Decreto 22/999
Regúlase las actividades de la industria eléctrica, constituidas por la
generación, transformación, trasmisión, distribución, exportación,
importación y su comercialización.
(227*R)
MINISTERIO DE INDUSTRIA, ENERGIA Y MINERIA
MINISTERIO DE RELACIONES EXTERIORES
MINISTERIO DE ECONOMIA Y FINANZAS
MINISTERIO DE VIVIENDA, ORDENAMIENTO TERRITORIAL
Y MEDIO AMBIENTE
Montevideo, 26 de enero de 1999
VISTO: la Ley Nº 16.832 del 17 de junio de 1997;
CONSIDERANDO: la necesidad de reglamentar la ley, coordinando sus
disposiciones y las normas del decreto-ley Nº 14.694 de 1º de setiembre
de 1977, de la ley Nº 16.211 de 1º de octubre de 1991, arts. 26 y 27,
concordantes y complementarias, y delimitando el marco regulatorio del
sistema eléctrico nacional;
ATENTO: a lo expuesto y a lo previsto por el numeral 4º) del Artículo
168, de la Constitución de la República;
EL PRESIDENTE DE LA REPUBLICA
DECRETA:
TITULO I. GENERALIDADES. Capítulo 1. Ambito.
El presente Decreto regula las actividades de la industria eléctrica,
constituidas por la generación, transformación, trasmisión, distribución,
exportación, importación y comercialización de energía eléctrica. Sus
disposiciones son aplicables a todas las personas que desarrollen las
actividades mencionadas, sean públicas o privadas o de economía mixta,
incluida la Administración Nacional de Usinas y Trasmisiones Eléctricas,
UTE. Estas disposiciones serán asimismo aplicables, a través de su
correspondiente representación nacional, a los entes, comisiones u
organismos internacionales constituidos para el aprovechamiento
compartido de centrales generadoras y líneas de trasmisión de los cuales
sea parte el Uruguay, en lo que no contravenga las normas internacionales
que los regulan.
Los órganos encargados de aplicar el presente Decreto, con las
atribuciones y facultades específicas que en él se indican, son el
Ministerio de Industria, Energía y Minería, la Unidad Reguladora de la
Energía Eléctrica, creada por el Artículo 2º de la Ley Nº 16.832 y la
Administración del Mercado Eléctrico, creada por el Artículo 4º de la Ley
Nº 16.832.
Las actividades de trasmisión, transformación y distribución tienen el
carácter de servicio público en cuanto se destinen total o parcialmente a
terceros en forma regular y permanente. Se entiende que las actividades
se destinan a terceros cuando el producto se enajena o el servicio
correspondiente se presta a terceros.
Las actividades de la industria eléctrica estarán sometidas al control
técnico y económico del Poder Ejecutivo, de acuerdo con las normas de la
Ley Nº 16832, de 17 de junio de 1997, el decreto-ley Nacional de
Electricidad Nº 14.694, de 1º de setiembre de 1977 y del presente
Decreto.
Por control técnico se entiende la aplicación, a quienes desarrollan las
actividades de la industria eléctrica, de las normas técnicas sobre
calidad y seguridad del servicio.
Por control económico se entiende la aplicación a quienes desarrollan las
actividades de la industria eléctrica con carácter de servicio público,
de las normas sobre regulación de los precios de los servicios que
prestan.
Los agentes del Mercado Mayorista de Energía Eléctrica deberán entregar
al Ministerio de Industria, Energía y Minería, a la Unidad Reguladora de
la Energía Eléctrica y a la Administración del Mercado Eléctrico la
información estadística de explotación que estos organismos determinen.
La información incluirá, en su caso, aquella que sea necesaria para los
análisis tarifarios que sea preciso efectuar.
Se podrá realizar una o varias de las actividades de la industria
eléctrica. En este último caso deberá presentarse resultados económicos
de gestión separados para cada una de las actividades de generación,
trasmisión y distribución, según las normas que al efecto impartirá el
Poder Ejecutivo.
Capítulo 2. Definiciones
Para los efectos de este Decreto se entenderá por:
a) Generador: el titular de una o más centrales de generación eléctrica
instaladas en el país, y los organismos internacionales constituidos para
la explotación compartida de centrales generadoras de energía eléctrica,
binacionales o multinacionales, en que sea parte el Uruguay, los que
actuarán en el Mercado Mayorista de Energía Eléctrica por intermedio de
su respectiva representación nacional. Estas centrales deberán
comercializar su producción en forma total o parcial.
b) Distribuidor: el titular de instalaciones de distribución que realiza
la actividad de distribución y comercialización minorista de energía
eléctrica.
c) Trasmisor: el titular de instalaciones destinadas a realizar la
actividad de trasmisión de energía eléctrica, o los organismos
internacionales constituidos para el desarrollo de esta actividad,
binacionales o multinacionales, en que sea parte el Uruguay, los que
actuarán en el Mercado Mayorista de Energía Eléctrica por intermedio de
su respectiva representación nacional.
d) Importador: el generador, distribuidor o gran consumidor titular de
una autorización de importación de energía eléctrica. Un gran consumidor
solo podrá importar energía y potencia destinadas a su propio consumo.
e) Exportador: el generador del mercado mayorista titular de una
autorización de exportación de energía eléctrica
f) Suscritor: el cliente final titular de un suministro que es alimentado
desde las instalaciones de distribución y que por sus características no
puede acceder a la condición de gran consumidor, o que cumpliendo las
características exigidas a un gran consumidor, opta por permanecer como
cliente del distribuidor con precio regulado.
g) Gran Consumidor: el consumidor titular de un suministro con potencia
contratada no inferior a 1 MW, que opta por adquirir su energía en el
mercado mayorista de energía elétrica.
h) Autoproductor: es un consumidor titular de un suministro de
electricidad que genera energía eléctrica como producto secundario. Su
potencia instalada de generación debe ser superior a 500 KVA. El
reglamento de operación del Mercado Mayorista de Energía Eléctrica
establecerá las condiciones de energía mínima generable anual que deberá
cumplir.
i) Mercado Spot: es el mercado de energía eléctrica conformado por la
generación y consumo derivados de la optimización de la operación del
Mercado Mayorista de Energía Eléctrica.
j) Instalaciones de Trasmisión: las intalaciones en alta tensión
destinadas a la interconexión y la trasmisión de energía eléctrica entre
los centros de producción y de consumo. Las instalaciones de trasmisión
incluyen las subestaciones reductoras de alta a media tensión destinadas
a dar suministro a las intalaciones de distribución y a los grandes
consumidores No obstante lo anterior, las líneas dedicadas al servicio
exclusivo de un solo cliente, que estén conectadas a la barra de media
tensión de una subestación reductora de alta a media tensión, serán
consideradas de trasmisión.
k) Sistema Interconectado Nacional, el conjunto de instalaciones de
trasmisión y las de generación a él conectadas dentro del territorio
nacional.
l) Instalaciones de Distribución: las intalaciones de media y baja
tensión destinadas a realizar la actividad comercial de distribución de
energía eléctrica.
m) Alta tensión: tensiones superiores a 36.000 Volts.
n) Media tensión: tensiones mayores o iguales a 1.000 Volts y menores o
iguales a 36.000 Volts.
o) Baja tensión: las tensiones inferiores a 1.000 Volts.
p) Servicio Público de Electricidad: el suministro regular y permanente
de energía elétrica para uso colectivo, efectuado mediante redes de
distibución, en la zona de servicio del distribuidor, y destinado al
consumo de los suscritores.
q) Zona Electrificada: se entiende por Zona Electrificada, dentro de la
zona de servicio del distribuidor, el área circundante a las redes de
media tensión en distancias que definirá el Reglamento e Distribución.
Capítulo 3. Mercado Mayorista de Energía Eléctrica.
La Administración del Mercado Eléctrico tiene como cometido administrar
el Mercado Mayorista de Energía Eléctrica según lo establecido en la Ley
16832, en el presente Decreto y en el Reglamento de Operación del Mercado
Mayorista de Energía Eléctrica que dicte el Poder Ejecutivo.
Son agentes del Mercado Mayorista de Energía Eléctrica los generadores,
distribuidores, y grandes consumidores. El papel de los trasmisores como
agentes del mercado está restringido únicamente a suministrar el servicio
de trasmisión de energía propiedad de terceros.
El mercado mayorista de energía eléctrica incluirá un mercado spot, un
mercado de contratos a término y un sistema de estabilización de los
precios previstos en el mercado spot destinado a la compra de energía por
parte de los distribuidores.
