REGLAMENTO DE DISTRIBUCION DE ENERGIA ELECTRICA
Aprobado/a por: Decreto Nº 277/002 de 28/06/2002 artículo 1.
INDICE
SECCION I. GENERALIDADES 1
TITULO I. AMBITO DE APLICACION 1
TITULO II. MATERIAS QUE TRATA EL REGLAMENTO 1
TITULO III. MODIFICACION DEL REGLAMENTO 2
TITULO IV. PROCEDIMIENTO DE RECLAMACIONES Y
SOLUCION DE CONTROVERSIAS 2
CAPITULO I. RECLAMACIONES 2
CAPITULO II. ARBITRAJE 3
SECCION II. DERECHOS Y OBLIGACIONES DEL
DISTRIBUIDOR Y DE LOS USUARIOS DE DISTRIBUCION 4
TITULO I. DERECHOS DEL DISTRIBUIDOR 4
CAPITULO I. DERECHOS DE EXCLUSIVIDAD DE
SERVICIO EN LA ZONA ELECTRIFICADA Y PRIORIDAD DE
SERVICIO EN LA ZONA DE SERVICIO 4
CAPITULO II. DERECHO AL COBRO DE TARIFAS JUSTAS,
CONSTITUCION DE GARANTIAS DE SERVICIO Y
PERCEPCION DE SUBSIDIOS A LA ELECTRIFICACION 5
CAPITULO III. DERECHO A INTERRUMPIR EL SERVICIO 8
CAPITULO IV. DERECHO DE AFECTACION DE CALLES Y
CAMINOS Y A RECIBIR COMPENSACIONES POR
TRASLADOS DE INSTALACIONES 9
TITULO II. OBLIGACIONES DEL DISTRIBUIDOR 9
CAPITULO I. OBLIGACION DE SUMINISTRO Y DE
SERVICIO DE TRANSPORTE EN REDES DE
DISTRIBUCION 9
CAPITULO II. APLICACION DE TARIFAS REGULADAS 10
CAPITULO III. ALUMBRADO PUBLICO 10
CAPITULO IV. INFORMACION AL REGULADOR 11
CAPITULO V. OTRAS OBLIGACIONES 12
TITULO III. DERECHOS Y OBLIGACIONES DE LOS
USUARIOS DE DISTRIBUCION 12
SECCION III. GENERACION CONECTADA A LA RED
DE DISTRIBUCION 13
TITULO I. GENERALIDADES 13
TITULO II. GENERACION DISTRIBUIDA 13
SECCION IV. NORMAS QUE REGULAN LA RELACION
DEL DISTRIBUIDOR CON LOS USUARIOS DE
DISTRIBUCION 15
TITULO I. GENERALIDADES 15
TITULO II. AGRUPACION DE CONSUMIDORES 16
SECCION V. REGIMEN TARIFARIO 17
TITULO I. COSTOS MAYORISTAS A TRASLADAR A
TARIFAS 17
CAPITULO I. TIPOS DE COSTOS MAYORISTAS 17
CAPITULO II. CONTRATOS DEL
DISTRIBUIDOR TRANSFERIBLES A TARIFAS 17
CAPITULO III. PRECIOS EQUIVALENTES DE POTENCIA
FIRME Y ENERGIA 19
CAPITULO IV. COSTOS PREVISTOS Y COSTOS REALES 20
CAPITULO V. COMPENSACION A USUARIOS DE
DISTRIBUCION POR FALLAS DE SUMINISTRO A NIVEL
DE GENERACION 23
TITULO II. REMUNERACION DEL DISTRIBUIDOR
POR EL SERVICIO DE DISTRIBUCION 23
CAPITULO I. ASPECTOS GENERALES 23
CAPITULO II. VALOR AGREGADO DE
DISTRIBUCION ESTáNDAR (VADE) 24
CAPITULO III. VALOR AGREGADO DE SUBTRASMISION
(VAST) 25
CAPITULO IV. TASA DE CONEXON 26
CAPITULO V. CALCULO DE LA REMUNERACION DEL
DISTRIBUIDOR 26
TITULO III. TARIFAS DE SUMINISTRO Y DE SERVICIO
DE TRANSPORTE A USUARIOS SERVIDOS POR OTROS
SUMINISTRADORES 27
CAPITULO I. TARIFAS DE SUMINISTRO 27
CAPITULO II. TARIFAS MAXIMAS DEL SERVICIO DE
TRANSPORTE A USUARIOS SERVIDOS POR OTROS
SUMINISTRADORES 28
TITULO IV. FIJACION, PUBLICACION Y AJUSTE DE
TARIFAS 28
SECCION VI. ESTRUCTURA TARIFARIA 29
SECCION VII. CALIDAD DE SERVICIO DE
DISTRIBUCION 30
SECCION VIII. CONCESIONES 32
SECCION IX. SERVIDUMBRES 32
SECCION X. INSTALADORES AUTORIZADOS 33
SECCION XI. DISPOSICIONES TRANSITORIAS 33
TITULO I. DEFINICION DE ZONAS ELECTRIFICADAS
INICIALES 33
TITULO II. CONTRATOS INICIALES 34
TITULO III. PRIMERA FIJACION DE TARIFAS 34
REGLAMENTO DE DISTRIBUCION
SECCION I. GENERALIDADES
TITULO I. AMBITO DE APLICACION
Artículo 1. El presente Reglamento norma la actividad de distribución,
