRES, LITORAL, BUENOS AIRES,

CENTRO, CUYO, NOROESTE ARGENTINO (NOA), NORESTE

ARGENTINO (NEA), COMAHUE Y PATAGONIA SUR, cuya

delimitación estará a cargo de la SECRETARIA DE ENERGIA.


DE ENERGIA ELECTRICA POR DISTRIBUCION TRONCAL a la

actividad de transportar energía eléctrica por medio del SISTEMA

DE TRANSPORTE DE ENERGIA ELECTRICA POR DISTRIBUCION

TRONCAL, en los términos de su respectivo CONTRATO DE

CONCESION.

ARTICULO 6º.- Denomínase SISTEMA DE TRANSPORTE DE

ENERGIA ELECTRICA POR DISTRIBUCION TRONCAL al conjunto

de instalaciones de transmisión, en tensiones iguales o superiores

a CIENTO TREINTA Y DOS KILOVOLTIOS (132 kV) y menores a

CUATROCIENTOS KILOVOLTIOS (400 kV), destinadas a vincular

eléctricamente en el ámbito de una misma REGION ELECTRICA a


MAYORISTA ELECTRICO S.A . (CAMMESA), los siguientes

elementos esenciales:

a) el o los puntos de recepción o de entrega propios del SISTEMA

DE TRANSPORTE;

b) las instalaciones del USUARIO afectadas a la interconexión;

c) instalaciones del USUARIO y de la TRANSPORTISTA que se

utilizarán en forma recíproca;

d) la operación y mantenimiento de las instalaciones pertenecientes

a un punto de CONEXION;

e) las especificaciones del diseño de las instalaciones afectadas a

la conexión;

f) condiciones de acceso a las instalaciones de cada una de las

partes;

g) determinación de la vinculación física desconectable o removible

que servirá de límite entre las instalaciones de las partes;

h) El límite de responsabilidad de las partes, no pudiendo, en el

caso de la TRANSPORTISTA exceder del definido en el Artículo

23 de este reglamento.

ARTICULO 12º- Las relaciones de conexión y uso de los SISTEMAS

DE TRANSPORTE DE ENERGIA ELECTRICA anteriores al dictado

del presente Reglamento deberán adecuarse a sus disposiciones

dentro del plazo de NOVENTA (90) DIAS de la TOMA DE

POSESION de la empresa concesionaria de transporte de energía

eléctrica por quien resulte adjudicatario de su paquete accionario

de control en el Concurso Público que, a tal fin, se lleve a cabo.

En caso de vencer o ser denunciado un Convenio de Conexión,

las partes tendrán un plazo de SESENTA (60) DIAS para acordar

un nuevo Convenio. Durante dicho plazo, a efectos de dar

continuidad a la operación, la relación de conexión y uso entre

las partes será reglada por el Convenio cuya vigencia ha caducado.

Vencidos los plazos antedichos sin que lo prescripto se efectivizara,

el ENTE NACIONAL REGULADOR DE LA ELECTRICIDAD

determinará, de oficio o a pedido de una de las partes o de

CAMMESA, las condiciones de conexión y uso que serán de

aplicación obligatoria para las partes.

ARTICULO 13º- Los propietarios de instalaciones afectadas al

SERVICIO PUBLICO DE TRANSPORTE DE ENERGIA ELECTRICA,

deberán permitir el libre acceso indiscriminado de terceros a la

capacidad de transporte de sus sistemas teniendo como

contraprestación derecho a percibir la remuneración que determine

la SECRETARIA DE ENERGIA. A tales efectos, el propietario y

quien solicite el acceso a sus instalaciones, deberán cumplir con

los términos del presente Reglamento.

ARTICULO 14º- CAMMESA tendrá derecho a acceder libremente

al SISTEMA DE TRANSPORTE DE ENERGIA ELECTRICA para

realizar las auditorías técnicas que fuere menester como

consecuencia del ejercicio de las funciones que le otorga el Artículo

35 de la Ley Nº 24.065.

TITULO IITITULO IITITULO IITITULO IITITULO II

LIMITE DE LAS INSTLIMITE DE LAS INSTLIMITE DE LAS INSTLIMITE DE LAS INSTLIMITE DE LAS INSTALAALAALAALAALACIONES DEL CONCESIONARIOCIONES DEL CONCESIONARIOCIONES DEL CONCESIONARIOCIONES DEL CONCESIONARIOCIONES DEL CONCESIONARIO

DEL TRANSPORTEDEL TRANSPORTEDEL TRANSPORTEDEL TRANSPORTEDEL TRANSPORTE

CRITERIOS DE OPERACION

ARTICULO 15º-El límite entre las instalaciones de la

TRANSPORTISTA y las de los USUARIOS DIRECTOS u otras

TRANSPORTISTAS deberá ser en todos los casos una vinculación

física desconectable o removible la que será determinada por las

partes a ese efecto.

ARTICULO 16º- Las instalaciones del TRANSPORTISTA

INDEPENDIENTE se considerarán parte integrante del SISTEMA

DE TRANSPORTE al que sirven.

ARTICULO17º- La TRANSPORTISTA deberá operar las instalaciones

que integran su SISTEMA DE TRANSPORTE en las condiciones

que, a tales efectos, disponga CAMMESA, en cumplimiento de

las normas que dicte la SECRETARIA DE ENERGIA en los términos

del Artículo 36 de la Ley Nº 24.065.

ARTICULO 18º- En relación a las instalaciones de una CONEXION,

la TRANSPORTISTA deberá acordar con sus USUARIOS DIRECTOS

y con otras TRANSPORTISTAS las especificaciones del diseño de

la CONEXION y las modalidades aplicables a su operación y

mantenimiento.

TITULO IIITITULO IIITITULO IIITITULO IIITITULO III

DERECHOS Y OBLIGADERECHOS Y OBLIGADERECHOS Y OBLIGADERECHOS Y OBLIGADERECHOS Y OBLIGACIONES DE LAS PCIONES DE LAS PCIONES DE LAS PCIONES DE LAS PCIONES DE LAS PARTESARTESARTESARTESARTES

ARTICULO 19º- La TRANSPORTISTA deberá:

1) Prestar el SERVICIO PUBLICO DE TRANSPORTE, permitiendo

el acceso libre e indiscriminado de otros agentes a sus instalaciones

en los términos de su CONTRATO DE CONCESION, del presente

Reglamento y de las restantes normas que regulan la actividad de

TRANSPORTE DE ENERGIA ELECTRICA;

2) Respetar las instrucciones que imparta CAMMESA para la

operación del Sistema Eléctrico y la administración del MEM;

3) Dar cumplimiento a lo acordado con los USUARIOS u otras

TRANSPORTISTAS en cuanto a la operación del equipamiento de

CONEXION;

4) Otorgar libre acceso a sus instalaciones a los representantes o

a los auditores técnicos independientes que a tales efectos designen

el ENTE NACIONAL REGULADOR DE LA ELECTRICIDAD (ENTE)

y/o CAMMESA;


5) Otorgar libre acceso a las instalaciones de la interconexión a

USUARIOS u otras TRANSPORTISTAS interconectadas a los efectos

previstos en los respectivos Convenios de Conexión;

6) Suministrar, en tiempo y forma, a CAMMESA la información

requerida para la planificación de la operación, su gestión en

tiempo real y aquélla que fuere necesaria para llevar a cabo su

función de administradora del MEM;

7) Suministrar al ENTE toda la información que éste le requiera

para el cumplimiento de su función específica.

8) Determinar las instalaciones del USUARIO que no reúnen los

requisitos técnicos necesarios para su conexión al SISTEMA DE

TRANSPORTE y notificarlo a CAMMESA.

ARTICULO 20º- El USUARIO tendrá derecho a:

1) Conectarse a un SISTEMA DE TRANSPORTE DE ENERGIA

ELÉCTRICA en uno o más puntos respetando para ello los

procedimientos que, a tales efectos establezca la SECRETARIA DE

ENERGIA en los términos del Artículo 36 de la Ley Nº 24.065;

2) Permanecer conectado, en la medida que cumpla con las

obligaciones técnicas y comerciales convenidas con la

TRANSPORTISTA y las que surjan de las normas que dicte la

SECRETARIA DE ENERGIA según lo dispuesto por el Artículo 36

de la Ley 24.065;

3) definir conjuntamente con la TRANSPORTISTA las instalaciones

que quedarán afectadas para prestaciones recíprocas y su

remuneración, con intervención del ENTE NACIONAL

REGULADOR DE LA ELECTRICIDAD.

ARTICULO 21º-La TRANSPORTISTA y los USUARIOS DIRECTOS u

otras TRANSPORTISTAS interconectadas deberán:

1) Firmar los Convenios de Conexión a que se hace referencia en

este Reglamento;

2) Disponer los equipos de control y protección necesarios para

aislar los efectos, sobre sus respectivas instalaciones, de fallas

producidas en equipamientos pertenecientes a otros agentes.

ARTICULO 22º-la TRANSPORTISTA tendrá derecho a exigir a sus

USUARIOS DIRECTOS e INDIRECTOS así como a otra

TRANSPORTISTA que esté interconectada a su SISTEMA DE

TRANSPORTE, que instalen, a su exclusivo costo, el equipamiento

de control y protección necesario para optimizar la eficiencia de

gestión del Sistema Eléctrico, debiendo para ello solicitar la

autorización previa del ENRE.

ARTICULO 23º- La responsabilidad de LA TRANSPORTISTA por

las salidas de servicio e indisponibilidades de su SISTEMA DE

TRANSPORTE se limitará a las sanciones determinadas en su

CONTRATO DE CONCESION, tanto en relación al Poder

Concedente como frente a terceros.

ARTICULO 24º- EL USUARIO es responsable de solicitar, en forma

oportuna, las ampliaciones del SISTEMA DE TRANSPORTE en su

área de influencia que sean necesarias para mejorar su vinculación

con el MEM, en los términos del REGLAMENTO DE ACCESO A

LA CAPACIDAD EXISTENTE Y AMPLIACION DEL SISTEMA DE

TRANSPORTE DE ENERGIA ELECTRICA.

ARTICULO 25º- El propietario de las instalaciones o aparatos

afectados al SISTEMA DE TRANSPORTE es responsable de su puesta

en servicio, control, operación y mantenimiento, salvo acuerdo

con otro agente del MEM.

ARTICULO 26º-El USUARIO, la TRANSPORTISTA y las

TRANSPORTISTAS que se interconecten deberán notificarse

recíprocamente las Normas de Seguridad que se aplicarán en las

respectivas interconexiones.

ARTICULO 27º-Cualquier tipo de trabajo que deba realizarse sobre

los equipamientos de la CONEXION deberá ser previamente

acordado entre las partes de la relación de interconexión y se

ejecutará con su supervisión técnica.

TITULO IVTITULO IVTITULO IVTITULO IVTITULO IV

INTERRUPCION DEL SERVICIO PUBLICO DE TRANSPORTEINTERRUPCION DEL SERVICIO PUBLICO DE TRANSPORTEINTERRUPCION DEL SERVICIO PUBLICO DE TRANSPORTEINTERRUPCION DEL SERVICIO PUBLICO DE TRANSPORTEINTERRUPCION DEL SERVICIO PUBLICO DE TRANSPORTE

ARTICULO 28º- La TRANSPORTISTA deberá notificar al ENTE y a

CAMMESA si alguna Instalación del USUARIO u otra

TRANSPORTISTA interconectada, produjere un efecto adverso en

su SISTEMA DE TRANSPORTE o sobre un USUARIO, debiendo

determinar la naturaleza del apartamiento e indicar las medidas

correctivas.

ARTICULO 29º- De ser caracterizada tal irregularidad por el ENTE

como un incumplimiento de las condiciones de interconexión, la

TRANSPORTISTA intimará al USUARIO o a la otra TRANSPORTISTA

interconectada a llevar a cabo las medidas correctivas pertinentes

dentro de un plazo de VEINTE (20) DIAS.

ARTICULO 30.-Si el USUARIO o una TRANSPORTISTA

interconectada no efectuara las medidas correctivas, dentro del

plazo establecido en el artículo precedente, el ENTE autorizará a

la TRANSPORTISTA a desconectar sus instalaciones.

ARTICULO 31º-Si la condición o modo operativo del sistema o

equipos de una de las partes interconectadas pusiera en serio

riesgo la seguridad del personal o de los equipos de la otra, la

parte bajo amenaza tendrá el derecho de desenergizar las

instalaciones de la otra mientras subsista la situación de riesgo,

debiéndose reenergizarlas ni bien se haya producido su

desaparición.

ARTICULO 32º-El USUARIO deberá notificar a la TRANSPORTISTA,


con doce (12) meses de anticipación, su voluntad de desafectar y

desconectar sus instalaciones. Si el USUARIO desafectase y

desconectase sus instalaciones antes del vencimiento del plazo

establecido en el párrafo precedente deberá pagar los cargos

que integran la remuneración del TRANSPORTE hasta su

terminación. De ser una AMPLIACION deberá abonar los cargos

correspondientes hasta el cumplimiento del periodo de

amortización.

TITULO VTITULO VTITULO VTITULO VTITULO V

SERVICIOS AUXILIARESSERVICIOS AUXILIARESSERVICIOS AUXILIARESSERVICIOS AUXILIARESSERVICIOS AUXILIARES

OBLIGATORIEDAD DEL USO RECIPROCO DE

DETERMINADAS INSTALACIONES

ARTICULO 33º- Aquellas instalaciones o servicios de la zona de

influencia del punto de interconexión cuyo uso actual tiende a

posibilitar o a facilitar la circulación de energía eléctrica en tal

punto, que sean de propiedad del USUARIO y/o de la

TRANSPORTISTA serán de uso recíproco obligatorio, debiendo

las partes determinar, en cada caso concreto a través de un

Convenio de Conexión, las instalaciones que se encuentran

comprendidas en dicho régimen, plazo, sanciones por

incumplimiento así como su remuneración, con intervención del

ENTE NACIONAL REGULADOR DE LA ELECTRICIDAD.

ARTICULO 34º- Considérase comprendidas en el régimen descripto

en el artículo precedente a las instalaciones de control y/o de

mantenimiento, a las de alimentación eléctrica en baja tensión

así como a las de los canales de comunicación.

ARTICULO 35º- La prestación de Servicios Auxiliares comprende:

a) el derecho de acceder a las instalaciones de uso recíproco que

se encuentren situadas en inmuebles de propiedad de la otra

parte;

b) el servicio de operación que deberá prestar una parte a la

otra;

c) el servicio de mantenimiento que deberá prestar una parte a la

otra.

SASASASASACIONES CALIDCIONES CALIDCIONES CALIDCIONES CALIDCIONES CALIDAD DE SERVICIOAD DE SERVICIOAD DE SERVICIOAD DE SERVICIOAD DE SERVICIO Anexo 2.

Anexo 2SANCIONES CALIDAD DE SERVICIO - Resoluciones ENRE

Que en cuanto a la Calidad del Servicio Técnico, de acuerdo

a la prueba producida la interrupción individualizada como C38

es externa, no correspondiendo su reanálisis por no haberse

superado los límites admisibles;

Que no corresponde aplicación de sanciones a la

distribuidora por las interrupciones indicadas como P 404, P 405,

C. 56, C 29 y C 408 A por resultar las mismas encuadradas en

supuestos de fuerza mayor;

Que lo dispuesto en la presente resolución no comprende

los incumplimientos correspondientes a instalación de

equipamiento, remisión de información errónea, mediciones

fallidas y el de las interrupciones en las cuales se invocaron causales

de fuerza mayor que se encuentran sometidas a prueba, supuestos

todos que tramitan en expedientes por separado;

Que lo dispuesto en la presente resolución incluye la

consideración de los niveles de calidad del producto y del servicio

técnico correspondiente a las zonas definidas en el Acuerdo Marco

a que se refiere el artículo 2 de la Resolución ENRE Nº 195/94;

Que en virtud de los descargos admitidos corresponde

reducir el monto de la sanción por incumplimiento de los niveles

de Calidad de Producto Técnico y Calidad de Servicio Técnico;

Que de los considerandos precedentes surgen

incumplimientos a lo dispuesto en el artículo 25 inciso a) del

contrato de concesión y en los puntos 2, 2.1, 3, y 3.1 del Subanexo

4 del referido contrato, respecto de la calidad del producto técnico

en mediciones en puntos seleccionados por el ENRE, en centros

MT/BT y en barras MT y a la calidad de servicio técnico por

interrupciones internas a la red, correspondiendo la aplicación

de las sanciones previstas en el ya citado Subanexo;



técnico y legal;

Que este Directorio es competente para el dictado de la

presente en virtud de lo dispuesto en el artículos 56 incisos a) y o)

y en el articulo 63 incisos a) y g) de la Ley Nº 24.065;

Por ello:


ELECTRICIDAD

RESUELVE:

ARTICULO 1.- Sancionar a “EDESUR S.A.” por el apartamiento a

los niveles de Calidad del Producto Técnico con una multa de

CIENTO CUARENTA Y SEIS MIL SETECIENTOS SIETE PESOS CON

CUATRO CENTAVOS ($ 146.707,04.-) y por el apartamiento a

los niveles de Calidad del Servicio Técnico con una multa de

QUINIENTOS OCHENTA Y DOS MIL DOSCIENTOS OCHENTA

PESOS ($ 582.280,00.-), conforme al detalle que surge del Anexo

que integra la presente resolución.

ARTICULO 2.- El importe de las multas deberá ser acreditado

sobre la facturación de los usuarios que hayan sido afectados, en

la primera facturación que la distribuidora emita a los mismos

transcurridos QUINCE (15) días hábiles administrativos de

notificada la presente.



VISTO: El Expediente ENRE Nº 801/94 y

CONSIDERANDO: Que a fojas 213 “EDESUR S.A.” fue

notificada de la Resolución ENRE Nº 195/94 del 2 de diciembre

de 1994, por la que se formularon cargos por incumplimiento

de los niveles de calidad de producto técnico y de calidad del

servicio técnico, en el semestre comprendido entre el 1º de marzo

de 1994 y el 31 de agosto de 1994;

Que la distribuidora ha formulado en tiempo oportuno los

correspondientes descargos, en presentación obrante a fojas 219/

278 y 280/302 de estas actuaciones;

Que en cuanto a la calidad del producto técnico, Barras de

M.T. en subestaciones AT/MT, corresponde hacer lugar al descargo

formulado dado que no existió un apartamiento en la tensión de

salida del transformador 3 sino un mal funcionamiento del equipo

de medición asociado;

Que en cuanto a las mediciones en que la distribuidora

solicita su revisión, correspondientes al primer semestre de control

cuya penalización se extiende al segundo semestre, de las pruebas

presentadas obrantes a fojas 340/391 Anexos B, C y D, respecto

a cada uno de los centros, corresponde aceptar los descargos

formulados implicando ello la exención o la disminución de la

penalidad, según el caso;

Que, en cambio, no se consideran aceptables los descargos

formulados por no haber acreditado “EDESUR S.A .” sus

manifestaciones mediante pruebas que las sustenten para los casos

CSL3OB25 (cámara 23372), CSL3OB95 (cámara 23109),

CSL41B08 (cámara 18015), CSL42B18 (cámara 18051),

CSO3DB03 (cámara 87199), CSO3DB47 (cámara 87209) y

CSO3NB05 (cámara 87080);

Que en cuanto al monto de la penalización de mediciones

realizadas durante el segundo semestre de control, atento el

desistimiento de las pruebas ofrecidas efectuado por la

distribuidora corresponde en consecuencia mantener los valores

de multas indicados en la formulación de los cargos;

Que con respecto al descargo referido al resultado del

procesamiento de los puntos seleccionados por el ENRE, tanto

para el punto PSC44A03, como para el PSQ46B92 se han

producido inconvenientes técnicos en la registración del nivel de

tensión, por lo que corresponde hacer lugar al descargo presentado

por “EDESUR S.A.” dado lo cual deben considerarse a las

mediciones en los referidos puntos como fallidas y a las que

oportunamente se les dio tratamiento en expediente por separado;

Que con relación al monto de las penalizaciones del primer

semestre extendidas al segundo, la distribuidora no aporta pruebas

en sustento de su descargo referido a diferencias entre

procesamiento y monto, la falta de conciliación de los valores del

primer semestre de control y la influencia de dicha alegada falta

de conciliación respecto de su extensión al segundo semestre, por

lo que no resulta aceptable su descargo;

SANCIONES CALIDAD DE SERVICIO - Resoluciones ENREAnexo 2

ARTICULO 3.- La acreditación de los importes a que refiere el

artículo precedente deberá consignarse en la factura de los usuarios

con la siguiente inscripción: “Bonificación por multa Res ENRE Nº

84/95 “

ARTICULO 4.- Para el caso de clientes dados de baja durante o

después del semestre controlado, dentro del plazo de QUINCE

(15) días hábiles administrativos a partir de notificada la presente,

“EDESUR S.A.” deberá fijar lugares de pago, como mínimo, en la

cabecera de cada sucursal, donde los usuarios serán atendidos al

efecto en horario de atención al público y durante un plazo no

menor a TREINTA (30) días corridos a partir del día de la primera

publicación que se dispone por este acto.

ARTICULO 5.- Para el cumplimiento de lo dispuesto en el artículo

anterior, la distribuidora deberá publicar durante DOS (2) días

hábiles consecutivos un aviso en DOS (2) diarios de gran

circulación de la Capital Federal, en los que informará el lugar,

plazo y horario en que la bonificación por multa se encuentra a

disposición de los mismos para su pago.

ARTICULO 6.- Dentro de los SESENTA (60) días hábiles

administrativos a partir de notificada la presente, “EDESUR S.A.”

deberá depositar en el ENTE NACIONAL REGULADOR DE LA

ELECTRICIDAD los importes no percibidos por los usuarios a que

refiere el artículo 4 de este acto.

ARTICULO 7.- Finalizado el proceso de efectivización y depósito

de las multas y dentro de los NOVENTA (90) días hábiles

administrativos a partir de notificada la presente, “EDESUR S.A.”

deberá informar al ENTE NACIONAL REGULADOR DE LA

ELECTRICIDAD sobre su cumplimiento mediante documentación

certificada por el Auditor Externo de la Empresa, todo ello bajo

apercibimiento de ejecución.

ARTICULO 8.- Notifíquese a “EDESUR S.A.”



RESOLUCION ENRE Nº 84/95

ACTA Nº 144

Carlos A. Mattausch

Presidente

Calidad de ServicioRESULTADO S DEL 2º SEM ESTRE DE C O NTRO L

EDESUR S.A.

SANCIONES DEFINITIVAS

PRO DUC TO TEC N ICOPuntos Seleccionados ENRE

• • • • Sem estre bajo análisis

• • • • Extensión 1º al 2º Sem estreTO TAL

$ 3.813,51$ 4.090,23$ 7.903,74

C entros de Transform ación M T/BT



$ 56.962,85$ 81.840,45$ 138.803,30

Barras de M T $ 0

TO TAL $ 146.707,04

SERVIC IO TEC N IC O

Indices de Interrupciones Internas a la Red

FM IT TTIT FM IK TTIK

Resultado 3,198 9,030 2,216 5,518

Lím ite 3,000 12,000 1,900 7,000

% Lím ite % 106,6 % 75,3 % 116.6 % 78,8

Penalización $403.430 $ 0 $582.280 $ 0

TO TAL $ 582.280

Indices de Interrupciones Externas a la Red


Resultado 1,996 0,978 1,355 0,643

Lím ite 5,000 20,000 5,000 20,000% Lím ite % 39,9 % 4,9 % 27,1 % 3,2

Penalización $ 0 $ 0 $ 0 $ 0

TO TAL PRO DUC TO TEC NIC O $ 146.707,04

TO TAL SERVIC IO TECN ICO $ 582.280,00

TO TAL PENA LIZAC IO N $ 728.987,04


BUENOS AIRES, 9 de MAYO de 1995

VISTO: El Expediente ENRE Nº 649/94 y

CONSIDERANDO: Que a fojas 172 del expediente citado

en el Visto, «EDELAP S.A.» fue notificada de la Resolución del

Responsable del Area Control Contratos de Concesión de Servicios

Públicos Nº 6/95 del 7 de febrero de 1995, por la cual se

desestimaron las causales de fuerza mayor invocadas por la

distribuidora en dicho expediente y se formularon cargos por

incumplimiento de lo dispuesto en el artículo 25 inciso a) y

Subanexo 4, punto 3.1 del Contrato de Concesión con relación a

las interrupciones del servicio de distribución de electricidad

individualizados en el Artículo 1º de la indicada resolución,

correspondientes al semestre comprendido entre los meses de

Diciembre de 1993 y Junio de 1994;

Que «EDELAP S.A .» efectuó descargos en forma

extemporánea, por lo que no corresponde tomar en cuenta los

mismos, debiendo en consecuencia hacerse efectivo el

apercibimiento establecido en el punto 5.3 del Subanexo 4 del

Contrato de Concesión;

Que en consecuencia debe determinarse la sanción por los

incumplimientos antes indicados, cuyo monto se consignara en la

formulación de los cargos;

Que en razón del monto de la penalidad que corresponde

aplicar, dado lo exiguo de la bonificación que para cada cliente

resultaría de ello, se estima apropiado diferir la oportunidad de

su efectivo pago para cuando así se disponga;



técnico y legal;



en virtud de lo dispuesto en el artículos 56 incisos a) y o) y en el

articulo 63 incisos a) y g) de la Ley Nº 24.065;

Por ello:


ELECTRICIDAD

RESUELVE:


ARTICULO 1.- Sancionar a «EDELAP S.A.» por el apartamiento a

los niveles de calidad del servicio técnico a que se refieren los

antecedentes obrantes en el Expediente ENRE Nº 649/94, con

una multa de CIENTO SIETE MIL CINCUENTA Y SIETE PESOS ($

107.057).

ARTICULO 2.- El importe de la multa deberá ser acreditado

directamente a los usuarios. de conformidad con la normativa

vigente, en la oportunidad y forma que el Organismo determine.

ARTICULO 3.- «EDELAP S.A.» deberá acreditar ante el ENTE

NACIONAL REGULADOR DE LA ELECTRICIDAD el cumplimiento

de la presente Resolución en la oportunidad y forma que el

Organismo determine.

ARTICULO 4.- Notifíquese a «EDELAP S.A.».




ACTA Nº 146

Carlos A. Mattausch

Presidente


BUENOS AIRES, 11 de MAYO de 1995


CONSIDERANDO: Que a fojas 232 «EDENOR S.A.» fue

notificada de la Resolución ENRE Nº 194/94 del 2 de diciembre

de 1994, por la que se formularon cargos por incumplimiento de

los niveles de calidad del producto técnico y de calidad del servicio

técnico correspondientes al segundo semestre de control - período

marzo/agosto de 1994;

Que la distribuidora ha formulado en tiempo oportuno los

correspondientes descargos, en presentación obrante a fojas 246/

512 de estas actuaciones;

Que los descargos consisten en los temas que se

individualizan como a) calidad del servicio técnico prestado:

fuerza mayor, exclusión de alimentadores influidos por barrios

carecientes, errores en la medición de determinados parámetros

y no exclusión de las interrupciones penalizables a las

programadas; b) calidad del producto técnico: centros de

transformación, puntos seleccionados y alimentadores afectados

por barrios carecientes;

Que obra agregado el dictamen técnico y legal y sus adjuntos

sobre los descargos formulados;

Que con respecto a la calidad del servicio técnico en relación

a los temas vinculados con la fuerza mayor, salvo los casos que se

refieren a continuación, no corresponde hacer lugar al descargo

efectuado por «EDENOR S.A.» respecto de las indisponibilidades

que consideró causadas por fuerza mayor y que el ENRE

rechazara in limine, entre los cuales se encuentran los casos

producidos por roedores, gatos u otros animales, terceros y otros

supuestos, correspondiendo en consecuencia determinar la sanción

aplicable;

Que por no superarse el límite admisible correspondiente a

interrupciones externas se considera innecesario el tratamiento

de las causales de fuerza mayor referidos a tales casos;

Que de la prueba producida se entiende, en cambio, que

resulta procedente aceptar el descargo formulado y en

consecuencia admitir la causal de fuerza mayor para las

interrupciones en la calidad del servicio técnico de los casos

identificados como SIAIS 764, ID 98 del 6.5.1994, SIAIS 848 a

851-ID 139/44 ocurridas el 17.5.94; SIAIS 847, ID 143 de la

misma fecha; ID 14 al 53, 55 al 71, 80 al 87, 89 al 92, 94, 98,

99, 107,54, 72 a 79, 88, 95, 97, 100, 101 y 103 a 106 ocurridas

el 18/6/94, SIAIS 1669 y 1668, ID 118 y 119 referidos a las

interrupciones del 24.6.1994;

Que en cuanto a la no exclusión de alimentadores en las

interrupciones de alta tensión, al momento de remitir la información

referida a las interrupciones del semestre «EDENOR S.A.» no

discriminó los alimentadores individuales asociados a cada una

de las interrupciones en Alta Tensión;

Que por lo tanto, al realizarse los cálculos de los indicadores

de Calidad del Servicio Técnico teniendo en cuenta la exclusión

de los alimentadores afectados por hurto, no se pudieron

considerar aquellos casos de alimentadores afectados con origen

en las interrupciones en Alta Tensión;

Que en función de lo expuesto en los considerandos

precedentes y a la información adicional aportada por la

distribuidora, se acepta el descargo presentado entendiendo que

para las interrupciones que tienen origen en la red de Alta Tensión

no corresponde incluir en el cómputo a los alimentadores de MT

afectados por hurto, debido a que las instalaciones asociadas a

los mismos han sido excluidas de la base de cálculo;

Que respecto de los alimentadores cuyos trabajos de

normalización finalizaron después de 1 de marzo de 1994, pero

habían comenzado con anterioridad a esa fecha, sobre la base

de la documentación adicional remitida por la distribuidora que

obra a fojas 509/512, se entiende que corresponde aceptar la

información para las zonas Olivos y Morón donde se indican

fechas de inicio y finalización de obras que no fueron remitidas

en su oportunidad, por lo que debe aceptarse el descargo respecto

de las mismas y ser consideradas en el cálculo respectivo a partir

del inicio del segundo semestre de control;

Que con respecto a los casos pertenecientes a las zonas de

San Miguel y San Justo, no corresponde hacer extensivo el criterio

anterior, debido a que las citadas fechas fueron ya informadas

por la distribuidora en oportunidad de presentar la información

correspondiente al cierre del semestre bajo análisis por lo cual no

corresponde aceptar el descargo efectuado;

Que en cuanto a la extensión del concepto “trabajos de

normalización” a los efectos de la despenalización de

interrupciones asociadas a alimentadores vinculados con barrios

carencientes, la distribuidora alega en su descargo que la exclusión

de los alimentadores afectados por hurto en el cómputo de los

indicadores de Calidad de Servicio Técnico debería extenderse

hasta el momento en que el usuario se encuentra conectado a la


red de baja tensión por lo que se debería adicionar 45 días a la

fecha de finalización de la obra en la red de media tensión

informada en el cierre del semestre;

Que se entiende que la exclusión de los alimentadores

afectados por hurto lo es hasta el momento en que la red de

media tensión se encuentra totalmente normalizada desde el punto

de vista técnico y ha quedado desafectada del accionar de los

usuarios clandestinos;

Que el hecho de que un usuario no se encuentre conectado

a la red no afecta la prestación del servicio, ni influye sobre la

determinación de los indicadores correspondientes, por lo que se

desestima la propuesta de la distribuidora;

Que con relación a los descargos efectuados respecto a las

interrupciones de hasta tres minutos, cabe aclarar que en el

cómputo correspondiente y en consecuencia en el cargo no han

sido incluidas las inferiores a los tres minutos ni tampoco las que

alcanzan ese lapso de tiempo;

Que con respecto a los descargos efectuados por la

distribuidora en los que considera como interrupciones externas

aquellas ocurridas en parte de sus propias redes, que «EDENOR

S.A.» considera que son líneas de transmisión y en consecuencia

se encuentran excluidas de penalización, los mismos deben ser

desestimados;

Que en el sentido indicado en el precedente considerando

el punto 3 del Subanexo 4 del Contrato de Concesión establece

claramente que se consideran internas a la red las interrupciones

debidas a equipos e instalaciones de la distribuidora de su

propiedad;

Que asimismo la diferencia entre interrupciones internas y

externas no depende, como aduce la distribuidora, del nivel de

tensión de la red, sino de a quién corresponde la propiedad y

consecuentemente la responsabilidad de operación y

mantenimiento para lograr la calidad de servicio requerida;

Que la responsabilidad por la actividad de distribución a

cargo de «EDENOR S.A.» comprende no sólo la que le

corresponde por las redes de baja y media tensión sino por todo

su equipamiento e instalaciones, lo que incluye a las redes de alta

tensión que son física, jurídica y técnicamente internas a la red de

la distribuidora por lo que, a la hora de efectuar el control de su

actividad, no resulta admisible considerar la diferenciación

pretendida por la distribuidora respecto de sus redes de alta

tensión;

Que, asimismo, las sanciones previstas en el Contrato de

Concesión por interrupciones en la red de alta tensión lo son en

función de deficiencias de calidad sufridas por los usuarios en

relación con quienes «EDENOR S.A.» siempre cumple funciones

de distribuidora con lo que toda falta de entrega de energía por

corte o entrega en malas condiciones originada en deficiencias

en la red de alta tensión de «EDENOR S.A.» resulta siempre pasible

de sanción;

Que con respecto al descargo en el sentido de que las

interrupciones programadas no deben ser incluidas en el cómputo

de indisponibilidades, por entender que de las disposiciones del

Contrato de Concesión surge que sólo son penalizables las

interrupciones intempestivas o fallas, corresponde reiterar la

posición fijada por el organismo en oportunidad del dictado de

la Resolución ENRE Nº 80/94 y definir que toda contingencia en

la red, sea programada o intempestiva, debe ser sancionada;

Que el control de los indicadores de calidad del servicio

establece la existencia de penalizaciones sólo al momento de

superarse valores límites de los mismos, lo que implica que no se

aplican sanciones por la totalidad de las interrupciones registradas

sino que se estableció un umbral por debajo del cual no existe

penalización alguna;

Que dicho límite ha sido establecido justamente para

contemplar un razonable nivel de interrupciones inevitables por

motivos propios de la operación de la red tales como las

interrupciones programadas para tareas de mantenimiento o

mejoras en la misma;

Que si las interrupciones programadas no fueran

sancionables no habría señales para inducir rapidez en la

operación y/o ejecución de obras, las que producen también

interrupciones que afectan a los usuarios;

Que con relación al término contingencia, contenido en el

Contrato de Concesión, debe desestimarse la argumentación de

«EDENOR S.A.» referida a la aplicación del concepto de ley más

benigna, basado en la circunstancia de que «EDENOR S.A.»,

hasta tres meses después de iniciado el segundo semestre de control

no conoció el criterio del ENRE respecto a la penalización de las

indisponibilidades programadas y, en consecuencia, no pudo

ajustar su accionar al mismo, toda vez que surge del propio

Contrato de Concesión el alcance de dicho término;

Que con respecto a las interrupciones externas, no se han

analizado las mismas por no superarse los límites admisibles

establecidos en el Subanexo 4 del Contrato de Concesión;

Que en relación a los índices de calidad del producto técnico,

«EDENOR S.A.» cuestiona la extensión de las sanciones a que se

refieren los puntos 3.5 y 4.4 del Anexo I a la Resolución ENRE Nº

14/93 dado que comprende todo el período de medición desde

que se detecta la irregularidad y hasta que por una nueva medición

la distribuidora constate haber subsanado la mala calidad de

tensión detectada;

Que «EDENOR S.A.» solicita en su descargo que habida

cuenta la circunstancia de que la mencionada norma se encuentra

cuestionada judicialmente por la distribuidora, deberían dejarse

en suspenso estas sanciones hasta tanto la Justicia se expida sobre

el particular;

Que con respecto a tal petición no procede hacer lugar a lo

solicitado en función de la validez y vigencia actual de la norma

cuestionada, que por lo demás ha sido confirmada por la

Resolución S.E. Nº 198/94;

Que a tales efectos se reiteran los criterios fijados por el

organismo al dictar la Resolución ENRE Nº 80/94,

correspondiendo en consecuencia determinar las sanciones

aplicables para los supuestos de que trata;

Que con respecto a las remediciones no tenidas en cuenta

por el ENRE en Centros de Transformación, por no haber sido

oportunamente informados por la distribuidora tanto en el primer

semestre como en el segundo, se considera admisible el descargo

respecto de los centros de transformación indicados en el Anexo


al presente acto;

Que asimismo corresponde admitir el descargo para el

Centro de Transformación donde erróneamente se extendió su

penalización más allá del 31/08/94, toda vez que debido a un

error material en la fórmula de extensión de penalizaciones al

formularse el cargo no se tuvo en cuenta que la remedición excedió

el período correspondiente al 2° semestre de control por lo que

debe aceptarse el descargo de «EDENOR S.A.», sin perjuicio de

la inclusión en el próximo semestre de la parte proporcional que

corresponda al mismo;

Que para el Centro de Transformación 11037 de la Zona

San Miguel corresponde desestimar el descargo de la empresa

por cuanto del mismo informe presentado se desprende la

existencia de una inconsistencia en los resultados, ya que se indica

como nula la penalización cuando en el 9,63% del período de

medición existieron registros fuera de rango;

Que con respecto al Centro de Transformación 150770 de

la Zona San Justo se acepta el descargo presentado por la empresa

debido a que para la formulación del cargo no se había adoptado

el valor de cos =0,85;

Que respecto de los puntos trifásicos indicados en el Anexo

a la presente resolución cuyos resultados son objetados por la

empresa, se corresponden con suministros con dicha característica

por lo que, en función de que los registros realizados por la

empresa son del tipo monofásicos, se han aplicado para el

procesamiento los coeficientes que contemplan tal situación, no

correspondiendo la aceptación del descargo formulado;

Que con respecto al punto PNV47B37, se ha analizado el

procesamiento remitido por la empresa en su descargo,

entendiéndose que existe un error en el mismo con origen probable

en que la energía consumida por el usuario durante el período de

la medición y leída a través del medidor de facturación, ha sido

distribuida incorrectamente entre los registros de tensión efectuados

por el equipo de medición de la calidad del producto técnico no

correspondiendo, por lo tanto, aceptar el descargo de la

distribuidora;

Que con respecto al punto PNI47B94, se acepta el descargo

de la distribuidora ya que se realizó el procesamiento del archivo

de la medición considerando una, energía distinta a la realmente

consumida;

Que con respecto a los cinco puntos mencionados por la

empresa que se indican en el Anexo del presente acto, se acepta

el descargo referido al hecho de que la energía asumida para la

determinación de las sanciones no coincide con la historia de

facturación registrada por los usuarios asociados a las citadas

mediciones, correspondiendo los valores indicados en el referido

Anexo para el recálculo de las penalizaciones;

Que con respecto de los Centros de Transformación MT/BT

indicados en el Anexo a la presente resolución y del análisis de la

información referente a alimentadores afectados por hurto de

energía remitida por “EDENOR S.A.”, se verificó que se encuentran

asociados a diversos barrios carenciados, por lo que se acepta el

descargo presentado por la empresa;

Que en cuanto a las mediciones indicadas en la tabla

correspondiente al Anexo a la presente resolución se corresponden

con centros de transformación MT/BT que no se encuentran

directamente asociados a barrios en donde se registra hurto,

aunque el alimentador al cual están vinculados se encuentra

afectado por el mismo, por lo que no evidenciando las

correspondientes mediciones una afectación directa de zonas con

hurto en dichos transformadores, no se acepta el descargo

formulado;

Que con respecto a los puntos seleccionados que se

corresponderían con clientes de la empresa abastecidos por

alimentadores de MT influidos por zonas de hurto, la distribuidora

no presentó pruebas que demuestren que los citados clientes se

encuentren vinculados a centros de transformación MT/BT

afectados directamente por hurto, por lo que se desestima el

descargo efectuado;

Que en función de lo indicado precedentemente corresponde

recalcular los montos de las sanciones a aplicar;

Que lo dispuesto en la presente resolución no comprende

los incumplimientos correspondientes a instalación de

equipamiento, remisión de información errónea, mediciones

fallidas y el de las interrupciones en las cuales se invocaron causales

de fuerza mayor que se encuentran sometidas a prueba, supuestos

todos que tramitan en expedientes por separado;

Que lo dispuesto en la presente resolución incluye la

consideración de los niveles de calidad del producto y del servicio

técnico correspondiente a las zonas definidas en el Acuerdo Marco

a que se refiere el artículo 2 de la Resolución ENRE Nº 194/94;

Que de acuerdo a lo expuesto en los considerandos

precedentes la distribuidora ha incumplido con lo dispuesto en el

artículo 25 inciso a) y en los puntos 2, 2.1, 3 y 3.1 del Subanexo

4 del Contrato de Concesión respecto de la calidad del producto

técnico en mediciones en puntos seleccionados por el ENRE, en

Centros MT/BT y en Barras MT y de la calidad del servicio técnico

por interrupciones internas a la red, correspondiendo la aplicación

de las sanciones establecidas en ya citado Subanexo;

Que asimismo corresponde determinar el pago de las

sanciones dispuestas en la Resolución ENRE Nº 74/95 a fin de

que se efectivicen en la misma oportunidad que las dispuestas en

la presente resolución;

Que en la sustanciación del expediente se han respetado

los principios del debido proceso;

Que el Directorio es competente para el dictado de la

correspondiente resolución en función de lo dispuesto en los

artículos 56 incisos a) y o) y 63 incisos a) y g) de la Ley Nº 24065;

Por ello:


ELECTRICIDAD

RESUELVE:

ARTICULO 1.- Sancionar a «EDENOR S.A.» por el apartamiento

a los niveles de Calidad del Producto Técnico con una multa de

PESOS DOSCIENTOS CUARENTA Y TRES MIL DOSCIENTOS

CINCUENTA Y TRES CON 46/100 ($ 243.253,46) y por el

apartamiento a los niveles de Calidad del Servicio Técnico con


una multa de PESOS DOS MILLONES OCHOCIENTOS VEINTIDÓS

MIL OCHOCIENTOS NOVENTA ($ 2.822.890), conforme al

detalle que surge del Anexo que integra la presente resolución.