El mercado spot de energía está constituído por las transferencias de
energía que se producen como resultado de la optimización de la operación
del Mercado Mayorista de Energía Eléctrica.
El precio spot con que se valorizan estas transferencias corresponde al
costo marginal de corto plazo en el respectivo nodo, afectado por las
correcciones que podrá establecer el Reglamento de Operación del Mercado
Mayorista de Energía Eléctrica. Dicho Reglamento establecerá pagos por
potencia que complementen la remuneración de los generadores.
Los contratos en el mercado a término se celebrarán entre las partes
acordando éstas las cantidades, precios y demás condiciones asociadas al
suministro. El Reglamento de Operación del Mercado Mayorista de Energía
Eléctrica podrá establecer requisitos mínimos de contratación para
distribuidores.
Los distribuidores adquirirán la energía no incluída en contratos, en un
sistema de estabilización de precios. A los efectos de posibilitar el
funcionamiento del sistema de estabilización se constituirá un fondo de
estabilización que será administrado por la Administración del Mercado
Eléctrico.
Los grandes consumidores podrán acceder al Mercado Mayorista en las
condiciones que establezca el Reglamento de Operación.
TITULO II. CONCESIONES, AUTORIZACIONES Y APROBACIONES
Capítulo 1. Disposiciones generales.
Para el ejercicio de cualquiera de las actividades de la industria
eléctrica se requerirá las autorizaciones, concesiones y aprobaciones del
Poder Ejecutivo que se establecen en este Decreto.
La instalación y explotación de grupos generadores y líneas de
trasmisión, que funcionen interconectadas al Sistema Interconectado
Nacional, requiere de autorización.
Siempre que se utilicen recursos hidráulicos de dominio público para la
generación de energía eléctrica, se requiere además de permiso o
concesión de uso de aguas, de acuerdo con lo que dispone el Código de
Aguas y su reglamento.
La instalación y operación de centrales geotérmicas en lo que respecta al
uso de la fuente primaria, se regirá por una normativa especial.
El servicio público de electricidad definido en el Artículo 19 de la Ley
16.832, quedará sometido a las disposiciones del Reglamento de
Distribución que será dictado por el Poder Ejecutivo en arreglo a lo
dispuesto en el presente Decreto.
La explotación de instalaciones de generación y trasmisión que no se
conecten al Sistema Interconectado Nacional, no requiere de autorización.
Ello sin prejuicio del cumplimiento de la normativa técnica que dicte la
autoridad competente.
Para actuar como autoproductor interconectado al Sistema Interconectado
Nacional y para obtener el acceso al mercado mayorista de energía
eléctrica se requerirá autorización del Poder Ejecutivo. Un autoproductor
autorizado a participar en el mercado mayorista colocará sus excedentes
con las mismas reglas establecidas para los generadores y será
considerado como gran consumidor a efectos de cubrir su energía faltante
y su potencia contratada.
Los autoproductores interconectados al Sistema Interconectado Nacional
que no hayan solicitado acceso al mercado mayorista deberán suministrar
en caso de necesidad, a requerimiento del Poder Ejecutivo, sus excedentes
de energía eléctrica a un precio que permita la recuperación de sus
costos variables de generación.
Capítulo 2. De las Autorizaciones de Centrales Generadoras y de Líneas de
Trasmisión.
La solicitud para la obtención de las autorizaciones a que se refiere el
artículo 10 será presentada por el interesado al Ministerio de Industria,
Energía y Minería, con los siguientes datos y requisitos:
a) Identificación del peticionario.
b) Permiso o concesión de uso de aguas, si corresponde.
c) Memoria descriptiva y planos generales del proyecto.
d) Calendario de ejecución de las obras.
e) Presupuesto del proyecto.
f) Especificación de los terrenos fiscales y particulares que se
utilizarán.
g) Especificación de los bienes nacionales de uso público que se usarán
en el desarrollo de las obras.
h) El estudio de impacto ambiental a que se refieren los artículos 24 y
25 de este Decreto.
El Ministerio de Industria, Energía y Minería, en un plazo máximo de
quince días de presentada la solicitud, verificará que el interesado ha
acompañado todos los antecedentes requeridos y publicará un extracto con
los datos generales de la solicitud, por cuenta del peticionario, en el
Diario Oficial y en un diario de circulación nacional.
Cuando concurran varias solicitudes para una misma autorización, dentro
de quince días de publicada la primera solicitud, el otorgante dará
preferencia al peticionario que presente las mejores condiciones desde el
punto de vista técnico y económico.
El Poder Ejecutivo, previo informe de la Unidad Reguladora de la Energía
Eléctrica resolverá fundadamente acerca de la solicitud de autorización
y de sus planos de servidumbres, en un plazo máximo de ciento veinte días
a contar de la fecha en que se efectuó la solicitud.
La resolución de otorgamiento de la autorización, contendrá los datos
especificados en el artículo 15, plazo de inicio y terminación de las
obras, enumeración de las servidumbres, si las hubiere, delimitación de
las concesiones requeridas y sanciones por incumplimiento de las
disposiciones legales y reglamentarias.
La autorización para la construcción de centrales de generación y líneas
de trasmisión no conectadas al Sistema Interconectado Nacional, quedará
condicionada al cumplimiento por parte del solicitante, de los mismos
requerimientos sobre seguridad de las instalaciones vigentes para
centrales de generación y líneas de trasmisión conectadas al Sistema
Interconectado Nacional.
Capítulo 3. De la Importación y Exportación.
La tramitación de la importación y exportación de energía eléctrica se
regulará de acuerdo a los siguientes artículos, siendo su régimen
impositivo el que surja de las normas vigentes.
Las solicitudes de autorización de operaciones de importación y
exportación de energía eléctrica, serán presentadas al Ministerio de
Industria, Energía y Minería por los interesados, acompañadas por los
siguientes antecedentes:
a) El contrato respectivo, con todos sus parámetros físicos y económicos,
en particular con indicación de cantidades físicas y forma de efectuar
el suministro, plazos, condiciones de entrega y precios.
b) El convenio de uso de los sistemas de trasmisión del Sistema
Interconectado Nacional. A los efectos de establecer este convenio los
interesados se regirán por las disposiciones aplicables a la conexión
de centrales generadoras y líneas de trasmisión al Sistema
Interconectado Nacional.
c) La aceptación por el interesado de que las importaciones o
exportacciones estarán sometidas a las disposiciones de coordinación de
la operación que se establecen en el Reglamento de Operación del
Mercado Mayorista de Energía Eléctrica.
d) En el caso de las operaciones de importación, deberán identificarse
las unidades generadoras ubicadas en el extranjero que aseguran el
suministro, usando para la verificación los criterios que establezca la
Unidad Reguladora de la Energía Eléctrica. Estas unidades generadoras
no podrán tener compromisos que afecten el cumplimiento del contrato.
La Administración del Mercado Eléctrico está autorizada para ejecutar
los intercambios de importación o exportación de energía eléctrica para
transacciones ocasionales, de acuerdo con las normas vigentes.
El Poder Ejecutivo se pronunciará sobre la solicitud de autorización de
operaciones de importación o exportación en el plazo de veinte días de
presentada, previo informe de la Unidad Reguladora de la Energía
Eléctrica. Vencido el plazo establecido se considerará otorgada la
autorización pedida. El Poder Ejecutivo verificará que los contratos de
asociados respetan principios de reciprocidad con los países con los
cuales se están efectuando las importaciones y exportaciones, de acuerdo
con lo establecido en el artículo 13 de la ley Nº 16.832.
La autorización de las operaciones de importación y exportación deberá
ser revisada anualmente por el Poder Ejecutivo, independientemente de la
duración prevista en la misma. La renovación será automática, salvo
pronunciamiento expreso en contrario. Será causa de caducidad de la
autorización el incumplimiento reiterado de la capacidad comprometida o
evidencias especulativas informadas por la Administración del Mercado
Eléctrico, pudiendo el Poder Ejecutivo retirar la autorización.
Capítulo 4. Protección del Ambiente.
Para evaluar de manera sistemática los efectos ambientales de los
proyectos de generación, trasmisión y distribución de energía eléctrica,
en sus etapas de construcción, explotación y abandono, comparar las
distintas opciones existentes, tomar las medidas preventivas y diseñar
las correcciones que sean necesarias, los proyectos deberán someterse a
un sistema de evaluación de impacto ambiental, conforme a lo establecido
por la Ley Nº 16.466 del 19 de enero de 1994 y su decreto reglamentario
Nº 435/994 del 21 de setiembre de 1994.
La autoridad competente a estos efectos es el Ministerio de Vivienda,
Ordenamiento Territorial y Medio Ambiente.