que comprende el Servicio Público de Electricidad a que refiere el
artículo 19 de la Ley Nº 16.832 de 17 de junio de 1997 y la prestación
del servicio público de transporte mediante redes de distribución para
suministros realizados por Participantes del Mercado Mayorista, conforme
al principio de libre acceso, según lo prevé el artículo 12 de la misma
ley.
Las instalaciones calificadas como de distribución son aquellas en Media
y Baja Tensión. Las Instalaciones de Distribución parten de la barra de
Media Tensión de una subestación reductora de Alta a Media Tensión. Sin
embargo, serán consideradas de trasmisión las instalaciones de Media
Tensión que parten de una subestación reductora de Alta a Media Tensión
que son de uso exclusivo de un Agente.
Las instalaciones de Distribución en Media Tensión, de voltaje inferior o
igual a 72.500 voltios y superior a 24.000 voltios serán consideradas, a
su vez, de Subtrasmisión, cuando sean calificadas como tales por el
Regulador.
Las instalaciones en Alta Tensión pertenecientes a un Distribuidor son
consideradas de trasmisión.
Artículo 2. El ámbito subjetivo de aplicación de este Reglamento
comprende a todas las personas que desarrollan la actividad de
distribución, sean públicas o privadas, incluida UTE en su actividad de
Distribuidor y los concesionarios de distribución, así como a los
Usuarios de Distribución.
TITULO II. MATERIAS QUE TRATA EL REGLAMENTO
Artículo 3. Las disposiciones del presnte Reglamento regulan las
siguientes materias:
a) Derechos y obligaciones del Distribuidor y de los Usuarios de
Distribución.
b) Régimen de precios para la adquisición de energía por parte de los
Distribuidores.
c) Regulación de precios de suministro a Suscritores y de los que deban
abonar los usuarios del servicio de transporte de las redes de
distribución.
d) Régimen de Calidad de Servicio de Distribución.
e) Concesión de la actividad de distribución.
f) Régimen de servidumbres para el tendido de redes de distribución.
g) Otras disposiciones relativas al servicio.
TITULO III. MODIFICACION DEL REGLAMENTO
Artículo 4. La modificación del presente Reglamento debe realizarse sobre
la base de propuestas debidamente fundadas en uno o más de los siguiente
motivos:
a) Existen situaciones que afectan a la actividad de distribución y que
no fueron previstas en el Reglamento de Distribución vigente.
b) La experiencia en la aplicación del Reglamento demuestra que es
posible realizar cambios que mejoren significativamente el logro de
los objetivos regulatorios o es necesario eliminar distorsiones o
resultados contrarios a los objetivos de la Ley o inconsistencias
entre Reglamentos.
c) En la aplicación e implementación del Reglamento surgen conflictos por
diferencias de interpretación y es necesario dar mayor claridad o
detalle.
Artículo 5. Sin perjuicio de la potestad del Poder Ejecutivo para
introducir las modificaciones que estime necesarias, el Regulador podrá
formular propuestas de modificación al Reglamento, las que tendrán una
fundamentación técnico-jurídica que desarrolle al menos alguno de los
supuestos referidos en el artículo anterior.