ARTICULO 2.- El importe de las multas deberá ser acreditado

sobre la facturación de los usuarios que hayan sido afectados, en

la primera facturación que la distribuidora emita a los mismos

transcurridos QUINCE (15) días hábiles administrativos de

notificada la presente.



con la siguiente inscripción: “Bonificación por multa Res ENRE Nº

90/95 “




«EDENOR S.A.” deberá fijar lugares de pago, como mínimo, en

la cabecera de cada sucursal, donde los usuarios serán atendidos

al efecto en horario de atención al público y durante un plazo no










administrativos a partir de notificada la presente, «EDENOR S.A.”






administrativos a partir de notificada la presente, «EDENOR S.A.»





ARTICULO 8.- Las sanciones impuestas de conformidad a la

Resolución ENRE Nº 74/95 deberán ser acreditadas y pagadas

observando el procedimiento establecido en los artículos 2, 3, 4,

5, 6 y 7. de la presente resolución.

ARTICULO 9.- Notifíquese a «EDENOR S.A.»



RESOLUCIÓN ENRE Nº90/95

ACTA Nº 147

Carlos A. Mattausch

Presidente

ANEXO RESOLUCION ENRE Nº 90/95ANEXO RESOLUCION ENRE Nº 90/95ANEXO RESOLUCION ENRE Nº 90/95ANEXO RESOLUCION ENRE Nº 90/95ANEXO RESOLUCION ENRE Nº 90/95

a) REMEDICIONES EN CENTROS MT/BT Aa) REMEDICIONES EN CENTROS MT/BT Aa) REMEDICIONES EN CENTROS MT/BT Aa) REMEDICIONES EN CENTROS MT/BT Aa) REMEDICIONES EN CENTROS MT/BT ACEPTCEPTCEPTCEPTCEPTADADADADADASASASASAS, T, T, T, T, TANTANTANTANTANTO DELO DELO DELO DELO DEL

PRIMER COMO DEL SEGUNDO SEMESTRE.PRIMER COMO DEL SEGUNDO SEMESTRE.PRIMER COMO DEL SEGUNDO SEMESTRE.PRIMER COMO DEL SEGUNDO SEMESTRE.PRIMER COMO DEL SEGUNDO SEMESTRE.

b) PUNTb) PUNTb) PUNTb) PUNTb) PUNTOS SELECCIONADOS TRIFOS SELECCIONADOS TRIFOS SELECCIONADOS TRIFOS SELECCIONADOS TRIFOS SELECCIONADOS TRIFASICOSASICOSASICOSASICOSASICOS

c) PUNTc) PUNTc) PUNTc) PUNTc) PUNTOS EN LOS EN LOS EN LOS EN LOS EN LOS QUE LA ENERGIA ASUMIDOS QUE LA ENERGIA ASUMIDOS QUE LA ENERGIA ASUMIDOS QUE LA ENERGIA ASUMIDOS QUE LA ENERGIA ASUMIDA POR EL ENRE PA POR EL ENRE PA POR EL ENRE PA POR EL ENRE PA POR EL ENRE PARAARAARAARAARA

LA DETERMINACIÓN DE LA SANCIÓN NO ERA COINCIDENTE CONLA DETERMINACIÓN DE LA SANCIÓN NO ERA COINCIDENTE CONLA DETERMINACIÓN DE LA SANCIÓN NO ERA COINCIDENTE CONLA DETERMINACIÓN DE LA SANCIÓN NO ERA COINCIDENTE CONLA DETERMINACIÓN DE LA SANCIÓN NO ERA COINCIDENTE CON

EL CONSUMO HISTÓRICOEL CONSUMO HISTÓRICOEL CONSUMO HISTÓRICOEL CONSUMO HISTÓRICOEL CONSUMO HISTÓRICO

d) CENTROS MT/BT AFECTd) CENTROS MT/BT AFECTd) CENTROS MT/BT AFECTd) CENTROS MT/BT AFECTd) CENTROS MT/BT AFECTADOS DIRECTADOS DIRECTADOS DIRECTADOS DIRECTADOS DIRECTAMENTE POR BARRIOSAMENTE POR BARRIOSAMENTE POR BARRIOSAMENTE POR BARRIOSAMENTE POR BARRIOS

CARENCIADOS.CARENCIADOS.CARENCIADOS.CARENCIADOS.CARENCIADOS.

ZONA N° ENRE CT ALIMENTADOR MEDICIÓN

San Miguel CNI43B45 11033 11001460 MARZO

San Miguel CNI39B43 11034 11001460 FEBRERO




ZONA CENTRO DE TRANSFORMACIÓN SEMESTRE

SAN JUSTO 150282 PRIMERO



SAN MARTÍN 14521 PRIMERO

SAN MARTÍN 33157 PRIMERO

SAN MIGUEL 5064 PRIMERO

MORÓN 8232 SEGUNDO

MORÓN 8315 SEGUNDO

PUNTO ENRE

PNV45B55

PNM47B04

PNV47B39

PNV47B63

PNM48B35

PNV44B48

PNI43B72

PUNTO ENRE

PNM44B05

PNV46P53

PNI46O30

PNV47B53

PNV45B28

ZONA N° ENRE CT ALIMENTADOR MEDICIÓN


San Miguel CNI3OB48 6069 25614 FEBRERO

San Miguel CNI41B40 6302 25624 ENERO

San Miguel CNI46B48 5315 5905 JUNIO



Calidad de ServicioRESULTADO S DEL 2º SEM ESTRE DE C O NTRO L

EDENOR S.A.


PRO DUC TO TEC N IC OPuntos Seleccionados EN RE


• • • • Extensión 1º al 2º Sem estreTO TA L

$ 44.988,47$ 68.310,02$113.298,49



• • • • Extensión 1º al 2º Sem estre

TO TA L

$ 46.282,52$ 83.672,45$ 129.954,97

Barras de M T $ 0

TO TAL $ 243.253,46

SERVIC IO TEC NIC O



Resultado 5,660 8,324 3,999 6,197

Lím ite 3,000 12,000 1,900 7,000

% Lím ite % 188,7 % 69,4 % 210,5 % 88,5

Penalización $ 2.822.890 $ 0 $ 2.406.990 $ 0

TO TAL $2.822.890

TO TA L PRO DUC TO TEC N IC O $ 243.253,46

TO TA L SERV IC IO TEC N IC O $ 2.822.890,00

TO TA L PENA LIZAC IO N $ 3.066.143,46




CONSIDERANDO: Que a fojas 366 del expediente de

referencia “EDELAP S.A.” fue notificada de la Resolución del

responsable del Área Control de Contratos de Concesión de

Servicios Públicos Nº 12/95 del 28 de febrero de 1995, por la

cual se formularon cargos a la distribuidora por incumplimiento

de lo dispuesto en el artículo 25 inciso a) del Contrato de Concesión

y puntos 2., 2.1, 3 y 3.1 del Subanexo 4 del referido contrato

respecto de la calidad del producto técnico y del servicio técnico

y puntos 5.5.1 y 5.5.2 del Subanexo 4 del Contrato de Concesión

respecto del relevamiento y procesamiento de datos que permiten

evaluar la calidad del producto y del servicio técnico;

Que a fojas 367/74 obra el descargo presentado por la

distribuidora;

Que en cuanto a puntos seleccionados por el ENRE, «EDELAP

S.A.» no ha efectuado descargo alguno en lo que respecta a los

apartamientos registrados en los niveles del Producto técnico, por

lo que corresponde aplicar la sanción en los términos del cargo

formulado de acuerdo al detalle indicado a fojas 288 del

expediente a que alude el Visto, correspondiendo su acreditación

a los usuarios nominados a fojas 323/328 del mismo;

Que, asimismo, corresponde aplicar sanción por falta de

información respecto del producto técnico por el incumplimiento

detectado del 2% de los registros respecto del total solicitado por

el ENRE de acuerdo a lo indicado a fojas 286/7 de las

mencionadas actuaciones;

Que en cuanto a Centros de Transformación MT/BT, EDELAP

S.A. no ha efectuado descargo alguno en lo que respecta a los

apartamientos registrados en los niveles del Producto técnico, por

lo que corresponde aplicar sanción de conformidad con el monto

del cargo formulado de acuerdo al detalle indicado a fojas 290

del ya referido expediente;

Que corresponde también aplicar sanción por falta de

información sobre el producto técnico por el incumplimiento

detectado del 10% de los registros respecto del total solicitado

por el ENRE de acuerdo a lo indicado a fojas 288/9 del expediente

citado.

Que en lo referente a Barras de Media Tensión en Estaciones

AT/MT, “EDELAP S.A.” ha efectuado descargo en lo que se refiere

al incumplimiento en la remisión de la información correspondiente

al mes de agosto de 1994, de cuyo análisis no se han evidenciado

apartamientos a los límites admisibles establecidos en el Subanexo

4 del Contrato de Concesión, correspondiendo en consecuencia

el levantamiento del respectivo cargo;

Que, independientemente de ello, el total de la información

remitida representa el 80,60 % del total, existiendo por lo tanto

un incumplimiento del 19,40 % por el que corresponde aplicar

sanción;.

Que en relación a calidad del servicio técnico, los descargos

efectuados por la distribuidora respecto a la no admisión de casos

de interrupciones en la que alegara fuerza mayor, no contienen

elementos que permitan modificar los criterios adoptados en el

dictamen obrante a fojas 276/280 del expediente y en base al

cual se formularan los cargos, correspondiendo por lo tanto aplicar

sanción;

Que “EDELAP S.A.” no ha efectuado descargo respecto al

incumplimiento en el relevamiento y procesamiento de datos, por

lo que corresponde la aplicación de sanciones debido a que 24

interrupciones no han podido ser procesadas por inconsistencia

en la información o por que no han sido declaradas, las que

representan el 7% del total de las interrupciones detectadas;

Que por lo antes expuesto «»EDELAP S.A.» ha incurrido

en incumplimiento de lo dispuesto en el artículo 25 inciso a) del

Contrato de Concesión y puntos 2, 2.1, 3 y 3.1 del Subanexo 4

del referido contrato respecto de la calidad del producto técnico y

del servicio técnico y puntos 5.5.1 y 5.5.2 del Subanexo 4 del

Contrato de Concesión respecto del relevamiento y procesamiento

de datos que permiten evaluar la calidad del producto y del servicio

técnico correspondiendo, por ello, aplicar las sanciones pertinentes;

Que dado lo dispuesto en el artículo 2 de la Resolución

ENRE Nº 89/95, corresponde disponer acerca de la efectividad

del pago de la sanción aplicada en la mencionada resolución;

Que en la sustanciación de las actuaciones se ha respetado

el debido proceso, habiéndose producido el correspondiente

dictamen técnico y legal;


LA ELECTRICIDAD es competente para el dictado de la

correspondiente resolución en virtud de lo dispuesto en el artículo


56 incisos a) y o) y en el artículo 63 incisos a) y g) de la Ley Nº

24.065;

Por ello:


ELECTRICIDAD

RESUELVE:


los niveles de calidad del producto técnico en el semestre

comprendido entre el 1º de julio de 1994 y el 31 de diciembre de

1994 con una multa de TREINTA Y NUEVE MIL TRESCIENTOS

TREINTA Y TRES PESOS CON CUARENTA Y SIETE CENTAVOS ($

39.333,47.-) de acuerdo al detalle efectuado en el Anexo a la

presente resolución de la cual forma parte integrante.


los niveles de calidad del servicio técnico en el semestre

comprendido entre el 22 de junio de 1994 y el 21 de diciembre

de 1994 con una multa de OCHENTA Y DOS MIL TRESCIENTOS

DIEZ PESOS ($ 82.310). de acuerdo al detalle efectuado en el

Anexo a la presente resolución de la cual forma parte integrante.

ARTICULO 3.- Sancionar a «EDELAP S.A.» por el incumplimiento

de sus obligaciones respecto del relevamiento y procesamiento

de los datos que permiten evaluar la calidad del producto técnico

en el semestre comprendido entre el 1º de julio de 1994 y el 31

de diciembre de 1994 con una multa de CATORCE MIL

QUINIENTOS CUARENTA Y OCHO PESOS ($.14.548), la que

deberá ser pagada al ENRE dentro del plazo máximo de CINCO

(5) días hábiles administrativos contados a partir de notificada la

misma, bajo apercibimiento de ejecución.

ARTICULO 4.- Sancionar a «EDELAP S.A.» por el incumplimiento


de los datos que permiten evaluar la calidad del servicio técnico

en el semestre comprendido entre el 22 de junio de 1994 y el 21

de diciembre de 1994, con una multa de TREINTA MIL

CUATROCIENTOS CINCUENTA PESOS ($ 30.450), la que deberá

ser pagada al ENTE NACIONAL REGULADOR DE LA

ELECTRICIDAD dentro del plazo máximo de CINCO (5) días hábiles

administrativos contados a partir de notificada la misma, bajo


ARTICULO 5.- El importe de las multas establecidas en los artículos

1 y 2 de la presente resolución deberá ser acreditado sobre la

facturación de los usuarios que hayan sido afectados, en la primera

facturación que la distribuidora emita a los mismos transcurridos

QUINCE (15) días hábiles administrativos de notificada la presente.



con la siguiente inscripción: “Bonificación por multa Resolución

ENRE Nº 100/95 “




«EDELAP S.A.» deberá fijar lugares de pago, donde los usuarios

serán atendidos al efecto en horario de atención al público y

durante un plazo no menor a TREINTA (30) días corridos a partir

del día de la primera publicación que se dispone por este acto.




circulación de la ciudad de La Plata, en los que informará el lugar,




administrativos a partir de notificada la presente, «EDELAP S.A.»






administrativos a partir de notificada la presente, «EDELAP S.A.»







observando el procedimiento establecido en los artículos 5, 6, 7,

8, 9 y 10 de la presente resolución.

ARTICULO 12.- Notifíquese a «EDELAP S.A.»




ACTA Nº 152

Carlos A. Mattausch

PresidenteCalidad de Servicio

RESULTADO S DEL 2º SEM ESTRE DE CO NTRO L

EDELAP S.A.

RESUMEN DE SANCIONES

Apartamientos a los Límites Admisibles

PRO DUC TO TEC NIC OPuntos Seleccionados ENRE



$ 14.482,51$ 11.686,02$ 26.168,53




$ 393,50$ 12.771,44$ 13.164,94

Barras de M T $ 0

TO TAL $ 39.333,47

SERVIC IO TEC NIC OIndices de Interrupciones Internas a la Red


Resultado 2,790 7,056 2,689 5,690

Lím ite 3,200 13,600 2,300 8,700

% Lím ite % 87,19 % 51,88 % 116.91 % 65,40

Penalización $ 0 $ 0 $ 82.310 $ 0

TO TAL $ 82.310

TO TAL PRO DUC TO TEC N IC O $ 39.333,47

TO TAL SERVIC IO TEC N IC O $ 82.310,00

TO TAL PO R A PARTA M IENTO $ 121.643,47


Incumplimiento en el Relevamiento y Procesamiento de Información

PRO DUC TO TECN IC O $ 14.548,00

SERVIC IO TEC NIC O $ 30.450,00

TO TA L PO R IN C UM PLIM IEN TO $ 44.998,00


BUENOS AIRES, 4 de Julio de 1995

VISTO: El Expediente ENRE Nº 826/94 en el que tramita el

rechazo de las causales de fuerza mayor alegadas por «EDENOR

S.A.» correspondientes al segundo semestre de control, y

CONSIDERANDO: Que en el expediente referido en el Visto

se formularon cargos a «EDENOR S.A.» por incumplimientos a

las obligaciones contempladas en el artículo 25 inciso a) y en los

puntos 3 y 3.1 del Subanexo 4 del Contrato de Concesión, en el

semestre comprendido entre el 1 de marzo y el 31 de agosto de

1994 respecto de calidad del servicio técnico por interrupciones

internas a la red donde la concesionaria ha alegado caso fortuito

o fuerza mayor;

Que a fojas 26/539 del expediente mencionado en el visto

«EDENOR S.A.» efectuó su descargo y ofreció pruebas, las que

fueron producidas a fojas 545/614;

Que el descargo de la concesionaria debe ser aceptado

en función de la prueba producida respecto de casos en los que

efectivamente se verificó la existencia del caso fortuito o la fuerza

mayor alegados;

Que la interrupción ID 44 - SIAIS 1231, ha sido excluida

del computo por corresponder a uno de los alimentadores

afectados por hurto de energía ya tratados en el Expediente

ENRE Nº 800/94;

Que respecto de otros casos, que se analizan en los siguientes

Considerandos, no resulta procedente aceptar el descargo

formulado por «EDENOR S.A.»;

Que en ese sentido se encuentra el identificado como ID128-

SIAIS 140/81 referido a la indisponibilidad provocada por el

ingreso de un animal en una cámara, extremo este que la

concesionaria se encuentra en condiciones de prever y evitar;

Que en cuanto al caso ID 130-SIAIS 274/02, la prueba

aportada tendiente a acreditar que la concesionaria arbitró todos

los medios razonables para evitar el ingreso de terceros a las

cámaras, no pudo demostrar que en el supuesto de que se trata la

cámara 77190 estuviera cerrada con candado probándose por

el contrario que no siempre lo estaba;

Que con respecto a los casos identificados como ID150-

SIAIS 651/51 y ID120-SIAIS 354/81 en que las indisponibilidades

se atribuyeron a la apoyatura de un ave sobre una cámara de

transformación, debe entenderse que la distribuidora debe arbitrar

los medios necesarios para evitar los cortes de servicio por estas

razones, siendo que además, la prueba producida respecto del

primero de los casos indicados no resultó convincente para atribuir

la indisponibilidad a la circunstancia apuntada;

Que con relación al caso indicado como ID38- SIAIS 4060

la distribuidora no ha aportado pruebas que acreditasen la fuerza

mayor invocada;

Que en cuanto a los casos indicados como ID129 del 19/

03/94, ID133 del 22/03/94, ID149 del 30/03/94, ID93 del

06/05/94, ID138 del 17/05/94, ID126 del 29/06/94 e ID35

del 21/08/94 la concesionaria no ofreció ni produjo pruebas;

Que en consecuencia con lo indicado en los Considerandos

precedentes procede, de conformidad con el punto 5.3 del

Subanexo 4 del Contrato de Concesión, aplicar la sanción

establecida en el punto 5.5.2 de mismo;

Que en razón del monto de la penalidad que corresponde

aplicar, dado lo exiguo de la bonificación que para cada usuario

resultaría de ello, se estima apropiado diferir la oportunidad de

su efectivo pago para cuando así se disponga.

Que en la tramitación de las presentes actuaciones se ha

respetado el debido proceso y se ha producido el correspondiente




Resolución en virtud de lo dispuesto en los artículos 56 inciso o) y

63 inciso g) de la Ley Nº 24.065;

Por ello:


ELECTRICIDAD

RESUELVE:

ARTICULO 1.- Sancionar a «EDENOR S.A.» por el apartamiento

a los niveles de calidad del servicio técnico a que se refieren los

antecedentes obrantes en el expediente ENRE Nº 826/94 con

una multa de VEINTISIETE MIL NOVECIENTOS DIEZ PESOS ($

27.910).


directamente a los usuarios de conformidad con la normativa

vigente en la oportunidad que el Organismo determine.

ARTICULO 3.- “EDENOR S.A.» deberá acreditar ante el ENTE

NACIONAL REGULADOR DE LA ELECTRICIDAD dentro de los

noventa días de haber dado cumplimiento a lo dispuesto en la

presente Resolución tal circunstancia, mediante certificación

expedida por la empresa que habitualmente efectúa la auditoría

externa a esa distribuidora.

ARTICULO 4.- Notifíquese a «EDENOR S.A.».




ACTA Nº 159

Carlos A. Mattausch

Presidente



BUENOS AIRES, 4 DE JULIO DE 1995

VISTO: El Expediente ENRE Nº 825/94 en el que tramita el

rechazo de las causales de fuerza mayor alegadas por «EDESUR

S.A.» correspondientes al segundo semestre de control, y

CONSIDERANDO: Que en el expediente referido en el Visto

se formularon cargos a «EDESUR S.A.» por incumplimientos a las

obligaciones contempladas en el artículo 25 inciso a) del Contrato

de Concesión y en los puntos 3 y 3.1 del Subanexo 4 del referido

contrato, en el semestre comprendido entre el 1 de marzo y el 31

de agosto de 1994 respecto a la calidad del servicio técnico por

interrupciones internas a la red donde la concesionaria ha alegado

caso fortuito o fuerza mayor;

Que a fojas 20/108 del expediente mencionado en el Visto

«EDESUR S.A.» efectuó su descargo y ofreció pruebas, las que

fueron producidas en el expediente;

Que el descargo de la concesionaria debe ser aceptado, en

función de la prueba producida, respecto de casos en los que

efectivamente se verificó la existencia del caso fortuito o la fuerza

mayor alegados;

Que respecto de otros casos, que se analizan en los siguientes

considerandos, no resulta procedente aceptar el descargo

formulado por «EDESUR S.A.»;

Que entre ellos se encuentra el cargo identificado como

C501, en que la distribuidora no ha diligenciado prueba alguna

destinada a acreditar la causal de fuerza mayor invocada;

Que también debe rechazarse la causal invocada respecto

al cargo identificado como C502, dado que siendo de la esencia

del régimen de aceptación de la fuerza mayor que quién la invoca

demuestre que se tomaron los debidos recaudos para prevenir su

acaecimiento, las declaraciones testimoniales de fojas 237 y 343,

por un lado y de fojas 338 y 353, por el otro, contradictorias

entre sí, no acreditan que se hubieran adoptado medidas de

cerramiento razonables como para impedir el acceso de personas

al recinto;

Que con respecto a los cargos identificados como C506/

507/508, las declaraciones de fojas 265 y 352 y las actas

notariales de fojas 278/284 así como la cronología de los hechos,

visto en función de la proximidad de ubicación de las cámaras

afectadas, permiten determinar que en algunos casos no se han

acreditado suficientemente las medidas de prevención en cuanto

al cerramiento de las cámaras o que no existió un adecuado sistema

de control del propio personal de la empresa que manejaba las

llaves de acceso o que no ha sido acreditado categóricamente

que el o los autores del sabotaje sean terceros ajenos a la

distribuidora, induciendo la prueba producida, por el contrario,

a la seria sospecha de que se trató de personal bajo su

dependencia, por lo que corresponde rechazar en estos casos la

causal invocada;

Que con relación al cargo identificado como P755, no se

produjeron pruebas tendientes a acreditar la eximente invocada,

por lo que corresponde el rechazo de la causal invocada;

Que respecto al cargo C564, las declaraciones de fojas

949/51 y 1086 en cuanto al posible origen del fuego resultan

contradictorias con el informe producido a fojas 347/9 por la

Superintendencia Federal de Bomberos, agregándose a ello que

en el supuesto que el fuego hubiera tenido un origen intencional,

no ha quedado acreditado suficientemente que se hubiesen tomado

medidas de prevención adecuadas en cuanto a impedir o dificultar

gravemente el ingreso de extraños, por lo que corresponde

rechazar la causal también en este caso;

Que en relación al cargo identificado como P837, de las

manifestaciones de la distribuidora y del informe producido por

Román Ingeniería a fojas 151 surge que la empresa causante del

desperfecto era contratista de «EDESUR S.A.», por lo que actuaba

“por cuenta y orden” de la misma y consiguientemente el hecho

no le es ajeno como para que pueda ser considerado fuerza mayor,

correspondiendo rechazar la causal invocada;

Que con respecto a los casos C202, P264, C455/6, C458/

60, C462, C478/9, C480, C493, C495/6, C513, C547, C571,

C581/2, C604 y C560, la invocación de la causal de caso fortuito

o fuerza mayor respecto de los mismos continúa sustanciándose,

por lo que sobre los mismos se resolverá en la oportunidad que

corresponda;

Que en consecuencia con lo indicado en los considerandos

precedentes corresponde, de conformidad con el punto 5.3 del

Subanexo 4 del Contrato de Concesión, aplicar la sanción

establecida en el punto 5.5.2 de mismo Subanexo;

Que en razón del monto de la penalidad a aplicar, dado lo

exiguo de la bonificación que para cada usuario resultaría de

ello, se estima apropiado diferir la oportunidad de su efectivo

pago para cuando así se disponga;

Que en la tramitación de las presentes actuaciones se ha

respetado el debido proceso y se ha producido el correspondiente




resolución en virtud de lo dispuesto en los artículos 56 inciso o) y

63 inciso g) de la Ley Nº 24.065;

Por ello:


ELECTRICIDAD

RESUELVE:

ARTICULO 1.- Sancionar a «EDESUR S.A.» por el apartamiento

a los niveles de calidad del servicio técnico a que se refieren los

antecedentes obrantes en el expediente ENRE Nº 825/94 con

una multa de VEINTITRÉS MIL TRESCIENTOS VEINTE PESOS ($

23.320)


directamente a los usuarios de conformidad con la normativa

vigente en la oportunidad que el organismo determine.

ARTICULO 3.- «EDESUR S.A.» deberá acreditar ante el ENTE



noventa días de haber dado cumplimiento a la presente Resolución,

tal circunstancia, mediante certificación expedida por la empresa

que habitualmente efectúa la auditoría externa a esa distribuidora.

ARTICULO 4.- Notifíquese a «EDESUR S.A.» .




ACTA Nº 159

Carlos A. Mattausch

Presidente

las sanciones correspondientes;

Que con respecto al punto PNR48B79, “EDENOR S.A.”

solicita que se limite la extensión de la penalización por calidad

del producto hasta la fecha del acta notarial que obra a fojas

384/385 del expediente del Visto;

Que al respecto corresponde rechazar la pretensión de la

distribuidora toda vez que la misma no acreditó de modo

fehaciente sus dichos;

Que con respecto a los puntos seleccionados por el ENRE

que se corresponderían con clientes de la empresa abastecidos

por centros de transformación MT/BT calificados como

carenciados, no procede hacer lugar a la exclusión solicitada en

consideración a los conceptos contenidos en nota ENRE Nº 4136,

oportunamente remitida a la distribuidora;

Que respecto a los centros de transformación MT/BT

identificados como CNI3NB27, CNI45B40, CNI46B07, CNI46B37,

CNV39B17, CNI39B42, CNI3DB33 y CNI3DB34, corresponde

aceptar el descargo presentado, dado que dichos centros fueron

nuevamente medidos en semestres posteriores con otros números

de identificación ENRE;

Que asimismo corresponde aceptar el descargo en cuanto

a las remediciones en los centros identificados como CNV3OB12,

CNV3OB13, CNI39B11, CNI41B39, CNI3NB41, CNI44A29,

CNI39B19 y CNI48B27, no tenidas en cuenta por el ENRE por no

haber remitido la distribuidora en su oportunidad los informes

respectivos a cada procesamiento;

Que con respecto al incumplimiento en el relevamiento y

procesamiento de la información referida a los puntos

seleccionados por el ENRE, “EDENOR S.A.” reitera en su descargo

a fojas 288 del expediente del Visto, su posición mantenida en

otros expedientes referida a la cantidad de mediciones a

seleccionar en puntos seleccionados por el ENRE;

Que corresponde desestimar dicha fundamentación y reiterar

los conceptos contenidos en el expediente ENRE Nº 815/94 los

que, “brevitatis causae”, se dan por reproducidos en el presente

correspondiendo por lo tanto aplicar sanción por el incumplimiento

detectado del 44,2% en la instalación de equipos y del 5,3% por

las mediciones fallidas;

Que sin perjuicio de aceptar el descargo formulado por

“EDENOR S.A.” por cuanto los valores de tensión cero en los

archivos de mediciones de tensión de las barras MT de las

Subestaciones AT/MT deben considerarse como válidos, procede

sin embargo sancionar el incumplimiento incurrido del 18,3% en

el relevamiento y procesamiento de la información referida a las

barras de media tensión de las Subestaciones AT/MT;

Que para los casos de fuerza mayor en los que “EDENOR

S.A.” alegó como causa “descargas atmosféricas “, identificados

con los números N° 25 y 30 del mes de noviembre de 1994, Nº

3, 5 y 38 del mes de diciembre de 1994, Nº 7, 18, 20 y 44 del

mes de enero de 1995 y Nº 1, 4, 19 y 34 del mes de febrero de

1995, debe rechazarse la causal invocada dado que con las

pruebas sustanciadas la distribuidora no ha acreditado que las

condiciones de diseño de la instalación sean acordes al nivel

ceráunico de la zona;

Que tampoco se ha precisado tanto el efectivo acaecimiento


BUENOS AIRES, 30 de Noviembre 1995


CONSIDERANDO: Que a fojas 237 «EDENOR S.A.» fue

notificada de la Resolución del Responsable del Área Control

Contratos de Concesión de Servicios Públicos Nº 67 del 25 de

julio de 1995, por la que se formularon cargos por incumplimiento


y puntos 2, 2.1, 3 y 3.1 del Subanexo 4 del referido contrato

respecto de los niveles de calidad del producto técnico y de calidad

del servicio técnico correspondientes al tercer semestre de control

-periodo setiembre/94 a febrero/95-, y puntos 5.5.1 y 5.5.2 del

Subanexo 4 del Contrato de Concesión respecto del relevamiento

y procesamiento de datos que permiten evaluar la calidad del

producto y del servicio técnico;

Que la distribuidora efectuó oportunamente su descargo

mediante presentación obrante a fojas 248/392 del expediente

indicado;

Que en cuanto a puntos seleccionados por el ENRE,

corresponde aceptar el descargo formulado por la distribuidora

en los casos de puntos identificados como PNV3OB44,

PNV3OP03, PNR3OP20, PNJ3NB28, PNV3DB27, PNI41B70,

PNM42B16, PNM42B05, PNI4OP85, PNV46B52, PNM41B02,

PNM41B04, PNM49B23 y PNM48B13, debido a que los mismos

fueron remediados en semestres posteriores;

Que en el caso particular del punto PNM44B09, dado la

imposibilidad que se le presentó a la distribuidora de verificar la

solución del problema de baja tensión que afectaba al usuario,

procede no computar la penalización a partir del 30/11/94;

Que respecto al punto PNM47B10, en el cual la distribuidora

no pudo verificar la solución del problema de baja tensión debido

a que el usuario no permitió la instalación del equipo de

registración, corresponde no continuar con la penalización a partir

del 30/11/94;

Que para el caso del punto PNM49B18, de conformidad

con la prueba ofrecida por la distribuidora y antecedentes obrantes

en los reclamos Nº 25342 y 13278/94, no resultan admisibles

las razones aducidas en el descargo por lo que deben aplicarse


del fenómeno meteorológico como, en su caso, la intensidad del

rayo al que se imputa la indisponibilidad, lo que hubiera permitido

evaluar la eventualidad de una descarga excepcional o si ésta

debiera haber sido soportable por las instalaciones, en el supuesto

de que ellas estuvieran diseñadas de acuerdo a las reglas del

arte;

Que para los casos indicados con los Nº 25 y 30 del mes de

noviembre de 1994 en que se han aportado fotografías, si bien

de ellas puede inferirse la ocurrencia de un cortocircuito y de los

daños alegados, sin embargo no puede asegurarse que tales daños

hayan sido causados por una descarga atmosférica excepcional

ni que las condiciones de diseño de las instalaciones sean las

adecuadas, siendo procedente la aplicación de sanciones;

Que esta conclusión se encuentra avalada por el contenido

del Informe Técnico ENRE 049 elaborado por la Universidad

Nacional de La Plata sobre la acción de estos fenómenos

meteorológicos como causa de interrupción o daño sobre las

instalaciones;

Que no resulta procedente aceptar el descargo formulado

por la distribuidora para los casos Nº 8 y 9 del mes de octubre de

1994, por cuanto se alegó que la causa de la interrupción fue un

tornado y fuertes vientos mientras que de las pruebas aportadas

no surge de un modo cierto la acreditación de la causal que se

alega;

Que en cuanto al caso N° 15 del mismo mes, en que

“EDENOR S.A.” alegó el choque de un automóvil contra una

columna de una LAMT como causal de una interrupción, en su

descargo la distribuidora no agregó otras pruebas con las que

pudiera acreditarse tal circunstancia, siendo que las pruebas

aportadas en el Expte ENRE N° 797/94 corresponden a

manifestaciones del personal de la propia distribuidora que no

presenció el hecho, por lo que corresponde rechazar el descargo

y aplicar sanción;

Que para los casos de los meses de diciembre de 1994,

enero y febrero de 1995 en los que se alegó como causa de las

interrupciones ramas sobre las líneas aéreas de media tensión,

no corresponde aceptar su descargo en los casos identificados

como Nº 13 del mes de diciembre de 1994, Nº 22 del mes de

enero de 1995 y Nº 1, 4 y 19 del mes de febrero de 1995 por no

haberse acreditado con las pruebas aportadas la imposibilidad

de la distribuidora de efectuar la poda, o haber efectuado poda

sistemática, o que en la fecha de acaecida la interrupción fuertes

vientos se hubieran producido;.