Los generadores, distribuidores, trasmisores, importadores,
exportadores, y autoproductores serán responsables del cumplimiento de
las normas técnicas en materia de energía eléctrica y de conservación del
medio ambiente. Los titulares deberán informar al Ministerio de
Industria, Energía y Minería y al Ministerio de Vivienda, Ordenamiento
Territorial y Medio Ambiente, cuando corresponda, el inicio de la
operación y las características técnicas generales de las obras e
instalaciones, acompañando los antecedentes que dichas normas técnicas y
ambientales establezcan.
TITULO III. EXPLOTACION DE CENTRALES GENERADORAS Y LINEAS DE TRASMISION
Capítulo 1. De las condiciones de la interconexión y del intercambio
energético.
Según lo establecido en el Artículo 12 de la ley Nº 16.832, las
instalaciones de trasmisión y distribución se regirán por un régimen de
libre acceso no discriminado a la capacidad de transporte de las mismas
que no esté comprometida para suministrar la demanda contratada, de
acuerdo con las condiciones que establecerá el Poder Ejecutivo en el
Reglamento de Acceso y Remuneración del Sistema de Transporte.
El uso de la capacidad de transporte existente, así como el costo de sus
ampliaciones, será pagado por sus usuarios y beneficiarios de acuerdo con
lo que especifique el mencionado reglamento.
Las trasmisiones de energía eléctrica en territorio uruguayo originadas
en un país vecino, que tengan como destino otro país, requerirán
autorización expresa del Poder Ejecutivo para el uso de las instalaciones
involucradas.
Los generadores y trasmisores que deseen operar interconectados al
Sistema Interconectado Nacional deberán cumplir las condiciones de
interconexión que se establecerán en el Reglamento de Acceso y
Remuneración del Sistema de Transporte.
Los generadores que operen interconectados al Sistema Interconectado
Nacional podrán comercializar la energía producida en el mercado de
contratos a precio libre o en su defecto en el mercado spot, de acuerdo
con las normas del presente decreto y del Reglamento de Operación del
Mercado Mayorista de Energía Eléctrica. La colocación de excedentes por
parte de los autoproductores se regirá por las mismas normas aplicables a
los generadores.
Las condiciones de interconexión e intercambio energético a que se
refiere el Artículo 6 del Decreto Ley Nacional de Electricidad serán las
previstas en los artículos 27 y 28. El convenio que se suscriba,
establciendo las condiciones de interconexión y del intercambio
energético, será sometida a la aprobación del Poder Ejecutivo previo
informe de la Unidad Reguladora de la Energía Eléctrica, el cual
resolverá en el plazo de treinta días de presentado. Vencido el mismo, el
convenio se considerará aprobado.
Las partes preverán expresamente que las divergencias que se produzcan
entre los agentes del Mercado Mayorista de Energía Eléctrica con motivo
del establecimiento y ejecución del convenio de interconexión y de
intercambio energético, serán resueltas mediante procedimiento arbitral,
de conformidad con las normas establecidas en la Ley 16832, artículo 3,
numeral 5 y en el Código General del Proceso.
Capítulo 2. Coordinación de la Operación del Sistema
Interconectado Nacional.
La operación de las instalaciones de los generadores y trasmisores que
conforman el Sistema Interconectado Nacional, así como la operación de
las interconexiones internacionales, será coordinada por la
Administración del Mercado Eléctrico a través del Despacho Nacional de
Cargas, de acuerdo con las normas contenidas en el presente Decreto y en
el Reglamento de Operación del Mercado Mayorista de Energía Eléctrica.
Esta coordinación tendrá como objetivo lograr la operación al mínimo
costo del sistema entre los generadores que concurran al abastecimiento
del mercado, garantizando la seguridad del abastecimiento de energía
eléctrica y el mejor aprovechamiento de los recursos energéticos.
Además de la función de despacho económico señalada en el inciso
anterior, el Despacho Nacional de Cargas realizará el despacho físico de
las unidades generadoras del Sistema Interconectado Nacional, de las
interconexiones internacionales y el control del sistema de trasmisión.
Asimismo, el Despacho Nacional de Cargas impartirá las intrucciones de
gestión económica de los embalses.
No obstante, los propietarios de las instalaciones serán los responsables
últimos de la operación y seguridad de ellas, debiendo justificar
debidamente los apartamientos que se produjeren entre las instrucciones
recibidas del despacho físico y la operación efectivamente realizada.
Por sí o a través de su representación en el directorio de la
Administración del Mercado Eléctrico, los agentes del Mercado Mayorista
de Energía Eléctrica tendrán derecho a revisar la información, los
modelos matemáticos, los resultados de la programación de la operación,
los resultados de los precios spot, y en general, todos los antecedentes
utilizados por dicho organismo para cumplir su cometido.
El Reglamento de Operación del Mercado Mayorista de Energía Eléctrica
especificará, entre otros aspectos, el sistema de mediciones y de
comunicaciones para el buen funcionamiento del mercado, y definirá la
forma en que los agentes se harán responsables por la instalación de los
equipos en los puntos de entrada y de retiro de energía del sistema.
Los cometidos de la Administración del Mercado Eléctrico son:
a) Planificar la operación del Sistema Interconectado Nacional, elaborar
los programas de operación de corto, mediano y largo plazo resultantes de
esta planificación y comunicarlos a los agentes del Mercado Mayorista de
Energía Eléctrica para que operen sus instalaciones de acuerdo con
ellos;
b) Coordinar la operación de las interconexiones internacionales con los
despachos nacionales de los países de la región;
c) Controlar el cumplimiento de los programas de operación de corto plazo
establecidos y ordenar a los generadores acatar las medidas correctivas
dispuestas;
d) Coordinar el mantenimiento mayor de las instalaciones, controlar el
cumplimiento de los programas resultantes y ordenar a los generadores y
trasmisores acatar las medidas correctivas necesarias;
e) Calcular los costos marginales de corto plazo y precios de energía y
potencia aplicables al Mercado Mayorista de Energía Eléctrica, así como
toda otra remuneración que establezca el Poder Ejecutivo por servicios no
comprendidos en los conceptos anteriores;
f) Calcular la energía y potencia firme de cada una de las unidades
generadoras;
g) Garantizar a los generadores interconectados al Sistema Interconectado
Nacional la compra o venta de energía, cuando, como resultado de la
operación a mínimo costo del conjunto del sistema, se produzcan
diferencias entre sus compromisos de entrega de energía y la suma de la
energía generada por sus unidades y de la energía firme comprada a otros
generadores;
h) Determinar y valorizar las transferencias de energía entre los agentes
del Mercado Mayorista de Energía Eléctrica que se produzcan como
resultado de la operación a mínimo costo del conjunto del sistema, las
que se efectuarán al precio spot del sistema;
i) Calcular las remuneraciones por potencia establecidas en el art. 8;
j) Emitir facturas a cada agente comprador por cuenta y orden de los
vendedores;
k) Proponer al Poder Ejecutivo las modificaciones del Reglamento de
Operación del Mercado Mayorista de Energía Eléctrica;
l) Elaborar los informes regulares establecidos en este Decreto y en el
Reglamento de Operación del Mercado Mayorista de Energía Eléctrica.
Las disposiciones de Coordinación, que en virtud de la normativa vigente
emita la Administración del Mercado Eléctrico, son obligatorias para
todos los agentes interconectados al Sistema Interconectado Nacional.
El presupuesto anual de la Administración del Mercado Eléctrico,
aprobado por el Poder Ejecutivo previo informe de la Oficina de
Planeamiento y Presupuesto, será financiado por la tasa creada en el
Artículo 10 de la ley Nº 16.832.
TITULO IV. OPERACION Y EXPLOTACION DE LA DISTRIBUCION
Capítulo 1. Régimen de Obligaciones y Derecho
En la zona electrificada el distribuidor tendrá exclusividad y
obligatoriedad de suministro. Se entiende por obligatoriedad de
suministro el hecho que todo suscritor ubicado dentro de la zona
electrificada y todo consumidor que estando fuera de dicha zona llegue a
su borde mediante líneas propias, tendrá derecho a que el distribuidor le
suministre la energía eléctrica que demande, sujeto al cumplimiento de
los requisitos contemplados en el presente decreto y en el Reglamento de
Distribución. Las instalaciones realizadas por dicho consumidor deberán
someterse al control técnico de la autoridad competente.
en el presente decreto y en el Reglamento de Distribución. Las
instalaciones realizadas por dicho consumidor deberán someterse al
control técnico de la autoridad competente.