El Regulador pondrá la iniciativa que formule con su correspondiente
fundamentación, en consulta pública durante un plazo de 20 (veinte) días
hábiles, dando noticia mediante publicación en el Diario Oficial, y en su
sitio Web. El plazo se contabilizará a partir del día siguiente al de
realizada la primera de las publicaciones referidas.
Transcurrido dicho plazo, procederá a realizar una evaluación final de la
propuesta, atendiendo a las observaciones que hubiere recibido.
De estimar, en definitiva, procedente una modificación al Reglamento, el
Regulador elevará al Poder Ejecutivo la propuesta recomendada para su
aprobación, la que deberá acompañarse de todos sus antecedentes.
Artículo 6. Luego de cada modificación del Reglamento, deberá elaborarse
el nuevo texto ordenado del mismo, incorporando dicha modificación, el
que deberá publicarse en el sitio Web del Regulador.
TITULO IV. PROCEDIMIENTO DE RECLAMACIONES Y SOLUCION DE CONTROVERSIAS
CAPITULO I. RECLAMACIONES
Artículo 7. El Distribuidor implementará un mecanismo para la atención de
reclamaciones que le planteen los Usuarios de Distribución. En caso de
que el usuario opte por documentar su reclamación, deberá presentarla al
Distribuidor por escrito, estableciendo su nombre y domicilio, y los
hechos y fundamentos en que se apoya.
El Distribuidor dispondrá de un plazo de 15 (quince) días hábiles
contados desde la presentación del reclamo, para responder.
Si el Distribuidor no hiciere lugar a la reclamación o no respondiere en
el plazo indicado, el usuario podrá requerir por escrito un
pronunciamiento expreso del Regulador, acreditando la formulación de
dicha reclamación ante el Distribuidor.
El Regulador solicitará al Distribuidor la remisión de todos los
antecedentes del caso e instruido el asunto, dará vista de las
actuaciones a las partes implicadas, previo a su pronunciamiento.
El procedimiento cumplido ante el Regulador se regirá en lo relativo a
plazos y demás aspectos no previstos, por las normas del Decreto Nº
500/991 de 27 de setiembre de 1991.
Artículo 8. Las diferencias que puedan suscitarse entre el Distribuidor y
otros sujetos vinculados a la actividad de distribución, a raíz de la
participación en las actividades reguladas por este Reglamento, que no
queden incluidas en el supuesto del artículo anterior, admitirán un
pronunciamiento del Regulador cuando ello corresponda en ejercicio de su
competencia de contralor del marco normativo del sector eléctrico.
En caso de que dicho pronunciamiento se emita a instancia de parte, se
dará vista a los demás sujetos implicados y, si se ofreciere prueba, una
vez diligenciada la misma, se otorgará nueva vista previo al
pronunciamiento del Regulador.
También en este caso, el procedimiento se regirá en lo relativo a plazos
y demás aspectos no previstos, por las normas del Decreto Nº 500/991 de
27 de setiembre de 1991.
CAPITULO II. ARBITRAJE
Artículo 9. Cuando lo estime pertinente y la importancia del asunto en
controversia lo justifique, el Regulador podrá proponer la constitución
de Tribunal Arbitral según el procedimiento previsto en el numeral 5) del
artículo 3º de la Ley Nº 16.832 del 17 de junio de 1997, el que actuará
en el marco de lo establecido en los artículos 472 y siguientes del
Código General del Proceso.
El sometimiento de la controversia a arbitraje también podrá ser acordado
por iniciativa propia de los sujetos de la actividad regulada por este
Reglamento.
SECCION II. DERECHOS Y OBLIGACIONES DEL DISTRIBUIDOR Y DE LOS USUARIOS DE
DISTRIBUCION
TITULO I. DERECHOS DEL DISTRIBUIDOR
CAPITULO I. DERECHOS DE EXCLUSIVIDAD DE SERVICIO EN LA ZONA ELECTRIFICADA
Y PRIORIDAD DE SERVICIO EN LA ZONA DE SERVICIO
Artículo 10. Los Distribuidores tienen exclusividad de servicio en la
Zona Electrificada y, como contrapartida, obligación de servicio en dicha
zona, en las condiciones que se establecen en este Reglamento.