Que no resulta procedente aceptar la causal invocada en

los casos ocurridos durante el mes de enero de 1995 e identificados

como Nº 37 y 41, dado que en las pruebas presentadas e incluidas

en el Expte. ENRE Nº 985/95 se acompañaron fotografías de las

que no surge de modo cierto que se trate de las instalaciones

afectadas en cuanto a las circunstancias de lugar y tiempo;

Que, por otra parte, de dichas pruebas y declaraciones

testimoniales no surge que los trabajos hubiesen estado a cargo

de un tercero por quien la distribuidora no debe responder;

Que con referencia a la pretensión formulada por “EDENOR

S.A.” en su descargo en el sentido de que las interrupciones

programadas no deben ser incluidas en el cómputo de

indisponibilidades, por entender que de las disposiciones del

Contrato de Concesión surge que sólo son penalizables las

interrupciones intempestivas o fallas, corresponde reiterar la

posición fijada por el organismo en oportunidad del dictado de

las Resoluciones ENRE N° 80/94 y 90/95 que definió que toda

contingencia en la red, sea programada o intempestiva, debe ser

sancionada;

Que para el caso de las interrupciones asentadas en el Libro

de Guardia de Media Tensión y de la SACME que no fueron

incluidas por “EDENOR S.A.” en el Canal Semestral, corresponde

aceptar el descargo formulado para las interrupciones del

alimentador 16870 de la S.E. Catan ocurrida el 07/10/94, del

alimentador 3314 de la S.E. Austria con fecha del 11/10/94 y

del alimentador 29600 de la Zona San Miguel producida el 27/

11/94;

Que en cambio, a los efectos de la interrupción del

alimentador 26921 de la Zona Morón, asentada en el Libro de

Guardia de M.T. y ocurrida el 18/09/94, la cual aparece anulada

por la distribuidora sin mediar una justificación al respecto,

corresponde computarla a los efectos de las sanciones a establecer,

criterio éste que resulta aplicable respecto de la interrupción del

alimentador 3600 de la Zona Norte asentada como ocurrida el

10/12/94 y alimentador 6520 de la Zona San Justo registrada

como ocurrida el 17/12/94;

Que en el caso de la interrupción del alimentador 23705

de la Zona Norte, asentada en el Libro de Guardia como ocurrida

el 01/11/94, le fue posteriormente corregida su fecha al 31/

10/94, con bono de identificación Nº 3985, y si bien la

distribuidora aduce que la misma fue anulada por existir una

supuesta duplicación, dado que en el informe semestral la

interrupción del 31/10/94 no fue informada, no corresponde

aceptar el descargo;

Que en cuanto a la interrupción del alimentador 6533 de la

Zona San Justo contenida en la formulación de cargos, que figura

en el Libro de Guardia como ocurrida el 09/11/94 y con una

duración de 33 minutos, dicha constancia fue anulada en el

mencionado libro sin mediar una justificación al respecto y dado

que “EDENOR S.A.” hace referencia en su descargo a otra

interrupción del mismo alimentador, menor a 3 minutos y ocurrida

el día 1/11/94, no corresponde hacer lugar al descargo

presentado;

Que con referencia a cada uno de los 12 casos de

interrupciones declaradas en el Canal Semestral con duraciones

menores a las del Informe Diario, la distribuidora fundamenta en

su descargo que la duración declarada en el Informe Semestral es

coincidente con la asentada en los Libros de Guardia de M.T.,

pero no se explica el origen de las diferencias en las duraciones

con respecto al Informe Diario;

Que dado que las interrupciones declaradas por los distintos

canales de información que emplea la distribuidora para informar

al ENRE deben ser consistentes y coincidentes, con carácter de

declaración definitiva, no procede aceptar el descargo formulado

por “EDENOR S.A.”;

Que para el caso de las interrupciones registradas por los

equipos de control de la Calidad de Producto Técnico, “EDENOR


interrupciones no informadas o con distinta duración, debe

considerarse el accionar de la distribuidora como un

incumplimiento con un grado del 3 % respecto del total de

interrupciones declaradas en el semestre en el procesamiento y

relevamiento de la información;

Que la presente resolución no comprende la consideración

de los supuestos de fuerza mayor correspondientes al tercer

semestre de control que continúan tramitándose a la fecha por

haber terceros individualizados como presuntamente responsables;


precedentes “EDENOR S.A.” ha incumplido con lo dispuesto en

el artículo 25 inciso a) del Contrato de Concesión y puntos 2, 2.1,

3 y 3.1 del Subanexo 4 del referido contrato respecto de los

niveles de calidad del producto técnico y de calidad del servicio

técnico, y puntos 5.5.1 y 5.5.2 del Subanexo 4 respecto del

relevamiento y procesamiento de datos que permiten evaluar la

calidad del producto y del servicio técnico correspondiendo, por

ello, aplicar las sanciones pertinentes;

Que debe resolverse acerca del destino de las penalidades

que correspondan a clientes dados de baja durante o después del

semestre controlado y que no sean percibidos por estos luego de

ser convocados para ello;

Que el monto de las multas debe favorecer a los usuarios en

general, independientemente de la determinación de quienes

fueron titulares del servicio en el período del que se derivó la

sanción, máxime teniendo en cuenta la globalidad de las

bonificaciones establecida para la Etapa 1 de control;


sanciones dispuestas en la Resolución ENRE Nº 118/95 a fin de

que se efectivicen en la misma oportunidad que las dispuestas en

la presente resolución;


los principios del debido proceso, habiéndose producido el

correspondiente dictamen técnico y legal;





24.065;

Por ello:


ELECTRICIDAD

RESUELVE:

ARTICULO 1.- Sancionar a “EDENOR S.A.” por el apartamiento

a los niveles de calidad del producto técnico en el semestre

comprendido entre el 1º de setiembre de 1994 y el 28 de febrero

de 1995 con una multa de PESOS DOSCIENTOS ONCE MIL

CUATROCIENTOS OCHENTA Y DOS CON OCHO CENTAVOS

($211.482,08) de acuerdo al detalle efectuado en el Anexo a la


ARTICULO 2.- Sancionar a “EDENOR S.A.” por el apartamiento

a los niveles de calidad del servicio técnico en el semestre

S.A.” aduce en su descargo que respecto a “...los equipos de

registros Kalay utilizados para la medición de la calidad del

producto técnico, cabe afirmar que los mismos por sus

características técnicas no resultan aptos para detectar con

precisión la existencia de interrupciones del suministro, ni el tiempo

de duración, ni el alimentador afectado.”;

Que al respecto, dado que los registradores se han instalado

sobre las barras de salida de los centros transformación MT/BT

según lo indicado en el Subanexo 4 del Contrato de Concesión,

cualquier reducción de la tensión por debajo del 22% de carácter

no transitorio sólo puede estar asociado a eventos ocurridos en la

red de MT y/o en el transformador MT/BT;

Que en régimen normal, no transitorio, no se evidencian

razones técnicas que justifiquen una tensión inferior a 172 V en

bornes de BT del transformador, a no ser que se trate de un

desequilibrio de tensiones originado por la falta de tensión en

alguna de sus fases en la red de MT;

Que dicha situación es consistente con el resultado del

análisis de los registros de mediciones en centros de transformación

MT/BT de “EDENOR S.A.” realizados desde el inicio del período

de control, donde se verifica que en la mayoría de los casos en

que los centros resultaron penalizados se debió a tensiones que

superaban el +7% o +10% de su tensión nominal, según el tipo de

red considerada;

Que de acuerdo a los ensayos realizados a los equipos

registradores KALAY por el laboratorio de Alta Tensión de la

Universidad Nacional de la Plata, se ha verificado que son aptos

para superar los efectos de las perturbaciones y discriminarlas de

los cortes de suministro en función de la duración de los mismos;

Que, por lo tanto, los equipos registran tanto las

perturbaciones como los cortes de suministro en el archivo de la

medición, indicando la duración del evento; que también se ha

verificado que una vez restablecida las condiciones normales de

suministro, el equipo continúa registrando sin inconvenientes;

Que la metodología empleada para efectuar el contraste

de la información de las interrupciones registradas por los equipo

Kalay con las informadas por la distribuidora se realizó en primera

instancia por el día y la hora de inicio, considerando una ventana

móvil de 30 minutos para contemplar apartamientos tanto en la

puesta en hora de los relojes de los registradores como en las

horas de inicio de las interrupciones informadas por la empresa;

Que la metodología incluye la realización posterior de

diversos análisis de consistencia que permiten vincular las

interrupciones registradas por los equipo Kalay con las informadas

por la distribuidora, de los que surgen que la identificación del

alimentador es el resultante de la propia metodología y no de la

división de red normal;

Que sobre la base de lo expuesto, y dado que “EDENOR

S.A.” no ha presentado elementos que justifiquen tanto las

discrepancias en la duración de las interrupciones como aquellos

registros de la campaña de medición de calidad del producto

técnico que no se corresponden con alguna de las interrupciones

declaradas por la empresa, no debe aceptarse el descargo

formulado;

Que por ello, habiéndose detectado la existencia de 93



de 1995 con una multa de PESOS OCHENTA Y CINCO MIL

SEISCIENTOS ($85.600,00), conforme al detalle que surge del

Anexo que integra la presente resolución.

ARTICULO 3.- Sancionar a “EDENOR S.A.» por el incumplimiento



en el semestre comprendido entre el 1º de setiembre de 1994 y el

28 de febrero de 1995 con una multa de PESOS CUATROCIENTOS

OCHO MIL CIENTO SIETE ($408.107,00).

ARTICULO 4.- Sancionar a “EDENOR S.A.” por el incumplimiento




28 de febrero de 1995 con una multa de CIENTO SESENTA MIL

CUATROCIENTOS VEINTICINCO ($160.425,00).

ARTICULO 5.- El importe de las multas establecidas en los artículos

1 y 2 de la presente resolución deberá ser acreditado en la primera

facturación que la distribuidora emita a los usuarios afectados

transcurridos QUINCE (15) días hábiles administrativos contados

a partir de notificada la presente.

El importe de las multas establecidas en los artículos 3 y 4 de la

presente resolución deberá ser pagado al ENTE NACIONAL

REGULADOR DE LA ELECTRICIDAD dentro del plazo máximo de

CINCO (5) días hábiles administrativos contados a partir de

notificada la presente. Todo lo dispuesto en este artículo bajo



primer párrafo del artículo precedente deberá consignarse en la

factura de los usuarios a quienes corresponda con la siguiente

inscripción: “Bonificación por multa Res ENRE Nº 267/95 “




“EDENOR S.A.» deberá fijar lugares de pago, como mínimo, en











ARTICULO 9.- En la oportunidad que el ENRE determine “EDENOR

S.A.” deberá acreditar a favor de los usuarios existentes los

importes no percibidos por los usuarios a que se refiere el artículo

7 de este acto.

A los fines establecidos en la primera parte de este artículo

«EDENOR S.A .» deberá informar al ENTE NACIONAL

REGULADOR DE LA ELECTRICIDAD dentro de los NOVENTA (90)

días hábiles administrativos a partir de notificada la presente,

sobre los importes no percibidos por los usuarios a que refiere el

artículo 7 de esta resolución.



administrativos a partir de notificada la presente, “EDENOR S.A.”



certificada por su Auditor Externo, todo ello bajo apercibimiento

de ejecución.



observando el procedimiento establecido en los artículos 5, 6 -

indicando el número de la resolución precedentemente citada - 7,

8, 9 y 10 de la presente resolución.

ARTICULO 12.- Notifíquese a “EDENOR S.A.”




ACTA Nº 199

Carlos A. Mattausch

Presidente

Control Concesiones de DistribuciónRESULTADO S DEL 3º SEM ESTRE DE C O NTRO L

PERIO DO SETIEM BRE 94 - FEBRERO 95

EDENOR S.A.


a) Apartamientos a los límites establecidos en el Contrato de ConcesiónPRO DUC TO TECNICO TO TALPuntos Seleccionados EN RE $ 166.156,30C entros de Transform ación M T/BT $ 45.325,78

Barras de M T $ 0

TO TA L $ 211.482,08

SERVICIO TEC NIC O



Resultado 2,495 4,995 1,665 2,963

Lím ite 2,5 9,7 1,6 5,8

% Lím ite % 99,8 % 51,5 % 104,1 % 51,11

Penalización $ 0 $0 $ 85.600 $ 0

TO TA L $ 85.600

PRO DUC TO TECNICO $ 211.482,08

SERVICIO TEC NIC O $ 85.600,00

PENALIZAC IO N $ 297.082,08

b) Incumplimientos en el relevamiento y procesamiento de la informaciónPRO DUC TO TECNICO INC UM PLIM IENTO PEN ALIZAC IO N

Puntos Seleccionados EN RE 49,5 % $ 310.660

C entros de Transform ación M T/BT 0 % $ 0

Barras de M edia Tensión en ET A T/M T 18,3 % $ 97.447

TO TA L $ 408.107

SERVICIO TEC NIC O 3,0% $ 160.425



VISTO: El Expediente ENRE Nº 1309/95

CONSIDERANDO: Que a fojas 215 «EDESUR S.A.» fue


notificada de la Resolución del Responsable del Área Control

Contratos de Concesión de Servicios Públicos Nº 68 del 26 de

julio de 1995, por la que se formularon cargos por incumplimiento


y puntos 2, 2.1, 3 y 3.1 del Subanexo 4 del referido contrato

respecto de los niveles de calidad del producto técnico y de calidad

del servicio técnico correspondientes al tercer semestre de control

-período setiembre/94 a febrero/95-, y puntos 5.5.1 y 5.5.2 del

Subanexo 4 del Contrato de Concesión respecto del relevamiento


producto y del servicio técnico;

Que la distribuidora efectuó oportunamente su descargo

mediante presentación obrante a fojas 232/570 del expediente

indicado;

Que en cuanto a puntos seleccionados por el ENRE, dado

que «EDESUR S.A.» no ha efectuado descargo en lo que respecta

a los apartamientos registrados en los niveles del producto técnico,

corresponde aplicar la sanción en los términos del cargo formulado

a fojas 9 y su acreditación a los usuarios nominados a fojas 15/

63 del citado expediente;

Que respecto a los centros de transformación MT/BT

identificados como CSC3DB18, CSC3OB11, CSQ39B16,

CSC48B23, CST44B25, CSA44A04 y CSL4OA49 corresponde

aceptar el descargo presentado, dado que las remediciones en

dichos centros no fueron consideradas en la formulación de cargos;

Que asimismo corresponde aceptar el descargo en el caso

de los centros identificados como CSL46B34 y CSL46B50 que

fueron informados erróneamente por la distribuidora como

penalizables;

Que en el caso de la medición realizada en el centro 18179

de la sucursal Lomas de Zamora e identificada con número ENRE

CSL4NA11, corresponde hacer lugar a la solicitud de “EDESUR

S.A.” de que dicha medición sea considerada como fallida,

debiéndose levantar el correspondiente cargo;

Que con respecto a los centros denominados como

CSL49B22, CSL4OA21 y CSL4OA25, corresponde aceptar el

descargo formulado por cuanto los archivos de las mediciones

fueron procesados por el ENRE considerando otro tipo de

instalación;


procesamiento de la información referida a los puntos

seleccionados por el ENRE, “EDESUR S.A.” reitera en su descargo,

a fojas 268 del expediente del Visto, su posición mantenida en

otros expedientes referida a la cantidad de mediciones a realizar

en puntos seleccionados por el ENRE;

Que corresponde desestimar dicha fundamentación y reiterar

los conceptos contenidos en el expediente ENRE Nº 816/94 los

que, “brevitatis causae” se dan por reproducidos en el presente;

Que referido a la solicitud de “EDESUR S.A.” de añadir los

casos de mediciones no realizadas por causas ajenas a la empresa

al total de mediciones válidas realizadas, tal situación es

contemplada cuando los usuarios desconectan el equipo y por lo

tanto son consideradas como mediciones válidas y no penalizadas;

Que para los otros casos citados por la distribuidora, los

que se caracterizan por la no instalación del equipo de medición,

no corresponde hacer lugar al descargo dado que por los

inconvenientes señalados, el ENRE adiciona 30 mediciones

alternativas a las 100 básicas solicitadas, de forma que la empresa

pueda cumplir con las 100 mediciones requeridas entre las 130

remitidas;

Que por lo tanto corresponde aplicar sanción por el

incumplimiento incurrido del 55,8% en la instalación de equipos y

del 10,7% por las mediciones fallidas;


procesamiento de la información referida a los centros de

transformación MT/BT, “EDESUR S.A.”. no ha efectuado descargo

acerca del incumplimiento incurrido del 1,5% por registros no

válidos, correspondiendo la aplicación de sanción;

Que asimismo procede sancionar a “EDESUR S.A.” por el

incumplimiento incurrido del 43,6% en el relevamiento y

procesamiento de la información referida a las barras de media

tensión de las Subestaciones AT/MT;

Que para los casos de interrupciones en que “EDESUR S.A.”

alegó causales de fuerza mayor, no se meritúa en esta resolución

su procedencia debido a que no se han superado los límites de

los indicadores de calidad del servicio que determinarían

penalizaciones cuya exclusión pudiera resultar justificada en

consideración a las causales alegadas;

Que con respecto a la contingencia N° 1556 asentada en

el Libro de Guardia de media tensión de la distribuidora, producto

de la salida de servicio de la S.E. CALZADA y que no fuera

informada por “EDESUR S.A.» por el canal semestral, corresponde

aplicar la sanción por el incumplimiento detectado dado que la

empresa no aclara en su descargo el motivo por el cual no fue

informada oportunamente;

Que como resultado de las auditorías realizadas, se han

detectado interrupciones asentadas en el Libro de Guardia de

media tensión de la distribuidora con duración menor o igual a 3

minutos, que no han sido incluidas en el canal semestral, y si bien

tales interrupciones no se consideran a los fines de la determinación

de los indicadores de calidad del servicio técnico, la distribuidora

ha incumplido con lo establecido en el Anexo 1 punto 3c de la

Resolución ENRE Nº 138/94, por lo que corresponde resolver

sobre tal incumplimiento;

Que en el caso de las interrupciones declaradas por

AGUEERA que no fueron informadas por «EDESUR S.A.» por el

canal mensual, y en vista que la empresa no aclara en su descargo

el motivo por el cual no fueron informadas oportunamente, procede

aplicar la sanción por el incumplimiento detectado;

Que para el caso de las interrupciones registradas por los

equipos de control de la calidad del producto técnico, “EDESUR

S.A.” aduce en su descargo que respecto de los equipos de registros

Kalay dadas sus características técnicas “...no son idóneos para

controlar la calidad del servicio técnico...”;

Que al respecto, dado que los registradores se han instalado

sobre las barras de salida de los centros transformación MT/BT

según lo indicado en el Subanexo 4 del Contrato de Concesión,

cualquier reducción de la tensión por debajo de 172V de carácter

no transitorio sólo puede estar asociado a eventos ocurridos en la

red de MT y/o transformador MT/BT;

Que dicha situación es consistente con el resultado del


análisis de los registros de mediciones en centros de transformación

MT/BT de “EDESUR S.A.” realizados desde el inicio del período

de control, donde se verifica que en la mayoría de los casos en

que los centros resultaron penalizados se debió a tensiones que

superaban el +7% o +10% de su tensión nominal, según el tipo de

red considerada;

Que de acuerdo a los ensayos realizados por el Laboratorio

de Alta Tensión de la Universidad Nacional de La Plata a los

equipos registradores KALAY y las correspondientes unidades de

memoria, se ha verificado que son aptos para superar los efectos

de las perturbaciones y discriminarlas de los cortes de suministro

en función de la duración de los mismos;

Que, por lo tanto, los equipos registran tanto las

perturbaciones como los cortes de suministro en el archivo de la

medición, indicando la duración del evento, habiéndose también

verificado que una vez restablecidas las condiciones normales de

suministro, el equipo continúa registrando sin inconvenientes;

Que la metodología empleada para efectuar el contraste

de la información de las interrupciones registradas por los equipo

Kalay con las informadas por la distribuidora se realizó en primera

instancia por el día y la hora de inicio, considerando una ventana

móvil de 30 minutos para contemplar apartamientos tanto en la

puesta en hora de los relojes de los registradores como en las

horas de inicio de las interrupciones informadas por la empresa;

Que la metodología incluye la realización posterior de

diversos análisis de consistencia que permiten vincular las

interrupciones registradas por los equipos Kalay con las informadas

por la distribuidora, de los que surgen que la identificación del

alimentador es el resultante de la propia metodología y no de la

división de red normal;

Que debe rechazarse la impugnación efectuada por la

distribuidora a las registraciones efectuadas con equipos KALAY

para controlar las interrupciones en la red de M.T.;

Que ello es así por cuanto al operar un fusible de media

tensión o cortarse un puente de media tensión se está en presencia

de una contingencia en los términos en que la define el Subanexo

4 del Contrato de Concesión correspondiendo, en tal supuesto, la

aplicación de sanciones;

Que asimismo se considera que toda disminución de la

tensión de suministro mayor al 18% respecto de la nominal provoca

que el usuario no puede usar su equipamiento eléctrico e,

independientemente del valor que asuma la tensión, se está en

presencia de un corte de suministro el cual, en consecuencia, debe

ser registrado en el Libro de Guardia e informado al organismo;

Que de acuerdo a las consideraciones antes efectuadas

respecto de los medios de prueba de los que se vale el organismo,

debe rechazarse la atribuida falta de idoneidad de tales medios

que alega la distribuidora en su descargo desde que los mismos

no resultaron observados en los ensayos de perturbaciones a los

que fueron sometidos los equipos, careciendo de relevancia la

circunstancia de que la Resolución ENRE Nº 14/93 no exija que

el equipo de registro deba tener aptitud para registrar

interrupciones. siendo que a través de la medición de la tensión

es factible comprobar la existencia de una interrupción;.

Que en consecuencia, no ha resultado en el caso afectado

ningún derecho de la distribuidora ni afectados los principios del

debido proceso legal;.

Que sobre la base de lo expuesto y dado que “EDESUR

S.A.” no ha presentado elementos que justifiquen tanto las

discrepancias en la duración de las interrupciones como aquellos

registros de la campaña de medición de calidad del producto

técnico que no se corresponden con alguna de las interrupciones

declaradas por la empresa, no debe aceptarse el descargo

formulado;

Que por ello, habiéndose detectado la existencia de 178

interrupciones no informadas o con distinta duración, debe

considerarse el accionar de la distribuidora como un

incumplimiento con un grado del 14,5 % respecto del total de

interrupciones declaradas en el semestre en el procesamiento y

relevamiento de la información;


precedentes «EDESUR S.A.» ha incumplido con lo dispuesto en el

artículo 25 inciso a) del Contrato de Concesión y puntos 2, 2.1, 3

y 3.1 del Subanexo 4 del referido contrato respecto de los niveles

de calidad del producto técnico y de calidad del servicio técnico,

y puntos 5.5.1 y 5.5.2 del Subanexo 4 respecto del relevamiento


producto y del servicio técnico correspondiendo, por ello, aplicar

las sanciones pertinentes;

Que debe resolverse acerca del destino de las penalidades

que correspondan a clientes dados de baja durante o después del

semestre controlado y que no sean percibidos por estos luego de

ser convocados para ello;

Que el monto de las multas debe favorecer a los usuarios en

general, independientemente de la determinación de quienes

fueron titulares del servicio en el período del que se derivó la

sanción, máxime teniendo en cuenta la globalidad de las

bonificaciones establecidas para la Etapa 1 de control;


sanciones dispuestas en las resoluciones ENRE Nº 119//95 y 237/

95, a fin de que se efectivicen en la misma oportunidad que las

dispuestas en la presente resolución;


los principios del debido proceso, habiéndose producido el

correspondiente dictamen técnico y legal;





24.065;

Por ello:


ELECTRICIDAD

RESUELVE:

ARTICULO 1.- Sancionar a «EDESUR S.A.» por el apartamiento a

los niveles de calidad del producto técnico en el semestre



de 1995 con una multa de PESOS CINCUENTA Y UN MIL

OCHOCIENTOS VEINTISÉIS CON OCHENTA Y SEIS CENTAVOS

($51.826,86) de acuerdo al detalle efectuado en el Anexo a la


ARTICULO 2.- Sancionar a «EDESUR S.A.» por el incumplimiento




28 de febrero de 1995 con una multa de PESOS SEISCIENTOS

CINCUENTA Y TRES MIL SEISCIENTOS NOVENTA Y SEIS

($653.696,00).

ARTICULO 3.- Sancionar a «EDESUR S.A.» por el incumplimiento




28 de febrero de 1995 con una multa de SETECIENTOS SETENTA

Y CINCO MIL TRESCIENTOS OCHENTA Y SIETE ($775.387,00).

ARTICULO 4.- El importe de las multas establecidas en el artículo

1 de la presente resolución deberá ser acreditado en la primera

facturación que la distribuidora emita a los usuarios afectados

transcurridos QUINCE (15) días hábiles administrativos contados

a partir de notificada la presente.

El importe de las multas establecidas en los artículos 2 y 3 de la

presente resolución deberá ser pagado al ENTE NACIONAL

REGULADOR DE LA ELECTRICIDAD dentro del plazo máximo de

CINCO (5) días hábiles administrativos contados a partir de

notificada la presente. Todo lo dispuesto en este artículo bajo



primer párrafo del artículo precedente deberá consignarse en la

factura de los usuarios a quienes corresponda con la siguiente

inscripción: “Bonificación por multa Res. ENRE Nº 268/95 “




«EDESUR S.A.» deberá fijar lugares de pago, como mínimo, en











ARTICULO 8.- En la oportunidad que el ENRE determine «EDESUR

S.A.» deberá acreditar a favor de los usuarios existentes los

importes no percibidos por los usuarios a que se refiere el artículo

6 de este acto. A los fines establecidos en la primera parte de este

artículo «EDESUR S.A.» deberá informar al ENTE NACIONAL

REGULADOR DE LA ELECTRICIDAD dentro de los NOVENTA (90)

días hábiles administrativos a partir de notificada la presente,

sobre los importes no percibidos por los usuarios a que refiere el

artículo 6 de esta resolución.



administrativos a partir de notificada la presente, «EDESUR S.A.»



certificada por su Auditor Externo, todo ello bajo apercibimiento

de ejecución.

ARTICULO 10.- Las sanciones impuestas de conformidad a las

resoluciones ENRE números ENRE Nº 119/95 y 237/95 deberán

ser acreditadas y pagadas observando el procedimiento

establecido en los artículos 4, 5 -indicando el número de la

resolución precedentemente citada - 6, 7, 8 y 9 de la presente

resolución.

ARTICULO 11.- Apercibir severamente a «EDESUR S.A.» por

incumplir lo establecido en el Anexo 1 punto 3 c) de la Resolución

ENRE Nº 138/94 respecto a la falta de inclusión en el canal

semestral de interrupciones asentadas en el Libro de Guardia de

Media Tensión con duraciones menores o iguales a los 3 minutos,

considerándose al incumplimiento de que se trata como

antecedente a los efectos del agravamiento de las sanciones que

en cada caso corresponda.

ARTICULO 12.- Notifíquese a «EDESUR S.A.».




ACTA Nº 199

Carlos A. Mattausch

Presidente

Control Concesiones de DistribuciónRESULTADO S DEL 3º SEM ESTRE DE C O NTRO L

PERIO DO SETIEM BRE 94 - FEBRERO 95

EDESUR S.A.


a) Apartamientos a los límites establecidos en el Contrato de ConcesiónPRO DUCTO TEC NICO TO TALPuntos Seleccionados EN RE $ 15.160,71

C entros de Transform ación M T/BT $ 36.666,15

Barras de M T $ 0

TO TA L $ 51.826,86

SERVIC IO TECNICO



Resultado 2,280 4,841 1,491 3,163

Lím ite 2,5 9,7 1,6 5,8% Lím ite % 91,2 % 49,9 % 93,2 % 54,5

Penalización $ 0 $0 $ 0 $ 0

TO TA L $ 0

PRO DUCTO TEC NICO $ 51.826,86

SERVIC IO TECNICO $ 0,00

PENALIZACIO N $ 51.826,86

b) Incumplimientos en el relevamiento y procesamiento de la informaciónPRO DUCTO TEC NICO INC UM PLIM IEN TO PEN ALIZA C IO N

Puntos Seleccionados EN RE 66,5 % $ 413.539C entros de Transform ación M T/BT 1,5 % $ 7.987

Barras de M edia Tensión en ET AT/M T 43,6 % $ 232.170

TO TA L $ 653.696

SERVIC IO TECNICO 14,5% $ 775.387

Anexo 3.TTTTTARIFARIFARIFARIFARIFASASASASAS

Anexo 3TARIFAS - Resoluciones ENRE



VISTO: Lo solicitado por «EDESUR S.A.» y «EDENOR S.A.»y

CONSIDERANDO: Que corresponde efectuar el recálculo

de los Cuadros Tarifarios de las empresas «EDESUR S.A.» y

«EDENOR S.A.» aplicables al trimestre que comienza el 1ª de

Noviembre de 1994, teniendo en cuenta los precios de la Energía

y Potencia que surgen de la Programación Estacional para el

período Noviembre de 1994- Enero de 1995, aprobada mediante

Resolución S.E. Nº 315 del 25 de Octubre de 1994;

Que la Resolución S.E. Nº 326 del 27 de Octubre de 1994

determina los valores del Precio de Referencia de la Potencia

(POTREF) y del Precio Estacional para los Distribuidores de la

Energía (PEST) y los factores correspondientes al periodo

comprendido entre el 1º de noviembre de 1994 y el 31 de enero

de 1995;

Que conjuntamente con el recálculo del Cuadro Tarifario,

corresponde determinar el valor máximo de las tarifas por el

Servicio de Peaje para el mismo período, conforme el inciso 3 del

Capítulo 4 del Subanexo de los Contratos de Concesión;

Que “EDESUR S.A.” solicitó por su Nota Ger. Gen. Nº 611/

94 la inclusión en el cálculo del Cuadro Tarifario de los costos

emergentes de la Función Técnica de Transporte establecidos por

las Resoluciones de la SECRETARÍA DE ENERGÍA Nº 159/94 y

205/94, y que los incluyó en el cálculo del Cuadro Tarifario

presentado por Nota Ger. Gen. Nº 680/94;

Que asimismo “EDENOR S.A.” solicitó por nota del 8 de

Noviembre de 1994 la consideración en el cálculo del Cuadro

Tarifario de los costos derivados de la Función Técnica de

Transporte, aunque no los incluyó en el cálculo del Cuadro Tarifario

presentado el 9 de Noviembre de 1994, pero formuló reserva de

aplicarlos a partir del momento que corresponda;

Que la metodología de remuneración establecida en dichas

resoluciones de la SECRETARÍA DE ENERGÍA están destinadas a

cubrir la pérdidas técnicas por energía transportada y los costos

de operación, mantenimiento y expansión que, en el caso de las

redes de las áreas concesionadas, están ya incluidos en los valores

del Subanexo 3 - Cuadro Tarifario Inicial de los Contratos de

Concesión;

Que la remuneración de la función técnica de transporte

prestada por distribuidoras ajenas al área de la ex SEGBA, será

considerada a partir del cumplimiento de las instancias previstas

en la citada Resolución S.E. Nº 159/94;

Que por el Artículo 4 de la Resolución ENRE Nº 110/94

del 18 de Agosto de 1994 se dispuso la comparación entre las

previsiones y los registros de demanda de potencia y energía

incorporadas al cálculo del Cuadro Tarifario del periodo Agosto -

Octubre de 1994, pudiéndose establecer las incidencias

trasladables a futuras tarifas por los eventuales apartamientos que

se observen, correspondiendo precisar la oportunidad de tal

comparación;

Que se considera conveniente establecer como

procedimiento de control la comparación ex-post entre las

previsiones de demanda de potencia y energía consideradas para

el cálculo de los Cuadros Tarifarios con los valores efectivamente

registrados;


LA ELECTRICIDAD está facultado para el dictado de la presente,

en virtud de lo dispuesto por el Artículo 56 inciso d) de la Ley N°

24.065;

Por ello,


ELECTRICIDAD

RESUELVE

ARTICULO 1.- Rechazar la pretensión de las empresas «EDESUR

S.A.» y «EDENOR S.A.» de incluir en el cálculo del Cuadro Tarifario

los costos emergentes de la función técnica de transporte que se

prestan mutuamente.

ARTICULO 2.- Aprobar los valores del Cuadro Tarifario contenidos

en la planilla que se agrega a la presente como ANEXO I, en

sustitución del presentado por la empresa «EDESUR S.A.». Este

Cuadro será aplicado por la distribuidora para la facturación que

corresponda a la lectura de medidores posterior a la cero hora

del 1º de Noviembre de 1994, debiendo efectuar la refacturación

a los usuarios, en su caso.

ARTICULO 3.-Aprobar los valores del Cuadro Tarifario a aplicar

por empresa «EDENOR S.A.», conforme a la planilla que se

agrega a la presente como ANEXO II, para la facturación que


del 1º de Noviembre de 1994.

ARTICULO 4.- Establecer que, a los efectos de los dispuesto en el

Artículo 4 de la Resolución ENRE Nº 110/94, los apartamientos

que se determinen para el trimestre Agosto - Octubre 1994 serán

trasladados a las tarifas del periodo trimestral Febrero - Abril

1995.

ARTICULO 5.- Los Cuadros Tarifarios correspondientes a lo

dispuesto en los Artículos 2 y 3 precedentes, así como los que se

determinen en el futuro, serán objeto de comparación ex-post,

entre las previsiones de demanda de potencia y energía

consideradas para el cálculo de los mismos, respecto de los valores

efectivamente registrados en el periodo para el cual fueron

calculados. Las diferencias que surjan de los eventuales

apartamientos que se observen, podrían ser trasladados al cálculo

de los Cuadros Tarifarios que se determinen para el segundo

periodo trimestral posterior al que se trate.

ARTÍCULO 6.-Notifíquese a «EDESUR S.A.» y a «EDENOR S.A.».

ARTÍCULO 7.-Regístrese, comuníquese, publíquese, dese a la



ACTA Nº 108

Carlos A. Mattausch

Presidente

Anexos en los cuadros finalesAnexos en los cuadros finalesAnexos en los cuadros finalesAnexos en los cuadros finalesAnexos en los cuadros finales

Anexo 3 TARIFAS - Resoluciones ENRE

Resolución ENRE Nº 186/94BUENOS AIRES, 18 de Noviembre de 1994

VISTO lo solicitado por «EDELAP S.A.», y


del Cuadro Tarifario de la empresa «EDELAP S.A.» aplicable al

trimestre que comienza el 1º de Noviembre de 1994, teniendo en

cuenta los precios de la Energía y Potencia que surgen de la

Programación Estacional para el período Noviembre - Enero 1995,

aprobada mediante Resolución SE Nº 315 del 25 de Octubre de

1994;

Que la Resolución SE Nº 326 del 27 de Octubre de 1994

determina los valores del Precio de Referencia de la Potencia

(POTREF) y el Precio Estacional para los Distribuidores de la Energía

(PEST) y los factores correspondientes al periodo comprendido

entre el 1º de noviembre de 1994 y el 31 de enero de 1995;



Servicio de Peaje, para el mismo período, conforme el inciso 3

del Capítulo 4 del Subanexo I del Contrato de Concesión;

Que por las Resoluciones de la SECRETARIA DE ENERGIA

Nº 159/94 y 205/94, se determinaron las características y

remuneraciones de la Función Técnica de Transporte;

Que la metodología de remuneración establecida en dichas

resoluciones de la SECRETARIA DE ENERGIA están destinadas a

cubrir la pérdidas técnicas por energía transportada y los costos

de operación, mantenimiento y expansión que, en el caso de las

redes del área concesionada de la ex SEGBA, están ya incluidos

en los valores del Subanexo 3 - Cuadro Tarifario Inicial del Contrato

de Concesión;

Que la remuneración de la conexión y de transformación

que «EDESUR S.A.» le presta a «EDELAP S.A.» en Abasto, ha

sido reconocida como costo trasladable a tarifas en la

determinación de Cuadros Tarifarios anteriores, lo que requiere

un análisis particularizado por ser éste el único vínculo relevante

que tiene la distribuidora con el M.E.M.;

Que se estima procedente no innovar en tal reconocimiento,

en tanto se completa el estudio de la situación planteada por

dicho vínculo con el M.E.M., quedando sujeto dicho reconocimiento

al resultado del mismo;

Que la remuneración de la función técnica de transporte

prestada por distribuidoras ajenas al área de la ex SEGBA, será

considerada a partir del cumplimiento de las instancias previstas

en la citada Resolución SE Nº 159/94:

Que «EDELAP S.A.» solicita el reconocimiento de una

diferencia por la salida de la demanda de Siderar - Planta

Ensenada, como Gran Usuario, en Febrero de 1994, además del

reconocimiento a nivel de costo de compra de la energía que se

le admitiera mediante Resolución ENRE Nº 50/94;

Que dicha pretensión resulta improcedente por cuanto se

basa en diferencias que surgirían a nivel de facturación, cuya

consideración es ajena a la metodología de recálculo de tarifas

establecida en el Contrato de Concesión;

Que por el Artículo 4 de la Resolución ENRE Nº 110/94

del 18 de Agosto de 1994 se dispuso la comparación entre las

previsiones y los registros de demanda de potencia y energía

incorporadas al cálculo del Cuadro Tarifario del periodo Agosto -

Octubre de 1994, pudiéndose establecer las incidencias


se observen, correspondiendo precisar la oportunidad de tal

comparación;

Que se considera conveniente establecer como

procedimiento de control la comparación ex-post entre las

previsiones de demanda de potencia y energía consideradas para

el cálculo de los Cuadros Tarifarios con los valores efectivamente

registrados;



en virtud de lo dispuesto por el Artículo 56 inciso d) de la Ley N°

24.065;

Por ello,


ELECTRICIDAD

RESUELVE:

ARTICULO 1.-Aprobar los valores del Cuadro Tarifario contenidos

en la planilla que se agrega a la presente como Anexo I, en

sustitución del presentado por «EDELAP S.A.», con la reserva

mencionada en los Considerandos precedentes. Este Cuadro será

aplicado por la distribuidora para la facturación que corresponda

a la lectura de medidores posterior a la cero hora del 1º de

Noviembre de 1994, debiendo efectuar la refacturación a los

usuarios, en su caso.

ARTICULO 2 - Establecer que, a los efectos de los dispuesto en el

Artículo 4º de la Resolución ENRE Nº 110/94, los apartamientos

que se determinen para el trimestre Agosto - Octubre de 1994

serán trasladados a las tarifas del periodo trimestral Febrero -

Abril de 1995.

ARTICULO 3 - El Cuadro Tarifario correspondiente a lo dispuesto

en el Artículo 1 precedente, así como los que se determinen en el

futuro, serán objeto de comparación ex-post, entre las previsiones

de demanda de potencia y energía consideradas para el cálculo

de los mismos, respecto de los valores efectivamente registrados

en el periodo para el cual fueron calculados. Las diferencias que

surjan de los eventuales apartamientos que se observen, podrían

ser trasladados al cálculo de los Cuadros Tarifarios que se

determinen para el segundo periodo trimestral posterior al que se

trate.

ARTÍCULO 4.-Notifíquese a «EDELAP S.A.».