En la zona de servicio no incluida en la zona electrificada, el
distribuidor dispondrá de prioridad de suministro del servicio público de
electricidad en las condiciones que establezca el Reglamento de
Distribución.
Para la dotación de nuevos suministros o ampliación de una potencia
contratada, en el caso que el monto de obra necesario supere un valor que
se establecerá en el Reglamento de Distribución, el distribuidor podrá
exigir previamente a sus clientes el pago de un monto con carácter
reembolsable, para el financiamiento de la extensión y ampliación de las
instalaciones hasta el punto de entrega.
El procedimiento de cálculo del modo citado así como requerimientos de
garantías de permanencia, modalidades de ejecución de la obra y la forma
de reembolso, serán determinados por el Reglamento de Distribución.
En el caso que el suscritor solicite la construcción de obras no
necesarias para cumplir las normas de calidad exigidas al distribuidor,
las mismas serán de cargo del solicitante.
Previa autorización del distribuidor, podrá efectuarse suministro a una
persona jurídica que tenga la representación de una agrupación de
consumidores de energía eléctrica, la cual podrá suministrarle a cada uno
de ellos la energía adquirida. La persona jurídica se constituirá en el
titular de un único suministro del distribuidor.
El Reglamento de Distribución establecerá los controles técnicos y
económicos a llevar a cabo en estos casos.
El Poder Ejecutivo podrá otorgar recursos al distribuidor, para asumir
parcial o totalmente el costo de la inversión, la operación y el
mantenimiento de proyectos de electrificación, socialmente rentables, que
se desarrollen fuera de la zona electrificada, y que no puedan
financiarse con las tarifas fijadas. Para todos los efectos estos fondos
constituirán un subsidio, y las obras correspondientes serán explotadas
por el distribuidor, el que se obligará a mantenerlas en perfectas
condiciones de uso y renovarlas al cabo de su vida útil.
Los proyectos a que se refiere el inciso anterior deberán contar con un
informe favorable de evaluación socio-económica, conforme a pautas que
determine el Poder Ejecutivo.
Antes del 31 de diciembre de cada año el distribuidor informará a la
Unidad Reguladora de la Energía Eléctrica la delimitación de su zona
electrificada, considerando la extensión de las instalaciones de media
tensión que hubiera efectuado para satisfacer el servicio, las cuales
constituirán una ampliación de la zona electrificada.
De existir acuerdo, el distribuidor podrá comprar las líneas ubicadas
fuera de la zona electrificada que se hubiere conectado a sus
instalaciones en virtud de lo dispuesto en el artículo 37. En este caso,
su zona electrificada se ampliará en el área definida por estas
instalaciones. Igualmente, la zona electrificada será ampliada en el área
definida por las instalaciones de electrificación que en virtud de lo
dispuesto en el artículo precedente se conecten a la red de distribución
del distribuidor.
Capítulo 2. Otras Disposiciones.
No se podrá por motivo alguno, utilizar una carga mayor a la contratada
con el distribuidor. En caso de superar el límite el distribuidor podrá
suspender el servicio hasta la perfección de un contrato que cubra la
necesidad real de potencia. El distribuidor podrá cobrar el exceso de
carga según la tarifa aprobada a esos efectos por el Poder Ejecutivo,
durante el período en que compruebe que la demanda fue excedida, con un
máximo de tres meses.
El distribuidor podrá efectuar el corte inmediato del servicio en los
siguientes casos:
a) Cuando estén pendientes de pago facturas o cuotas, debidamente
presentadas a cobro, derivadas de la prestación del servicio público de
electricidad. La posibilidad de corte será notificada con una antelación
que se determinará en el Reglamento de Distribución.
b) Cuando se consuma energía eléctrica sin contar con la previa
autorización del distribuidor o cuando se vulneren las condiciones de
suministro.
c) Cuando se ponga en peligro la seguridad de las personas o las
propiedades por desperfecto de las instalaciones involucradas, estando
ellas bajo administración del distribuidor, o sean instalaciones internas
de propiedad del cliente.
d) Cuando el suscritor genere perturbaciones en la red que atenten contra
la calidad del servicio, según se establezca en el Reglamento de
Distribución.
e) Cuando el factor de potencia sea inferior al mínimo establecido en el
Reglamento de Distribución.
El Poder Ejecutivo fijará las tasas de corte y reconexión, así como el
tope a la tasa de interés que se aplicará en el caso de mora en el pago
de la factura.
Cuando no haya sido posible efectuar una medida, cuando ella haya sido
realizada en forma incorrecta o bien cuando por errores en el proceso de
facturación se consideren importes distintos a los que efectivamente
correspondan, el distribuidor procederá al recupero o al reintegro según
sea el caso.
El monto a recuperar o reintegrar se calculará a las tarifas vigentes a
la fecha de detección. El período máximo a considerar y las formas de
recupero y reintegro se definirán en el Reglamento de Distribución.
El distribuidor deberá implementar un mecanismo de atención de
reclamaciones. En el caso que el cliente desee documentar una
reclamación, deberá presentarla por escrito al distribuidor, quien
dispondrá del plazo máximo de diez días para responderla. En caso de que
el distribuidor no haga lugar a la reclamación o no responda, el cliente
podrá reclamar un pronunciamiento expreso de la Unidad Reguladora de la
Energía Eléctrica.
El distribuidor podrá abrir los pavimentos, calzadas y aceras de la vía
pública en sus zonas de servicio de conformidad con las ordenanzas
municipales respectivas y quedando obligado a efectuar la reparación que
sea menester, en forma adecuada e inmediata, así como responder a los
daños y perjuicios que se causen.
Los gastos derivados de la remoción, traslado y reposición de las
instalaciones eléctricas que sea necesario ejecutar como consecuencia de
obras de ornato, pavimentación, y en general, por razones de cualquier
orden, serán sufragados por los interesados o quienes los originen. En
consecuencia, los gastos de la nueva conexión, modificación o sustitución
del equipamiento eléctrico realizado como corolario del cambio de una
tensión de suministro a otra, por iniciativa del distribuidor, deberá ser
costeado íntegramente por el mismo. Si el cambio se efectuara a solicitud
del cliente, éste asumirá los gastos.
El Reglamento de Distribución y el Reglamento de Acceso y Remuneración
del Sistema de Transporte definirán y establecerán los límites de los
índices de calidad que regirán en cada etapa. En el caso de la
distribución los índices de calidad se discriminarán geográficamente y
por tensión de suministro.
Cuando los índices de calidad definidos no sean alcanzados los clientes
deberán ser compensados económicamente. El cálculo y la modalidad de
dicha compensación serán establecidos en los dos reglamentos citados.
Complementariamente, dichos Reglamentos establecerán los mecanismos que
se emplearán para el relevamiento y la forma en que se auditará la
información relevada.
El distribuidor podrá realizar contratos que se sujeten a las normas que
se establecen en este Decreto y en el Reglamento de Operación del Mercado
Mayorista de Energía Eléctrica. El distribuidor comprará su energía no
contratada al precio establecido y venderá los excedentes de sus
contratos con respecto a su demanda, en el mercado spot.
Los contratos deberán estipular expresamente que se sujetan a las normas
legales y reglamentarias que rijan en cada momento. La Unidad Reguladora
de la Energía Eléctrica y la Administración del Mercado Eléctrico tendrán
acceso a los contratos que se suscriban entre agentes del Mercado
Mayorista de Energía Eléctrica.
Si el distribuidor es además trasmisor, estará obligado a cumplir con el
Reglamento de Acceso y Remuneración del Sistema de Transporte en lo que
se refiere a sus instalaciones de trasmisión.
El distribuidor estará obligado a permitir la utilización de sus
sistemas para el suministro de energía, percibiendo como contrapartida un
peaje, de acuerdo a lo que establezca el Reglamento de Distribución.
En el Reglamento de Distribución, que dicte el Poder Ejecutivo, se
fijarán las condiciones de uso de las redes de distribución en estas
circunstancias así como la retribución asociada a su uso.
TITULO V. REGIMEN DE PRECIOS DE LA ELECTRICIDAD.
Capítulo 1. Disposiciones Generales
Estarán sujetas a regulación:
a) Las remuneraciones de energía y potencia que resulten de la
coordinación de la operación a mínimo costo del Sistema Interconectado
Nacional, de conformidad con lo dispuesto en el presente decreto y en el
Reglamento de Operación del Mercado Mayorista de Energía Eléctrica.
b) Los precios de compra por parte del distribuidor en el sistema
estabilizado, de su energía no contratada.
c) La remuneración máxima por el uso de las redes de trasmisión y
distribución y subestaciones reductoras.
d) Los precios máximos a suscritores.
e) Los precios de los servicios adicionales que se definan en los
reglamentos.