Artículo 11. La Zona Electrificada será propuesta inicialmente por cada
Distribuidor al Regulador, teniendo como mínimo la franja de 200
(doscientos) metros en torno de sus Instalaciones de Distribución en
Media y Baja Tensión. Para las instalaciones de Media Tensión que sean
calificadas de Subtrasmisión, la obligación de servicio del Distribuidor
se limita a conexiones en la misma tensión de la línea que genera la Zona
Electrificada. El Regulador definirá por acto fundado la extensión de la
Zona Electrificada y antes del 31 de diciembre de cada año la informará a
cada Distribuidor, considerando las extensiones de zona que deriven de
las ampliaciones efectuadas durante el año en sus Instalaciones de
Distribución de Media y Baja Tensión. La información sobre las
ampliaciones de red realizadas será suministrada por el Distribuidor al
Regulador el 31 de octubre de cada año.
(*)Notas:
Se modifica/n por:
Decreto Nº 598/009 de 28/12/2009 artículo 1,
Decreto Nº 366/007 de 01/10/2007 artículo 1.
Artículo 12. La exclusividad de servicio refiere a la prestación del
servicio a Suscritores, y al servicio de transporte en Media y Baja
Tensión a Agentes, cuando unos y otros estén ubicados en la Zona
Electrificada o bien estén conectados a ella.
Artículo 13. En el marco de lo dispuesto en el artículo 23 del
Decreto-ley Nº 14.694, el Distribuidor podrá solicitar al Poder Ejecutivo
en forma fundada, que designe en forma individualizada, a los efectos de
su expropiación, una o más Instalaciones de Distribución que conecten
Usuarios de Distribución ubicados fuera de la Zona Electrificada con sus
propias instalaciones. La solicitud deberá contar con la opinión
favorable del Regulador. Realizada la designación, se promoverá el
procedimiento expropiatorio correspondiente.
Artículo 14. Las instalaciones de electrificación financiadas con aportes
del Poder Ejecutivo que se conecten a la Zona Electrificada ampliarán
dicha zona resultando de aplicación a las mismas la exclusividad y
obligación de servicio del Distribuidor, en las condiciones que se
establecen en este Reglamento.
Artículo 15. Los Distribuidores tendrán prioridad de servicio para
extender Instalaciones de Distribución en la Zona de Servicio no cubierta
por la Zona Electrificada, con el objeto de dar suministro de energía o
de proveer servicio de transporte a potenciales Usuarios de Distribución.
La prioridad se entiende en términos de igualdad de condiciones
económicas y de cumplimiento de las normas técnicas mínimas de calidad y
seguridad de servicio.
En caso de que surgiera otro interesado en dar servicio de distribución,
deberá manifestarlo por escrito al Regulador y al Distribuidor,
acreditando suficientemente la existencia de consumidores interesados en
recibir el servicio, y efectuar una publicación en el Diario Oficial y en
otro diario de circulación nacional, donde debe identificarse la zona de
interés.
Si transcurridos 10 (diez) días hábiles desde la última publicación
realizada, no se presentaren al Regulador otros interesados en
proporcionar el servicio, el interesado original presentará al Regulador
y al Distribuidor, las condiciones técnicas y económicas para efectuar el
mismo. Las condiciones económicas se refieren al pago, adicional a la
tarifa, que se exige para dar el servicio, aplicando la tarifa vigente
en la Zona Electrificada. Este pago deberá expresarse como un pago único
al inicio del suministro, sin perjuicio de que posteriormente el
suministrador y el consumidor acuerden repartirlo en cuotas.
Dentro del plazo de 20 (veinte) días hábiles de presentadas las
condiciones técnicas y económicas al Distribuidor, éste deberá informar
al Regulador si tiene disposición a igualar la oferta del tercero. Si así
fuera, el Regulador recomendará al Poder Ejecutivo que extienda la Zona
Electrificada del Distribuidor. En el acto administrativo, se
explicitarán las condiciones técnicas y económicas respectivas.