ARTÍCULO 5.-Regístrese, comuníquese, publíquese, dese a la



ACTA Nº 109

Carlos A. Mattausch

Presidente



Resolución ENRE Nº 23/95BUENOS AIRES, 10 de Febrero de 1995

VISTO lo solicitado por «EDESUR S.A.» y «EDENOR S.A.»,

y

CONSIDERANDO:

Que corresponde efectuar el recálculo de los Cuadros

Tarifarios de las empresas «EDESUR S.A.» y «EDENOR S.A.»

aplicables al trimestre que comienza el 1º de Febrero de 1995,

teniendo en cuenta los precios de la Energía y Potencia que surgen

de la Reprogramación Estacional para el período Febrero-Abril

1995, aprobada mediante Resolución S.E. Nº 30/95 del 25 de

Enero de 1995;

Que dicha Reprogramación Estacional determina los valores

del Precio de Referencia de la Potencia (POTREF) y el Precio

Estacional para los Distribuidores de la Energía (PEST) aplicables

al periodo, según fuera determinado por la Resolución S.E. Nº

326/94;




del Capítulo 4 del Subanexo 1 de los Contratos de Concesión;

Que por el artículo 4º de la Resolución ENRE N° 110 del 18 de

Agosto de 1994 y los artículos 4º y 5º de la Resolución ENRE

Nº185 del 16 de Noviembre de 1994 se dispuso la comparación

entre las previsiones y los registros de demanda de potencia y

energía incorporadas al cálculo del Cuadro Tarifario del periodo

Agosto - Octubre de 1994, pudiéndose establecer las incidencias


se observen, en oportunidad del cálculo de los Cuadros Tarifarios

del segundo periodo trimestral posterior;

Que se considera apropiada tanto la metodología empleada

por las distribuidoras para la determinación de las diferencias

habidas, como el cálculo de la incidencia unitaria trasladable a

las tarifas del nuevo periodo trimestral;

Que el ENTE NACIONAL REGULADOR DE LA

ELECTRICIDAD está facultado para el dictado de la presente

resolución, en virtud de lo dispuesto por el Artículo 56 incisos a) y

d) de la Ley Nº 24.065;

Por ello,


ELECTRICIDAD

RESUELVE

ARTICULO 1.- Aprobar los valores del Cuadro Tarifario a aplicar

por la «EMPRESA DISTRIBUIDORA SUR S.A.», conforme a la

planilla que se agrega a la presente como ANEXO I, para la

facturación que corresponda a la lectura de medidores posterior

a la cero hora del 1º de Febrero de 1995.


por la «EMPRESA DISTRIBUIDORA NORTE S.A.», conforme a la

planilla que se agrega a la presente como ANEXO II, para la

facturación que corresponda a la lectura de medidores posterior

a la cero hora del 1º de Febrero de 1995.

ARTICULO 3.-Notifíquese a la «EMPRESA DISTRIBUIDORA SUR

S.A.» y a la «EMPRESA DISTRIBUIDORA NORTE S.A.»

ARTICULO 4.-Regístrese, comuníquese, publíquese, dese a la



ACTA Nº 128

Carlos A. Mattausch

Presidente


BUENOS AIRES, 17 de Febrero d e 1995

VISTO lo solicitado por «EDELAP S.A.», y

CONSIDERANDO:

Que corresponde efectuar el recálculo del Cuadro Tarifario

de la empresa «EDELAP S.A.» aplicable al trimestre que comienza

el 1º de Febrero de 1995, teniendo en cuenta los precios de la

Energía y Potencia que surgen de la Reprogramación Estacional

para el período Febrero/Abril de 1995, aprobada mediante

Resolución S.E. Nº 30 del 25 de Enero de 1995;

Que dicha Reprogramación Estacional determina los valores

del Precio de Referencia de la Potencia (POTREF) y el Precio

Estacional para los Distribuidores de la Energía (PEST) aplicables

al periodo, según fuera determinado por la Resolución S.E. Nº

326/94;




del Capítulo 4 del Subanexo 1 del Contrato de Concesión;

Que por la Resolución ENRE Nº 186 del 16 de Noviembre

de 1994 se consideró procedente no innovar en el reconocimiento

como costo trasladable a tarifas en la determinación del Cuadro

Tarifario, de la remuneración de la conexión y de la transformación

que “»EDESUR S.A.» le presta a «EDELAP S.A.» en Abasto, en

tanto se completa el estudio de la situación planteada por dicho

vínculo con el M.E.M., quedando sujeto dicho reconocimiento al

resultado del mismo;

Que por el artículo 4º de la Resolución ENRE N°110 del

18 de Agosto de 1994 y los artículos 2º y 3º de la Resolución

ENRE Nº 186 del 16 de Noviembre de 1994 se dispuso la

comparación entre las previsiones y los registros de demanda de

potencia y energía incorporadas al cálculo del Cuadro Tarifario

del periodo Agosto/Octubre de 1994, pudiéndose establecer las

incidencias trasladables a futuras tarifas por los eventuales

apartamientos que se observen, en oportunidad del cálculo del

Cuadro Tarifario del segundo periodo trimestral posterior;



LA ELECTRICIDAD está facultado para el dictado de la presente

resolución, en virtud de lo dispuesto en el Artículo 56 incisos a) y

d) de la Ley Nº 24.065;

Por ello,


ELECTRICIDAD

RESUELVE


por la “EMPRESA DISTRIBUIDORA LA PLATA S.A.”, conforme a la

planilla que se agrega a la presente como ANEXO I, con la reserva

mencionada en los considerandos, para la facturación que


del 1º de Febrero de 1995, debiendo la distribuidora efectuar las

refacturaciones que correspondan, en su caso.

ARTICULO 2.-Notifíquese a la «EMPRESA DISTRIBUIDORA PLATA

S.A.»

ARTICULO 3.-Regístrese, comuníquese, publíquese, dese a la



ACTA Nº 130

Carlos A. Mattausch

Presidente


Que se ha producido el correspondiente dictamen técnico y

legal;



en virtud de lo dispuesto por los artículos 56 inciso a) y d) y 63

inciso g) de la Ley No. 24.065 y en el Subanexo 2 del Contrato

de Concesión de las distribuidoras «EDESUR S.A.», «EDENOR

S.A.» y «EDELAP S.A.»;

Por ello,


ELECTRICIDAD

RESUELVE:

ARTICULO 1.- Aprobar los valores del Cuadro Tarifario de

«EDESUR S.A.», contenidos en el ANEXO I a este acto, del cual

forma parte integrante, a partir de la facturación correspondiente

a la lectura de medidores posterior a la cero hora del 1° de

Mayo de 1995.


«EDENOR S.A.», contenidos en el ANEXO II a este acto, del cual


a la lectura de medidores posterior a la cero hora del 1° de

Mayo de 1995.

ARTICULO 3.- Aprobar los valores del Cuadro Tarifario de «EDELAP

S.A.», contenidos en el ANEXO III a este acto, del cual forma

parte integrante, a partir de la facturación correspondiente a la

lectura de medidores posterior a la cero hora del 1° de Mayo de

1995.

ARTICULO 4. Notifíquese a «EDESUR S.A.», «EDENOR S.A.» y

«EDELAP S.A.».

ARTICULO 5. Regístrese, comuníquese, publíquese, dese a la



ACTA Nº 148

Carlos A. Mattausch

Presidente


Resolución ENRE Nº 92/95BUENOS AIRES, 16 de Mayo de 1995

VISTO los expedientes ENRE Nº 1118/95, 1090/95, y

1122/95, y


de los Cuadros Tarifarios de las empresas «EDESUR S.A.»,

«EDENOR S.A.» y «EDELAP S.A.», aplicables al trimestre que

comienza el 1° de Mayo de 1995 teniendo en cuenta los precios

de la energía y potencia que surgen de la programación trimestral

para el periodo Mayo - Julio 1995, aprobada mediante Resolución

S.E. N° 183/95, la adecuación de la remuneración de

«TRANSENER S.A.» a partir del 1° de Mayo de 1995 dispuesta

por Resolución ENRE Nº 88/95, la variación de costos de los

contratos transferidos según lo dispuesto por las Resoluciones ENRE

Nº 5/93, 6/93, 25/94, 43/94, 109/94 y Resolución S.E. Nº

132/94;

Que según lo establecen los procedimientos para la

determinación del Cuadro Tarifario contenidos en el Subanexo 2

del Contrato de Concesión de las distribuidoras «EDESUR S.A.»,

«EDENOR S.A.» y «EDELAP S.A.», corresponde recalcular en esta

oportunidad, los costos de distribución, de conexión y servicio de

rehabilitación;


BUENOS AIRES, 8 de Agosto de1995

VISTO: Los Expedientes ENRE Nº 1328/95 y 1322/95, y


de los Cuadros Tarifarios de las empresas «EDESUR S.A.» y

«EDENOR S.A.», aplicables al trimestre que comienza el 1º de

Agosto de 1995, teniendo en cuenta los precios de la energía y

potencia que surgen de la reprogramación trimestral para el

periodo Agosto - Octubre 1995, aprobada mediante Resolución


de la SECRETARÍA DE ENERGÍA Y COMUNICACIONES Nº 5 del

25 de Julio de 1995;


legal;




inciso g) de la Ley Nº 24.065 y en el Subanexo 2 del Contrato de

Concesión de las distribuidoras «EDESUR S.A.» y «EDENOR S.A.»;

Por ello,


ELECTRICIDAD

RESUELVE:


«EDESUR S.A.», contenidos en el ANEXO I de la presente, a partir

de la facturación correspondiente a la lectura de medidores

posterior a la cero hora del día 1º de Agosto de 1995.


«EDENOR S.A.», contenidos en el ANEXO II dela presente, a

partir de la facturación correspondiente a la lectura de medidores

posterior a la cero hora del día 1º de Agosto de 1995.

ARTICULO 3..Resolución ENRE Nº 186/94 Notifíquese a «EDESUR

S.A.» y «EDENOR S.A.»




ACTA Nº 169

Carlos A. Mattausch

Presidente


del Contrato de Concesión de las distribuidoras «EDESUR S.A.»,

«EDENOR S.A.» y «EDELAP S.A.», corresponde recalcular en esta

oportunidad los costos de distribución, de conexión y servicio de

rehabilitación;


legal.



en virtud de lo dispuesto en los artículos 56 incisos a) y d) y 63


Concesión de las distribuidoras «EDESUR S.A.», «EDENOR S.A.»

y «EDELAP S.A.»

Por ello:


ELECTRICIDAD

RESUELVE:





Noviembre de 1995.





Noviembre de 1995.



parte integrante, a partir de la facturación correspondiente a la

lectura de medidores posterior a la cero hora del 1º de Noviembre

de 1995.

ARTICULO 4. Notifíquese a «EDESUR S.A.» y «EDENOR S.A.» y

«EDELAP S.A.»




ACTA Nº 193

Alberto E. Devoto

Vicepresidente




VISTO: Los Expedientes ENRE números 1530/95, 1528/

95 y 1540/95, y



«EDENOR S.A.» y «EDELAP S.A.» , aplicables al trimestre que

comienza el 1° de Noviembre de 1995 teniendo en cuenta los

precios de la energía y potencia que surgen de la Programación

Estacional Definitiva de CAMMESA para el periodo Noviembre

1995 - Enero 1996, aprobada mediante Resolución de la

Secretaría de Energía y Comunicaciones Nº 202/95 del 25 de

Octubre de 1995;

Que según lo establecen los procedimientos para la

actualización del Cuadro Tarifario contenidos en el Subanexo 2

Resolución ENRE Nº151/95

BUENOS AIRES, 15de Agosto de 1995



del Cuadro Tarifario de la empresa «EDELAP S.A.», aplicable al


trimestre que comienza el 1º de Agosto de 1995 teniendo en

cuenta los precios de la energía y potencia que surgen de la

reprogramación trimestral para el periodo Agosto - Octubre 1995,

aprobada mediante Resolución SEC Nº 5/95;

Que en oportunidad de dictarse la Resolución ENRE Nº 186/

94, se dispuso no innovar en el reconocimiento de los costos de

transformación y conexión de «EDELAP S.A.» por el uso de

instalaciones de «EDESUR S.A.» en la E.T. Abasto, hasta completar

un análisis más exhaustivo del tratamiento que cabe conferirle a

dicha vinculación;

Que los análisis efectuados no permiten diferenciar

conceptualmente la situación del vínculo de «EDELAP S.A.» con

«EDESUR S.A.» en la E.T. Abasto respecto de los criterios

adoptados por la Resolución ENRE Nº 185/94 para las demás

vinculaciones dentro del área de la ex concesionaria “SEGBA

S.A.”;

Que en coincidencia con lo establecido en dicha Resolución,

corresponde en esta oportunidad disponer la adecuación de los

costos de transporte que se trasladan a tarifas excluyendo de ellos

los de la vinculación entre de «EDELAP S.A.» con «EDESUR S.A.»

en la E.T. Abasto;


legal;





Concesión del distribuidora «EDELAP S.A.»;

Por ello;


ELECTRICIDAD

RESUELVE:


S.A.», contenidos en el Anexo I de la presente, en reemplazo de

los presentados por la distribuidora, con vigencia a partir de la

facturación correspondiente a la lectura de medidores posterior a

la cero hora del día 1º de Agosto de 1995.

ARTICULO 2. Notifíquese a «EDELAP S.A.».




ACTA Nº 170

Carlos A. Mattausch

Presidente



BUENOS AIRES, 13 de Febrero de1996

VISTO: los Expedientes ENRE Nº 1308/95, 1504/95,

1505/95, 1506/95, 1507/95, 1784/96, 1785/96 y 1783/96,

y



«EDENOR S.A.» y «EDELAP S.A.» , aplicables al trimestre que

comienza el 1º de Febrero de 1996 teniendo en cuenta los precios

de la energía y potencia que surgen de la Reprogramación

Estacional Definitiva de CAMMESA para el periodo Febrero -

Abril de 1996, aprobada mediante Resolución de la SECRETARÍA

DE ENERGÍA, TRANSPORTE Y COMUNICACIONES N° 47/96

del 24 de Enero de 1996;

Que en cuanto a la incorporación al cálculo de los valores

de los Cuadros Tarifarios de «EDENOR S.A.» y «EDESUR S.A.»

de los cánones por la ampliación de la red de transporte en alta

tensión que resultan de las actuaciones de los expedientes citados

en el visto referidos a tales ampliaciones, la respectiva composición

del costo de las mismas así como la determinación de los cánones

se encuentran en análisis en este Organismo;

Que las ampliaciones menores de que se trata han sido

calificadas como tales por el Organismo y autorizadas las obras

correspondientes para su ejecución las cuales, a la fecha, se

encuentran en servicio;

Que los cánones de las ampliaciones menores antes

mencionados no se encuentran comprendidos en los costos propios

de distribución;

Que en función de lo expuesto en los considerandos

precedentes, la aprobación de los valores de los cuadros tarifarios

de las distribuidoras «EDESUR S.A.» y «EDENOR S.A.» debe

condicionarse a lo que resulte del análisis aludido respecto a la

composición del costo de las obras de ampliación de que se trata

y la determinación de los correspondientes cánones;


legal;



en virtud de lo dispuesto en los artículos 56 incisos a) y d) y 63

inciso g) de la Ley No. 24.065 y en el Subanexo 2 del Contrato

de Concesión de las distribuidoras «EDESUR S.A.», «EDENOR

S.A.» y «EDELAP S.A.»;

Por ello;


ELECTRICIDAD

RESUELVE:

ARTÍCULO 1.- Aprobar los valores del Cuadro Tarifario de


forma parte integrante, con vigencia a partir de la facturación

correspondiente a la lectura de medidores posterior a la cero

hora del 1º de Febrero de 1996.

ARTÍCULO 2.- Aprobar los valores del Cuadro Tarifario de


forma parte integrante, con vigencia a partir de la facturación




ARTÍCULO 3.- Aprobar los valores del Cuadro Tarifario de «EDELAP


parte integrante, con vigencia a partir de la facturación



ARTÍCULO 4.- Lo dispuesto en los Artículos 1 y 2 precedentes se

encuentra condicionado, en lo que respecta al traslado de los

cánones correspondientes a las ampliaciones menores autorizadas

en los Expedientes ENRE Nº 1308/95, 1504/95, 1505/95,

1506/95 y 1507/95, comprendidos en las respectivas

aprobaciones, a la decisión que el Organismo adopte como

resultado del análisis en curso respecto a la composición del costo

de las obras y determinación de los cánones en los citados

expedientes pudiendo, en su caso, resultar afectados con

retroactividad al 1º de febrero de 1996 los montos y la continuidad

de los traslados resueltos de conformidad a este acto.

ARTÍCULO 5.- Notifíquese a «EDESUR S.A.» y «EDENOR S.A.» y

«EDELAP S.A.»

ARTÍCULO 6.- Regístrese, comuníquese, publíquese, dese a la



ACTA Nº 219

Carlos A. Mattausch

Presidente

EDELAP S.A. Res. ENRE 186/94 Res. ENRE 25/95 Res. ENRE 92/95 Res. ENRE 151/95 Res. ENRE 235/95

Noviembre '94 Febrero ́95 M ayo ́95 Agosto ́95 Noviembre ́95

T1-R1 CF $-bim 4,16 4,15 4,02 3,73 4,08

T1-R1 CV $/KW h 0,079 0,078 0,082 0,079 0,079

T1-R2 CF $-bim 15,01 15 14,68 13,50 14,80

T1-R2 CV $/KW h 0,042 0,041 0,046 0,046 0,043

T1-G1 CF $-bim 7,54 7,53 7,18 6,50 7,30

T1-G1 CV $/KW h 0,100 0,099 0,100 0,101 0,100

T1-G2 CF $-bim 54,77 54,76 52,44 48,54 53,54

T1-G2 CV $/KW h 0,071 0,07 0,071 0,075 0,072

T1-G3 CF $-bim 147,31 147,53 141,97 132,84 144,98

T1-G3 CV $/KW h 0,047 0,047 0,049 0,053 0,048

T1-AP $/KW h 0,066 0,064 0,067 0,061 0,065

T2 CP $/KW -mes 7,86 7,86 7,52 6,85 7,64

T2 CE $/KW h 0,057 0,057 0,058 0,057 0,057

T3-BT CPP $/KW -mes 8,28 8,27 7,93 7,27 8,06

T3-BT CPF $/KW -mes 4,96 4,96 5,02 5,02 5,06

T3-BT CEP $/KW h 0,039 0,037 0,054 0,039 0,041

T3-BT CER $/KW h 0,037 0,037 0,035 0,037 0,036

T3-BT CEV $/KW h 0,034 0,032 0,030 0,033 0,032

T3-M T CPP $/KW -mes 5,07 5,06 4,71 4,09 4,8

T3-M T CPF $/KW -mes 2,74 2,74 2,77 2,77 2,80

T3-M T CEP $/KW h 0,037 0,035 0,051 0,037 0,039

T3-M T CER $/KW h 0,035 0,035 0,034 0,036 0,034

T3-M T CEV $/KW h 0,032 0,031 0,029 0,031 0,031

T3-AT CPP $/KW -mes 3,01 3,00 2,65 2,05 2,72

T3-AT CPF $/KW -mes 0,41 0,41 0,42 0,42 0,42

T3-AT CEP $/KW h 0,035 0,034 0,049 0,035 0,038

T3-AT CER $/KW h 0,034 0,034 0,032 0,034 0,033

T3-AT CEV $/KW h 0,031 0,03 0,028 0,030 0,029


EDEN O R S.A. Res. ENRE 185/94 Res. ENRE 23/95 Res. ENRE 92/95 Res. ENRE 146/95 Res. ENRE 235/95

Noviembre '94 Febrero '95 M ayo ́95 Agosto '95 Noviembre '95

T1-R1 CF $-bim 4,13 4,06 3,98 3,86 4,16

T1-R1 CV $/KW h 0,080 0,081 0,083 0,080 0,081

T1-R2 CF $-bim 14,89 14,65 14,49 13,97 15,04

T1-R2 CV $/KW h 0,044 0,045 0,048 0,047 0,045

T1-G1 CF $-bim 7,47 7,3 7,09 6,81 7,49

T1-G1 CV $/KW h 0,101 0,102 0,102 0,102 0,103

T1-G2 CF $-bim 54,38 53,45 51,98 50,56 54,70

T1-G2 CV $/KW h 0,072 0,074 0,074 0,075 0,073

T1-G3 CF $-bim 146,23 144,37 140,56 137,46 147,26

T1-G3 CV $/KW h 0,049 0,051 0,051 0,053 0,050

T1-AP $/KW h 0,068 0,067 0,069 0,065 0,069

T2 CP $/KW -mes 7,79 7,63 7,43 7,16 7,83

T2 CE $/KW h 0,059 0,060 0,060 0,059 0,060

T3-BT CPP $/KW -mes 8,20 8,04 7,84 7,57 8,25

T3-BT CPF $/KW -mes 4,96 4,96 5,02 5,02 5,06

T3-BT CEP $/KW h 0,040 0,039 0,052 0,039 0,042

T3-BT CER $/KW h 0,039 0,040 0,037 0,039 0,038

T3-BT CEV $/KW h 0,037 0,036 0,035 0,037 0,037

T3-M T CPP $/KW -mes 5,00 4,85 4,63 4,37 4,98

T3-M T CPF $/KW -mes 2,74 2,74 2,77 2,77 2,80

T3-M T CEP $/KW h 0,038 0,037 0,049 0,037 0,040

T3-M T CER $/KW h 0,037 0,038 0,035 0,037 0,037

T3-M T CEV $/KW h 0,035 0,035 0,033 0,035 0,035

T3-AT CPP $/KW -mes 2,95 2,80 2,57 2,32 2,89

T3-AT CPF $/KW -mes 0,41 0,41 0,42 0,42 0,42

T3-AT CEP $/KW h 0,036 0,036 0,047 0,036 0,038

T3-AT CER $/KW h 0,035 0,036 0,034 0,035 0,035

T3-AT CEV $/KW h 0,034 0,033 0,032 0,034 0,034

EDESUR S.A. Res. EN RE 185/94 Res. EN RE 23/95 Res. EN RE 92/95 Res. EN RE146/95 Res. EN RE 235/95

N oviem bre '94 Febrero '95 M ayo '95 A gosto '95 N oviem bre '95

T1-R1 CF $-bim 4,15 4,12 4,04 3,89 4,19

T1-R1 CV $/KW h 0,080 0,081 0,083 0,081 0,081

T1-R2 CF $-bim 14,97 14,84 14,7 14,06 15,12

T1-R2 CV $/KW h 0,044 0,045 0,047 0,047 0,045

T1-G 1 CF $-bim 7,52 7,44 7,24 6,87 7,56

T1-G 1 CV $/KW h 0,101 0,102 0,102 0,103 0,103

T1-G 2 CF $-bim 54,70 54,26 52,89 50,96 55,15

T1-G 2 CV $/KW h 0,072 0,073 0,074 0,075 0,073

T1-G 3 CF $-bim 146,82 145,94 142,49 138,05 147,99

T1-G 3 CV $/KW h 0,049 0,05 0,051 0,053 0,050

T1-A P $/KW h 0,068 0,068 0,071 0,068 0,070

T2 CP $/KW -mes 7,85 7,77 7,57 7,22 7,9

T2 CE $/KW h 0,059 0,060 0,060 0,060 0,060

T3-BT CPP $/KW -mes 8,26 8,18 7,99 7,64 8,32

T3-BT CPF $/KW -mes 4,96 4,96 5,02 5,02 5,06

T3-BT CEP $/KW h 0,040 0,039 0,051 0,039 0,041

T3-BT CER $/KW h 0,039 0,040 0,038 0,039 0,039

T3-BT CEV $/KW h 0,037 0,038 0,037 0,040 0,039

T3-M T CPP $/KW -mes 5,05 4,98 4,76 4,43 5,05

T3-M T CPF $/KW -mes 2,74 2,74 2,77 2,77 2,80

T3-M T CEP $/KW h 0,038 0,037 0,049 0,037 0,039

T3-M T CER $/KW h 0,037 0,038 0,036 0,037 0,037

T3-M T CEV $/KW h 0,036 0,036 0,035 0,038 0,038

T3-A T CPP $/KW -mes 2,99 2,92 2,7 2,38 2,95

T3-A T CPF $/KW -mes 0,41 0,41 0,42 0,42 0,42

T3-A T CEP $/KW h 0,036 0,036 0,047 0,036 0,037

T3-A T CER $/KW h 0,035 0,036 0,034 0,036 0,035

T3-A T CEV $/KW h 0,034 0,035 0,034 0,036 0,036

PROPROPROPROPROTECCION AL USUTECCION AL USUTECCION AL USUTECCION AL USUTECCION AL USUARIOARIOARIOARIOARIO Anexo 4.

Anexo 4PROTECCION AL USUARIO - Resoluciones ENRE

Resolución ENRE N°171/95

BUENOS AIRES, 5 de Setiembre 1995


CONSIDERANDO: Que resulta necesario reglamentar el

cerramiento de los Centros de Transformación de MT/BT

pertenecientes a las distribuidoras concesionarias del Estado

Nacional;

Que la reglamentación a dictarse en resguardo de la

seguridad pública debe tomar en cuenta las diferentes

características constructivas de dichos centros de acuerdo al tipo

de red de MT sobre el cual están conectados, las características

físicas de las zonas de ubicación y las disponibilidades de espacio

y acceso que permitan atender los requisitos técnicos de

funcionamiento, mantenimiento y operación;

Que, asimismo, la reglamentación debe considerar la

ejecución de los trabajos en la vía pública que se realicen con el

objeto de instalar, operar y mantener las instalaciones eléctricas

subterráneas de distribución de Alta, Media y Baja Tensión, con el

objeto de que se realicen de forma tal que no constituyan peligro

para la seguridad pública;

Que al presente existen disímiles reglamentaciones en la

materia dictadas por algunas municipalidades, careciéndose de

normativas al respecto en otras, lo que denota un panorama

reglamentario incompleto y falto de homogeneidad;

Que es necesario el dictado de reglamentación por parte

del ENTE NACIONAL REGULADOR DE LA ELECTRICIDAD en la

materia, la que resultará de obligatoria aplicación para las

concesionarias del Estado Nacional, sin detrimento de su

obligación de cumplir la demás normativa aplicable en cuanto a

trabajos en la vía pública de conformidad con las estipulaciones

de sus Contratos de Concesión;



resolución en virtud de lo dispuesto en los artículos 16 y 56 incisos

a), b) k) y s) y 63 inciso a) y g) de la Ley Nº 24065;

Por ello:


ELECTRICIDAD

RESUELVE:

ARTICULO 1.- Aprobar la Reglamentación de Instalaciones

Eléctricas de Distribución indicada con el número 001-0-95

referida a Cerramientos en Centros de Transformación Media

Tensión/Baja Tensión, que como Anexo I integra la presente, la

que será aplicable para las nuevas instalaciones cuya construcción

se inicie a partir de la fecha de vigencia de esta Resolución. Las

que ya estuvieran construidas y/o en funcionamiento, deberán

ser adaptadas a la reglamentación que se aprueba, a partir del

plazo de un año contado desde la fecha de vigencia de esta

Resolución.

ARTICULO 2.- Aprobar la Reglamentación de Instalaciones

Eléctricas de Distribución indicada con el número 002-0-95

referida a Trabajos en la Vía Pública que se realicen con el objeto

de instalar, operar y mantener las Instalaciones Eléctricas

Subterráneas de Distribución de Alta, Media y Baja Tensión, que

como Anexo II integra el presente acto, la que será aplicable a

partir de la fecha de su entrada en vigencia;

ARTICULO 3.- Lo aquí resuelto tendrá vigencia a partir de la fecha

de su publicación en el Boletín Oficial.




ACTA Nº 176

Carlos A. Mattausch

Presidente

CerramientosCerramientosCerramientosCerramientosCerramientos

11111 ..... Clasificación de centros de transformaciónClasificación de centros de transformaciónClasificación de centros de transformaciónClasificación de centros de transformaciónClasificación de centros de transformación

La presente normativa técnica contempla la circunstancia

que los centros de transformación de M.T./B.T. instalados presentan

diferentes características constructivas de acuerdo al tipo de red

de M.T. sobre la cual están conectados (red subterránea o aérea),

y además se adecuan a las diferentes configuraciones urbanas,

sus restricciones, si la zona de instalación es inundable o no y a

las disponibilidades de espacio y acceso que permitan atender

los requisitos técnicos de funcionamiento, mantenimiento y

operación.

A los fines de esta normativa se efectúa la siguiente

clasificación en términos de su ubicación física:

a) centros de transformación elevados (plataformas).

b) centros de transformación a nivel:

b1. en terreno del usuario con acceso desde la vía pública

(operación interior).

b2. en terreno del usuario sin acceso desde la vía pública

(operación interior).

b3. en espacio público (operación interior).

b4. compactos (operación exterior).

c) centros de transformación subterráneos:

c1. tipo cámara (operación interior).

c2. tipo pozo (operación exterior).

2.2.2.2.2. Sistemas de cerramiento de centros de transformaciónSistemas de cerramiento de centros de transformaciónSistemas de cerramiento de centros de transformaciónSistemas de cerramiento de centros de transformaciónSistemas de cerramiento de centros de transformación

2.1 Generalidades

Para prevenir el ingreso de personas no autorizadas por la

empresa Distribuidora a los distintos tipos de centros de

transformación, ubicados en la vía pública o en terreno del usuario,

deberán adoptarse sistemas de cerramiento que cumplan los

requisitos de los capítulos siguientes.

AnexosAnexosAnexosAnexosAnexos

Anexo 4 PROTECCION AL USUARIO - Resoluciones ENRE

Los sistemas de cierre de los distintos tipos de centros de

transformación con cerradura o “candado” deberán ser de

combinación especial, de utilización exclusiva de la empresa. Su

apertura sólo podrá efectuarse mediante llaves, preferentemente

de diseño especial, cuya reproducción sea autorizada y controlada

por la misma.

2.2 Centros de transformación a nivel tipo b1, b2 y b3.

Las puertas de acceso deben ser metálicas y resistentes con

bisagras robustas en cantidad suficiente para soportar, como

mínimo, los ensayos estipulados por la Norma IRAM 2444 con

grado de protección IPXX9.

El sistema de cierre se debe realizar mediante cerraduras

robustas, para uso pesado o “candados” extraibles, con las

características indicadas en el punto 2.1. Para los casos en que la

puerta de acceso sea de dos hojas, deberá utilizarse un sistema

de fallebas en la parte superior e inferior de la puerta en que no

está instalada la cerradura o “candado”.

2.3 Centros de transformación a nivel tipo b4

Las puertas de acceso deben ser metálicas y resistentes con

bisagras robustas en cantidad suficiente para soportar, como

mínimo, los ensayos estipulados por la Norma IRAM 2444 con

grado de protección IPXX9.

En estos centros de transformación compactos debe evitarse

que la apertura de las puertas externas, correspondiente al tablero

de M.T. y de acceso a los bornes de M.T. del transformador,

posibilite hacer contacto personal con partes bajo tensión. Deberá

lograrse la protección mediante obstáculos consistentes en chapas

o rejas que para ser removidos haga necesario el uso de

herramientas. Si la misma está constituida por chapas perforadas

o rejas el tamaño de los orificios debe cumplir con el grado IP2X

de la Norma IRAM 2444.

Para las puertas exteriores del centro de transformación

compacto deben adoptarse sistemas de cierre constituido por

cerraduras robustas o “candados” extraibles, con las características

indicadas en el punto 2.1.

2.4 Centros de transformación subterráneos tipo c1 y c2.

El ingreso de personal al interior de los centros de

transformación subterráneos tipo c1 se produce a través de distintos

tipos de cerramientos en correspondencia con los diseños

adoptados en diferente época de construcción o modificación y,

en consecuencia, pueden coincidir con la ventilación del centro,

con la entrada de transformador o ser independiente de ambas

posibilidades.

En todos los casos los dispositivos de cierre estarán

constituidos por cerraduras o “candados” extraibles, con las

características indicadas en el punto 2.1.

Asimismo las rejillas de ventilación de los centros de

transformación tipo c2 deben fijarse mediante tornillos con cabeza

especial que sólo sean ser extraibles con llaves de tubo diseñadas

especialmente al efecto.

Instalaciones Eléctricas Subterráneas de Alta,Instalaciones Eléctricas Subterráneas de Alta,Instalaciones Eléctricas Subterráneas de Alta,Instalaciones Eléctricas Subterráneas de Alta,Instalaciones Eléctricas Subterráneas de Alta,Media y Baja TMedia y Baja TMedia y Baja TMedia y Baja TMedia y Baja Tensiónensiónensiónensiónensión

1. Instalaciones subterráneas típicas en la vía pública

La siguiente enumeración de instalaciones eléctricas

subterráneas de distribución se efectúa al solo efecto de la

interpretación de esta Reglamentación.

1.1 Instalaciones subterráneas de Alta Tensión.

Están constituidas por cables unipolares y tripolares

directamente enterrados con una protección mecánica sobre ellos,

que señaliza, además, el tipo de instalación que cubre, compuesta

por lajas o canaletas de hormigón.

Los cables de Alta Tensión suelen tener en su tendido Cámaras

de Inspección.

1.2 Instalaciones subterráneas de Media Tensión

Las instalaciones subterráneas de Media Tensión están

integradas por:

a) Cables tripolares y unipolares directamente enterrados con

protección mecánica consistente en canaletas o losetas.

Eventualmente, en cruces de calzada y salida de subestaciones

de A.T./M.T., se instalan en tuberías.

b) Centros de transformación subterráneos de M.T./B.T.:

b1. Tipo cámara. Los cables de Media Tensión se introducen en

el centro a través de cañerías y acometen a un tablero de M.T.,

desde donde se alimenta el transformador de M.T./B.T.

b2. Tipo pozo. Tiene instalaciones similares al anterior con la

diferencia que los equipos y el transformador son sumergibles.

c) Centro de distribución subterráneo de M.T., tipo pozo donde

el equipo es sumergible.

1.3 Instalaciones subterráneas de Baja Tensión.

Las instalaciones subterráneas de B.T. están integradas por:

a) Cables tripolares y tetrapolares directamente enterrados con

protección mecánica, que por lo común consiste en ladrillos.

En cruces de calzada y salida de centros de transformación

de M.T./B.T., se instalan en tuberías.

b) Centros de transformación subterráneos de M.T./B.T.:

b1. Tipo cámara. Los cables de Baja Tensión acometen a la red a

través de tuberías.


b2. Tipo pozo. Tiene instalaciones similares al anterior.

c) Maniobra y protección de la red de Baja Tensión. Cajas

subterráneas y sobre nivel (en acera o empotrada en la pared).

2. Trabajos en la vía pública

2.1 Generalidades

Los trabajos en la vía pública sobre las redes de distribución

subterráneas, que se realicen con el objeto de instalar, operar y

mantener las instalaciones y/o equipos, deben realizarse de forma

que no constituyan peligro para la seguridad pública.

A tal fin deben instalarse sistemas de protección que impidan

el ingreso a la zona de trabajo, a personas ajenas a la empresa

Distribuidora, con el objeto de evitar a las mismas el peligro de

hacer contacto con partes bajo tensión y/o caer en zanjas o

abertura de recintos subterráneos.

En términos genéricos las medidas para evitar los riesgos

de electrocución consistirán en interponer obstáculos para impedir

una aproximación física involuntaria a partes activas de las

instalaciones y equipos, ubicados de manera que las citadas partes

activas queden fuera de alcance. Similares medidas protegerán

contra el riesgo de caída en zanjas o aberturas.

Las disposiciones municipales, relacionadas con los trabajos

en la vía pública, no enervan las disposiciones de la presente

reglamentación ni las sustituyen.

Específicamente, deberán adoptarse las siguientes medidas

de seguridad:

2.2 Zanjas en calzadas y aceras.

a) Protección: La zona de trabajo deberá estar vallada en todo

su perímetro. La tierra y escombros extraídos se encajonarán y/o

embolsarán adecuadamente, dentro de dicho recinto.

Las vallas deberán estar construidas en madera, plástico o

metal y poseer condiciones de resistencia mecánica y estabilidad

que asegure adecuadamente las condiciones de seguridad que

preservan.

Deberán ser pintadas con los colores Amarillo y Negro,

según la tabla I, Colores de seguridad y colores de contraste, de

la Norma IRAM 10.005 - Parte II, en franjas a 45º. Su altura no

deberá ser inferior a 1,20 m y las aberturas no superarán los

0,50 m, medidos en cualquier dirección.

Las vallas deberán poseer dispositivos que permitan su unión

de manera de llegar a cerrar totalmente la zona de trabajo.

El trabajo en calzadas deberá realizarse tratando de no

interrumpir totalmente el tránsito vehicular. En el caso de zanjas

que deban atravesar la totalidad de la calzada y de no poder

realizar cierres de la misma en forma parcial, para habilitar

parcialmente el tránsito, se recurrirá a la utilización de planchas

de acero de espesor adecuado que cubran la zanja ya realizada,

solapándose sobre la calzada firme, de manera que se garantice

la circulación de vehículos de todo tipo sin inconvenientes ni

peligros.

Cuando los trabajos deban realizarse en la acera, la zona

de trabajo deberá estar vallada en todo su perímetro. La tierra y

escombros extraídos se encajonarán y/o embolsarán

adecuadamente, dentro de dicho recinto, sin invadir la calzada.

En caso que sea imprescindible ocupar la calzada deberán

adoptarse los recaudos específicos ya enumerados y la señalización

indicada para los trabajos en la misma.

Los trabajos en las aceras, una vez vallados, no

obstaculizarán el normal desplazamiento de los peatones para lo

cual deberá quedar libre, como mínimo, una tercera parte del

ancho de la misma, de manera de no obligarlos a descender a la

calzada para eludir la zona de trabajo.

En el caso que deba cerrarse el total del ancho de la acera,

deberá preverse la realización de un pasaje sobre la calzada

delimitado con vallas exteriores y una plataforma a nivel vereda.

La señalización deberá ser similar a la indicada para trabajos en

calzada.

Las zanjas abiertas en aceras, cuando no se está trabajando

en ellas, se mantendrán valladas o bien se cubrirán con tablones

o parrillas de madera de resistencia adecuada, para facilitar el

tránsito peatonal. Idéntica medida se adoptará una vez rellena la

zanja con tierra y hasta tanto se reconstruya el solado.

b) Señalización: Las zanjas que se abran en la calzada, además

de las vallas, deben estar señalizadas convenientemente con

indicadores de color rojo, de dimensiones adecuadas durante el

día y por faroles de luz roja durante la noche, que, en ambos

casos, serán visibles desde una distancia no menor a 100 metros.

La cantidad deberá ser suficiente para delimitar claramente la

zona inhibida al tránsito vehicular.

En el caso que la alimentación de los faroles de luz roja se

efectúe mediante una conexión a la red de distribución de Baja

Tensión se deberá, como mínimo, cumplir con los requisitos

establecidos por la Asociación Electrotécnica Argentina en la

Reglamentación Para La Ejecución de Instalaciones Eléctricas en

Inmuebles, Artículo 7.8 -Instalaciones temporarias en obras.

c) Carteles indicadores: Cuando los trabajos deban realizarse

en la acera, se instalarán en su cercanía y a ambos lados de la

zona, carteles indicadores que adviertan que hay zanjas abiertas

y hombres trabajando en instalaciones eléctricas.