Los precios máximos a suscritores, denominados tarifas, reflejan los
costos mayoristas de energía y potencia, los costos reconocidos del
sistema de trasmisión y los costos estándares de distribución de empresas
eficientes, de tal manera que los ingresos que se obtengan sean
suficientes para mantener una buena calidad de servicio y ampliar las
instalaciones para atender el crecimiento del mercado con una utilidad
razonable, a los agentes que operen en forma prudente y eficiente.
La estructura tarifaria deberá reflejar los costos que los suscritores
originan según sus modalidades de consumo, independientemente del
carácter social o jurídico del suscritor y del destino final que dé a la
energía que consume.
Los precios que en virtud de las disposiciones vigentes y del presente
decreto deban ser fijados o aprobados por el Poder Ejecutivo, a propuesta
o con opinión de los agentes del sector eléctrico según lo dispongan las
normas aplicables, se calcularán por la Unidad Reguladora de la Energía
Eléctrica según los principios que establece el presente decreto y las
disposiciones del Reglamento de Distribución.
Cuando los agentes consideren que las tarifas fijadas no contemplan
adecuadamente los criterios establecidos en este decreto y en la
reglamentación aplicable, podrán reclamar la modificación de la tarifa o
la compensación de las diferencias correspondientes.
El distribuidor podrá proponer a la Unidad Reguladora de la Energía
Eléctrica el establecimiento de tarifas que respondan a modalidades de
consumo no contempladas en el pliego tarifario vigente. El procedimiento
para su análisis y eventual inclusión en el pliego tarifario será
definido en el Reglamento de Distribución.
Capítulo 2. Precios Estabilizados
El precio de nodo resulta de reflejar el efecto de las pérdidas
marginales, sobre un precio estabilizado calculado en base a un modelo de
nodo único.
El precio estabilizado es el valor esperado del costo marginal promedio
de corto plazo del sistema en el nodo único, con las correciones que
establezca el Reglamento de Operación del Mercado Mayorista de Energía
Eléctrica. Para dicho promedio se empleará como ponderación la energía
abastecida en cada bloque horario. El precio estabilizado se calculará
para los períodos que defina la Unidad Reguladora de Energía Eléctrica.
Los precios de nodo estarán determinados en los puntos o nodos del
sistema eléctrico en que se produzca una transferencia de energía
eléctrica al distribuidor. Si el distribuidor fuera además trasmisor, se
determinarán precios de nodo en los puntos en que compra la energía
eléctrica.
La Administración del Mercado Eléctrico deberá presentar al Ministerio
de Industria, Energía y Minería, a la Unidad Reguladora de la Energía
Eléctrica y a los agentes del mercado un informe que explicite y
justifique la programación prevista para el siguiente período de
estabilización, el que contendrá como mínimo:
a) La proyección de la demanda de potencia y energía del sistema
eléctrico.
b) Características de la oferta de generación: programa de obras,
programación de mantenimiento, indisponibilidad forzada prevista,
indisponibilidad total y pronóstico de aportes hidráulicos.
c) El programa de obras de generación y trasmisión considerado.
d) Los costos de combustibles, costos de racionamiento y otros costos
variables de operación.
e) Las operaciones de importación y exportación de energía previstas.
f) La secuencia de costos marginales de energía.
g) Los precios de la potencia y de la energía.
h) Los factores de pérdidas.
i) Los valores resultantes para los precios de nodo.
Para la preparación del informe citado en el artículo anterior, la
Administración del Mercado Eléctrico está facultada para requerir toda la
información necesaria a los agentes del mercado, los que tendrán la
obligación de proveerla en los plazos que se estipulen.
El Ministro de Industria, Energía y Minería, la Unidad Reguladora de la
Energía Eléctrica y los agentes podrán efectuar observaciones al informe
citado. La Administración del Mercado Eléctrico considerará las
observaciones efectuadas y enviará un informe técnico definitivo a la
Unidad Reguladora de la Energía Eléctrica.
En base a dicho informe definitivo, el Poder Ejecutivo, con el
asesoramiento de la Unidad Reguladora de la Energía Eléctrica, procederá
a fijar y publicar los precios de nodo y las correspondientes tarifas.
Una vez vencido el período de vigencia de las tarifas y mientras no sean
fijadas las del período siguiente éstas serán reajustadas de acuerdo con
el informe de la Administración del Mercado Eléctrico referido en el
artículo 60, previa publicación en el Diario Oficial y en un diario de
circulación nacional.
La Administración del Mercado Eléctrico deberá entregar al Ministerio de
Industria Energía y Minería y la Unidad Reguladora de la Energía
Eléctrica la información técnica, modelos matemáticos, programas
computacionales y todo otro antecedente y herramienta que disponga y
respalde la determinación de los precios de nodo.
El Poder Ejecutivo determinará los procedimientos específicos para fijar
los precios de nodo cuando actúen en el sistema interconectado
restricciones de trasmisión, y para los sistemas eléctricos aislados con
criterios similares a los utilizados para el Sistema Interconectado
Nacional.
De preverse por parte de la Administración del Mercado Eléctrico déficit
interno de abastecimiento eléctrico originado en hidrologías secas, falla
prologanda de unidades termoeléctricas, o incumplimiento prologando de
operaciones de importación, elevará un informe al Poder Ejecutivo.-
De emitirse un decreto de racionamiento por el Poder Ejecutivo, el mismo
será implementado de acuerdo a lo establecido en el Reglamento de
Operación del Mercado Mayorista de Energía Eléctrica y en el Reglamento
de Distribución. El distribuidor deberá compensar económicamente a los
suscritores por concepto de la energía no suministrada. En el Reglamento
de Distribución se definirán el monto, así como casos, formas y
condiciones en que se hará efectivo el pago.
A efectos de poder realizar los pagos previstos en el artículo anterior,
se incluirá entre los componentes de la tarifa un cargo por garantía de
suministro cuyo monto se establecerá en el Reglamento de Distribución.
El distribuidor deberá constituir una garantía que permita cubrir las
obligaciones derivadas de su energía no cubierta por contratos, cuyo
monto, período y demás condiciones se definirán en el Reglamento de
Distribución.
Capítulo 3. Sistema de Precios por el Uso del Sistema de Trasmisión.
El precio que pagen los agentes por uso del sistema de trasmisión de
terceros deberá cubrir valores estándar de remuneración del capital y
costos de administración, operación y mantenimiento de trasmisión.
Este precio será pagado a través de dos componentes:
a) Ingreso tarifario obtenido por el trasmisor al valorizarse a costo
marginal los retiros y las inyecciones físicas totales de energía
eléctrica en los extremos del tramo considerado.
b) Peaje, definido como la diferencia entre la anualidad del costo de
capital reconocido y el costo de administración, operación y
mantenimiento de una empresa eficiente, y la componente descrita en a)
Los peajes se calcularán y repartirán entre los agentes que hagan uso del
sistema de trasmisión según lo que establezca el Reglamento de Acceso y
Remuneración del Sistema de Transporte.
Las modalidades de cálculo y aplicación de los precios regulados de
trasmisión a que se refiere el artículo anterior serán detalladas en el
Reglamento de Acceso y Remuneración del Sistema de Transporte.
Sobre la base de los antecedentes que le proporcionará la Administración
del Mercado Eléctrico, de la metodología que establezca el Reglamento de
Acceso y Remuneración del Sistema de Transporte y el análisis que realice
la Unidad Reguladora de la Energía Eléctrica, el Poder Ejecutivo fijará
los precios que pagarán los agentes por el uso del sistema de trasmisión
y determinará sus condiciones de aplicación y resolverá las discrepancias
que se presenten entre los agentes y los propietarios del sistema de
trasmisión.
Capítulo 4. Precios Máximos de Distribución
En la zona de servicio los montos que el distribuidor podrá percibir de
los consumidores finales resultarán de la adición de sus compras en el
Mercado Mayorista de Energía Eléctrica a precio de nodo, o contratos
trasladables a la tarifa que defina el Reglamento de Operación del
Mercado Mayorista de Energía Eléctrica, más eventuales pagos por potencia
y otros servicios que no estén incluidos en el precio de nodo, pagos por
peaje del sistema de trasmisión, el Valor Agregado de Distribución
Estándar (VADE) que se define en el artículo siguiente, y el cargo por
garantía de suministro. La definición de la estructura tarifaria se
realizará mediante fórmulas adecuadas para cumplir lo establecido en el
artículo 54 de este Reglamento.