Las dimensiones de los carteles serán, como mínimo, de


1,00 x 0,70 m, separados 0,40 m del nivel del piso.

2.3 Trabajos en recintos subterráneos y en instalaciones a nivel

sobre acera o en pared.

Cuando deban realizarse trabajos que exijan retirar las tapas

de cerramiento de recintos subterráneos que están en la vía pública,

deberá instalarse vallas que impidan la caída, dentro del mismo,

de personas que circulen en sus inmediaciones. Las mismas podrán

ser del tipo utilizadas para el vallado de zanjas abiertas o bien,

cuando las dimensiones de la abertura lo permitan, la utilización

de un trípode protector con requisitos de altura y pintura similares

a los exigidos a las vallas.

En el caso que se deba intervenir en cajas de distribución

sobre o bajo nivel y en cajas empotradas en la pared, siempre

que no se efectúen zanjas, deberán utilizarse obstáculos que

pueden ser plegables, con el requisito que cumplan adecuadamente

las condiciones de resistencia mecánica y de estabilidad y sus

dimensiones, una vez extendidas, cumplan con las estipuladas

para vallas rígidas.


BUENOS AIRES, 12 de Octubre de 1995

VISTO: el Memorándum AC 720/95, y

CONSIDERANDO: Que resulta un hecho conocido la

relevante influencia en cuanto a número y gravedad de diversos

tipos de siniestros, que se ocasionan como consecuencia de

deficiencias en el diseño, construcción y mantenimiento de

instalaciones eléctricas;

Que, en consecuencia, resulta necesario reglamentar la

ejecución de instalaciones eléctricas en inmuebles de usuarios del

servicio público de distribución de energía eléctrica;

Que al presente existen disímiles reglamentaciones en la

materia dictadas por algunas municipalidades, careciéndose de

normativas al respecto en otras, lo que denota un panorama

reglamentario incompleto y falto de homogeneidad;.

Que la Asociación Electrotécnica Argentina cuenta con una

reglamentación para la ejecución de instalaciones eléctricas en

inmuebles de amplia difusión y adhesión a nivel nacional;

Que tal normativa resulta de aplicación obligatoria en virtud

de las disposiciones contenidas en el Decreto Nº 351/79

reglamentario de la Ley Nº 19.587 de Higiene y Seguridad en el

Trabajo, en cuanto se refiere al ámbito de aplicación de la misma;

Que, asimismo, tal normativa es de aplicación en cuanto se

refiere a los dispositivos de protección y maniobra que debe colocar

y mantener el usuario en su tablero principal según lo dispuesto

en el artículo 2º inciso “C” del Reglamento de Suministro aplicable

a las concesionarias del ESTADO NACIONAL;

Que dado que el referido Reglamento también establece en

su artículo 2º inciso d) la obligación de los usuarios de mantener

sus instalaciones propias en perfecto estado de conservación,

resulta necesario determinar los alcances de la referida obligación

especificando lo atinente a la construcción de dichas instalaciones,

para lo que se estima conveniente adoptar la referida

reglamentación de la Asociación Electrotécnica Argentina;

Que se entiende razonable que las especificaciones técnicas

contenidas en la referida reglamentación, en cuanto dispone el

cumplimiento de las normas IRAM, se entiendan también

satisfechas en tanto respondan a normas internacionales IEC

(INTERNATIONAL ELECTROTECHNICAL COMMISSION);

Que las condiciones establecidas en el presente acto deben

ser aplicables en su totalidad para las nuevas instalaciones y

parcialmente para las ya existentes sin perjuicio de que se

recomiende su cumplimiento total también para estas últimas;



resolución en virtud de lo dispuesto en los artículos 16 y 56 incisos

a), b) k) y s) y 63 inciso a) y g) de la Ley Nº 24065;

Por ello:


ELECTRICIDAD

RESUELVE:

ARTICULO 1.- Determinar que resultan aplicables a la construcción

y mantenimiento de las instalaciones eléctricas en inmuebles, la

reglamentación dictada a tales efectos por la Asociación

Electrotécnica Argentina, (según su versión aprobada el

30.11.1987) la que como Anexo I integra el presente acto.

ARTICULO 2.- La norma cuya aplicación se determina en el artículo

precedente será de cumplimiento obligatorio, en su totalidad, a

partir del 1 de junio de 1996 para las conexiones en nuevos

inmuebles mientras que, para los ya existentes, estando vigente

en lo referente a tableros principal y seccionales de acuerdo a lo

establecido en el artículo 2 inciso c) del Reglamento de Suministro

aplicable a «EDENOR S.A.», «EDESUR S.A.» y «EDELAP S.A.»,

se recomienda su cumplimiento integral.

ARTICULO 3.- Las especificaciones técnicas contenidas en la

reglamentación a que se refiere el artículo 1 de esta resolución,

en cuanto dispone el cumplimiento de las normas IRAM, se

entiendan también satisfechas en tanto respondan a normas

internacionales IEC (INTERNATIONAL ELECTROTECHNICAL

COMMISSION).



RESOLUCION ENRE Nº 207/95

ACTA Nº 187

Carlos A. Mattausch

Presidente

Anexo a la ResoluciònReglamentación Para la Ejecución deReglamentación Para la Ejecución deReglamentación Para la Ejecución deReglamentación Para la Ejecución deReglamentación Para la Ejecución deInstalaciones Eléctricas en InmueblesInstalaciones Eléctricas en InmueblesInstalaciones Eléctricas en InmueblesInstalaciones Eléctricas en InmueblesInstalaciones Eléctricas en Inmuebles

ASOCIACION ELECTROTECNICA ARGENTINAASOCIACION ELECTROTECNICA ARGENTINAASOCIACION ELECTROTECNICA ARGENTINAASOCIACION ELECTROTECNICA ARGENTINAASOCIACION ELECTROTECNICA ARGENTINA


INDICE TEMAINDICE TEMAINDICE TEMAINDICE TEMAINDICE TEMATICOTICOTICOTICOTICO

1.1.1.1.1. Objetivo y alcanceObjetivo y alcanceObjetivo y alcanceObjetivo y alcanceObjetivo y alcance2. Requisitos generales2.1. Esquema2.2. Definiciones2.3. Medidas de protección y de seguridad personal2.4. Disposición de los principales componentes2.5. Condiciones de proyecto2.6. Caída de tensión admisible2.7. Acometida del conductor neutro

3.3.3.3.3. Medidas de seguridad personal contra contactos eléctricosMedidas de seguridad personal contra contactos eléctricosMedidas de seguridad personal contra contactos eléctricosMedidas de seguridad personal contra contactos eléctricosMedidas de seguridad personal contra contactos eléctricos3.1. Protección contra contactos directos3.2. Protección contra contactos indirectos3.3. Protección contra contactos directos e indirectos por uso de fuentes demuy baja tensión de seguridad (M.B.T.S.- 24 V)3.4. Condiciones especiales de seguridad para cuartos de baño.

4.4.4.4.4. TTTTTablerosablerosablerosablerosableros4.1. Lugar de instalación4.2. Forma constructiva

5. Conductores51. Cables para usos generales52. Cables para usos especiales5.3. Determinación de la sección

6.6.6.6.6. Elementos de maniobra y protecciónElementos de maniobra y protecciónElementos de maniobra y protecciónElementos de maniobra y protecciónElementos de maniobra y protección6.1. Definiciones6 2. Interruptores6.3. Fusibles6.4. Interruptor con fusibles6.5. Interruptor automático6.6. Interruptor por corriente diferencial de fuga (interruptor diferencial).6.7. Dispositivos de maniobra y protección de motores eléctricos deinstalación fija.

7.7.7.7.7. Reglas de instalaciónReglas de instalaciónReglas de instalaciónReglas de instalaciónReglas de instalación7.1. Consideraciones generales7.2. Instalaciones con conductores aislados en cañería7.3. Canalizaciones subterráneas.7.4. Conductores preensamblados en líneas aéreas exteriores7.5. Bandejas portacables7.6. Circuitos de muy baja tensión (M.B.T.)7.7. Líneas de pararrayos.7.8. Instalaciones eléctricas temporarias en obras.

8. Prescripciones adicionales para locales especiales8.1. Locales húmedos82. Locales mojados8.3. Instalaciones a la intemperie8.4. Locales con vapores corrosivos8.5. Locales polvorientos (no peligrosos)8.6. Locales de ambiente peligroso

9.9.9.9.9. Inspección y mantenimiento de las instalacionesInspección y mantenimiento de las instalacionesInspección y mantenimiento de las instalacionesInspección y mantenimiento de las instalacionesInspección y mantenimiento de las instalaciones9.1. Conceptos generales9.2. Inspección inicial9.3. Inspección periódica9.4. Pruebas9.5. Mantenimiento de las instalaciones

CAPCAPCAPCAPCAP. 1 - OBJET. 1 - OBJET. 1 - OBJET. 1 - OBJET. 1 - OBJETO Y ALCANCEO Y ALCANCEO Y ALCANCEO Y ALCANCEO Y ALCANCE

Esta reglamentación establece las condiciones mínimas que deberán cumplirlas instalaciones eléctricas para preservar la seguridad de las personas y delos bienes, así como asegurar la confiabilidad de su funcionamiento.

Rige para las instalaciones en inmuebles destinados a viviendas, comercios,oficinas y para las instalaciones en locales donde se cumplen funcionessimilares, inclusive las temporarias o provisorias, con tensiones alternas dehasta 1.000 V (valor eficaz) entre fases y frecuencia nominal de 50 Hz (Vernorma IRAM 2001) . No están comprendidas en esta Reglamentación

a) Las instalaciones específicas de generación, transmisión y distribución dela energía eléctrica.b) Las instalaciones especificas de procesos industriales.c) Las instalaciones de alumbrado público.d) Las instalaciones específicas de sistemas de comunicaciones.e) Las instalaciones especificas que tengan un uso relacionado con la asistenciamédica o servicios críticos que exijan condiciones adicionales de seguridady de continuidad de servicios especiales

Para estas instalaciones podrán establecerse requisitos especiales, sin embargoen ausencia de éstos deberán satisfacerse como mínimo las especificacionesde este reglamento en lo que les sea aplicable.

CAPCAPCAPCAPCAP. 2.- REQUISIT. 2.- REQUISIT. 2.- REQUISIT. 2.- REQUISIT. 2.- REQUISITOS GENERALESOS GENERALESOS GENERALESOS GENERALESOS GENERALES

2.1.2.1.2.1.2.1.2.1. EsquemaEsquemaEsquemaEsquemaEsquemaLas instalaciones eléctricas en inmuebles deberán ajustarse como mínimo aninguno de los esquemas básicos indicados en la figura 1.

2.2.2.2.2.2.2.2.2.2. DefinicionesDefinicionesDefinicionesDefinicionesDefiniciones2.2.1.2.2.1.2.2.1.2.2.1.2.2.1. LíneasLíneasLíneasLíneasLíneasLas líneas deberán ser por lo menos bifilares.

De acuerdo con su ubicación en la instalación, las líneas reciben las siguientesdesignaciones:

De alimentación: es la que vincula la red de la empresa prestataria del servicioeléctrico con los bornes de entrada del medidor de energía.Principal: es la que vincula los bornes de salida del medidor de energía conlos bornes de entrada de los equipos de protección y maniobra del tableroprincipal.

Seccional: es la que vincula los bornes de salida de un tablero con los bornesde entrada del siguiente

De circuito: es la que vincula los bornes de salida del ultimo tablero con lospuntos de conexión de los aparatos de consumo.

2.2.2.2.2.2.2.2.2.2.2.2.2.2.2. TTTTTablerosablerosablerosablerosablerosLos tableros están constituidos por cajas o gabinetes que contienen losdispositivos de conexión, comando, medición, protección, alarma yseñalización, con sus cubiertas y soportes correspondientes.

De acuerdo con la ubicación en la instalación, los tableros reciben lassiguientes designaciones:

Tablero principal: es aquél al que acomete la línea principal y del cual sederivan las líneas seccionales o de circuitos.

Tablero seccional: es aquél al que acomete la línea seccional y del cual sederivan otras líneas seccionales o de circuito.

El tablero principal y los seccionales pueden estar separados o integradosen una misma ubicación. Las características de los tableros y del lugar de su


instalación se establecen en el CAP. 4.

2.3.2.3.2.3.2.3.2.3. Medidas de protección y de seguridad personalMedidas de protección y de seguridad personalMedidas de protección y de seguridad personalMedidas de protección y de seguridad personalMedidas de protección y de seguridad personal2.3. l.2.3. l.2.3. l.2.3. l.2.3. l. Protección contra sobrecargas (larga duración)Protección contra sobrecargas (larga duración)Protección contra sobrecargas (larga duración)Protección contra sobrecargas (larga duración)Protección contra sobrecargas (larga duración)Las características de los elementos de protección (fusibles, interruptoresautomáticos, etc.), deberán ajustarse al siguiente criterio: una vez determinadala corriente de proyecto Ip de la instalación y elegida la sección del conductor(en función de lo establecido en el CAP. 5), los valores característicos de laprotección deben cumplir con las siguientes condiciones simultáneamente:

Ip ó In ó Ic

If ó 1,45 Ic

Donde:Ip: Corriente de proyecto de la línea a proteger.In: Corriente nominal de la protección.Ic: Corriente admitida por el conductor de la línea a proteger.If: Corriente de fusión del fusible o de funcionamiento de la Protección, dentrode los 60 minutos de producida la sobrecarga.

2.3.2.2.3.2.2.3.2.2.3.2.2.3.2. PPPPProtección contra cortocircuitos (corta duración)rotección contra cortocircuitos (corta duración)rotección contra cortocircuitos (corta duración)rotección contra cortocircuitos (corta duración)rotección contra cortocircuitos (corta duración)La capacidad de interrupción o poder de corte a la tensión de servicio de loselementos de protección (fusibles, interruptores automáticos, etc.) deberá sermayor que la corriente de cortocircuito máxima que pueda presentarse en elpunto donde se instalen dichos elementos.

Estos elementos deberán ser capaces de interrumpir esa corriente decortocircuito, antes que produzca daños en los conductores y conexionesdebido a sus efectos técnicos y mecánicos.

ESQUEMA GENERALESQUEMA GENERALESQUEMA GENERALESQUEMA GENERALESQUEMA GENERAL

La verificación térmica de los conductores a la corriente de cortocircuito(corta duración) deberá realizarse mediante la siguiente expresión:

SIcc t

k≥ ×

para 0 5≤ ≤tDonde:

S [mm2] :Sección real del conductor.Icc [ A ] : Valor eficaz de la corriente de cortocircuito máxima.t [ S ] : Tiempo total de operación de la protección.k = 1 14 :Para conductores de cobre aislados en PVC. 74:Para conductores de aluminio aislado en PVC. 142:Para conductores de cobre aislados en goma etilenpropilénica opolietileno reticulado. 93:Para conductores de aluminio aislado en goma etilenpropilénicao polietileno reticulado.

Los valores de k han sido determinados considerando que los conductores seencuentran inicialmente a la temperatura máxima de servicio prevista porlas normas IRAM y que al finalizar el cortocircuito alcanzan la temperaturamáxima prevista a por las mismas normas (Ver CAP. 5).

2.3.3.2.3.3.2.3.3.2.3.3.2.3.3.Medidas de seguridad personal contra contactos eléctricosMedidas de seguridad personal contra contactos eléctricosMedidas de seguridad personal contra contactos eléctricosMedidas de seguridad personal contra contactos eléctricosMedidas de seguridad personal contra contactos eléctricosTodos los elementos de la instalación deberán cumplir con las medidas deseguridad personal establecidas en el CAP. 3.

2.4.2.4.2.4.2.4.2.4. Disposición de los principales componentesDisposición de los principales componentesDisposición de los principales componentesDisposición de los principales componentesDisposición de los principales componentes2.4.1.2.4.1.2.4.1.2.4.1.2.4.1.TTTTTablerosablerosablerosablerosablerosVer punto 2.2.2.

2.4.1.1.2.4.1.1.2.4.1.1.2.4.1.1.2.4.1.1. Protección de 1a línea de alimentación y del medidor deProtección de 1a línea de alimentación y del medidor deProtección de 1a línea de alimentación y del medidor deProtección de 1a línea de alimentación y del medidor deProtección de 1a línea de alimentación y del medidor deenergíaenergíaenergíaenergíaenergíaEsta protección deberá cumplir con los requerimientos que establezca laempresa prestataria del servicio eléctrico.

2.4.1.2.2.4.1.2.2.4.1.2.2.4.1.2.2.4.1.2. TTTTTablero principalablero principalablero principalablero principalablero principalEl tablero principal deberá instalarse a una distancia del medidor de energía,que será fijada, en cada caso, por acuerdo entre el constructor del edificio opropietario o usuario y el ente encargado de la distribución de energíaeléctrica o el ente municipal o de seguridad con incumbencia en el tema,recomendándose que la misma sea lo más corta posible.

Sobre la acometida de la línea principal en dicho tablero, deberá instalarseun interruptor, como aparato de maniobra principal, que deberá cumplircon la condición 5 del punto 2.4.1.4. Dicho interruptor podrá estar integradocon los dispositivos de protección instalados en el mismo tablero cuando deéste se derive una única línea seccional.La protección de cada línea seccional derivada, deberá responder a algunade las siguientes alternativas:

a) Interruptor manual y fusibles (en ese orden). Deberán cumplir con lascondiciones 1, 3 y 4 del punto 2.4.1.4.

b) Interruptor automático con apertura por sobrecarga y cortocircuito.Deberá cumplir con las condiciones 2, 3 y 4 del punto 2.4.1.4.

Nota: En caso de que el tablero cumpla además las funciones de tableroseccional, deberá cumplimentar también las prescripciones indicadas en2.4.1.3.

2.4.1.3.2.4.1.3.2.4.1.3.2.4.1.3.2.4.1.3. TTTTTableros Seccionalesableros Seccionalesableros Seccionalesableros Seccionalesableros SeccionalesLa disposición de los elementos de protección en los tableros seccionales,deberá responder a los siguientes requisitos:

a) Como interruptor general en el tablero seccional, se utilizará uninterruptor con apertura por corriente diferencial de fuga, que cumpla conlo indicado en el punto 6.6.En cuanto a la utilización de este dispositivo de protección, en relación conel nivel de seguridad, deberá tenerse en cuenta lo indicado en el punto3.1.3.2

Nota: Como alternativa, puede optarse, además de lo indicado en el punto2.4.1.3.b, por la colocación de un interruptor diferencial en cada una de laslíneas derivadas, en cuyo caso, como interruptor general se deberá colocarun interruptor automático o manual.

b) Por cada una de las líneas derivadas se instalará un interruptor manualy fusible (en ese orden), o interruptor automático con apertura por sobrecargay cortocircuito.

c) Los interruptores manuales con fusibles cumplirán las condiciones 1,3y 4 del punto 2.4.1.4. Los interruptores automáticos cumplirán los puntos 2,3 y 4 del punto 2.4.1.4. La resistencia de puesta a tierra deberá tener losvalores indicados en el punto 3 2.3.2.

2.4.1.4.2.4.1.4.2.4.1.4.2.4.1.4.2.4.1.4. Condiciones que deben cumplir los elementos de maniobra yCondiciones que deben cumplir los elementos de maniobra yCondiciones que deben cumplir los elementos de maniobra yCondiciones que deben cumplir los elementos de maniobra yCondiciones que deben cumplir los elementos de maniobra yprotección; principal y seccional.protección; principal y seccional.protección; principal y seccional.protección; principal y seccional.protección; principal y seccional.1) El interruptor manual y los fusibles deberán poseer un enclavamiento


que no permita que éstos puedan ser colocados o extraídos bajo carga.

2) El interruptor automático deberá tener la posibilidad de ser bloqueadoen la posición de abierto, o bien ser extraíble. En este último caso la extracciónsólo podrá realizarse en la posición «abierto».

3) La distancia aislante entre contactos abiertos del interruptor será visibleo unívocamente indicada por la posición «abierto» del elemento de comando.En caso contrario deberá tener una señalización adicional que indique laposición real de los contactos. Tal indicación solamente se producirá cuandola distancia aislante entre contactos abiertos sobre cada polo del sistema sehaya obtenido realmente sin posibilidad alguna de error.4) En el caso de instalaciones monofásicas se deberá instalar dispositivosde protección y maniobras bipolares.

5) Los fusibles e interruptores no deberán intercalarse en el conductorneutro de instalaciones polifásicas. Deberá existir, sin embargo, sólo en elinterruptor principal, un dispositivo que permita seccionar el neutro. Taldispositivo será mecánicamente solidario al interruptor principal produciendola apertura y cierre del neutro en forma retardada o anticipada,respectivamente a igual operación de los contactos principales de dichointerruptor. Las instalaciones monofásicas deberán ser consideradas comoun caso particular. En ellas se deberá producir el seccionamiento del neutrosimultáneamente con el de fase.

2.4.2.2.4.2.2.4.2.2.4.2.2.4.2.Líneas de circuitoLíneas de circuitoLíneas de circuitoLíneas de circuitoLíneas de circuitoVer definición en 2.2.1.

2.4.2.1.2.4.2.1.2.4.2.1.2.4.2.1.2.4.2.1. ClasificaciónClasificaciónClasificaciónClasificaciónClasificacióna) Circuitos para usos generalesSon circuitos monofásicos que alimentan bocas de salida para alumbrado ybocas de salida para tomacorrientes.En las bocas de salida de circuitos para alumbrado podrán conectarseartefactos cuya corriente no exceda los 6 A.En las bocas de salida de circuito para tomacorrientes podrán conectarsecargas unitarias cuya corriente no exceda los 10 A.Estos circuitos deberán tener protección para una intensidad no mayor de16 A y el número máximo de bocas de salida por circuito será de 15 (quince).

b) Circuitos para usos especialesSon circuitos de tomacorrientes monofásicos o trifásicos que alimentanconsumos unitarios superiores a los 10 A.También se consideran circuitos especiales aquellos que alimentaninstalaciones a la intemperie, como parques, jardines, etc.Los circuitos para usos especiales contarán con protecciones para una corrienteno mayor de 25 A.

c) Circuitos de conexión fija.Son circuitos monofásicos o trifásicos que alimentan directamente a losconsumos sin la utilización de tomacorrientes. No deberán tener derivaciónalguna.Los circuitos destinados a la alimentación de motores deberán estar protegidoscomo se indica en el punto 6.7.

d) GeneralPara código de colores y secciones mínimas de conductores a utilizar, verpárrafos 7.2.5. y 7.2.6. respectivamente.

2.5.2.5.2.5.2.5.2.5. Condiciones de proyectoCondiciones de proyectoCondiciones de proyectoCondiciones de proyectoCondiciones de proyecto2.5.1.2.5.1.2.5.1.2.5.1.2.5.1.Grados de electrificación en inmueblesGrados de electrificación en inmueblesGrados de electrificación en inmueblesGrados de electrificación en inmueblesGrados de electrificación en inmueblesSe establece el grado de electrificación de un inmueble a los efectos dedeterminar, en la instalación, el número de circuitos (punto 2.5.2) y los puntosde utilización (punto 2 5.3) que deberán considerarse como mínimo.

Los grados de electrificación son:. Electrificación mínima..

Grado de electrificación Demanda de potenciamáxima simultánea

(1)

Límite de aplicación(m2 de superficie )

(2)M ínimaM ediaElevada

hasta 3.000 VAhasta 6.000 VAhasta 6.000 VA

hasta 60 m 2

hasta 150 m 2

hasta 150 m 2

. Electrificación media.

. Electrificación elevada.

Su determinación resultará de los pasos siguientes:

1) Se establecerá, en función de los consumos previstos, la demanda depotencia máxima simultánea. (Como valor mínimo deberá adoptarse el quesurja de la aplicación de 2.5.4.1.).

2) Con el valor calculado en el punto 1 ) se predeterminará el grado deelectrificación según la Tabla 2.1 (columna 1), debiéndose verificar que lasuperficie del inmueble no supere el límite indicado para dicho grado(columna 2). Caso contrario deberá adoptarse el grado de electrificacióncorrespondiente a la superficie del inmueble.

TTTTTabla 2.I.abla 2.I.abla 2.I.abla 2.I.abla 2.I.

2.5.2.2.5.2.2.5.2.2.5.2.2.5.2. Número mínimo de circuitosNúmero mínimo de circuitosNúmero mínimo de circuitosNúmero mínimo de circuitosNúmero mínimo de circuitosLa instalación eléctrica del inmueble deberá tener un número mínimo decircuitos de acuerdo con el grado de electrificación determinado, según seindica a continuación:

a) Electrificación mínima:. Un circuito para bocas de alumbrado.. Un circuito para tomacorrientes.

b) Electrificación media:. Un circuito para bocas de alumbrado.. Un circuito para tomacorrientes.. Un circuito para usos especiales.

c) Electrificación elevada.. Dos circuitos para bocas de alumbrado.. Dos circuitos para tomacorrientes.. Dos circuitos para usos especiales.

2.5.3.2.5.3.2.5.3.2.5.3.2.5.3. Puntos mínimos de utilización.Puntos mínimos de utilización.Puntos mínimos de utilización.Puntos mínimos de utilización.Puntos mínimos de utilización.En las viviendas y según el grado de electrificación que corresponda, seestablecen, como mínimo, los siguientes puntos de utilización.

a) Electrificación mínima:Sala de estar y comedor: un tomacorriente por cada 6 m2. de superficie yuna boca de alumbrado por cada 20 m2 de superficie.. Dormitorio: una boca de alumbrado y dos de tomacorriente .. Cocina una boca de alumbrado y tres de tomacorriente .. Baño: una boca de alumbrado y una de tomacorriente.. Vestíbulo: una boca de alumbrado y una de tomacorriente.. Pasillos: una boca de alumbrado

b) Electrificación media:. Sala de estar y comedor: un tomacorriente por cada 6 m2. de superficie yuna boca de alumbrado por cada 20 m2 de superficie.. Dormitorios una boca de alumbrado y tres de tomacorriente.. Cocina: Dos bocas de alumbrado y tres de tomacorriente. Si está previstala instalación de otros artefactos electrodomésticos de ubicación fija seinstalará un tomacorriente para cada uno de ellos.. Baño: una boca de alumbrado y una de tomacorriente .. Vestíbulo: una boca de alumbrado y una de tomacorriente por cada 12 m2de superficie.. Pasillo: una boca de alumbrado y una de tomacorriente por cada 5 m delongitud.


2.7. Acometida del conductor neutro2.7. Acometida del conductor neutro2.7. Acometida del conductor neutro2.7. Acometida del conductor neutro2.7. Acometida del conductor neutroEl conductor neutro no podrá ser conectado a ninguna masa de la instalacióninterna del inmueble, incluidas las correspondientes a las cajas, gabinetes yotros accesorios metálicos que se utilicen en el punto de conexión a la red.

Nota:En el caso de que la empresa suministradora de energía, por requisitospropios conecte el conductor neutro a las masas de la instalación ubicadadentro de los límites del inmueble, deberá garantizar expresamente que supotencial a tierra no superará 24 V bajo cualquier condición defuncionamiento. Esto último es de cumplimiento indispensable para obtenerel nivel de seguridad establecido por las prescripciones del presenteReglamento.

CAPCAPCAPCAPCAP.3. MEDID.3. MEDID.3. MEDID.3. MEDID.3. MEDIDAS DE SEGURIDAS DE SEGURIDAS DE SEGURIDAS DE SEGURIDAS DE SEGURIDAD PERSONAL CONTRA CONTAD PERSONAL CONTRA CONTAD PERSONAL CONTRA CONTAD PERSONAL CONTRA CONTAD PERSONAL CONTRA CONTAAAAACTCTCTCTCTOSOSOSOSOSELECTRICOSELECTRICOSELECTRICOSELECTRICOSELECTRICOS

3.1.3.1.3.1.3.1.3.1. Protección contra contactos directosProtección contra contactos directosProtección contra contactos directosProtección contra contactos directosProtección contra contactos directos3.1.1.3.1.1.3.1.1.3.1.1.3.1.1.Conceptos GeneralesConceptos GeneralesConceptos GeneralesConceptos GeneralesConceptos GeneralesConsiste en tomar todas las medidas destinadas a proteger a las personascontra los peligros que puedan resultar de un contacto con partes normalmentebajo tensión.

3.1.2.3.1.2.3.1.2.3.1.2.3.1.2.Protección por aislación por alejamiento o por medio de obstáculosProtección por aislación por alejamiento o por medio de obstáculosProtección por aislación por alejamiento o por medio de obstáculosProtección por aislación por alejamiento o por medio de obstáculosProtección por aislación por alejamiento o por medio de obstáculosde las partes bajo tensión:de las partes bajo tensión:de las partes bajo tensión:de las partes bajo tensión:de las partes bajo tensión: Ninguna de las partes de una instalación que normalmente está bajo tensión,deberá ser accesible al contacto con las personas. La protección debe lograrsemediante aislación adecuada de las partes (que sólo puede quedar sin efectodestruyéndola mediante el uso de herramientas o bien, cuando técnicamentesea factible, colocando las partes fuera del alcance de la mano por mediode obstáculos adecuados: chapas, rejas, u otras protecciones mecánicas .Dichos elementos de protección deberán tener suficiente rigidez mecánicapara que impidan que, por golpes o presiones, se pueda establecer contactoeléctrico con las partes bajo tensión. Si las protecciones son chapas perforadaso rejas, deberá asegurarse la imposibilidad de alcanzar las partes bajotensión, haciendo que el tamaño de los orificios cumpla con las condicionesestablecidas por el grado IP2X de la Norma IRAM 2444.

Nota:Todos los obstáculos mecánicos metálicos deben estar conectadoseléctricamente entre sí y al conductor de protección de manera de asegurarsu puesta a tierra. (Ver 3.2.3.4.)

3.1.3.3.1.3.3.1.3.3.1.3.3.1.3.Protección complementaria con interruptor automático porProtección complementaria con interruptor automático porProtección complementaria con interruptor automático porProtección complementaria con interruptor automático porProtección complementaria con interruptor automático porcorriente diferencial de fuga (IRAM 2301)corriente diferencial de fuga (IRAM 2301)corriente diferencial de fuga (IRAM 2301)corriente diferencial de fuga (IRAM 2301)corriente diferencial de fuga (IRAM 2301)La utilización del Interruptor diferencial esta destinada a complementar lasmedidas clásicas de protección contra contactos directos.

3.1.3.1.3.1.3.1.3.1.3.1.3.1.3.1.3.1.3.1. La corriente de operación nominal del interruptor diferencial nodeberá superar 30 mA para asegurar la protección complementaria en casode falla de las otras medidas de protección contra contactos directos oimprudencia de los usuarios, provocando la desconexión de la parte afectadade la instalación, a partir del establecimiento de una corriente de falla atierra.

3.1.3.2.3.1.3.2.3.1.3.2.3.1.3.2.3.1.3.2. La utilización de tal dispositivo no está reconocida como medidade protección completa y, por lo tanto, no exime en modo alguno del empleodel resto de las medidas de seguridad enunciadas en el párrafo 3.1.2.,pues, por ejemplo, este método no evita los accidentes provocados porcontacto simultáneo con dos partes conductoras activas de potencialesdiferentes.

3.1.3.3.3.1.3.3.3.1.3.3.3.1.3.3.3.1.3.3. Se debe notar que una solución de este tipo facilita la proteccióncontra contactos indirectos, a la vez que permite condiciones de puesta atierra técnica y económicamente factibles y tiene la ventaja adicional, desdeel punto de vista de protección contra incendio, de supervisar

Circuito Potencia Grado de electrificación

Alumbrado 66°/o de lo que resulte deconsiderar dos los puntos deutilización previstos, a razón de125VAcada uno

M ínimaM ediaElevada

Tomacorrientes2.200 VA en uno de lostomacorrientes

M ínimaM edia

2.200 VA en uno de lostornacorrientes de cada circuito

Elevada

Usos Especiales2.750 VA en uno de lostomacorrientes

M edia

2.750 VA en uno de lostomacorrientes de cada circuito

Elevada

Nº de Viviendas Coeficiente de simultaneidad

Electrificación mínima ymedia

Electrificación elevada

2 a 45 a 1515 a 25> 25

10,80,60,5

0,80,70,50,4

c) Electrificación elevada:Se establecen los puntos de utilización señalados para la vivienda con gradode electrificación media, agregando para cada habitación una boca de salidade circuitos para usos especiales.

d) GeneralSi luego de cumplimentar lo indicado en 2.5.3. a), b) y c), fuera necesarioinstalar bocas de salida mixta (Interruptor de efecto y un tomacorriente), eltomacorriente de las mismas, deberá estar conectado al circuito de iluminacióncorrespondiente (Ver 7.2.1. f.).

2.5.4.2.5.4.2.5.4.2.5.4.2.5.4. Determinación de la demandaDeterminación de la demandaDeterminación de la demandaDeterminación de la demandaDeterminación de la demanda2.5.4.1.2.5.4.1.2.5.4.1.2.5.4.1.2.5.4.1. Cálculo de la carga por unidad de viviendaCálculo de la carga por unidad de viviendaCálculo de la carga por unidad de viviendaCálculo de la carga por unidad de viviendaCálculo de la carga por unidad de viviendaSe realizará tomando como base los siguientes valores:

TTTTTabla 2.II.abla 2.II.abla 2.II.abla 2.II.abla 2.II.

2.5.4.2.2.5.4.2.2.5.4.2.2.5.4.2.2.5.4.2. Carga total correspondiente a edificiosCarga total correspondiente a edificiosCarga total correspondiente a edificiosCarga total correspondiente a edificiosCarga total correspondiente a edificiosLa carga total resulta de la suma de la carga correspondiente al conjunto deunidades de vivienda, 1a de los servicios generales del edificio y la de los

locales comerciales.

La carga del conjunto de viviendas se obtiene multiplicando el número deellas por la demanda máxima prevista según el grado de electrificación(punto 2.5.1.). Este valor se afectará por el coeficiente de simultaneidad dela siguiente tabla:

TTTTTabla 2.III.abla 2.III.abla 2.III.abla 2.III.abla 2.III.

La carga de los servicios generales del edificio es la suma de la potenciainstalada en ascensores, bombas de agua, alumbrado de espacios comunesy todos los servicios eléctricos generales del edificio.

La carga correspondiente a locales comerciales y oficinas, se calcula enbase a 125 VA por m2, con un mínimo de 3.750 VA por local.

2.6.2.6.2.6.2.6.2.6. Caída de tensión admisibleCaída de tensión admisibleCaída de tensión admisibleCaída de tensión admisibleCaída de tensión admisibleLa caída de tensión entre el origen de la instalación (acometida) y cualquierpunto de utilización no debe superar los siguientes valores:- Instalación de alumbrado: 3 %- Instalación de fuerza motriz: 5 % (en régimen)

15 % (en el arranque)

La caída de tensión se calculará considerando alimentados todos los aparatosde utilización susceptibles de funcionar simultáneamente.

Se deberá evitar que consumos con picos de carga repetitivos produzcanoscilaciones perceptibles en la intensidad lumínica.


permanentemente la aislación de las partes bajo tensión.

3.2.3.2.3.2.3.2.3.2. Protección contra contactos indirectosProtección contra contactos indirectosProtección contra contactos indirectosProtección contra contactos indirectosProtección contra contactos indirectos3.2 1.3.2 1.3.2 1.3.2 1.3.2 1.Conceptos generalesConceptos generalesConceptos generalesConceptos generalesConceptos generalesConsiste en tomar todas las medidas necesarias destinadas a proteger a laspersonas contra los peligros que puedan resultar de un contacto con partesmetálicas (masas) puestas accidentalmente bajo tensión a raíz de una fallade aislación.

Definición de masas:Definición de masas:Definición de masas:Definición de masas:Definición de masas: Conjunto de las partes metálicas de aparatos, deequipos y de las canalizaciones eléctricas y sus accesorios (cajas, gabinetes,etc.), que en condiciones normales, están aisladas de las partes bajo tensión,pero que puedan quedar eléctricamente unidas con estas últimas aconsecuencia de una falla.

3.2.2.3.2.2.3.2.2.3.2.2.3.2.2.Protección por desconexión automática de la alimentaciónProtección por desconexión automática de la alimentaciónProtección por desconexión automática de la alimentaciónProtección por desconexión automática de la alimentaciónProtección por desconexión automática de la alimentaciónEste sistema de protección consta de un sistema de puesta a tierra y undispositivo de protección. La actuación coordinada del dispositivo deprotección con el sistema de puesta a tierra, permite que, en el caso de unafalla de aislación de la instalación, se produzca automáticamente laseparación de la parte fallada del circuito, de forma tal que las partesmetálicas accesibles no adquieran una tensión de contacto mayor de 24 Ven forma permanente.

3.2.3.3.2.3.3.2.3.3.2.3.3.2.3.Instalación de puesta a tierraInstalación de puesta a tierraInstalación de puesta a tierraInstalación de puesta a tierraInstalación de puesta a tierra3.2.3.1.3.2.3.1.3.2.3.1.3.2.3.1.3.2.3.1. Disposiciones generalesDisposiciones generalesDisposiciones generalesDisposiciones generalesDisposiciones generalesa) En todos los casos deberá efectuarse la conexi6n a tierra de todas lasmasas de la instalación.

b) Las masas que son simultáneamente accesibles y pertenecientes a lamisma instalación eléctrica estarán unidas al mismo sistema de puesta atierra.

c) El sistema de puesta a tierra será eléctricamente continuo y tendrá lacapacidad de soportar la corriente de cortocircuito máxima coordinada conlas protecciones instaladas en el circuito.

d) El conductor de protección (ver 3.2.3.4.) no será seccionadoeléctricamente en punto alguno ni pasará por el interruptor diferencial, encaso de que este dispositivo forme parte de la instalación.

e) La instalación se realizará de acuerdo a las directivas de la normaIRAM 2281 - Parte III.

3.2.3.2.3.2.3.2.3.2.3.2.3.2.3.2.3.2.3.2. VVVVValor de la resistencia de puesta a tierraalor de la resistencia de puesta a tierraalor de la resistencia de puesta a tierraalor de la resistencia de puesta a tierraalor de la resistencia de puesta a tierraa) Partes de la instalación cubiertas por protección diferencial.El valor máximo de la resistencia de puesta a tierra será de 10 ohm(Preferentemente no mayor de 5 ohm) (IRAM 2281 - Parte III).b) Partes de la instalación eventualmente no cubiertas por proteccióndiferencial.Se arbitrarán los medios necesarios de manera de lograr que la tensión decontacto indirecto no supere 24 V para ambientes secos y húmedos (VerNorma IRAM 2281 - Parte III).

3.2.3.3. T3.2.3.3. T3.2.3.3. T3.2.3.3. T3.2.3.3. Toma de Tierraoma de Tierraoma de Tierraoma de Tierraoma de TierraLa toma de tierra está formada por el conjunto de dispositivos que permitenvincular con tierra el conductor de protección. Esta toma deberá realizarsemediante electrodos, dispersores, placas, cables o alambres cuyaconfiguración y materiales deberán cumplir con las Normas IRAM respectivas.

Se recomienda instalar la toma de tierra en un lugar próximo al tableroprincipal.

3.2.3.4.3.2.3.4.3.2.3.4.3.2.3.4.3.2.3.4. Conductor de protecciónConductor de protecciónConductor de protecciónConductor de protecciónConductor de protecciónLa puesta a tierra de las masas se realizarán por medio de un conductor,denominado «conductor de protección» de cobre electrolítico aislado (Normas

IRAM: 2183, 2220; 2261, 2262) que recorrerá la instalación y cuya secciónmínima se establece con la fórmula indicada en el punto 2.3.2. En ningúncaso la sección del conductor de protección será menor a 2,5 mm2.

Este conductor estará conectado directamente a la toma de tierra descriptaen el punto 3.2.3.3., e ingresará al sistema de cañerías de la instalación porla caja de tablero principal.3.2.3.5.3.2.3.5.3.2.3.5.3.2.3.5.3.2.3.5. Disposiciones particularesDisposiciones particularesDisposiciones particularesDisposiciones particularesDisposiciones particularesa) Tomacorriente con puesta a tierra. La conexión al borne de tierra deltomacorriente identificado para esta función se efectuará desde el borne deconexión del conductor de protección en la caja mediante una derivacióncon cable de cobre aislado.

b) Conexión a tierra de motores u otros aparatos eléctricos de conexiónfija. Se efectuará con un conductor de sección según el punto 3.2.3.4. y queesté integrado preferentemente al mismo cable de la conexión eléctrica.

c) Caños, cajas, gabinetes metálicos. Para asegurar su efectiva puesta atierra se realizará la conexión de todas las cajas y gabinetes metálicos conel conductor de protección, para lo cual cada caja y gabinete metálico deberáestar provisto de un borne o dispositivo adecuado.

Además deberá asegurarse la continuidad eléctrica con los caños que a ellaacometen, utilizando a tal efecto, dispositivos adecuados.

d) Caños, cajas y gabinetes de material aislante. El conductor deprotección deberá conectarse al borne de tierra previsto en las cajas ygabinetes.

Nota:Si en una instalación se vinculan caños metálicos y cajas aislantes deberánpreverse dispositivos adecuados para conectar los caños al conductor deprotección en cada caja.

3.3.3.3.3.3.3.3.3.3. Protección contra contactos directos e indirectos por uso de fuentesProtección contra contactos directos e indirectos por uso de fuentesProtección contra contactos directos e indirectos por uso de fuentesProtección contra contactos directos e indirectos por uso de fuentesProtección contra contactos directos e indirectos por uso de fuentesde muy baja Tde muy baja Tde muy baja Tde muy baja Tde muy baja Tensión de Seguridad (MBTS - 24 V).ensión de Seguridad (MBTS - 24 V).ensión de Seguridad (MBTS - 24 V).ensión de Seguridad (MBTS - 24 V).ensión de Seguridad (MBTS - 24 V).3.3.1.3.3.1.3.3.1.3.3.1.3.3.1. RequisitosRequisitosRequisitosRequisitosRequisitosLa protección contra contactos se considera asegurada, tanto contra loscontactos directos como indirectos, cuando:

a) La tensión de utilización más elevada no llega a ser superior a 24 V.

b) La fuente de alimentación es una fuente de tensión de seguridad, talcomo las definidas en 3.3.2. y que cumplimentan lo indicado en 3.3.3.

3.3.2.3.3.2.3.3.2.3.3.2.3.3.2. Tipos de FTipos de FTipos de FTipos de FTipos de Fuentes de M.Buentes de M.Buentes de M.Buentes de M.Buentes de M.B.T.T.T.T.T.S.S.S.S.S.....a) Transformador con separación eléctrica entre los circuitos primarios ysecundarios. Poseerá, además, una pantalla metálica intercalada entre losarrollamientos primarios y secundario que, al igual que el núcleo se deberáconectar al sistema de puesta a tierra.La tensión primaria no superará los 500 V y la tensión secundaria máximaserá de 24V.Deberá soportar un ensayo de tensión aplicando 4000 Vc. a. durante 1minuto entre primario y secundario y de 2000 Vc a. durante 1 minuto entrelos arrollamientos y tierra. La resistencia de aislación entre los mismos puntosconsiderados no deberá ser menor a 5 Mohm.

b) Otras fuentes de 24 V de tensión de salida que posean un grado deseguridad no inferior a los indicados en el punto a) como ser: motor ygenerador, separados y grupo motor-generador con arrollamientos separadoseléctricamente.c) Dispositivos electrónicos en los que se hayan tomado medidasadecuadas que aseguren que en casos de defectos internos de estas, la tensiónde salida en sus bornes no pueda ser en ningún caso superior a 24 V y cuyascaracterísticas de seguridad no sean inferiores a las del punto a).


3.3.3.3.3.3.3.3.3.3.3.3.3.3.3. Condiciones de instalaciónCondiciones de instalaciónCondiciones de instalaciónCondiciones de instalaciónCondiciones de instalacióna) Los circuitos de M.B.T.S. no deberán unirse eléctricamente a partesbajo tensión o a los conductores de protección pertenecientes a otros circuitos.

b) Las partes metálicas normalmente sin tensión (masas) de los circuitosde M.B.T.S. no deberán ser conectados a conductores de protección o «masas»de otros circuitos.

c) Los conductores de los circuitos de M.B.T S. deberán estarpreferentemente separados de cualquier conductor de otro circuito. Cuandoesto no sea posible, se deberá tomar alguna de las siguientes medidas:

Los conductores del circuito de M.B.T.S. deberá colocarse dentro de unacubierta (o caño) aislante, además de poseer su aislación funcional.

Los conductores de circuitos de tensiones diferentes deberán estar separadospor una pantalla metálica puesta a tierra.

Los circuitos de diferentes tensiones podrán estar en un mismo cable multipolar,pero los conductores del circuito de M.B.T.S. deberán aislarse individual ycolectivamente de acuerdo a la mayor tensión presente.

d) Las fichas y tomacorrientes de los circuitos M.B.T.S. deberáncumplimentar lo siguiente:

Las fichas deberán tener un diseño tal que no les permita su inserción encircuitos de mayor tensión.Los tomacorrientes no deberán poseer contactos para conductor de protección.

3.4.3.4.3.4.3.4.3.4. Condiciones especiales de seguridad para cuartos de bañoCondiciones especiales de seguridad para cuartos de bañoCondiciones especiales de seguridad para cuartos de bañoCondiciones especiales de seguridad para cuartos de bañoCondiciones especiales de seguridad para cuartos de baño3.4. l .3.4. l .3.4. l .3.4. l .3.4. l . ZonasZonasZonasZonasZonasSe definen las siguientes:

a) Zona de peligro. Delimitada por el perímetro de la bañera con unaaltura de 2,25 m, medidos desde su fondo.

b) Zona de protección. Delimitada por el perímetro que exceda en 0,60m. el de la bañera o ducha hasta la altura del cielorraso.

c) Zona sin restricciones El volumen de la sala de baño exterior a lazona de protección

3.4.2.3.4.2.3.4.2.3.4.2.3.4.2. RestriccionesRestriccionesRestriccionesRestriccionesRestriccionesEn la zona de peligro no se podrán instalar aparatos, equipos nicanalizaciones eléctricas a la vista (tableros con interruptores, interruptoresde efecto, tomacorrientes, calefones eléctricos, artefactos de iluminación,cajas de conexiones, cajas de paso, etc.)

En la zona de protección, sólo podrán instalarse artefactos de iluminación yaparatos eléctricos de instalación fija. Estos serán de clase II y protegidoscontra salpicaduras de agua (IP44).

CAPCAPCAPCAPCAP.4..4..4..4..4. TTTTTABLEROSABLEROSABLEROSABLEROSABLEROS

4.1.4.1.4.1.4.1.4.1. Lugar de instalaciónLugar de instalaciónLugar de instalaciónLugar de instalaciónLugar de instalación4.1.1.4.1.1.4.1.1.4.1.1.4.1.1. TTTTTablero principalablero principalablero principalablero principalablero principalEl tablero principal, que deberá ubicarse según lo indicado en el punto 2.4.2.,se instalará en lugar seco, ambiente normal, de fácil acceso y alejado deotras instalaciones, tales como las de agua, gas, teléfono, etc. Para lugareshúmedos o en intemperie u otros tipos de ambientes, se deberá adoptar lasprevisiones adicionales indicadas en el CAP. 8.

Delante de la superficie frontal del tablero habrá un espacio libre para facilitarla realización de trabajos y operaciones.

Para el caso en que los tableros necesiten acceso posterior deberá dejarse

detrás del mismo un espacio libre de 1 m. Los tableros deberán estaradecuadamente iluminados en forma que se puedan operar los interruptoresy efectuar las lecturas de los instrumentos con facilidad.

El local donde se instale el tablero principal no podrá ser usado para elalmacenamiento de ningún tipo de combustible ni de material de fácilinflamabilidad. La circulación frente al tablero no deberá ser obstaculizadaen una distancia inferior a 1 m, siendo la relación mínima entre ancho ylargo del local, no inferior a 0,2; no existirán desniveles en su piso y sualtura mínima será de 2,8 m. El nivel de iluminación mínima en el local enque se ubique el tablero será de 100 lux (Promedio).

La puerta del local deberá poseer la identificación «Tablero Eléctrico Principal»y estará construida con material de una resistencia al fuego similar a lasparedes del local según clasificación del Decreto Reglamentario 351/79 dela Ley 19.587 de Higiene y Seguridad del trabajo Cap. 18 (“Proteccióncontra incendio”) y poseerá doble contacto y cierre automático.

4.1.2.4.1.2.4.1.2.4.1.2.4.1.2.TTTTTableros seccionalesableros seccionalesableros seccionalesableros seccionalesableros seccionalesLos tableros seccionales deberán estar instalados en lugares de fácillocalización dentro de la unidad habitacional o comercial con buen nivel deiluminación y a una altura adecuada que facilite el accionamiento, de loselementos de maniobra y protección, no debiendo interponerse obstáculosque dificulten su acceso.

4.2.4.2.4.2.4.2.4.2. FFFFForma constructivaorma constructivaorma constructivaorma constructivaorma constructivaLas partes constitutivas de los tableros podrán ser metálicas o de materialesplásticos que tengan, además de rigidez mecánica, características deininflamabilidad, no higroscopicidad y propiedades dieléctricas adecuadas.

El grado de protección mínimo será IP 41 según Normas IRAM 2444.

No tendrá partes bajo tensión accesibles desde el exterior. El acceso a laspartes bajo tensión será posible sólo luego de la remoción de tapas o cubiertasmediante el uso de herramientas.

Las palancas o elementos de mando de los dispositivos de maniobra deberánser fácilmente accionables y ubicados a una altura respecto del piso dellocal (en el que el tablero está instalado), entre 0,90 m y 2 m. Podrán estara la vista o cubiertos por una puerta bisagrada que pueda retenerse en susposiciones extremas por dispositivos diseñados a tal efecto.

Los componentes eléctricos no podrán ser montados directamente sobre lascaras posteriores o laterales del tablero, sino en soportes, perfiles o accesoriosdispuestos a tal efecto. En la cara anterior solo podrán montarse los elementosque deberán ser visualizados o accionados desde el exterior. Se deberáprever suficiente espacio interior como para permitir un montaje holgado detodos los componentes y facilitar el acceso, recorrido y conexionado de loscables, teniendo en cuenta sus dimensiones y radio de curvatura.

Las partes de los tableros no deberán superar las temperaturas establecidasen la Norma IRAM 2186.

Los tableros que tengan más de dos circuitos de salida deberá contar con unjuego de barras que permita efectuar el conexionado o remoción de cadauno de los elementos de maniobra, cómodamente y sin interferir con losrestantes. Este juego de barras podrá ser realizado con conductores aisladoso desnudos montados sobre aisladores soporte.

Las barras deberán diseñarse para una corriente nominal no inferior a la dela línea de alimentación y para un valor de corriente de corto circuito, noinferior al valor eficaz de la corriente de falla máxima en el lugar de lainstalación.La disposición de las barras deberá ser N, R, S, T, del frente hacia atrás, dearriba hacia abajo o de izquierda a derecha, mirando desde el frente deltablero.


Las derivaciones de las barras deberán efectuarse mediante grapas, borneso terminales apropiados, evitando el contacto de materiales que produzcancorrosión electroquímica.

Las barras de los tableros deberán estar identificadas según el Código decolores (Punto 7.2.5.).No podrán instalarse otros conductores que los específicos a los circuitos deltablero en cuestión, es decir, no podrán usarse los tableros como caja depaso o empalme de otros circuitos.

Los conductores no podrán estar flojos ni sueltos en su recorrido dentro deltablero. Para ello deberán fijarse entre si y a puntos fijos apropiados otenderse en conductos especiales previstos a tal efecto. Las extremidadesdeberán ser preparadas de manera apropiada al tipo de borne a conectar afin de garantizar una conexión eléctrica segura y duradera.

Los tableros dispondrán de una placa colectora de puesta a tierraperfectamente identificada con la cantidad suficiente de bornes adecuadosal número de circuitos de salida donde se reunirán todos los conductores deprotección de los distintos circuitos y desde donde se realizará también lapuesta a tierra del tablero. Se deberá asegurar que los tableros tengancontinuidad eléctrica entre todas sus partes metálicas no activas.

Los tableros prearmados estarán marcados indeleblemente por el fabricantede tal manera que las indicaciones permanezcan visibles después de lainstalación. Figurarán como mínimo los siguientes datos.- Fabricante responsable- Tensión de utilización (monofásica o trifásica).- Corriente de cortocircuito máxima de cálculo

En los casos en que los tableros sean armados por montadores electricistas,deberá marcarse con los mismos datos del punto anterior reemplazando laindicación “Fabricante responsable” por la de “Montador responsable”.

Los equipos y aparatos de señalización, medición, maniobra y proteccióninstalados en los tableros deberán estar identificados con inscripciones queprecisen la función a la que están destinados.Los tableros podrán ser diseñados para montaje sobre piso sobre pared o deembutir.

La masas de los instrumentos relevadores, medidores y transformadores demedición, instalados en tableros se deberán poner a tierra.Todas las indicaciones deberán expresarse en idioma nacional.Las condiciones de bloqueo de los tableros estarán de acuerdo con lasprescriptas en la Norma IRAM 2450.

CAPCAPCAPCAPCAP.5..5..5..5..5. CONDUCTORESCONDUCTORESCONDUCTORESCONDUCTORESCONDUCTORES

5.1.5.1.5.1.5.1.5.1. Cables PCables PCables PCables PCables Permitidosermitidosermitidosermitidosermitidos5.1.1.5.1.1.5.1.1.5.1.1.5.1.1.Cables para usos generalesCables para usos generalesCables para usos generalesCables para usos generalesCables para usos generalesLos cables según su aplicación se utilizan de la siguiente forma:

a) Instalación fija en cañerías (embutidas o a la vista): Normas IRAM:2220; 2261; 2262; 2182.

b) Instalación fija a la vista (colocados sobre bandejas perforadas): NormasIRAM 2220; 2261; 2262.

c) Instalación enterrada: Normas IRAM 2220, 2261; 2262.d) Instalación aérea: Cables con conductores de cobre rojo duro, aisladoscon polietileno reticulado y cableados a espiral visible para instalacioneseléctricas aéreas exteriores en inmueble.

5.1.2.5.1.2.5.1.2.5.1.2.5.1.2.Cables para usos especialesCables para usos especialesCables para usos especialesCables para usos especialesCables para usos especialesLos cables que se utilicen en locales húmedos, mojados o polvorientos serándel tipo adecuado para soportar los riesgos propios del local. (Ver Cap. 8).

Los conductores utilizados en columnas montantes o en locales peligrosos(punto 8.6.) deberán responder al ensayo de no propagación de incendios,especificado en la Norma IRAM 2289 categoría A, además de los otrosrequisitos de seguridad adecuados al riesgo del local.

5.2.5.2.5.2.5.2.5.2. Cables ProhibidosCables ProhibidosCables ProhibidosCables ProhibidosCables ProhibidosLos cordones Flexibles (Normas IRAM 2039, 2158; 2188) y los cables conconductores macizos (un solo alambre), indicados en la norma IRAM 2183,no deberán utilizarse en líneas de instalaciones eléctricas.

5.3.5.3.5.3.5.3.5.3. Determinación de la secciónDeterminación de la secciónDeterminación de la secciónDeterminación de la secciónDeterminación de la sección5.3.1.5.3.1.5.3.1.5.3.1.5.3.1. Exigencias GeneralesExigencias GeneralesExigencias GeneralesExigencias GeneralesExigencias Generalesa) La intensidad de corriente no deberá ocasionar un calentamiento sobre elconductor que eleve su temperatura por encima de la especificada paracada tipo de cable (puntos 5.3.2; 2.3.1. y 2.3.2.).

b) La intensidad de corriente no deberá provocar caídas de tensión superioresa las indicadas en el punto 2.6.

c) Se deberán respetar las secciones mínimas indicadas en el punto 7.2.6.

5.3.2.5.3.2.5.3.2.5.3.2.5.3.2. Intensidad de corriente admisibleIntensidad de corriente admisibleIntensidad de corriente admisibleIntensidad de corriente admisibleIntensidad de corriente admisible5.3.2.1.5.3.2.1.5.3.2.1.5.3.2.1.5.3.2.1. Cables según Norma IRAM 2183 (aislados y sin envoltura deCables según Norma IRAM 2183 (aislados y sin envoltura deCables según Norma IRAM 2183 (aislados y sin envoltura deCables según Norma IRAM 2183 (aislados y sin envoltura deCables según Norma IRAM 2183 (aislados y sin envoltura deprotección).protección).protección).protección).protección).La intensidad de corriente admisible por conductor para cables instaladosen cañerías, embutidas o a la vista, en servicio permanente, será la indicadaen la Tabla 5.1. Esta Tabla está referida a una temperatura ambiente de40°C, 70°C en el conductor y para tres cables instalados por caño. Encondiciones de cortocircuito el conductor no deberá superar los 160°C.

Cuando la temperatura ambiente difiera de 40°C, las intensidades máximasadmisibles resultarán de las indicadas en la Tabla 5.1., multiplicadas por elfactor de corrección por temperatura de la Tabla 5.II.

Si se colocan de 4 a 6 conductores activos en un mismo caño, los valoresindicados en la Tabla 5.I. deberán multiplicarse por 0,8 y si se colocan de 7a 9 conductores activos deberán multiplicarse por 0,7.

TTTTTabla 5.I.abla 5.I.abla 5.I.abla 5.I.abla 5.I.Intensidad de corriente admisible

(para cables sin envoltura de protección)

Sección del conductor de

cobre según N orm a IRAM2183

Corriente máxim a

adm isible

m m2 A

11,5

2,54

610

1625

355070

95120

150185

240300

400

9,613

1824

3143

5977

96116148

180207

228260

290340

385


TTTTTabla 5.II.abla 5.II.abla 5.II.abla 5.II.abla 5.II.Factor de corrección para temperaturas ambientes distintas de 40°C

5.3.2.2.5.3.2.2.5.3.2.2.5.3.2.2.5.3.2.2. Cables según Normas IRAM 2220; 2261 y 2262 (aislados yCables según Normas IRAM 2220; 2261 y 2262 (aislados yCables según Normas IRAM 2220; 2261 y 2262 (aislados yCables según Normas IRAM 2220; 2261 y 2262 (aislados yCables según Normas IRAM 2220; 2261 y 2262 (aislados ycon envoltura de protección)con envoltura de protección)con envoltura de protección)con envoltura de protección)con envoltura de protección)

Para cables armados o no, formados con conductores de cobre, con aislacióny envoltura de material plástico, se aplicarán las intensidades de corrienteadmisibles de la Tabla 5.III. Cuando se utilicen cables aislados con gomaetilén propilénica o polietileno reticulado, que permiten desarrollar en elconductor una temperatura de servicio de 90°C y de 250°C en caso decortocircuito, las intensidades de corriente admisibles de la Tabla 5.III. semultiplicarán por 1,15 para cables en aire y por 1,10 para cables enterrados.

Para conductores de aluminio según IRAM 2220; 2261 y 2262, lasintensidades de corriente admisibles se obtendrán multiplicando por 0,8.

TTTTTabla 5.III.abla 5.III.abla 5.III.abla 5.III.abla 5.III.Intensidad de corriente admisible para cables con envoltura de protección

(1 ) Para cables colocados en un plano horizontal y distanciados 7 cm como mínimo.

(2) Para un solo cable.

Para condiciones de colocación distintas a las indicadas en la tabla 5.III, losvalores indicados deben ser multiplicados por los factores de corrección delas Tablas 5.IV a 5.VIII.

5.3.2.2.1. Factores de corrección para cables en aire5.3.2.2.1. Factores de corrección para cables en aire5.3.2.2.1. Factores de corrección para cables en aire5.3.2.2.1. Factores de corrección para cables en aire5.3.2.2.1. Factores de corrección para cables en aire

TTTTTabla 5.IVabla 5.IVabla 5.IVabla 5.IVabla 5.IVFactores de corrección para distintas temperaturas

Tem peratura am bientehasta

Factor de corrección

°C25303540455055

1,331,221,131,000,860,720,50

SecciónN ominal de

los

conductores

Colocación en aire librePara 3 cables unipolares separadosun diám etro o un cable m ultipolar,

colocados sobre bandejas perforadas.Tem peratura del aire 40°C

Colocación directam ente enterradaTem peratura del terreno 25°CProfund. de colocación 70 cm .

Resistividad térm ica específicadel terreno: 100°C cm ./W

Terreno norm al seco

m 2 Unip Bip Trip. yTetrap.

Unip.(1)

Bip.(2)

Trip. yTetrap. (2)

A A A A A A

1,52,54610

16253550

7095120150185

240300400500

630

2535476179

112139171208

252308357410466

551627747832

944

2232405265

85109134166

204248289330376

434489572

1724324356

7497117147

185223259294335

391445545

3245587393

124158189230

276329373421474

546612710803

906

3245587393

124158

2738486279

103132158193

235279316355396

451504608

Tem peratura del

ambiente (°C) 20 25 30 35 40 45 50 55

Factor

de corrección 1,26 1,21 1,15 1,08 1,00 0,92 0,83 0,72


Distancia entre los 6 cables

cables 3 cables multipolares Unipolares M ultipolares

Igual a un diámetro 0,95 0,95 0,90

En contacto 0,80 0,80 0,75

Temperatura delambiente (°C) 5 10 15 20 25 30 35

Factor

de corrección 1,18 1,14 1,10 1,05 1,00 0,95 0,91

Cantidad de cablesen la zanja 2 3 4 5 6 7 8

Factorde corrección 0,84 0,74 0,67 0,64 0,60 0,56 0,53

N úm ero de sistem asen la zanja

2 3 4

Factor de corrección 0,82 0,74 0,68

Tipo de Terreno Resistividad °C cm W


Arena seca 300 0,65

Terreno Normalseco

100 1,00

Terreno húmedo 70 1,17

Terreno o arenam ojados

50 1,30

TTTTTabla 5.Vabla 5.Vabla 5.Vabla 5.Vabla 5.V.....Factores de corrección para agrupación de cables en un plano horizontal

5.3.2.2.2. Factores de corrección para colocación enterrada.5.3.2.2.2. Factores de corrección para colocación enterrada.5.3.2.2.2. Factores de corrección para colocación enterrada.5.3.2.2.2. Factores de corrección para colocación enterrada.5.3.2.2.2. Factores de corrección para colocación enterrada.

TTTTTabla 5.VI.abla 5.VI.abla 5.VI.abla 5.VI.abla 5.VI.Factores de corrección para distintas temperaturas

TTTTTabla 5.VIIabla 5.VIIabla 5.VIIabla 5.VIIabla 5.VIIFactores de corrección para agrupación de cables multipolares

distanciados 7 cm. como mínimo

TTTTTabla 5.VIIIabla 5.VIIIabla 5.VIIIabla 5.VIIIabla 5.VIIIFactores de corrección para agrupación de sistemas conformados por

cables unipolares situados unos junto a otros,distanciados 7 cm. como mínimo

TTTTTabla 5.IXabla 5.IXabla 5.IXabla 5.IXabla 5.IXFactor de corrección para la colocación de cables en terreno de

resistividad térmica específica distinta de 100°C. cm W

5.3.2.2.3. Factor de corrección para colocación en cañerías5.3.2.2.3. Factor de corrección para colocación en cañerías5.3.2.2.3. Factor de corrección para colocación en cañerías5.3.2.2.3. Factor de corrección para colocación en cañerías5.3.2.2.3. Factor de corrección para colocación en cañeríasSi los cables se colocan en cañerías, las intensidades admisibles de la Tabla5.III indicadas para cables directamente enterrados, deben ser reducidosmultiplicando por el coeficiente 0,8.

5.3.2.3.5.3.2.3.5.3.2.3.5.3.2.3.5.3.2.3. Cables preensambladosCables preensambladosCables preensambladosCables preensambladosCables preensamblados

TTTTTabla 5.Xabla 5.Xabla 5.Xabla 5.Xabla 5.XIntensidad de corriente admisible para cables instalados

en líneas aéreas de baja tensión preensambladas

(1 ) Estos valores se refieren a un cable colocado en aire a 40°C de temperaturasambiente y 90°C de temperatura en los conductores.

Sección nominalde los

conductores

Cables expuestos al sol (1)(A)

Cables expuestos al sol (1 )(A)

(mm 2) Bipolar Tetrapolar Bípolar Tetrapolar

4 38 32 46 38

6 45 38 55 4510 65 50 75 60

16 80 66 97 79


T T T T Tabla 5.XI.abla 5.XI.abla 5.XI.abla 5.XI.abla 5.XI. Factores de corrección para distintas temperaturas ambiente

CAPCAPCAPCAPCAP.6..6..6..6..6. ELEMENTOS DE MANIOBRA Y PROTECCIONELEMENTOS DE MANIOBRA Y PROTECCIONELEMENTOS DE MANIOBRA Y PROTECCIONELEMENTOS DE MANIOBRA Y PROTECCIONELEMENTOS DE MANIOBRA Y PROTECCION

6.1.6.1.6.1.6.1.6.1. DefinicionesDefinicionesDefinicionesDefinicionesDefiniciones6.1 .1.6.1 .1.6.1 .1.6.1 .1.6.1 .1. Elementos de maniobraElementos de maniobraElementos de maniobraElementos de maniobraElementos de maniobraSon dispositivos que permiten establecer, conducir e interrumpir la corrientepara la cual han sido diseñados.

6.1.2.6.1.2.6.1.2.6.1.2.6.1.2.Elementos de protecciónElementos de protecciónElementos de protecciónElementos de protecciónElementos de protecciónSon dispositivos que permiten detectar condiciones anormales definidas(sobrecargas, cortocircuito, corriente de falla a tierra, etc.) e interrumpir lalínea que alimenta la anormalidad u ordenar su interrupción a través delelemento de maniobra al que está acoplado.

6.2.6.2.6.2.6.2.6.2. InterruptoresInterruptoresInterruptoresInterruptoresInterruptoresElementos mono, bi, tri y tretapolares, que tendrán un diseño tal que lavelocidad de apertura de sus polos, no depende de la velocidad deaccionamiento del operador.

El tipo unipolar comprenderá a los llamados interruptores de efecto (porejemplo de punto, de combinación, etc.).

En los interruptores bi y tripolares, los polos accionarán simultáneamente.

En los interruptores tetrapolares el polo neutro (que deberá identificarse),conectará con anterioridad a los de las fases e interrumpirá con posterioridada éstos.

Los interruptores de efecto cumplirán con la norma IRAM 2007. Los otrosinterruptores cumplirán con la norma IRAM 2122.

6.3.6.3.6.3.6.3.6.3. FusiblesFusiblesFusiblesFusiblesFusiblesElemento de protección cuya capacidad de ruptura deberá ser igual o mayora la calculada para su punto de utilización, a la tensión de servicio.

En todos los casos el fusible será encapsulado y deberá ser desechado luegode su fusión.

Los fusibles cumplirán con las prescripciones de las normas IRAM 2121;2245.

6.4.6.4.6.4.6.4.6.4. Interruptor con fusiblesInterruptor con fusiblesInterruptor con fusiblesInterruptor con fusiblesInterruptor con fusiblesEs la combinación en un solo conjunto de los elementos definidos en 6.2. y6.3. deberá poseer un enclavamiento tal que para acceder a la reposiciónde los fusibles, se deba previamente seccionar la alimentación.

Este enclavamiento podrá lograrse mediante traba de puerta, obstáculo deacceso a los fusibles cuando el interruptor se encuentre cerrado, etc.

Además deberá cumplir con la condición 3 del punto 2.4.2.4.

Los interruptores con fusibles cumplirán con las exigencias de la NormaIRAM 2122.

6.5.6.5.6.5.6.5.6.5. Interruptor automáticoInterruptor automáticoInterruptor automáticoInterruptor automáticoInterruptor automáticoElemento de maniobra y protección cuya capacidad de ruptura a la tensiónde servicio, deberá ser igual o mayor a la corriente de cortocircuito en supunto de utilización. Su diseño deberá cumplir con las condiciones 2 y 3 delpunto 2.4.2.4.

Los interruptores automáticos cumplirán con las prescripciones de la NormaIRAM 2169.

6.6.6.6.6.6.6.6.6.6. Interruptor por corriente diferencial de fuga (lnterruptor diferencial)Interruptor por corriente diferencial de fuga (lnterruptor diferencial)Interruptor por corriente diferencial de fuga (lnterruptor diferencial)Interruptor por corriente diferencial de fuga (lnterruptor diferencial)Interruptor por corriente diferencial de fuga (lnterruptor diferencial)El interruptor diferencial deberá estar diseñado para funcionarautomáticamente cuando la corriente diferencial de fuga exceda un valordeterminado de ajuste.

El elemento de protección diferencial se podrá integrar en una misma unidadcon la protección; contra sobrecarga y cortocircuito.

Los interruptores diferenciales cumplirán con la Norma IRAM 2301.

6.7.6.7.6.7.6.7.6.7. Dispositivos de maniobra y protección de motores eléctricos deDispositivos de maniobra y protección de motores eléctricos deDispositivos de maniobra y protección de motores eléctricos deDispositivos de maniobra y protección de motores eléctricos deDispositivos de maniobra y protección de motores eléctricos deinstalación fijainstalación fijainstalación fijainstalación fijainstalación fijaLos motores de corriente alterna (mono o trifásicos) deberán tener comomínimo un dispositivo de maniobra y protección que permita el arranque ydetención del motor mediante el cierre o apertura de todas las fases o polosen forma simultánea; y la protección de la línea de alimentación contrasobrecargas y cortocircuitos.

En el caso de motores trifásicos de más de 0,75 kW, además de la protecciónindicada anteriormente, debe utilizarse un dispositivo de protección queinterrumpa el circuito de alimentación cuando esté ausente la tensión de unafase. Se recomienda esta protección también para motores de menor potencia.

Para la adecuada elección del método de arranque, se deberá estudiar entodos los casos, las perturbaciones que puedan producir en la instalación. Elsistema de arranque a elegir será aquel que asegure que la caída de tensiónen la red no alcance valores inadecuados para los equipos conectados en lalínea, según punto 2.6.

CAPCAPCAPCAPCAP.7..7..7..7..7. REGLAS DE INSTREGLAS DE INSTREGLAS DE INSTREGLAS DE INSTREGLAS DE INSTALAALAALAALAALACIONCIONCIONCIONCION

7.1.7.1.7.1.7.1.7.1. Consideraciones GeneralesConsideraciones GeneralesConsideraciones GeneralesConsideraciones GeneralesConsideraciones Generales7.1.1.7.1.1.7.1.1.7.1.1.7.1.1. Proyecto eléctricoProyecto eléctricoProyecto eléctricoProyecto eléctricoProyecto eléctricoNo se deberá realizar instalaciones eléctricas sin la existencia previa de unproyecto que constará de planos y memoria técnica.

7.1.2.7.1.2.7.1.2.7.1.2.7.1.2. Elementos de la instalaciónElementos de la instalaciónElementos de la instalaciónElementos de la instalaciónElementos de la instalaciónTodos los elementos que formen parte de la instalación eléctrica, debenresponder a las correspondientes normas aprobadas por el Instituto Argentinode Racionalización de Materiales (IRAM).

7.1.3.7.1.3.7.1.3.7.1.3.7.1.3. Montaje y ubicación de 1os elementos de la instalaciónMontaje y ubicación de 1os elementos de la instalaciónMontaje y ubicación de 1os elementos de la instalaciónMontaje y ubicación de 1os elementos de la instalaciónMontaje y ubicación de 1os elementos de la instalaciónLos elementos de la instalación eléctrica deberán ser montados de maneraque permitan la realización de las tareas de verificación y mantenimiento(Cap. 9).

7.1.4.7.1.4.7.1.4.7.1.4.7.1.4. Conexión de conductoresConexión de conductoresConexión de conductoresConexión de conductoresConexión de conductoresLas uniones y derivaciones de conductores de secciones de hasta 2,5 mm2inclusive podrán efectuarse intercalando y retorciendo sus hebras.

Las uniones y derivaciones de conductores de secciones mayores de 2,5mm2 deberán efectuarse por medio de borneras, manguitos de identar osoldar (utilizando soldura de bajo punto de fusión con decapante de residuono ácido) u otro tipo de conexiones que aseguren una conductividad eléctricapor lo menos igual a la del conductor original.

Para agrupamientos múltiples (más de 3 conductores) deberán utilizarseborneras de conexión. (Norma IRAM 2441) .

Las uniones y derivaciones no podrán someterse a solicitaciones mecánicasy deberán cubrirse con un aislante eléctrico de características equivalentesal que poseen los conductores.

Tem peratura

ambiente (°C) 20 25 30 35 40 45 50 55

Factor

de corrección 1,26 1,21 1,15 1,08 1,00 0,92 0,83 0,72


7.1.5.7.1.5.7.1.5.7.1.5.7.1.5. Continuidad eléctrica del conjunto masas-conductor de protección.Continuidad eléctrica del conjunto masas-conductor de protección.Continuidad eléctrica del conjunto masas-conductor de protección.Continuidad eléctrica del conjunto masas-conductor de protección.Continuidad eléctrica del conjunto masas-conductor de protección.Remitirse a las prescripciones dadas en el punto 3.2.3.4.

7.1.6.7.1.6.7.1.6.7.1.6.7.1.6. Interruptor de efecto.Interruptor de efecto.Interruptor de efecto.Interruptor de efecto.Interruptor de efecto.En instalaciones monofásicas, los interruptores de efecto deberán cortar elconductor de fase.

7.1.7.7.1.7.7.1.7.7.1.7.7.1.7. Tipos de canalizaciónTipos de canalizaciónTipos de canalizaciónTipos de canalizaciónTipos de canalizaciónLos tipos de canalización serán los siguientes:. Conductores aislados colocados en cañerías: embutida o a la vista.. Conductores enterrados directamente o en conductos.. Conductores preensamblados en líneas aéreas exteriores.. Bandeja portacable.. Blindobarras

No se deberán colocar los conductores directamente en canaletas de maderao bajo listones del mismo material, ni tampoco embutidos o sobremampostería, yeso, cemento u otros materiales.

No se efectuarán instalaciones aéreas en interiores.

7.2.7.2.7.2.7.2.7.2. Instalaciones con conductores aislados en cañerías.Instalaciones con conductores aislados en cañerías.Instalaciones con conductores aislados en cañerías.Instalaciones con conductores aislados en cañerías.Instalaciones con conductores aislados en cañerías.7.2.1.7.2.1.7.2.1.7.2.1.7.2.1. Agrupamiento de conductores en un mismo cañoAgrupamiento de conductores en un mismo cañoAgrupamiento de conductores en un mismo cañoAgrupamiento de conductores en un mismo cañoAgrupamiento de conductores en un mismo cañoDeberán cumplirse los siguientes requisitos:

a) Todos los conductores pertenecientes a una misma línea, cuandoestuvieren protegidos dentro de caño metálico, deberán estarlo en conjuntoy no individualmente. Esta medida comprende al conductor de protección.

b) Las líneas seccionales deberán alojarse en caños independientes. Noobstante, se admitirán en un mismo caño aquellas líneas seccionales quecorrespondan a un mismo medidor.

c) Las líneas de circuitos de alumbrado y de tomacorrientes (usosgenerales) podrán alojarse en una misma cañería; contrariamente, las líneasde circuitos de conexión fija o de circuitos especiales, deberán tener cañeríasindependientes para cada una de ellas. (Ver clasificación de circuitos enpunto 2.4.3.1).

d) En un mismo caño se podrán alojar como máximo, tres líneas decircuito (uso general), siempre que pertenezcan a la misma fase, la suma desus cargas máximas simultáneas no excedan los 20 A y el número total debocas de salida alimentadas por estos circuitos en conjunto, no sea superiora 15 unidades.

e) En todas las cajas donde converjan líneas de diferentes circuitos, losconductores deberán estar identificados ( por colores (Ver punto 7.25.), anillosnumerados, cintas autoadhesivas, etc.), de manera de evitar que, por error,puedan interconectarse conductores vivos entre sí o neutros entre sí, dediferentes circuitos.

f) En una misma boca de salida no podrán instalarse elementos(interruptores de efecto o tomacorrientes), alimentados por diferentes circuitos(Ver punto 2.5.3.d.)

7.2.2.7.2.2.7.2.2.7.2.2.7.2.2. Diámetro minino de los caños.Diámetro minino de los caños.Diámetro minino de los caños.Diámetro minino de los caños.Diámetro minino de los caños.El diámetro interno mínimo de los caños se determinará en función de lacantidad, sección y diámetro (incluida la aislación) de los conductores, deacuerdo con la Tabla 7.1.

Para los casos no previstos en la Tabla, el área total ocupada por losconductores, comprendida la aislación, no deberá exceder el 35°/o de lasección interna del caño.

El diámetro interno mínimo de los caños que alojen líneas seccionales yprincipales deberá ser de 15,3 mm.