Si en la zona de servicio existiere más de un nodo de conexión a las
intalaciones de trasmisión, se definirá un precio de nodo equivalente. El
precio de nodo equivalente corresponde al promedio ponderado de los
precios de nodo individuales, usando como factor de ponderación las
energías anuales vendidas desde cada uno de ellos a la zona de servicio.
El VADE corresponde a los costos unitarios propios de la actividad de
distribución de una empresa eficiente de referencia, operando en un área
de características determinadas, definida como área de distribución tipo.
El costo está conformado por la remuneración del capital, y los costos de
administración, operación y mantenimiento de las instalaciones de
distribución, para los diversos niveles de tensión, los costos
comerciales y los costos de pérdida de energía eléctrica asociados a esta
actividad.
El VADE se calculará para un determinado número de áreas de distribución
tipo, tienendo en cuenta entre otras la densidad de distribución. Las
características que definan estas áreas y su cantidad serán determinadas
por la Unidad Reguladora de la Energía Eléctrica, con procedimientos que
serán informados públicamente.
La zona de servicio tendrá un VADE equivalente. Las áreas de distribución
tipo aplicables a la zona de servico serán determinadas por el Poder
Ejecutivo.
Aquellos costos que se vinculen directamente a la conexión del suscritor
y que no estén incluidos en el VADE, darán lugar al cobro de una tasa de
conexión, de acuerdo con lo establecido en el Reglamento de
Distribución.
El VADE se expresará a través de las siguientes componentes:
1) Costo fijo por cliente, asociado a los costos administrativos de
explotación de la red y los costos comerciales, los cuales son
independientes de su demanda de potencia y energía.
2) Pérdidas medias de distribución en potencia y energía.
3) Remuneración estándar del capital, y costos estándares de
administración, mantenimiento y operación asociados a la distribución,
para distintos niveles de tensión, dependientes de la potencia
suministrada y contratada. La potencia suministrada podrá ser definida
para distintos bloques horarios o estacionales, debiendo al menos
definirse el bloque de demanda máxima anual del sistema eléctrico.
El costo de inversión por unidad de potencia será calculado a partir de
la anualidad constante de costo de capital correspondiente al valor nuevo
de reemplazo de la red eficiente de referencia. La anualidad será
calculada considerando una vida útil típica de instalaciones de
distribución de treinta años y la tasa de actualización definida para
fines tarifarios. Los costos de administración, operación y mantenimiento
por unidad de potencia, así como las pérdidas unitarias de potencia y
energía, se determinarán bajo el supuesto de un nivel de eficiencia
estándar en las condiciones de gestión de la red de referencia.
El VADE y las tasas de conexión, así como sus fórmulas de reajuste,
serán determinados cada cuatro años, de acuerdo con los procedimientos
que se estipulan en los artículos siguientes, debiendo fijarse en el mes
de diciembre previo al año en que regirán.
Dentro del período de cuatro años los VADE y las tasas de conexión se
podrán ajustar periódicamente. La oportunidad y los procedimientos para
el ajuste serán los establecidos en el Reglamento de Distribución.
Los componentes de los VADE señalados en el artículo 74 y las tasas de
conexión, se calcularán para cada area de distribución tipo mediante
estudios de costos contratados por el distribuidor, a empresas
precalificadas por la Unidad Reguladora de la Energía Eléctrica. La
Unidad Reguladora de la Energía Eléctrica elaborará los términos de
referencia correspondientes y supervisará los estudios.-
La Unidad Reguladora de la Energía Eléctrica revisará los estudios
señalados en el artículo anterior y formulará las observaciones que le
parezcan oportunas elevando un informe al Poder Ejecutivo. En caso de
discrepancia con la empresa contratada, primará el criterio de la Unidad
Reguladora de la Energía Eléctrica, la que deberá fundamentarlo
debidamente mediante un informe que deberá ser de acceso público.
El distribuidor podrá reajustar periódicamente sus tarifas, de acuerdo
con las fórmulas de reajuste fijadas según el Reglamento de Distribución.
Las fórmulas de reajuste deberán reflejar en forma estricta la estructura
de costos de distribución. No obstante, el Poder Ejecutivo podrá incluir
una componente de mejora de productividad que implique una baja anual
real de VADE, con un tope que fijará el Reglamento de Distribución.
Los componentes de la tarifa y sus fórmulas de reajuste tendrán una
vigencia de cuatro años y serán recalculados sólo si sus reajustes
duplican el valor inicial de las tarifas, durante el período de su
vigencia. Una vez vencido el período de vigencia de las tarifas y
mientras no sean fijadas las del período siguiente, estas podrán ser
reajustadas trimestralmente por el distribuidor, de acuerdo con las
fórmulas de reajuste vigentes.
La tasa de actualización a utilizar en el presente decreto para la
determinación de precios regulados, será de diez por ciento (10%) real
anual. Esta tasa será mantenida en tanto la Unidad Reguladora de la
Energía Eléctrica no realice un estudio que demuestre que la tasa libre
de riesgo más el producto del riesgo sistemático de la actividad y el
premio por riesgo del mercado resulta superior o inferior al valor de
diez por ciento (10%). El premio por riesgo del mercado corresponde a la
diferencia entre la rentabilidad de una cartera diversificada de
inversiones y la tasa libre de riesgo en el país.
TITULO VI. FUNCIONAMIENTO DE LA ADMINISTRACION DEL MERCADO ELECTRICO Y
DEL DESPACHO NACIONAL DE CARGAS.
Capítulo 1. Optimización de la Operación.
La Administración del Mercado Eléctrico efectuará, diaria y
semanalmente, la programación de la operación de corto plazo, indicando
los bloques de energía para días típicos de consumo y la generación media
horaria de las diversas centrales y de las importaciones y exportaciones
de energía, para cada una de las veinticuatro horas del día siguiente.
La programación de mediano y largo plazo considerará la producción de
las centrales y las importaciones y exportaciones de energía, para los
próximos doce y cuarenta y ocho meses, respectivamente, expresada en
bloques de energía para días típicos de consumo.
La programación a mediano y largo plazo deberá ser actualizada por la
Administración del Mercado Eléctrico de acuerdo con lo establecido en el
Reglamento de Operación del Mercado Mayorista de Energía Eléctrica.
La programación a que se refieren los artículos 83 y 84 anteriores,
derivará de estudios de planificación que, preservando la seguridad y
calidad del servicio del sistema, lleven a minimizar los costos de
operación y de racionamiento, para el conjunto de las instalaciones de
generación y trasmisión, con independencia de la propiedad de dichas
instalaciones.
Los agentes entregarán a la Administración del Mercado Eléctrico, con la
periodicidad, características y plazos a fijarse en el Reglamento de
Operación del Mercado Mayorista de Energía Eléctrica, la información que
ésta requiera para cumplir sus cometidos.
Los importadores y exportadores entregarán a la Administración del
Mercado Eléctrico, en los plazos a fijarse en el Reglamento de Operación
del Mercado Mayorista de Energía Eléctrica, la información relativa a
cantidades y precios previstos en sus operaciones de importación y
exportación, respectivamente.
La Administración del Mercado Eléctrico determinará la previsión de
demanda de potencia y energía, para el corto, mediano y largo plazo,
tomando en cuenta su distribución geográfica, estacional, semanal, diaria
y horaria. Para estos efectos los agentes proporcionarán la información
detallada sobre la demanda abastecida o servida por cada uno de ellos.
La oferta de generación a utilizarse será conformada por la
Administración del Mercado Eléctrico consultando el plan indicativo
elaborado por el Ministerio de Industria, Energía y Minería, y la
información equivalente que suministren los despachos nacionales de los
mercados interconectados.
El costo de racionamiento será fijado por el Poder Ejecutivo a propuesta
del Ministerio de Industria, Energía y Minería, pudiendo variar en
función de la profundidad de la falla.
La información relativa a precios y la calidad de combustible en
centrales termoeléctricas para los primeros doce meses de planificación,
será proporcionada a la Administración del Mercado Eléctrico por los
generadores, acompañada de un informe que fundamente los valores
entregados. Los precios de combustible declarados no podrán superar los
valores de referencia que a tal efecto fije el Poder Ejecutivo.
La Administración del Mercado Eléctrico podrá llevar a cabo auditorías
técnicas a su cargo, con el fin de verificar los valores de consumos
específicos, precios y calidad de combustible entregados por los
generadores.
Capítulo 2. Transferencias de Potencia y Energía.
La Administración del Mercado Eléctrico controlará que cada generador o
importador esté en condiciones de satisfacer la demanda de energía que
proyecte contratar con sus clientes, con energía firme propia, y la que
tuviera contratada con terceros.