El diámetro interno mínimo de los caños que alojen líneas de circuito deberáser de 12,5 mm.7.2.3.7.2.3.7.2.3.7.2.3.7.2.3.Colocación de caños y cajas.Colocación de caños y cajas.Colocación de caños y cajas.Colocación de caños y cajas.Colocación de caños y cajas.7.2.3.1.7.2.3.1.7.2.3.1.7.2.3.1.7.2.3.1. Unión entre cañosUnión entre cañosUnión entre cañosUnión entre cañosUnión entre cañosLos caños se unirán entre sí mediante accesorios adecuados que nodisminuyan su sección interna y que aseguren la protección mecánica de losconductores. Cuando se empleen caños metálicos deberá garantizarse lacontinuidad eléctrica de la cañería.

7.2.3.2.7.2.3.2.7.2.3.2.7.2.3.2.7.2.3.2. Unión entre caño y cajaUnión entre caño y cajaUnión entre caño y cajaUnión entre caño y cajaUnión entre caño y cajaLas uniones de caños y cajas deberán efectuarse mediante conectores o,tuerca y boquilla. La tuerca se dispondrá en la parte exterior de la caja y laboquilla en su parte interna.

Las características constructivas de estos elementos estarán en concordanciacon las prescriptas por las Normas IRAM 2224; 2005.

7.2.3.3.7.2.3.3.7.2.3.3.7.2.3.3.7.2.3.3. Colocación de cajas de pasoColocación de cajas de pasoColocación de cajas de pasoColocación de cajas de pasoColocación de cajas de paso Para facilitar la colocación y el reemplazo de conductores deberá emplearseun número suficiente de cajas de paso.

TTTTTabla 7.I.abla 7.I.abla 7.I.abla 7.I.abla 7.I.Conductores con aislación termoplástica

RL: Liviano

RS: Semipesado

No se admitirán más de tres curvas entre dos cajas.

En tramos rectos y horizontales sin derivación deberá colocarse como mínimo,una caja cada 12 m. y en tramos verticales una caja 15 m.

Las cajas de paso y de derivación deberán instalarse de tal modo que seansiempre accesibles.

7.2 3.4.7.2 3.4.7.2 3.4.7.2 3.4.7.2 3.4. Consideraciones para caños en forma de «U»Consideraciones para caños en forma de «U»Consideraciones para caños en forma de «U»Consideraciones para caños en forma de «U»Consideraciones para caños en forma de «U»Cuando no sea posible evitar la colocación de caños en forma de «U» (porej. los cruces bajo los pisos) u otra forma que facilite la acumulación deagua se colocarán únicamente cables aislados con vaina de protección, querespondan a las Normas IRAM 2220; 2262; 2261.

7.2.3.5.7.2.3.5.7.2.3.5.7.2.3.5.7.2.3.5. Curvado de los cañosCurvado de los cañosCurvado de los cañosCurvado de los cañosCurvado de los cañosLas curvas realizadas en los caños no deberán efectuarse con ángulos menoresde 90. Además deberán tener como mínimo los radios de curvatura indicadosen la siguiente tabla.

TTTTTabla 7.IIabla 7.IIabla 7.IIabla 7.IIabla 7.II

CO NDUCTO RES UNIPO LARES

1 1,5 2,5 4 6 10 16 25 35 50

Sección cobre

(m m2)

Cantidad deConductores

Tipo deCaño 1,65 3 3,45 4,2 5,20 6,5 7,85 9,6 11,10 13,5

Diám etroexterior c/ais.(m m)

5,50 7,10 9,35 13,85 21,25 33,2 48,4 72 97 150Sección total(m m2)

3 RLRS

16/1416/13

16/1416/13

16/1416/13

19/1719/15

19/1719/15

25/2325/21

32/2932/28

32/2932/28

38/3538/34

51/4851/46

4 RLRS

16/1416/13

16/1416/13

16/1416/13

19/1719/15

22/2022/18

32/2932/28

32/2932/28

38/3538/34

51/4851/46 -----

Cañodesignación

5 RL

RS

16/14

16/13

16/14

16/13

19/17

19/15

22/20

22/18

25/23

25/21

32/29

32/28

38/35

38/34

51/48

51/46

51/48

51/46 -----6 RL

RS

16/14

16/13

16/14

16/13

19/17

19/15

22/20

22/18

25/23

25/21

32/29

32/28

38/35

38/34

51/48

51/46

51/48

51/46 -----

IRAM

7 RLRS

16/1416/13

19/1719/15

22/2022/18

25/2325/21

32/2932/28

38/3538/34

51/4851/46

51/4851/46 ----- -----

8 RLRS

19/1719/15

19/1719/15

22/2022/18

25/2325/21

32/2932/28

38/3538/34

51/4851/46

51/4841/46 ----- -----

Caño tipo liviano Caño tipo semipesado Radio de curvatura m ínim o

Designación IRAM Designación IRAM (m m )

RL 16/14 RS 16/13 47,5

RL 19/17 RS 19/15 56

RL 22/20 RS 22/18 67 RL 25/23 RS 25/21 75

RL 32/29 RS 32/28 95

RL 38/35 RS 38/34 112

RL 51/48 RS 51/46 150


7.2.4.7.2.4.7.2.4.7.2.4.7.2.4.Colocación de los conductoresColocación de los conductoresColocación de los conductoresColocación de los conductoresColocación de los conductoresAntes de instalar los conductores deberán haberse concluido el montaje decaños y cajas y completado los trabajos de mampostería y terminacionessuperficiales.

Deberá dejarse una longitud mínima de 15 cm. de conductor disponible encada caja a los efectos de poder realizar las conexiones necesarias.

Los conductores que pasen sin empalme a través de las cajas deberán formarun bucle.

Los conductores colocados en cañerías verticales deberán estar soportadosa distancia no mayores de 15 m mediante piezas colocadas en cajasaccesibles y con formas y disposiciones tales que no dañen su cubierta aislante.

No se permiten uniones ni derivaciones de conductores en el interior de loscaños, las cuales deberán efectuarse exclusivamente en las cajas.

7.2 5.7.2 5.7.2 5.7.2 5.7.2 5.Código de ColoresCódigo de ColoresCódigo de ColoresCódigo de ColoresCódigo de ColoresLos conductores de la Norma IRAM 2183 y barras conductoras se identificaráncon los siguientes colores:Neutro: Color celeste.Conductor: de protección: bicolor verde-amarillo.Fase R: Color castañoFase S: Color negro.Fase T: Color rojo.

Para los conductores de las fases se admitirán otros colores, excepto el verde,amarillo o celeste.

Para el conductor de fase de las instalaciones monofásicas se podrá utilizarindistintamente cualquiera de los colores indicados para las fases pero sepreferirá el castaño.

7.2.6.7.2.6.7.2.6.7.2.6.7.2.6.Secciones mínimas de los conductoresSecciones mínimas de los conductoresSecciones mínimas de los conductoresSecciones mínimas de los conductoresSecciones mínimas de los conductoresSe respetarán las siguientes secciones mínimas

Líneas principales 4 mm2Líneas seccionales 2,5 mm2Líneas de circuitos para usos generales 1,5 mm2Líneas de circuitos para usos especiales y/o conexión fija 2,5 mm2Derivaciones y retorno a los interruptores de efecto 1 mm2Conductor de protección 2,5 mm2.

7.2.7.7.2.7.7.2.7.7.2.7.7.2.7.PPPPPrescripciones particulares para cañerías embutidasrescripciones particulares para cañerías embutidasrescripciones particulares para cañerías embutidasrescripciones particulares para cañerías embutidasrescripciones particulares para cañerías embutidas7.2.7.1.7.2.7.1.7.2.7.1.7.2.7.1.7.2.7.1. Las cañerías y los accesorios para instalaciones embutidas en techos,pisos y paredes deberán ser de acero tipo pesado, semipesado o liviano ycumplir con las prescripciones dadas en las normas IRAM 2100; 2005;2224 respectivamente.

7.2.7.2.7.2.7.2.7.2.7.2.7.2.7.2.7.2.7.2. En caño termoplástico Norma IRAM 2206 (parte I ) se admitiráembutido en las siguientes condiciones:

a) La distancia entre la superficie terminada de la pared y el caño, noserá inferior a 5 cm

b) Quedan exceptuadas de cumplir el punto a) las cañerías ubicadas enuna franja comprendida entre 10 y 15 cm., tomada a partir de las aberturasde puertas y ventanas, medidas en la construcción de albañilería sin terminary además en el entorno de las cajas.

7.2.8.7.2.8.7.2.8.7.2.8.7.2.8. P P P P Prescripciones particulares para cañerías a la vista y/o sobrerescripciones particulares para cañerías a la vista y/o sobrerescripciones particulares para cañerías a la vista y/o sobrerescripciones particulares para cañerías a la vista y/o sobrerescripciones particulares para cañerías a la vista y/o sobrecielorrasos suspendidos.cielorrasos suspendidos.cielorrasos suspendidos.cielorrasos suspendidos.cielorrasos suspendidos.7.2.8.1. Cañerías a la vista7.2.8.1. Cañerías a la vista7.2.8.1. Cañerías a la vista7.2.8.1. Cañerías a la vista7.2.8.1. Cañerías a la vistaPodrán emplearse las cañerías metálicas que se utilizan embutidas.Además podrán emplearse:

a) Cañería de acero tipo liviano, según norma IRAM 2284, esmaltadaso cincadas con uniones y accesorios normalizados.

b) Cañerías formadas por conductores metálicos fabricadosespecialmente para instalaciones eléctricas a la vista, utilizando accesoriostales como cajas, codos, etc. fabricados especialmente para éstos.

c) Canos metálicos flexibles.

d) Caños de material termoplásticos, siempre que tengan un grado deprotección mecánica equivalente al IPXX1 de la norma IRAM 2444, y resistanal ensayo de propagación de llama establecida en la norma IEC 695-2-1,con un grado de severidad de 550°C, además de las característicasdieléctricas adecuadas.

Notas:Los tipos indicados en este apartado deberán emplearse en lugares secos,para locales con condiciones especiales ver Capítulo 8.

Las cañerías a la vista no deberán instalarse en huecos de ascensores ni enlugares donde quede expuesta a deterioros metálicos o químicos.

7.2.8.2.7.2.8.2.7.2.8.2.7.2.8.2.7.2.8.2. Cañerías sobre cielorrasos suspendidosCañerías sobre cielorrasos suspendidosCañerías sobre cielorrasos suspendidosCañerías sobre cielorrasos suspendidosCañerías sobre cielorrasos suspendidosPodrán utilizarse todos los tipos de caños indicados para instalaciones a lavista, a excepción de los caños flexibles.

7.2.9.7.2.9.7.2.9.7.2.9.7.2.9. Prescripciones para columnas montantesPrescripciones para columnas montantesPrescripciones para columnas montantesPrescripciones para columnas montantesPrescripciones para columnas montantes Los requisitos que deberán cumplir las líneas seccionales en las cajas depaso y derivación de la columna montante serán:

Identificación mediante letras, números o combinación de ambos.Evitar el entrecruzamiento de los conductores de las distintas líneas.Para tipos de cable a utilizar, se observará lo indicado en el punto

5.2.2.

7.3.7.3.7.3.7.3.7.3. Canalizaciones subterráneosCanalizaciones subterráneosCanalizaciones subterráneosCanalizaciones subterráneosCanalizaciones subterráneos7.3.1.7.3.1.7.3.1.7.3.1.7.3.1. Tipos de conductoresTipos de conductoresTipos de conductoresTipos de conductoresTipos de conductoresPodrán utilizarse los tipos aprobados por Normas IRAM N° 2220; 2261;2262.

7.3.2.7.3.2.7.3.2.7.3.2.7.3.2. FFFFFormas de Instalaciónormas de Instalaciónormas de Instalaciónormas de Instalaciónormas de InstalaciónEstos cables podrán instalarse directamente enterrados o en conductos(cañerías metálicas cincadas, caños de filbrocemento o de PVC rígido tipopesado).

7.3.3.7.3.3.7.3.3.7.3.3.7.3.3. Cables subterráneos debajo de construccionesCables subterráneos debajo de construccionesCables subterráneos debajo de construccionesCables subterráneos debajo de construccionesCables subterráneos debajo de construccionesLos cables subterráneos instalados debajo de construcciones deberán estarcolocados en un conducto que se extienda más allá de su línea perimetral.

7.3.4.7.3.4.7.3.4.7.3.4.7.3.4. Distancias mínimaDistancias mínimaDistancias mínimaDistancias mínimaDistancias mínimasLas distancia mínima de separación de los cables o conductos subterráneosrespecto de las cañerías de los otros servicios deberán ser de 0,50 m

7.3.5.7.3.5.7.3.5.7.3.5.7.3.5. Empalmes y derivacionesEmpalmes y derivacionesEmpalmes y derivacionesEmpalmes y derivacionesEmpalmes y derivacionesLos empalmes y derivaciones serán realizados en cajas de conexión.

Las cajas de conexión deberán rellenarse con un material aislante y nohigroscópico.

Si se emplean cables armados deberá quedar asegurada la continuidadeléctrica de la vaina metálica.

7.3.6.7.3.6.7.3.6.7.3.6.7.3.6. TTTTTendido directamente enterradoendido directamente enterradoendido directamente enterradoendido directamente enterradoendido directamente enterradoEl fondo de la zanja será una superficie firme, lisa, libres de discontinuidady sin piedras.


El cable se dispondrá sobre una capa de arena a una profundidad mínimade 0,7 m respecto de la superficie del terreno, cubriéndolo luego con elmismo material hasta formar un espesor mínimo de 0,1 m.

Como protección contra el deterioro mecánico, deberán utilizarse ladrilloso cubiertas dispuestas en la forma indicada en las siguientes ilustraciones:

Clase de Recubrimiento con Recubrimiento con

Recubrimiento ladrillos estando el media caña de cemento

espacio hueco cubierto estando el espacio

con arena. hueco cubierto con arena.

Factor de

reducción 0,84 0,84

En caso de utilizarse cables con armadura metálica se admitirá también lasiguiente disposición:

Arena apisonada con recubrimiento de ladrillos

Factor de reducción ..........1

7.3.7.7.3.7.7.3.7.7.3.7.7.3.7. TTTTTendido en conductoendido en conductoendido en conductoendido en conductoendido en conductoLos conductos se colocarán en una zanja de una profundidad suficiente quepermita un recubrimiento mínimo de 0,7 m, de tierra de relleno. Si no seutilizan conductos metálicos deberá efectuarse una protección contra eldeterioro mecánico.

Las uniones entre conductores se harán de modo de asegurar la máximahermeticidad posible y no deberán alterar su sección transversal interna.

7.4.7.4.7.4.7.4.7.4. Conductores preensamblados en líneas aéreas exterioresConductores preensamblados en líneas aéreas exterioresConductores preensamblados en líneas aéreas exterioresConductores preensamblados en líneas aéreas exterioresConductores preensamblados en líneas aéreas exteriores7.4.1.7.4.1.7.4.1.7.4.1.7.4.1. Distancias MínimasDistancias MínimasDistancias MínimasDistancias MínimasDistancias MínimasLas líneas a la intemperie deberán conservar las siguientes distancias mínimas:

- De azoteas transitables (m)hacia arriba 2,75hacia abajo 1,25

- De ventanas y similareshacia arriba desde el alfeizar 2,5hacia abajo desde el alfeizar 1,25lateralmente desde el marco 1,25

- Del sueloen líneas de acometidas de viviendas 3,5en líneas de acometidas de viviendasque atraviesan vías de circulación de vehículos 4

- De accesos fijos como los previstos para lalimpieza de chimeneas desde el exteriorhacia arriba 2,5hacia abajo 1,25

- De instalación de telecomunicacioneshacia arriba 1hacia abajo 1lateralmente 1

- De arboles y antenas en un radio de 1

La distancia a las cañerías de gas será la establecida por la Compañíaprestataria del servicio.

No está permitido el tendido de líneas aéreas por encima de chimeneas,pistas de juego, campos de deporte y piletas de natación.

7.4.2.7.4.2.7.4.2.7.4.2.7.4.2.TTTTTensión mecánica de los conductoresensión mecánica de los conductoresensión mecánica de los conductoresensión mecánica de los conductoresensión mecánica de los conductoresLas líneas serán tendidas de manera tal que en la condición más desfavorablela tensión mecánica resultante de los conductores no sea mayor de 60 N/mm2.

7.4.3.7.4.3.7.4.3.7.4.3.7.4.3.VVVVVanos máximos y secciones mínimas de los conductores.anos máximos y secciones mínimas de los conductores.anos máximos y secciones mínimas de los conductores.anos máximos y secciones mínimas de los conductores.anos máximos y secciones mínimas de los conductores.Para el tendido de líneas aéreas se fijan los siguientes vanos máximos y lascorrespondientes secciones mínimas de los conductores.

Vano Sección mínima de los conductores

m] [mm

hasta 5 m 4

hasta 10 m 6

7.4.4.7.4.4.7.4.4.7.4.4.7.4.4.Pases de paredesPases de paredesPases de paredesPases de paredesPases de paredesLos pases de paredes (por ejemplo, entrada de los conductores a un edificio)se efectuarán mediante la utilización de pipetas de porcelana o materialplástico a ubicarse en el extremo del caño que alojará a los conductorescorrespondientes a la instalación en el interior del inmueble.

Las pipetas deberán colocarse con la boca hacia abajo.

7.5.7.5.7.5.7.5.7.5. Bandejas portacablesBandejas portacablesBandejas portacablesBandejas portacablesBandejas portacablesLas bandejas portacables son conductos con o sin tapa removible, en lascuales se permite colocar conductores correspondientes a una o varias líneas.

Podrán utilizarse en instalaciones a la vista, en el interior de edificios o a laintemperie.

En canalizaciones a la intemperie o recintos de ambientes húmedos omojados, los sistemas de bandejas deberán tener una pendiente mínima del1% hacia los puntos del drenaje.

Las bandejas podrán ser plásticas, metálicas o de otros materiales que reúnanlas siguientes condiciones: ser no higroscópicas, poseer rigidez mecánicaadecuada al uso y ser autoextinguibles.

El sistema de bandejas debe instalarse de modo tal que sea accesible entodo su recorrido, siendo su altura mínima de montaje horizontal de 2,50 men interior; 3,50 m. en zonas exteriores y 4,00 m en caso de circulaciónvehicular.

Las bandejas no podrán quedar sin vinculación mecánica en sus extremos;deberán unirse a cajas de pase, tableros, canalizaciones, mediantedispositivos adecuados.

Deberá mantenerse una distancia útil mínima de 0,20 m entre el bordesuperior de la bandeja y el cielo del recinto o cualquier otro obstáculo de laconstrucción.

La disposición de los conductores dentro de las bandejas se deberá hacer detal forma que conserven su posición y adecuamiento a lo largo de su recorridoy los conductores de cada línea deberán agruparse en haces o paquetes


separados, excepto si se usan cables multiconductores; la identificación debeser clara en todo su recorrido y se realizará mediante números o letras, ocombinación de ambos.Las uniones y derivaciones de los conductores dentro de las bandejas sedeberán realizar utilizando métodos que aseguren la continuidad de lascondiciones de aislacion eléctrica, correspondiente a la aislacion del conductorde mayor tensión presente, cuidando que siempre queden accesibles y fueradel haz de conductores o cables. La conductividad de la unión no será menorque la de los conductores.

Todas las partes metálicas deberán ser conectadas a un conductor deprotección, asegurando la continuidad eléctrica en toda su extensión. Elconductor de protección se deberá ubicar dentro de la bandeja.

7.6.7.6.7.6.7.6.7.6. Circuito de muy baja tensión (MCircuito de muy baja tensión (MCircuito de muy baja tensión (MCircuito de muy baja tensión (MCircuito de muy baja tensión (M.B.B.B.B.B.T.T.T.T.T.).).).).)7.6.1.7.6.1.7.6.1.7.6.1.7.6.1.Circuito de campanilla y de porteros eléctricosCircuito de campanilla y de porteros eléctricosCircuito de campanilla y de porteros eléctricosCircuito de campanilla y de porteros eléctricosCircuito de campanilla y de porteros eléctricos7.6.1.1.7.6.1.1.7.6.1.1.7.6.1.1.7.6.1.1. Las canalizaciones empleadas para los circuitos de campanillas,porteros eléctricos u otros servicios similares, deberán ser independientes delos circuitos de alumbrado, tomacorrientes, fuerza motriz y usos especiales.Cuando esto no sea posible se deberán adoptar las medidas indicadas en3.3.3. c).

7.6.1.2.7.6.1.2.7.6.1.2.7.6.1.2.7.6.1.2. Los transformadores de campanilla y de porteros eléctricos de usodomiciliario deberán tener arrollamientos separados. Poseerán además, unapantalla metálica intercalada entre primario y secundario que, al igual queel núcleo se conectará al sistema de puesta a tierra La tensión secundariamáxima será de 24 V.

7.6.2.7.6.2.7.6.2.7.6.2.7.6.2.Líneas telefónicasLíneas telefónicasLíneas telefónicasLíneas telefónicasLíneas telefónicasLas canalizaciones telefónicas deberán ajustarse a las especificaciones de laempresa prestataria del servicio.

7.6.3.7.6.3.7.6.3.7.6.3.7.6.3.Circuito de comando para electrobombas (automáticos, flotantes,Circuito de comando para electrobombas (automáticos, flotantes,Circuito de comando para electrobombas (automáticos, flotantes,Circuito de comando para electrobombas (automáticos, flotantes,Circuito de comando para electrobombas (automáticos, flotantes,campanas de alarmas, etc.)campanas de alarmas, etc.)campanas de alarmas, etc.)campanas de alarmas, etc.)campanas de alarmas, etc.)Tales circuitos se comandarán con muy baja tensión.La instalación cumplirá los requisitos establecidos en 7.6.1.

7.7.7.7.7.7.7.7.7.7. Líneas de pararrayosLíneas de pararrayosLíneas de pararrayosLíneas de pararrayosLíneas de pararrayosPara la ejecución de este tipo de instalaciones deberán seguirse, como mínimo,los lineamientos indicados en la Norma IRAM 2184.

7.8.7.8.7.8.7.8.7.8. Instalaciones eléctricas temporarias en obrasInstalaciones eléctricas temporarias en obrasInstalaciones eléctricas temporarias en obrasInstalaciones eléctricas temporarias en obrasInstalaciones eléctricas temporarias en obras7.8.1.7.8.1.7.8.1.7.8.1.7.8.1.DefiniciónDefiniciónDefiniciónDefiniciónDefiniciónSe consideran instalaciones eléctricas temporarias en obras, todas lasnecesarias para los trabajos en lugares de construcción, tanto de superficiecomo subterráneas.

7.8 2.7.8 2.7.8 2.7.8 2.7.8 2.Punto de alimentación o abastecimientoPunto de alimentación o abastecimientoPunto de alimentación o abastecimientoPunto de alimentación o abastecimientoPunto de alimentación o abastecimientoLa alimentación de la instalación deberá efectuarse desde un tablero deobra en el que se instalará un interruptor automático (interruptor principal}con apertura por corriente diferencial, siendo la intensidad nominal de lacorriente de fuga no mayor a 300 mA y además protección contra sobrecargay cortocircuito.

Existiendo mas de un circuito, se instalará además un interruptor manual yfusibles (en ese orden) o un interruptor automático con apertura porsobrecarga y cortocircuito para cada uno de ellos.

Los tableros de distribución de obra serán alojados en cajas construidas conchapa de acero, con tapas abisagradas y de construcción adecuada para lacolocación a la intemperie (IP5X)

7.8.3.7.8.3.7.8.3.7.8.3.7.8.3.Puesta a tierraPuesta a tierraPuesta a tierraPuesta a tierraPuesta a tierraSe deberá realizar la conexión a tierra de todas las masas de la instalación,así como las carcasas de los motores eléctricos y de los distintosaccionamientos.

Se respetarán las prescripciones dadas en el punto 3.2.3. (puesta a tierra).

El sistema de puesta a tierra deberá tener una resistencia de un valor tal queasegure una tensión de contacto menor o igual a 24 V en forma permanente.

7.8.4.7.8.4.7.8.4.7.8.4.7.8.4. Líneas móvilesLíneas móvilesLíneas móvilesLíneas móvilesLíneas móvilesComo líneas móviles se emplearán conductores con envoltura de protecciónmecánica

7.8.5.7.8.5.7.8.5.7.8.5.7.8.5. Material de aislaciónMaterial de aislaciónMaterial de aislaciónMaterial de aislaciónMaterial de aislaciónLos interruptores y tomacorrientes deberán protegerse contra daños mecánicosy además como mínimo contra goteo de agua (Protección IP43)

Los aparatos de alumbrado fijos deberán protegerse contra goteo de agua ylos portátiles contra salpicadura de agua (protección IP44).

7.8.6.7.8.6.7.8.6.7.8.6.7.8.6. Comando de las máquinasComando de las máquinasComando de las máquinasComando de las máquinasComando de las máquinas

El elemento de maniobra de cada máquina deberá instalarse en un lugaraccesible a su operador.

CAPCAPCAPCAPCAP.8..8..8..8..8. PRESCRIPCIONES ADICIONALES PPRESCRIPCIONES ADICIONALES PPRESCRIPCIONES ADICIONALES PPRESCRIPCIONES ADICIONALES PPRESCRIPCIONES ADICIONALES PARA LARA LARA LARA LARA LOCALES ESPECIALESOCALES ESPECIALESOCALES ESPECIALESOCALES ESPECIALESOCALES ESPECIALES

8.l.8.l.8.l.8.l.8.l. Locales húmedosLocales húmedosLocales húmedosLocales húmedosLocales húmedosSon aquellos locales donde las instalaciones eléctricas están sometidas, enforma permanente, a los efectos de la condensación de la humedad ambientecon formación de gotas.

Las cañerías y cajas serán preferentemente de material aislante y, en caso deser metálicas, deberán estar protegidas contra la corrosión.

Las cañerías a la vista deberán estar separadas una distancia mínima de0,02 m de la pared y todas las juntas y soportes deberán estar protegidosadecuadamente contra la corrosión.

Los interruptores, tomacorrientes, artefactos y, en general, todos los elementosde la instalación, deberán tener como protección mínima IPX1. (Norma IRAM2444).

Los gabinetes de los tableros, las cajas de derivación, de tomacorrientes y dealumbrado, se sellarán en los puntos de entrada de los conductores.

Los motores eléctricos tendrán como protección mínima IPX1.

Los gabinetes de los tableros deberán separarse de la pared una distanciano menor de 0,008 m.Los cables a ser instalados deberán cumplir con las normas IRAM 2183;2220; 2261; 2262.

8.2.8.2.8.2.8.2.8.2. Locales mojadosLocales mojadosLocales mojadosLocales mojadosLocales mojadosSon aquellos donde las instalaciones eléctricas están expuestas en formapermanente o intermitente a la acción directa del agua proveniente desalpicaduras y proyecciones.

Las instalaciones subterráneas si son accesibles, deberán considerarse comoemplazamientos mojados.

Para estos locales rigen, además de los requisitos establecidos para localeshúmedos, los que a continuación se establecen.

Las cañerías serán estancas utilizándose para sus conexiones y empalmesdispositivos de protección contra la penetración de agua.

Los aparatos de maniobra y protección y tomacorrientes deberán colocarsecon preferencia fuera de estos locales. Cuando esto no sea posible, loselementos citados deberán tener como mínimo protección IPX5, o bien, se


instalarán en el interior de cajas y gabinetes que les proporcionen unaprotección equivalente.Los artefactos de alumbrado. motores y aparatos eléctricos, deberán tenercomo protección mínima IPX5.

Los cables a ser instalados en cañerías deberán cumplir con las NormasIRAM 2183; 2220; 2261; 2262.

Los cables a ser instalados en Instalaciones subterráneas deberán cumplircon las Normas IRAM 2220; 2261; 2262.

8.3.8.3.8.3.8.3.8.3. Instalaciones a la IntemperieInstalaciones a la IntemperieInstalaciones a la IntemperieInstalaciones a la IntemperieInstalaciones a la IntemperiePara estas instalaciones rigen los requisitos establecidos para locales húmedosmodificando el nivel de protección de los elementos que lo componen algrado IP43 como mínimo.

Deberán considerarse los efectos del viento, de la vegetación y de los animalessobre los equipos e instalaciones eléctricas.

8.4.8.4.8.4.8.4.8.4. Locales con vapores corrosivosLocales con vapores corrosivosLocales con vapores corrosivosLocales con vapores corrosivosLocales con vapores corrosivosSon aquellos en los que existen vapores que pueden atacar los elementos dela instalación eléctrica. Estos locales deberán cumplir con las prescripcionesseñaladas para las instalaciones en locales mojados.

Las cajas y canalizaciones se protegerán con un revestimiento resistente a laacción de dichos vapores.

Preferentemente los fusibles e interruptores deberán colocarse fuera de estoslocales y los que deban necesariamente instalarse en su interior se alojaránen cajas especiales de cierre estanco y a prueba de corrosión.

Los artefactos de iluminación deberán ser estancos y construidos conmateriales resistentes a la corrosión

8.5.8.5.8.5.8.5.8.5. Locales polvorientos (no peligrosos)Locales polvorientos (no peligrosos)Locales polvorientos (no peligrosos)Locales polvorientos (no peligrosos)Locales polvorientos (no peligrosos)Son aquellos locales donde el polvo, la suciedad y elementos en suspensiónen el aire pueden acumularse en la superficie o dentro de las envolturas deequipos eléctricos, en cantidad suficiente para interferir con su operaciónnormal. Los insectos pequeños pueden dar lugar a ambientes quecorresponden a esta clasificación.

Los equipos, motores y aparatos eléctricos deberán estar protegidos contrael polvo.

El grado de protección será función del diámetro de las partículas:

a) Partículas hasta 1 mm: protección IP5X, si no afecta el funcionamientonormal de los aparatos y, protección IP6X si afecta el funcionamiento deéstos. b) Partículas de 1 mm hasta 2,5 mm: protección IP4X.c) Partículas de 2,5 mm hasta 12 mm: protección IP3X.Las canalizaciones deberán ser estancas al polvo.

8 6.8 6.8 6.8 6.8 6. Locales de ambiente peligrosoLocales de ambiente peligrosoLocales de ambiente peligrosoLocales de ambiente peligrosoLocales de ambiente peligrosoSon aquellos locales en los que se manipulan, procesan o almacenanmateriales sólidos, líquidos o gaseosos, susceptibles de inflamación oexplosión. Los locales peligrosos donde existen equipos e instalacioneseléctricas, se clasifican y dividen según el grado de peligrosidad de acuerdocon la Norma IRAM IAP A 20-1.

Las condiciones de construcción de envoltura antideflagrantes de maquinariasy aparatos eléctricos para ambientes explosivos están especificados en laNorma IRAM IAP A20-4.

Los requerimientos para motores y generadores a ser utilizados en ambientespeligrosos de clase II están especificados en la Norma IRAM IAP A 20-3.

En las instalaciones correspondientes a este tipo de locales, se procuraráque el equipo esté situado en zonas en los que el riesgo sea mínimo o nulo.

También es posible reducir los peligros por medio de ventilación con presiónpositiva, utilizando una fuente confiable de aire limpio.

Las cañerías deberán ser metálicas de tipo pesado (IRAM 2100) y deberánposeer uniones a rosca.

La temperatura superficial del equipo y material eléctrico no debe sobrepasarla temperatura de inflamación de los elementos presentes.

La instalación eléctrica debe tener las protecciones adecuadas contrasobrecargas que aseguren que no se sobrepasen las temperaturas superficialesanteriores.

Los interruptores y fusibles, aparatos, motores y equipos deben montarsefuera de estos locales, de lo contrario, tendrán envoltura a prueba de explosiónsegún corresponda a la clasificación del área. Se podrán utilizar cajas ogabinetes para uso general cuando los contactos de los interruptores seencuentren: 1) sumergidos en aceite; 2) completamente sellados en unacámara evitando la entrada de gases o vapores; o 3) en circuitos que bajocondiciones normales no proporcionen suficiente energía como para causarel encendido.

Las canalizaciones deberán ser selladas herméticamente en los puntos deentrada a cajas y gabinetes donde se instalen dispositivos de protección ymaniobra. Los sellos deberán ser instalados lo más cerca posible de lascajas y gabinetes y en ningún caso deberá superar una distancia de 0,50 m.

Las lámparas fijas y portátiles y artefactos de iluminación serán los adecuadosa la clasificación del área y deberán cumplimentar las condiciones deseguridad establecidas en la Norma IRAM-IAP A 20-5.

CAPCAPCAPCAPCAP.9..9..9..9..9. INSPECCION Y MANTENIMIENTINSPECCION Y MANTENIMIENTINSPECCION Y MANTENIMIENTINSPECCION Y MANTENIMIENTINSPECCION Y MANTENIMIENTO DE LAS INSTO DE LAS INSTO DE LAS INSTO DE LAS INSTO DE LAS INSTALAALAALAALAALACIONESCIONESCIONESCIONESCIONES

9.1.9.1.9.1.9.1.9.1. Conceptos GeneralesConceptos GeneralesConceptos GeneralesConceptos GeneralesConceptos GeneralesLas instalaciones eléctricas deberá ser objeto de una inspección inicial previaa su puesta en servicio o al realizar una alteración, y de inspeccionesperiódicas a intervalos establecidos (ver punto 9.3.).

La inspección tendrá por objeto controlar que las instalaciones hayan sidoefectuadas en concordancia con las prescripciones del presente Reglamentoy además establecerá las tareas de mantenimiento necesarias.

9.2.9.2.9.2.9.2.9.2. Inspección inicialInspección inicialInspección inicialInspección inicialInspección inicialLa inspección inicial debe comprender las siguientes verificaciones:

9.2.1.9.2.1.9.2.1.9.2.1.9.2.1.Inspección visualInspección visualInspección visualInspección visualInspección visual- Existencia, de la declaración del fabricante que todos los componentescumplen con las Normas IRAM correspondientes.- Correcto conexionado de la instalación de puesta a tierra (NormaIRAM 2281 - Parte III).- Existencia en todos los tomacorrientes de la conexión del conductorde protección a su borne de puesta a tierra.- Operación mecánica correcta de los aparatos de maniobra yprotección.- Acción eficaz de los enclavamientos de los aparatos de maniobra yprotección.- Comprobación de la correcta ejecución de las uniones eléctricas delos conductores.- Correspondencia entre los colores de los conductores activos, neutroy de protección con los establecidos en el código de colores.- Comprobación de la ubicación, características constructivas e


inscripciones indicativas del tablero principal y tableros seccionales (Capitulo4).

9.2.2.9.2.2.9.2.2.9.2.2.9.2.2.Conformidad con el proyecto aprobadoConformidad con el proyecto aprobadoConformidad con el proyecto aprobadoConformidad con el proyecto aprobadoConformidad con el proyecto aprobadoVerificar que la instalación cumpla con lo indicado en el proyecto aprobadoy la memoria técnica, especialmente en lo relacionado a:- Cantidad y destino de los circuitos, secciones de los conductores activos.- Dimensiones y características de los materiales de las canalizaciones.- Sección del conductor de protección- Características nominales de los aparatos de maniobra, seccionamientoy protección

9.2.3.9.2.3.9.2.3.9.2.3.9.2.3.MedicionesMedicionesMedicionesMedicionesMediciones- Continuidad eléctrica de todos los conductores activos de lascanalizaciones metálicas, con óbmetro de tensión menor a 12 V.- Continuidad eléctrica del conductor de protección, con obmetro detensión menor a 12 V.- Resistencia de aislacion de la instalación eléctrica (punto 9.4.1.).- Resistencia del sistema de puesta a tierra (puntos 9.4.2. y 3.2.3.2.)

9.3.9.3.9.3.9.3.9.3. Inspección periódicaInspección periódicaInspección periódicaInspección periódicaInspección periódicaLa inspección periódica deberá comprender las siguientes verificaciones:

9.3.1.9.3.1.9.3.1.9.3.1.9.3.1.Inspección visualInspección visualInspección visualInspección visualInspección visual- Correcto conexionado de la instalación de puesta a tierra (NormaIRAM 2281 Parte III)- Existencia en todos los tomacorrientes de la conexión del conductorde protección a su borne de puesta a tierra.- Operación mecánica correcta de los aparatos de maniobra yprotección.

9.3.2. - Medición9.3.2. - Medición9.3.2. - Medición9.3.2. - Medición9.3.2. - Medición- Continuidad eléctrica del conductor de protección, con óhmetro detensión menor de 12 V.- Resistencia de aislación de la instalación eléctrica (punto 9.4.1.).- Resistencia del sistema de puesta a tierra (puntos 9.4.2. y 3 2.3.2.)Nota:Se recomienda, además, verificar el estado de los cordones flexibles de losaparatos portátiles, así como sus dispositivos de conexión.

9.3.3.9.3.3.9.3.3.9.3.3.9.3.3.Frecuencia de las inspeccionesFrecuencia de las inspeccionesFrecuencia de las inspeccionesFrecuencia de las inspeccionesFrecuencia de las inspeccionesLas inspecciones periódicas deberán efectuarse según los siguientes plazosmáximos:

a) Viviendas unifamiliares o unidades de vivienda en propiedad horizontalcada 5 años.

b) Edificios destinados a oficinas o actividad comercial o instalacioneseléctricas comunes en edificios de propiedad horizontal. cada 3 años.

c) Cines, teatros u otros tipo de propiedad horizontal destinada a larealización de espectáculos o concentraciones de personas por cualquiermotivo: cada 2 años.

d) Edificios o locales que presentan peligro de incendio: cada año.

9.4.9.4.9.4.9.4.9.4. Pruebas Pruebas Pruebas Pruebas Pruebas9.4.1.9.4.1.9.4.1.9.4.1.9.4.1.Resistencia de aislaciónResistencia de aislaciónResistencia de aislaciónResistencia de aislaciónResistencia de aislaciónPara la medición de la resistencia de aislación debe utilizarse un instrumentode corriente continua de una tensión igual al doble, como mínimo, de latensión de servicio (valor eficaz) y debe desconectarse la línea dealimentación.

La medición de la resistencia de aislación debe hacerse desconectando losartefactos y aparatos de consumo, debiendo quedar cerrados todos losequipos de maniobra y protección.

Se efectuarán las mediciones siguientes:1) Entre conductores de fase.2) Entre conductores de fase unidos entre si y neutro.3) Entre conductores de fase unidos entre si y conductor de protección4) Entre conductor neutro y conductor de protección.

La medición de resistencia de aislación de circuitos de M.B.T.S. debe realizarsecon una tensión mínima de 250 V.

9.4.1.19.4.1.19.4.1.19.4.1.19.4.1.1 VVVVValor mínimo de la resistencia de aislación.alor mínimo de la resistencia de aislación.alor mínimo de la resistencia de aislación.alor mínimo de la resistencia de aislación.alor mínimo de la resistencia de aislación.El valor de la resistencia de aislación mínima será de 1000 ohm/V de tensiónpor cada tramo de la instalación de 100 m ó fracción.

En ningún caso la resistencia de aislación podrá ser inferior a 220 K ohm

9.4.2.9.4.2.9.4.2.9.4.2.9.4.2. Medición de la resistencia de puesta a tierraMedición de la resistencia de puesta a tierraMedición de la resistencia de puesta a tierraMedición de la resistencia de puesta a tierraMedición de la resistencia de puesta a tierraLa medición de la resistencia de puesta a tierra deberá efectuarsepreferentemente aplicando el método del telurímetro descripto en la NormaIRAM 2281 parte I. Alternativamente se podrá utilizar el método que seesquematiza en la figura, empleando una resistencia variable entre 20 y100 ohrn, amperímetro, un voltímetro con resistencia interna superior a40.000 ohm, apto para medir una tensión entre 0 y 5 V, y una sonda enterradaa una profundidad de 0,50 m y a una distancia no menor de 20 m. de lapuesta a tierra.

El valor de la resistencia de puesta a tierra se obtiene mediante el cocienteentre la tensión y la intensidad de corriente, medidas con el voltímetro y elamperímetro respectivamente.

Cuando se aplica este método se debe tener en cuenta que pueden existirtensiones espurias provocadas por corrientes vagabunadas en el terrenocapaces de alterar la medida.

Por ello, abriendo el interruptor debe verificarse que la lectura del voltímetrosea nula o despreciable. Si no lo es, el método no es aplicable.

9.5.9.5.9.5.9.5.9.5. Mantenimiento de las instalacionesMantenimiento de las instalacionesMantenimiento de las instalacionesMantenimiento de las instalacionesMantenimiento de las instalacionesLas instalaciones eléctricas deberán ser revisadas periódicamente (ver punto9.3.) y mantenidas en buen estado conservando las características originalesde cada uno de sus componentes. Todas las anormalidades constatadas opotenciales de la instalación, detectables en el material eléctrico y susaccesorios deben ser corregidas mediante su reemplazo o reparación porpersonal competente.

La reparación debe asegurar el restablecimiento total de las característicasoriginales del elemento fallado. En el reemplazo de elementos solo seutilizarán aquellos normalizados por IRAM.

La actuación sin causa conocida de los dispositivos de protección contracortocircuitos, sobrecargas, contactos directos e indirectos, deberá ser motivode una detallada revisión de 1a instalación antes de restablecer el servicio.

CONTROL AMBIENTCONTROL AMBIENTCONTROL AMBIENTCONTROL AMBIENTCONTROL AMBIENTALALALALAL Anexo 5.

Anexo 5CONTROL AMBIENTAL - Resoluciones ENRE

Resolución ENRE Nº32/94BUENOS AIRES, 29 de Abril de 1994

VISTO: Las Resoluciones S.E. Nº 718 del 29 de diciembre

de 1987, Nº 15 del 11 de Setiembre de 1992, Nº 137 del 30

de Noviembre de 1992 y Nº 154 del 27 de Mayo de 1993 y la

Resolución ex S.E.E. Nº 149 del 2 de Octubre de 1990, y

CONSIDERANDO: Que las resoluciones precitadas obligan

a los operadores reconocidos del M.E.M. a realizar acciones

específicas de Control Ambiental, en relación con el tipo de

instalación bajo su responsabilidad;

Que esos operadores están obligados a informar al ENTE

NACIONAL REGULADOR DE LA ELECTRICIDAD, los resultados

de los diagnósticos ambientales y los datos obtenidos en los

monitoreos de parámetros ambientales asociados a la actividad

del operador;

Que los operadores deben adoptar una serie de acciones

de corrección de los problemas ambientales detectados en los

diagnósticos;

Que es necesario precisar los contenidos mínimos del PLAN

DE GESTIÓN AMBIENTAL ( P.G.A.), que cada operador debe

elaborar y aplicar, para minimizar los impactos ambientales

negativos que pudiera ocasionar su actividad;

Que es conveniente que el P.G.A. incluya orgánicamente

ese conjunto de actividades, de modo de facilitar la tarea de control

de gestión que del mismo debe realizar el Ente;

Que el ENTE NACIONAL REGULADOR DE LA

ELECTRICIDAD está facultado para el dictado de la presente norma,

en virtud de lo dispuesto en los artículos 56 incisos k) y s) y 63

inciso g), de la Ley 24065 y su reglamentación contenida en el

Decreto Nº 1398 del 6 de agosto de 1992

Por ello:


ELECTRICIDAD

RESUELVE

ARTÍCULO 1.- Aprobar la GUÍA DE CONTENIDOS MÍNIMOS

DEL PLAN DE GESTIÓN AMBIENTAL, que cada agente reconocido

del M.E.M. debe elaborar y aplicar en la operación de las

instalaciones a su cargo y que forma parte integrante de la presente

Resolución.

ARTÍCULO 2.- Facultar al Area Técnica del ENTE NACIONAL

REGULADOR DE LA ELECTRICIDAD, a aprobar los P.G.A. que

presenten los operadores y a auditar su cumplimiento.




ACTA Nº 70

Carlos A. Mattausch

Presidente


BUENOS AIRES, 28 de Marzo de 1995

VISTO: El Informe Nº 1288/95 producido por el Área Legal

y el Informe Nº 720/95 del Área Mercados Eléctricos, y

CONSIDERANDO: Que el artículo 41 de la Constitución

Nacional dispone que todos los habitantes gozan del derecho a

un ambiente sano, equilibrado, apto para el desarrollo humano y

para que las actividades productivas satisfagan las necesidades

presentes sin comprometer las de las generaciones futuras y tienen

el deber de preservarlo; y que las autoridades deben proveer a la

protección de ese derecho;

Que el artículo 17 de la ley 24.065 establece la obligación

de que la infraestructura física, las instalaciones y la operación de

los equipos asociados a la generación de electricidad se adecuen

a las medidas destinadas a la protección de los ecosistemas

involucrados;

Que a esos fines se han dictado y eventualmente se podrán

dictar en el futuro, diversas leyes nacionales y provinciales, sus

reglamentaciones, ordenanzas municipales y resoluciones de

organismos de la Administración Pública Nacional centralizada y

descentralizada, entre lo que se encuentra este ENTE NACIONAL

REGULADOR DE LA ELECTRICIDAD;

Que el inciso k) del artículo 56 de la Ley 24.065 establece

como función del ENTE NACIONAL REGULADOR DE LA

ELECTRICIDAD la de velar por la protección del medio ambiente

en la construcción y operación de los sistemas de generación;

Que en ejercicio de la función indicada en el considerando

anterior corresponde a este ENTE NACIONAL REGULADOR DE

LA ELECTRICIDAD determinar las normas técnicas y jurídicas

aplicables al control de las actividades de generación;

Que si bien los contratos de transferencia por el Estado

Nacional de las acciones de algunas empresas generadoras prevén

obligaciones y sanciones respecto de la protección del ambiente,

nada empece que el ENTE NACIONAL REGULADOR DE LA

ELECTRICIDAD aplique las sanciones previstas en el artículo 77

de la Ley Nº 24.065 a los infractores de cualquiera de las normas

mencionadas en los considerandos anteriores;

Que, asimismo, corresponde incluir en dicho régimen

sancionatorio a los restantes generadores sujetos a jurisdicción

nacional;

Que este Directorio es competente para el dictado de la

presente en virtud de lo dispuesto por el los artículos 56 y 63 de la

Ley Nº 24065.

Por ello:


ELECTRICIDAD

RESUELVE:

ARTÍCULO 1.- Se considerará infracción de las obligaciones

previstas para los generadores eléctricos por el artículo 17 de la

Anexo 5 CONTROL AMBIENTAL - Resoluciones ENRE

Ley Nº 24.065, en lo que respeta a la protección de los ecosistemas

involucrados por su infraestructura física, sus instalaciones y la

operación de sus equipos, a toda violación de las normas técnicas

previstas en las leyes nacionales y provinciales, sus

reglamentaciones, ordenanzas municipales y resoluciones dictadas

por los organismos competentes de la Administración Pública

Nacional, centralizada o descentralizada, que correspondan según

el lugar de los hechos.

ARTÍCULO 2.- Las infracciones previstas en el artículo anterior

serán sancionadas de conformidad con lo establecido por el

artículo 77 de la Ley Nº 24.065.




ACTA Nº 136

Carlos A. Mattausch

Presidente


Por ello:


ELECTRICIDAD

RESUELVE:

ARTÍCULO 1.- El Plan de Gestión Ambiental ( P.G.A.) presentado

por cada agente del M.E.M. será aprobado por este Directorio,

previa intervención técnica y legal de las Áreas correspondientes;

ARTÍCULO 2.- Los agentes que a partir de la fecha sean

autorizados a incorporarse al M.E.M. deberán presentar al ENTE


sesenta días corridos del inicio de la operación comercial de las

instalaciones, sean éstas de generación, transporte o distribución

troncal de energía eléctrica, su Diagnóstico Ambiental y Plan de

Gestión Ambiental, con los contenidos establecidos en las

Resoluciones S.E. 718/87; ex S.S.E. 149/90 y S.E. Nº 15/92,

según sea la naturaleza de su actividad y Resolución ENRE Nº

32/94.

ARTÍCULO 3.- Los agentes del M.E.M. que a la fecha se encuentren

operando instalaciones del tipo de las indicadas en el artículo

anterior, y que no hayan presentado al ENRE su Diagnóstico

Ambiental y Plan de Gestión Ambiental, deberán hacerlo dentro

de los sesenta días corridos de la fecha de publicación de la

presente Resolución. Los operadores que hubieran cumplido

con el requisito de presentación de esta documentación y

hubieran recibido o reciban comentarios o requerimientos de

complementación por parte del ENRE, deberán presentar las

aclaraciones y agregados solicitados dentro del plazo de treinta

días corridos de la notificación respectiva.

ARTÍCULO 4.- El incumplimiento de los requisitos anteriores, por

parte de los agentes del M.E.M. será pasible de la aplicación de

las sanciones previstas en la Resolución ENRE Nº 47/95. El

procedimiento a utilizar para la aplicación de las sanciones será

el aprobado por la Resolución ENRE Nº 23/94 del 16 de marzo

de 1994, rigiendo respecto de estas infracciones la excepción

prevista en el artículo sexto del anexo de la misma.




ACTA Nº 136

Carlos A. Mattausch

Presidente

BUENOS AIRES, 28 de Marzo de 1995

VISTO: La Resolución ENRE Nº 32/94 del 29 de abril de

1994, por la que se aprobó la GUÍA DE CONTENIDOS

MÍNIMOS DEL PLAN DE GESTIÓN AMBIENTAL que cada agente

reconocido del M.E.M. debe elaborar y aplicar en las

instalaciones a su cargo, y

CONSIDERANDO : Que a partir de la fecha de dicha

Resolución se han ido incorporando nuevos agentes al M.E.M.

en carácter de generadores, autogeneradores, cogeneradores y

transportistas, tanto por los procesos de privatización o de

concesión de servicios, como por la propia iniciativa privada o

derivados de la transformación de entidades provinciales;

Que los agentes del M.E.M están obligados a informar al

ENRE, el grado de avance de los Planes de Gestión Ambiental

(P.G.A.) y los eventos que hubieran ocasionado la vulneración

de límites permisibles de emisión y los hechos que hubieran

ocasionado agresiones ambientales o afectaciones a la seguridad

pública, con la frecuencia y contenidos establecidos en el ítem VI

de la Guía de Contenidos Mínimos;

Que es propósito del ENRE jerarquizar a los Planes de

Gestión Ambiental como herramientas de control de la gestión

ambiental de los agentes del M.E.M;

Que corresponde aclarar los plazos en los que los nuevos

agentes del M.E.M. deberán presentar al ENRE, la documentación

e información mencionada;


LA ELECTRICIDAD está facultado para el dictado de la presente

norma, en virtud de lo dispuesto en los artículos 56 incisos k) y

s) y 63 inciso g) y su reglamentación contenida den el Decreto

Nº 1398 del 6 de agosto de 1992;

Anexo 5CONTROL AMBIENTAL - Resoluciones S.E.

Resolución SEE Nº 260/94 Autogenerador, Cogenerador, Transportista; Distribuidor o Gran

Usuario, debe obtener de la SECRETARIA DE ENERGIA la

correspondiente habilitación conforme lo establecido en la presente

norma.

La solicitud de habilitación debe ser presentada por la empresa

interesada, entendiendo por tal al sujeto de derecho titular de las

instalaciones que integran un establecimiento o planta destinado

a la actividad de generación, cogeneración o autogeneración de

energía eléctrica, o de las instalaciones que integren un sistema

de transporte o distribución de energía eléctrica, o del

establecimiento o planta que por sus características de consumo

de energía eléctrica reúna los requisitos que califican al Gran

Usuario.

Se requiere una habilitación independiente como Agente del

MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM), aunque se trate de

una misma empresa:

a) Por cada una de las actividades eléctricas antes

men’cionadas aunque sean desarrolladas por la misma empresa.

b) Por cada uno de los sistemas, establecimientos o plantas

eléctricas en tanto requieran de diferentes puntos de intercambio

físico (puntos de efectivización física de las transacciones de energía

eléctrica en el MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM).

2. - REQUISIT2. - REQUISIT2. - REQUISIT2. - REQUISIT2. - REQUISITOS BÁSICOS POS BÁSICOS POS BÁSICOS POS BÁSICOS POS BÁSICOS PARA SOLICITARA SOLICITARA SOLICITARA SOLICITARA SOLICITAR LA HABILITAR LA HABILITAR LA HABILITAR LA HABILITAR LA HABILITAAAAACIONCIONCIONCIONCION

Para obtener la habilitación como Agente del MERCADO

ELECTRICO MAYORISTA (MEM) se requiere básicamente reunir

las condiciones establecidas en la Ley Nº 24.065 y sus normas

complementarias y reglamentarias, incluidas las Resoluciones que

dicte la SECRETARIA DE ENERGIA conforme lo dispuesto los

Articulos 35 y 36 de la citada ley.

En particular:

a) Generador: Ser titular de un establecimiento o planta destinado

a la generación de energía eléctrica que coloque su producción

en forma total o parcial en algún nodo perteneciente a un


‘ENERGIA ELECTRICA (PFTT).

b) Transportista: Ser titular de una Concesión de Transporte de

Energía Eléctrica otorgada dentro del marco de la Ley Nº 24.065.

c) Distribuidor: Ser responsable de atender, dentro de un área

determinada, toda demanda de servicios para satisfacer las

necesidades indispensables y generales de electricidad de usuarios

finales que no tengan facultad de contratar su suministro en forma

independiente.

d) Gran Usuario; Tener una demanda de potencia y energía

mínimas para consumo propio de UN (1) MW y CUATRO MIL

BUENOS AIRES, 2 de Julio de 1994

VISTO la Ley Nº 24.065, las Resoluciones Ex-SECRETARIA

DE ENERGIA ELECTRICA Nº 61 del 29 de Abril de 1992 y

SECRETARIA DE ENERGIA Nº 137 del 30 de Noviembre de 1992,

y

CONSIDERANDO:

Que la experiencia recogida desde la fecha de entrada en

vigencia de Los Procedimientos para la Programación de la

Operación, el Despacho de Cargas y el Cálculo de Precios (LOS

PROCEDIMIENTOS), establecidos mediante Resolución Ex-

SECRETARIA DE ENERGIA ELECTRICLA Nº 61 del 29 de Abril de

1992 y sus complementarias y modificatorias, aconseja

perfeccionar y profundizar Ias disposiciones vinculadas con el

ingreso de nuevos agentes al MERCADO ELECTRICO MAYORISTA

(MEM)

Que las facultades para el dictado del presente acto surgen

de lo dispuesto en el Artículo 36 de la Ley Nº 24.065.

Por ello,


RESUELVE:

ARTICULO 1º.- Sustitúyese el Anexo 17 “Ingreso de Nuevos

Agentes al MERCADO ELECTRICO MAYORISTA” de Los

Procedimientos para la Programación de la Operación, el

Despacho de Cargas y el Cálculo de Precios (LOS

PROCEDIMIENTOS), que como Anexo I integra la Resolución

SECRETARIA DE ENERGIA Nº 137 del 30 de Noviembre de 1992

con sus modificatorias y complementarias, por el texto contenido

en el Anexo I de la presente Resolución de Ia que forma parte

integrante.

ARTICULO 2º.- Notifíquese al ENTE NACIONAL REGULADOR -

DE LA ELECTRICIDAD (ENRE) y a la COMPAÑIA

ADMINISTRADORA DEL MERCADO ELECTRICO MAYORISTA

SOCIEDAD ANONIMA (CAMMESA).

ARTICULO 3º.- Comuníquese, publíquese, dese a la Dirección

Nacional del Registro Of icial y archívese.

RESOLUCION S.E. Nº 206

ANEXO I

ANEXO 17: INGRESO DE NUEVOS AGENTES ALANEXO 17: INGRESO DE NUEVOS AGENTES ALANEXO 17: INGRESO DE NUEVOS AGENTES ALANEXO 17: INGRESO DE NUEVOS AGENTES ALANEXO 17: INGRESO DE NUEVOS AGENTES AL

MERCADO ELECTRICO MAMERCADO ELECTRICO MAMERCADO ELECTRICO MAMERCADO ELECTRICO MAMERCADO ELECTRICO MAYYYYYORISTORISTORISTORISTORISTAAAAA

1. GENERALIDADES1. GENERALIDADES1. GENERALIDADES1. GENERALIDADES1. GENERALIDADES

Toda empresa para actuar como Agente del MERCADO

ELECTRICO MAYORISTA (MEM), sea como Generador,

Anexo 5 CONTROL AMBIENTAL - Resoluciones S.E.

TRESCIENTOS OCHENTA (4380) MWh anuales respectivamente

en cada punto de intercambio físico y contratar en forma

independiente en el Mercado a Término por lo menos el

CINCUENTA POR ClENTO (50%)-de su demanda de energía

eléctrica, con un mínirno de CUATRO MIL TRESCIENTOS

OCHENTA (4380) MWh anuales.

e) Autogeneradores y Cogeneradores: Tener una potencia instalada

de generación eléctrica igual o mayor a UN (1) MW y con una

disponibilidad para los Autogeneradores que represente una

capacidad propia de generación que cubra como mínimo el

CINCUENTA POR CIENTO (50%) de su demanda de energia.

3. AL3. AL3. AL3. AL3. ALTERNATERNATERNATERNATERNATIVTIVTIVTIVTIVAS DE INGRESO COMO AAS DE INGRESO COMO AAS DE INGRESO COMO AAS DE INGRESO COMO AAS DE INGRESO COMO AGENTES DELGENTES DELGENTES DELGENTES DELGENTES DEL

MERCADO ELECTRICO MAMERCADO ELECTRICO MAMERCADO ELECTRICO MAMERCADO ELECTRICO MAMERCADO ELECTRICO MAYYYYYORISTORISTORISTORISTORISTA(MEM).A(MEM).A(MEM).A(MEM).A(MEM).

3.1 SOLICITANTES CON INSTALACIONES YA PERTENECIENTES

AL MERCADO ELECTRICO MAYO RISTA (MEM).

Toda empresa que, por privatización, compra u otras causas

asimilables, asuma la titularidad de las instalaciones que integran

un establecimiento o planta destinado a la actividad de generación,

cogeneración o autogeneración de energía eléctrica, o de las

instalaciones que integren un sistema de transporte o distribución

de energía eléctrica, o del establecimiento o planta que por sus

características de consumo de energía eléctrica reúna los requisitos

que califican a los Grandes Usuarios se considerará Agente del

MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM) en términos análogos

a su causante por ia actividad y establecimiento o sistema que

pasan a su control.

Para que opere la continuidad automáticamente desde la fecha

de toma de posesión por la nueva tituiar de las instalaciones, tal

empresa debe presentar, con TREINTA (30) días de antelación a

la mencionada fecha, una solicitud por escrito a la SECRETARIA

DE ENERGIA, con copia al ENTE NACIONAL REGULADOR DE

LA ELECTRICIDAD (ENRE), indicando las instalaciones adquiridas

a los efectos de su notificación al ORGANISMO ENCARGADO

DEL DESPACHO (OED) y a los Agentes del MERCADO ELECTRICO

MAYORISTA (MEM). Dicha solicitud tiene el carácter de

Declaración Jurada, debe estar firmada por el representante legal

de la empresa que presenta la solicitud, con tal firma certificada

por escribano público, e incluir lo siguiente:




Para Generadores, Cogeneradores, Transportistas y Distribuidores

dichos Estatutos deberán incluir como objeto social la realización

de la actividad por la cual solicitan la habilitación.

* Descripción de las instalaciones adquiridas.

* Fecha prevista de toma de posesión.

Adicionalmente la solicitud debe ser acompañada de una

declaración jurada sobre la inexistencia de limitaciones en los

términos de la Ley Nº 24 065, especialmente su Capítulo Vll, y

demás normas establecidas para salvaguardar que se mantenga,

en el ámbito del MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM) ia

condición de libre competencia, y evitar que dicho mercado se

transforme en ún monopolio o en un oligopolio a través de la

concentración del control de las empresas que operan en él.


“La empresa que presenta esta solicitud manifesta expresamenfe

su plena conformídad con los términos de la Ley Nº 24.065, sus


las disposiciones contenidas en Los Procedimienfos para la






ENERGIA”.

3.2 SOLICITANTES QUE INCORPORAN NUEVAS

INSTALACIONES AL MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM).

Toda empresa que aspire a incorporar instalaciones nuevas o ya

existentes pero no pertenecientes al MERCADO ELECTRICO

MAYORISTA (MEM) debe presentar la correspondiente solicitud

de habilitación como Agente de dicho MERCADO a la SECRETARIA

DE ENERGIA, de acuerdo con lo establecido en el punto 4.

siguiente.

Además debe presentar simultáneamente al ORGANISMO

ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) una solicitud pidiendo la

verificación del cumplir!liento de las condiciones requeridas para

la administración de sus transacciones y despacho de su energía

y potencia dentro del MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM)

de acuerdo con lo establecido en el punto 5. siguiente.

Los Generadores, Cogeneradores o Autogeneradores que, siendo

ya Agentes del MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM), deseen

ampliar sus instalaciones o incorporar nuevo equipamiento de

generación en el mismo punto de intercambio fÍsico no deberán

presentar la solicitud de habilitación. Debiendo si cumpiir con los

requerimientos del Reglamento de Acceso a la Capacidad Existente

y Ampliación del Sistema de Transporte de Energía Eléctrica y

presentar al ENTE NACIONAL REGULADOR DE i’A ELECTRICIDAD

(ENRE) la documentación que avale el cumplimiento de los

Reglamentos Ambientales vigentes y una declaración jurada sobre

la inexistencia de limitaciones en los términos de la Ley Nº 24.065,

especialmente su Capítulo Vll, y demás normas establecidas para

salvaguardar que se mantenga, en el ámbito del MERCADO

ELECTRICO MAYORISTA (MEM) la condición de libre competencia,

y evitar que dicho mercado se transforme en un monopolio o en

un oligopolio a través de la concentración del control de las

empresas que operan en él.


4. SOLICITUD DE INGRESO COMO NUEVO AGENTE DEL4. SOLICITUD DE INGRESO COMO NUEVO AGENTE DEL4. SOLICITUD DE INGRESO COMO NUEVO AGENTE DEL4. SOLICITUD DE INGRESO COMO NUEVO AGENTE DEL4. SOLICITUD DE INGRESO COMO NUEVO AGENTE DEL

MERCADO ELECTRICO MAMERCADO ELECTRICO MAMERCADO ELECTRICO MAMERCADO ELECTRICO MAMERCADO ELECTRICO MAYYYYYORISTORISTORISTORISTORISTA (MEM)A (MEM)A (MEM)A (MEM)A (MEM)

Toda empresa que aspire a convertirse en Agente del MERCADO

ELECTRICO MAYORISTA (MEM) o a adquirir tal carácter por una

actividad distinta a aquella en relación a la cual es Agente del

MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM) o a incorporar

instalaciones ya existentes pero no incluidas al ¡MERGADO

ELECTRICO MAYORISTA (MEM), o a incorporar otros puntos de

intercambio físico en tal mercado, debe obtener la autorización

de la SECRETARIA DE ENERGIA.

Para tal fin debe presentar una solicitud a la SECRETARIA DE

ENERGIA con una anticipación no menor a NOVENTA (90) días

a la fecha solicitada de ingreso como, agente del MERCADO

ELECTRICO MAYORISTA (MEM). Dicha solicitud tiene el carácter

de Declaración Jurada, debe estar firmada por el representallte

legal de la empresa que solicita la habilitación, con tal firma

certificada por escribano público, e incluir lo siguiente:

* Nombre y dirección de la empresa solicitante y copia del

poder de quién la represente.

* Copia certificada del Estatuto de la Sociedad y sus

modificatarias. Para Generadores, Cogeneradores, Transportistas

y Distribuidores dichos Estatutos deberán incluir como objeto social

la realización de la actividad por la cual solicitan la habilitación.

* Puntos de intercambio que utilizará con el MERCADO

ELECTRICO MAYORISTA (MEM), identificando las empresas

titulares de las instalaciones que los conforman.

* Fecha solicitada de ingreso como agente del MERCADO

ELECTRICO MAYORISTA (MEM)

* Fechas previstas de entrada en servicio del equipamientos

a instalar.

Adicionalmente con las solicitudes:

* Los Generadores, Autogeneradores y Cogeneradores, deben

indicar su Iocalización, tipo de central y características técnicas

del equipamiento.

* Los Generadores, Autogeneradores, Cogeneradores y

Transportistas, deben acompañar la documentación que avale el

cumplimiento de:los Reglamentos Ambientales vigentes.

Compiementariamente debe inciuirse el siguiente párrafo:

“La empresa . que presenta esfa solicitud manifesta expresamente

su plena conformídad con los férminos de la Ley Nº 24.065, sus







infegran el Marco Regulatorio Eléctrico dicte la SECRETARIA DE

ENERGIA”.

Para ingresar al SISTEMAARGENTINO DE INTERCONEXION

(SADI) - se trate del Sistema de Transporte de Energía Eléctrica en

Alta Tensión o de algún Sistema de Transporte de Energía Eléctrica

por Distribución Troncal - el solicitante debe cumplir

complementariamente con los requisitos establecidos en el

Reglamento de Acceso a la Capacidad Existente y Ampliación

del Sistema de Transporte de Energía Eléctrica.

Si el solicitante accede al MERCADO ELECTRICO MAYORISTA

(MEM), no por conexión directa con instalaciones eléctricas que

forman parte. del SISTEMA ARGENTINO DE INTERCONEXION

(SADI), sino a través de instalaciones que están conectadas con

ellas, o con instalaciones conectadas con estas últimas, el soiicitante


acuerdo por el servicio de FUNCION TECNICA DE TRANSPORTE


exploten instalaciones a través de las cuales se vincula al SISTEMA

ARGENTINO DE INTERCONEXION (SADI). Dicho acuerdo deberá

ser entregado a la SECRETARIA DE ENERGiA dentro de los

TREINTA (30) días de presentada la soXicitud de habilitación.

Transcurrido este plazo sin alcanzarse el acuerdo, la SECRETARIA

DE ENERGIA a pedido del solicitante, fijará dicha tarifa aplicando,

según corresponda, lo establecido en los Anexos 27 ó 28 de LOS

PROCEDIMIENTOS, sin perjuicio de lo dispuesto en el Artículo 25

de la Ley Nº 24.065.

5. REQUISIT5. REQUISIT5. REQUISIT5. REQUISIT5. REQUISITOS POS POS POS POS PARA LA ADMINISTRAARA LA ADMINISTRAARA LA ADMINISTRAARA LA ADMINISTRAARA LA ADMINISTRACION DE LASCION DE LASCION DE LASCION DE LASCION DE LAS

TRANSATRANSATRANSATRANSATRANSACCIONES EN EL MERCADO ELECTRICO MACCIONES EN EL MERCADO ELECTRICO MACCIONES EN EL MERCADO ELECTRICO MACCIONES EN EL MERCADO ELECTRICO MACCIONES EN EL MERCADO ELECTRICO MAYYYYYORISTORISTORISTORISTORISTAAAAA

(MEM).(MEM).(MEM).(MEM).(MEM).

Las empresas, simultáneamente con la solicitud indicada en el

punto 4. precedente deben presentar ante el ORGANISMO

ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) Ia información mínima

requerida para la administración de sus transacciones y despacho

de energía que serán:

* Datos comerciales. (Razón Social, Domicilio legal,

Representante legal, Nº de CUIT y situación fiscal - agente de

retención)

* Los datos requeridos en la Base de Datos Estacional del

sistema, Capítulo 2. y Anexos 1 y 2 de LOS PROCEDIMIENTOS.

* Declaración de potencia. (Capítulo 2. de LOS

PROCEDiMIENTOS).

* Las caracteristicas técnicas del equipamiento requerido para

el SISTEMA DE OPERACION Y DESPACHO, Capítulo 1. y Anexo

Anexo 5 CONTROL AMBIENTAL - Resoluciones S.E.

24 (SISTEMA DE MEDICION COMERCIAL) de LOS

PROCEDIMIENTOS.

* Los Grandes Usuarios deberán presentar un contrato de

abastecimiento que cumpla con lo establecido en el punto 2. del

presente Anexo y sea administrable en el MERCADO ELECTRICO-

MAYORISTA (MEM).

El ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) informará

a la SECRETARIA DE ENERGIA y al ENTE NACIONALv

REGULADOR DE LA ELECTRICIDAD (ENRE), en un plazo de VEINTE

(20) días contados desde la presentación, si el agente cumple los

E requisitos exigidos en LOS PROCEDIMIENTOS para su ingreso

y su administración en el MERCADO ELECTRICO MAYORISTA

(MEM).

6. CONSUL6. CONSUL6. CONSUL6. CONSUL6. CONSULTTTTTA AL MERCADO ELECTRICO MAA AL MERCADO ELECTRICO MAA AL MERCADO ELECTRICO MAA AL MERCADO ELECTRICO MAA AL MERCADO ELECTRICO MAYYYYYORISTORISTORISTORISTORISTA (MEM).A (MEM).A (MEM).A (MEM).A (MEM).

La SECRETARIA DE ENERGIA, de no cumplir la empresa solicitante

alguno de los requisitos establecidos, recházará el pedido. De

considerar cumplidos todos los requisitos, publicará la presentación

de la solicitud en el Boletín Of icial.

Los agentes del MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM) podrán

presentar objeciones u oposiciones fundadas a la solicitud de

ingreso, dentro de los QUINCE (15) días corridos contados desde

la fecha de la aludida publicación.

Transcurrido tal plazo se considerará aceptada, por parte de cada

uno de los Agentes que no hayan presentado objeciones u

oposiciones, la habilitación solicitada.

Si, conforme lo anterior, no hubiere objeción u oposición alguna,

la SECRETARIA DE ENERGIA se expedirá sobre la solicitud en un

plazo máximo de SESENTA (60) días corridos contados a partir

de la fecha de la presentación en forma de la solicitud. De no

expedirse expresamente la SECRETARIA DE ENERGIA dentro del

plazo indicado, el solicitante podrá entender concedida la

habilitación requerida comunicándolo por escrito a la SECRETARIA

DE ENERGIA.

De presentarse objeciones u oposiciones, la SECRETARIA DE

ENERGIA las derivará al ENTE NACIONAL REGULADOR DE LA

ELECTRICIDAD (ENRE) quién las resolverá dentro de los VEINTE

(20) días corridos. De no expedirse expresamente el ENTE

NACIONAL REGULADOR DE LA ELECTRICIDAD (ENRE) en tal

plazo, se entenderá que rechaza la objeción u oposición.


notificará su decisión a la SECRETARIA DE ENERGIA y la informará

mediante su publicación oficial.

7. INGRESO DEL NUEVO AGENTE.7. INGRESO DEL NUEVO AGENTE.7. INGRESO DEL NUEVO AGENTE.7. INGRESO DEL NUEVO AGENTE.7. INGRESO DEL NUEVO AGENTE.

Se considera que el nuevo agente queda incorporado al

MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM):

* En la fecha de toma de posesión, si se trata de una empresa

que asumió la titularidad de instalaciones de otro agente del

MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM? y solicitó el ingreso

antes de la toma de posesión, de acuerdo a la normativa vigente.

* A partir det siguiente período trimestral, si se trata de un

Distribuidor, un Gran Usuario o un Autogenerador cuyas

instalaciones no pertenecían al MERCADO ELECTRICO

MAYORISTA (MEM), si la habilitación se produce hasta TREINTA

(30) días antes del comienzo de dicho período. De no ser así, se

desplazará su incorporación al período trimestral siguiente.

* A partir del siguiente mes si, tratándose de un Generador o

Cogenerador cuyas instalaciones no pertenecían al MERCADO

ELECTRICO MAYORISTA (MEM), la habilitación se produce antes

del día DIEZ (10) del mes. De no ser así, se desplazara su

incorporacion al mes siguiente.

* En las fechas indicadas anteriormente, o la fecha de puesta

en servicio - en su caso - si ésta fuere posterior, si se trata de

agentes que incorporan nuevo equipamiento al MERCADO

ELECTRICO MAYORISTA (MEM) de cumplir con:

a) los requisitos de conexión al Sistema de Transporte,

b) los requisitos de administración en el MERCADO


En este caso El ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO

(OED) debe informar a la SECRETARIA DE ENERGIA y al ENTE

NACIONAL REGULADOR DE LA ELECTRICIDAD (ENRE) la fecha

de incorporación del agente al MERCADO ELECTRICO

MAYORISTA (MEM).

8. CUMPLIMIENTO DE LAS OBLIGACIONES DE LOS AGENTES.8. CUMPLIMIENTO DE LAS OBLIGACIONES DE LOS AGENTES.8. CUMPLIMIENTO DE LAS OBLIGACIONES DE LOS AGENTES.8. CUMPLIMIENTO DE LAS OBLIGACIONES DE LOS AGENTES.8. CUMPLIMIENTO DE LAS OBLIGACIONES DE LOS AGENTES.

El ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED), o

cualquier Agente del MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM),

que verifique que algún Agente del MERCADO ELECTRICO

MAYORISTA (MEM) no cumple con los compromisos asumidos o

los requisitos básicos indicados en el punto 2 del presente Anexo.,

debe notificar al ENTE NACIONAL REGULAUOR DE A

ELECTRICiDAD (ENRE).


resolverá, en un plazo de VEINTE (20) días, la sanción

correspondiente o, en casos extremos, cancelar la autorización

como agente del MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM).

El ENTE NACIONAL REGUiLADOR DE LA ELECTRICIDAD (ENRE)

notificará la decisión adoptada a la SECRETARIA DE ENERGIA,


al Agente involucrado y al ORGANISMO ENCARGADO DEL

DESPACHO (OED).

Los agentes desvinculados por esta causa no podrán ingresar

nuevamente al MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM) hasta

pasados TREINTA Y SEIS (36) meses.

9. REGIMEN DE DESVINCULACION DEL MERCADO9. REGIMEN DE DESVINCULACION DEL MERCADO9. REGIMEN DE DESVINCULACION DEL MERCADO9. REGIMEN DE DESVINCULACION DEL MERCADO9. REGIMEN DE DESVINCULACION DEL MERCADO

ELECTRICO MAELECTRICO MAELECTRICO MAELECTRICO MAELECTRICO MAYYYYYORISTORISTORISTORISTORISTA (MEM).A (MEM).A (MEM).A (MEM).A (MEM).

El Agente que pretenda suspender o discontinuar, total o

parcialmente, su actuación dentro del MERCADO ELECTRICO

MAYORISTA (MEM), debe obtener la -autorización de la

SECRETARIA DE ENERGIA.

Si se trata de un Generador o Cogenerador que pretenda

suspender o discontinuar total o parcialmente su actividad dentro

del MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM) la solicitud debe

presentarse con una anticipación de DOCE (12) meses. De ser un

Autogenerador o un Gran Usuario, el tiempo de anticipación es

de DOS (2) meses produciéndose la desvinculación al inicio del

primer período estacional posterior.

Si el agente del MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM) decide

vender sus instalaciones debe incluir el compromiso de tiempo

mínimo de preaviso antes de su desvinculación del MERCADO

ELECTRICO MAYORISTA (MEM) en el contrato de venta.

En caso de desvincularse un agente del MERCADO ELECTRICO

MAYORISTA (MEM) sin cumplir con los compromisos indicados

en los párrafos anteriores, el ORGANISMO ENCARGADO DEL

DESPACHO (OED)-evaluará los sobrecostos previstos que su

desvinculación producen en el MERCADO ELECTRICO MAYORISTA

(MEM) por no haber cumplido los plazos definidos.

En el caso de un Generador, el ORGANiSMO ENCARGADO DEL

DESPACHO (OED) calcuiará dicho monto en base a los sobrecostos

de redespacho y energía no suministrada durante el tiempo que

debería haber permanecido en servicio para cumplir los tiempos

mínimos indicados. Dicho monto estará a cargo del generador y

será incorporado al Fondo de la Potencia.

Para los Grandes Usuarios con contratos en el Mercado a Término

se considerará aceptada automáticamente como fecha de

desvinculación, a la de finalización del contrato que permite su

inclusión en el MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM), salvo

que dicho usuario presente un nuevo contrato al ORGANISMO

ENCARGADO DEL DESPACHO (OED), hasta SESENTA (60) días

antes de dicha fecha .

El ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) emitirá

la orden de desconexión del agente al Transportista o Prestador

de la Función Técnica de Transporte (PFTT) al que se encuentre

conectado tal agente a partir del momento en que se desvincula

del MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM). Tratándose de

un agente que continúa recibiendo o suministrando energía

eléctrica fuera del MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM),

debe solicitar su conexión al Distribuidor correspondiente.

Todo agente que solicite voluntariamente su desvinculación del

MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM) no podrá solicitar su

reincorporación hasta pasados DOCE (12) meses.

informe anual 1994/1995 - ariae.org

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