El Ministerio de Industria, Energía y Minería podrá establecer
requisitos de solvencia y liquidez acordes con los riesgos financieros
asumidos por los agentes en la celebración de contratos.
La energía firme de un generador será calculada de acuerdo a los
procedimientos que establezca el Reglamento de Operación del Mercado
Mayorista de Energía Eléctrica, de manera que refleje su capacidad de
contribuir al abastecimiento de la demanda, aún en los períodos críticos
del Mercado Mayorista de Energía Eléctrica.
La energía firme de un importador será la energía firme anual
comprometida en el contrato.
A los efectos del cálculo de la energía firme, la Administración del
Mercado Eléctrico fijará los factores de indisponibilidad a considerar
para cada central sobre la base de los antecedentes de períodos de
mantenimiento y falla proporcionados por su propietario. De no contarse
con antecedentes, la Administración del Mercado Eléctrico fijará una
indisponibilidad por tipo de central sobre la base de estadísticas
nacionales e internacionales. Los valores de indisponibilidad podrán ser
variados por la Administración del Mercado Eléctrico sobre la base del
comportamiento estadístico que registre este factor para cada central.
La Administración del Mercado Eléctrico calculará para cada hora o grupo
de horas, el costo marginal de corto plazo de energía del sistema en las
barras de las subestaciones en que se produzcan entregas y retiros de
energía.
También calculará el precio spot, que coincidirá con el costo marginal de
corto plazo, excepto por las correcciones establecidas en el Reglamento
de Operación del Mercado Mayorista de Energía Eléctrica.
Los costos marginales de corto plazo de energía deberán considerar las
cantidades y precios involucrados en las transacciones spot a través de
las interconexiones internacionales.
Los costos marginales de corto plazo se determinarán sin considerar los
precios de transferencias que se hubieren pactado mediante contratos.
Las transacciones de energía en el mercado spot serán registradas por la
Administración del Mercado Eléctrico de acuerdo con las siguientes
normas:
a) El generador venderá en el mercado spot la energía que haya generado
por encima de la comprometida en sus contratos y comprará en dicho
mercado la energía faltante al precio spot en su punto de conexión.
Este último precio derivará de afectar al precio spot por el factor de
pérdidas correspondiente.
b) El generador percibirá el pago por potencia en las modalidades que
establezca el Reglamento de Operación del Mercado Mayorista de Energía
Eléctrica.
c) El distribuidor comprará la energía no cubierta por contratos a su
correspondiente precio de nodo.
d) El distribuidor venderá los excedentes de energía de sus contratos en
el mercado spot al precio spot en su punto de conexión.
e) El gran consumidor comprará sus faltantes y venderá sus excedentes de
energía respecto de sus contratos en el mercado mayorista, de acuerdo a
lo que establezca el Reglamento del Mercado Mayorista de Energía
Eléctrica.
f) El distribuidor y el gran consumidor pagarán por potencia la
remuneración que establezca el Reglamento del Mercado Mayorista de
Energía Eléctrica.
g) El autoproductor se ajustará a lo establecido en el artículo 14.
La Administración del Mercado Eléctrico emitirá por cuenta y orden de
los vendedores una factura a cada agente comprador, por los montos
resultantes de las transacciones económicas del mes no correspondientes a
contratos. La factura incluirá costos por compra de energía, cargos por
concepto de potencia, costos de trasmisión y otros servicios. A su vez,
para cada uno de los agentes vendedores, la Administración del Mercado
Eléctrico emitirá una liquidación de su venta por el total resultante de
su transacción económica. Las diferencias existentes entre lo facturado a
los compradores y lo liquidado a los vendedores por aplicación de
diferentes sistemas de precios (precios estabilizados y precios spot)
deberán imputarse al fondo de estabilización.- También suministrará a
cada agente la información necesaria para la facturación de sus
contratos.
Capítulo 3. Mantenimiento Mayor de las Unidades
El mantenimiento mayor de las unidades generadoras y equipos de
trasmisión del sistema eléctrico será coordinado por la Administración
del Mercado Eléctrico de acuerdo con el procedimiento señalado en el
Reglamento de Operación del Mercado Mayorista de Energía Eléctrica.
Se entenderá por mantenimiento mayor aquel cuya ejecución requiera la
indisponibilidad de la unidad generadora o equipo principal de
trasmisión. La calificación de equipo principal de trasmisión será
realizada por la Administración del Mercado Eléctrico.
Capítulo 4. Información que elaborará la Administración del
Mercado Eléctrico.
La Administración del Mercado Eléctrico deberá mantener un archivo con
los programas diarios de operación del sistema eléctrico a que se refiere
el artículo 83 de este decreto, así como con la operación real efectuada
cada día. Igualmente llevará una estadística de potencia media horaria
indisponible de cada unidad generadora, considerando los mantenimientos
preventivos y las fallas.
La Administracion del Mercado Eléctrico enviará mensualmente al
Ministerio de Industria, Energía y Minería y a la Unidad Reguladora de la
Energía Eléctrica un informe resumido correspondiente al mes anterior,
con los siguientes datos:
a) Costos marginales de corto plazo, precios spot y valores de las
variables de mayor incidencia en los mismos.
b) Transferencias físicas de energía entre agentes en cada barra, así como
remuneraciones de energía y potencia.
c) Información física y económica relativa a las transacciones
internacionales.
d) Síntesis de las desviaciones más importantes entre la programación y la
operación real de las unidades generadoras.
e) Hechos relevantes ocurridos en la operación del sistema, tales como
vertimiento en centrales hidroeléctricas y fallas en unidades
generadoras y sistemas de trasmisión.
f) Programa de operación hasta el final del siguiente período de
estabilización, con un detalle de la estrategia de operación de los
embalses, la generación esperada mensual de cada central, el
funcionamiento esperado de las importaciones y exportaciones.
g) Información adicional que se establezca en el Reglamento de Operación
del Mercado Mayorista.
El informe deberá ser remitido dentro de los primeros diez días
calendario del mes siguiente al cual corresponda.
Toda la información relativa a la coordinación de la operación que, en
virtud de lo dispuesto en el presente decreto, sea informada por la
Administración del Mercado Eléctrico al Ministerio de Industria, Energía
y Minería, será de acceso público.
TITULO VII, DISPOSICIONES VARIAS.
La Administración del Mercado Eléctrico deberá proponer al Ministerio de
Industria, Energía y Minería el Reglamento de Operación del Mercado
Mayorista de Energía Eléctrica y sus modificaciones, el que será aprobado
por el Poder Ejectuvo, previo asesoramiento de la Unidad Reguladora de la
Energía Eléctrica. Asimismo la Administración del Mercado Eléctrico
propondrá los cambios en los modelos matemáticos y programas destinados a
la planificación de la operación y al cálculo de los costos marginales y
precios spot.
Las infracciones a las disposiciones del Decreto Ley Nacional de
Electricidad Nº 14.694, de la Ley Nº 16.832 y del presente decreto serán
sancionadas por el Poder Ejectuvo, utilizando las facultades que por ley
se le hayan conferido, o en aplicación de las disposiciones contractuales
oportunamente concertadas.
A los fines de los artículos 21 y 28 del Decreto Ley Nacional de
Electricidad, las Intendencias Municipales serán responsables de
proyectar, ejecutar y mantener las instalaciones de iluminación que
comprendan elementos de comando, lámparas, artefactos, arrancadores o
impedancias, suspensiones, columnas y su correspondiente instalación
eléctrica, desde los puestos de medida hasta la lámpara inclusive.
A los mismos efectos el distribuidor será responsable de proyectar,
ejecutar y mantener las redes eléctricas de alimentación de esas
instalaciones de iluminación. Las Intendencias Municipales y el
distribuidor coordinarán las actividades correspondientes a los efectos
de obtener la compatibilización de los programas anuales de alumbrado
público de modo que sea posible la realización en tiempo de la totalidad
de los trabajos incluidos en cada proyecto de la Intendencia Municipal
respectiva.
La energía suministrada para el alumbrado público será medida. A tales
efectos se instalará un medidor a la salida de la red de baja tensión de
la subestación. Dicha energía medida será facturada y paga por las
Intendencias Municipales en la forma y plazos establecidos
reglamentariamente. En aquellos casos en que no exista medidor y mientras
no se regularice dicha situación, la energía suministrada será abonada
mensualmente por las Intendencias Municipales, por lámpara encendida y
según su respectiva potencia. A estos efectos se establecerán métodos
para determinar el porcentaje de lámparas encendidas en base a muestreos
realizados periódicamente y de común acuerdo entre el distribuidor y cada
Intendencia Municipal.
Las instalaciones requeridas para utilización de energía eléctrica en el
interior de los inmuebles públicos o privados, deberán ser efectuadas por
cuenta de los suscritores, por personas o empresas idóneas que autoricen
las Intendencias Municipales, debiendo ajustarse a las disposiciones y a
las normas nacionales que en la materia dicte la Unidad Reguladora de la
Energía Eléctrica. Mientras dichas disposiciones y normas no sean
sancionadas, regirán las existentes a la fecha de vigencia de este
decreto.
La Unidad Reguladora de la Energía Eléctrica ejercerá la fiscalización de
la comercialización de los materiales y dispositivos eléctricos con el
objeto de comprobar que estos cumplen las disposiciones y normas vigentes
sobre seguridad y calidad, de forma que no constituyan peligro para las
personas o la propiedad.
Para su comercialización en el país, dichos materiales y dispositivos
deberán contar con un certificado de aprobación emitido por un
laboratorio técnico autorizado por la Unidad Reguladora de la Energía
Eléctrica, o bien tener el sello de control de cumplimiento de normas
extranjeras de calidad y seguridad de reconocido prestigio que figuren en
una Resolución del Ministerio de Industria, Energía y Minería.
Las Intendencias Municipales al disponer las medidas necesarias para
asumir las funciones que les comete la ley podrán requerir el
asesoramiento de la Unidad Reguladora de la Energía Eléctrica.
El Ministerio de Industria, Energía y Minería, la Unidad Reguladora de
la Energía Eléctrica y la Administración del Mercado Eléctrico podrán
requerir a agentes y otros participantes del Mercado Mayorista de Energía
Eléctrica toda la información necesaria para el cumplimiento de sus
funciones. Para este efecto podrán exigir la comparecencia de testigos y
exhibición de archivos, contratos y documentos.
TITULO VIII. DISPOSICIONES TRANSITORIAS.
En un plazo máximo de ciento veinte días a partir de la fecha del
presente Decreto, deberán estar conformadas la Unidad Reguladora de la
Energía Eléctrica y la Administración del Mercado Eléctrico. En un plazo
máximo de doscientos cuarenta días a partir de la aprobación del presente
decreto, deberán estar aprobados los reglamentos de Operación del Mercado
Mayorista de Energía Eléctrica, de Acceso y Remuneración del Sistema de
Transporte y de Distribución.
Hasta tanto sean aprobados los reglamentos de Operación del Mercado
Mayorista de Energía Eléctrica, de Acceso y Remuneración del Sistema de
Transporte y de Distribución, y sean fijados los precios regulados, se
aplicará el Pliego de Remuneraciones de Transporte que se adjunta, a los
efectos de permitir la realización de operaciones de importación y
exportación por parte de quienes estén habilitados, de acuerdo a lo
establecido en el presente decreto.
Durante la etapa transitoria definida en el artículo precedente, serán
considerados grandes consumidores, aquellos titulares de suministros que
teniendo una potencia contratada superior o igual a 1 MW, estén
conectados en tensiones mayores o iguales a 30 kV, tengan un factor de
potencia superior a 0.92 y opten por contratar a término su suministro.
Las obras necesarias para que se conecte un gran consumidor potencial a
la red de trasmisión, en alta tensión, serán de cargo y propiedad del
mismo. En caso de que el transportista esté interesado en incorporar a su
red dichas obras, deberá acordar las condiciones de transferencia con el
cliente.
En el caso de que, para la incorporación a la categoría de gran
consumidor, se requieran obras de conexión en 30 kV que no sean
necesarias para cumplir las normas de calidad exigidas al distribuidor,
las mismas serán de cargo del cliente.
La Administración Nacional de Usinas y Trasmisiones Eléctricas instalará
un medidor por cada gran consumidor, el cual deberá registrar potencias
medias horarias y deberá permitir su consulta a distancia además de los
requisitos para la medición comercial actualmente vigentes. Deberá ser
posible que dichos equipos sean auditados por el Despacho Nacional de
Cargas, de oficio o a solicitud de un agente interesado.
La calidad de servicio implícita asociada al sistema de remuneraciones
que se establece es la que corresponde al nivel de desempeño actual del
Sistema de Transporte. Ello regirá hasta que los índices exigidos y las
penalidades correspondientes sean establecidos en el Reglamento de Acceso
y Remuneración del Sistema de Transporte.
La remuneración prevista en el pliego de remuneraciones del transporte
adjunto corresponde a la red adaptada en servicio, y no incluye
ampliaciones del sistema. La metodología para definir y ejecutar
ampliaciones del sistema de trasmisión formarán parte del Reglamento de
Acceso y Remuneración del Sistema de Transporte.
Las obras actualmente en curso serán incorporadas a la red remunerada, de
conformidad con el cronograma que, propuesto por Administración Nacional
de Usinas y Trasmisiones Eléctricas, resultare aprobado por el Poder
Ejectuvo.
Hasta la constitución de la Administración del Mercado Eléctrico, la
facturación de los peajes estará a cargo de la Administración Nacional de
Usinas y Trasmisiones Eléctricas y de la Comisión Técnica Mixta de Salto
Grande, en base a facturas que derivan de la aplicación del pliego, según
parámetros establecidos por el Despacho Nacional de Cargas. Las facturas
tendrán frecuencia mensual, con un plazo de pago de 15 días. La mora e
intereses máximos a aplicar serán los mismos que rigen para las tarifas
de energía eléctrica.
Se considerará que las operaciones de importación son respaldadas por el
mercado exportador. En caso de incumplimiento del contrato o
indisponibilidades de transporte en el mercado de origen, el sistema
uruguayo sólo suministrará la energía requerida cuando ésto no provoque
falla en este mercado.
Para cada operación de intercambio internacional se establecerá un
interlocutor ante el Despacho Nacional de Cargas, el que deberá ser un
agente del Mercado Mayorista de Energía Eléctrica. Dicho interlocutor
será el distribuidor o el Gran Consumidor en las importaciones, y el
generador en las exportaciones.
Hasta que esté vigente el Reglamento de Operación del Mercado Mayorista
de Energía Eléctrica, el plazo de las operaciones de importación
autorizadas será de un año. En ese período, se autorizarán operaciones de
importación de grandes consumidores por la totalidad de su demanda,
incluidas las pérdidas medias correspondientes en el sistema de
transporte.
Hasta tanto no esté constituida la Unidad Reguladora de la Energía
Eléctrica, los agentes del sector presentarán sus resultados de gestión
al Ministerio de Industria, Energía y Minería, desagregados cuando
corresponda en las siguientes tres etapas: generación, trasmisión y
distribución.
Con tal fin, se presentarán los rubros de costos de explotación no
asignables directamente a alguna de las tres etapas anteriores,
estableciendo con detalle los criterios seguidos a los efectos de su
asignación definitiva.
A su vez la información deberá tener la desagregación necesaria para
estimar precios medios de venta, y precios medios de transferencia entre
dos estapas distintas, propiedad de una misma persona.
Hasta aprobarse el Reglamento de Operación del Mercado Mayorista de
Energía Eléctrica, los apartamientos entre las importaciones y el consumo
efectivamente medido de los grandes consumidores, serán valorizados al
costo marginal de corto plazo del sistema. Dicho costo marginal será
calculado por el Despacho Nacional de Cargas, con una metodología
aprobada por el Ministerio de Industria, Energía y Minería.
Se admitirán apartamientos de energía semanal y potencia máxima diaria de
hasta un 5 y 10% respectivamente.
Hasta la constitución de la Administración del Mercado Eléctrico, la
tasa establecida en el Artículo 10 de la Ley 16.832 será del 2% del valor
de las transacciones involucradas en las operaciones de importación y
exportación de energía, y será facturada por la Administración Nacional
de Usinas y Trasmisiones Eléctricas a la parte nacional interviniente en
la transacción. Dicha recaudación será asignada al presupuesto del
Despacho Nacional de Cargas.
Las presentes disposiciones transitorias regirán en lo que corresponda,
hasta que estén definitivamente constituidas la Unidad Reguladora de la
Energía Eléctrica y la Administración del Mercado Eléctrico, y aprobados
los reglamentos de Operación del Mercado Mayorista de Energía Eléctrica,
de Acceso y Remuneración del Sistema de Transporte y de Distribución.
Apruébanse como parte de este Decreto, los anexos adjuntos
Remuneraciones del Sistema de Transporte de Energía Eléctrica,
Constitución de la Malla Central y Sistemas Zonales, Matriz de Uso de la
Malla Central - Demandas - Generadores, y Peajes Unitarios y Períodos
Representativos.