En caso de haber varios interesados en el período de 10 (diez) días
indicados anteriormente, el Regulador convocará a una licitación pública
para otorgar el servicio. El Distribuidor podrá, en este caso, igualar la
mejor oferta recibida, procediéndose de la manera ya indicada, a extender
la Zona Electrificada.
Cuando la distribución fuera de la Zona Electrificada se adjudique a un
tercero distinto de UTE o el concesionario de la Zona de Servicio, se
otorgará al mismo una concesión de servicio público, de acuerdo con lo
establecido en este Reglamento y demás normas aplicables.
CAPITULO II. DERECHO AL COBRO DE TARIFAS JUSTAS, CONSTITUCION DE
GARANTIAS DE SERVICIO Y PERCEPCION DE SUBSIDIOS A LA ELECTRIFICACION
Artículo 16. En conformidad con lo establecido en este Reglamento, las
tarifas de suministro a Suscritores deben ser establecidas de modo que
cubran los costos reconocidos de adquisición de energía eléctrica y
servicios en el Mercado Mayorista, los Cargos de Trasmisión regulados y
los Costos Reconocidos de Distribución que correspondan. Asimismo, los
cargos regulados por uso de la red de distribución por parte de terceros
deben cubrir los Costos Reconocidos de Distribución.
Artículo 17. Para la dotación de nuevos suministros, ampliación de la
potencia conectada a suministros existentes, o bien el servicio de
transporte en Media y Baja Tensión, el Distribuidor podrá exigir al
interesado el depósito de una garantía de permanencia. Esta garantía
quedará estipulada en el Contrato de Suministro de Suscritores o Contrato
de Transporte en Redes de Distribución, según corresponda, y podrá ser en
efectivo o consistir en aval bancario o póliza de caución.
(*)Notas:
Se modifica/n por:
Decreto Nº 598/009 de 28/12/2009 artículo 2,
Decreto Nº 366/007 de 01/10/2007 artículo 2.
Artículo 18. La garantía de permanencia que solicite el Distribuidor
tendrá dos componentes, uno vinculado a la recuperación de la inversión
que debe realizar el Distribuidor por concepto de ampliación de la
capacidad de las instalaciones existentes, y otro asociado a la
recuperación de la inversión del Distribuidor en extensiones dedicadas
para dar el servicio. El primero de ellos se expresará en $/kW y no podrá
superar el 50% (cincuenta por ciento) del VADE anual que le sea aplicable
al Distribuidor, para el nivel de tensión que corresponda al Usuario de
Distribución, de acuerdo a los cargos de distribución vigentes. El
segundo componente tendrá como máximo el 80% (ochenta por ciento) del
presupuesto de ejecución de las obras que el Distribuidor debe realizar
para el interesado.
Esta garantía sólo podrá ser exigida a aquellas solicitudes individuales
de potencia superior a 50kW.
El Distribuidor informará al Regulador los montos por él fijados en lo
atinente a garantías a exigir a sus usuarios, los que deberán respetar
las condiciones establecidas precedentemente.
El interesado podrá reclamar al Regulador, si considerara excesiva la
garantía exigida por el Distribuidor.
Dentro de un plazo de 3 (tres) meses contados a partir de la entrada en
vigencia del presente Reglamento, el Distribuidor deberá realizar una
propuesta al Regulador, para su aprobación, de criterios generales para
fijar los requerimientos de obras y correspondientes garantías.
(*)Notas:
Se modifica/n por: Decreto Nº 366/007 de 01/10/2007 artículo 3.
Artículo 19. En el caso de que la garantía se hubiere constituido en
efectivo, ésta deberá ser devuelta por el Distribuidor en efectivo o en
energía eléctrica si el garante es un Suscritor. Cuando el garante sea un
Gran Consumidor, será devuelta en efectivo o se deducirá de los cargos
por servicio de red.
Cuando sea devuelta en efectivo, lo será en cuotas anuales iguales en
valor real, con un plazo máximo de 5 (cinco) años desde la fecha prevista
de conexión y considerando la tasa de costo de capital que se utilice en
la fijación de tarifas de distribución. Las cuotas serán calculadas con
el factor de recuperación del capital que corresponda al plazo de
devolución y a la tasa de costo de capital. En este caso, las cuotas se
reajustarán con el Indice de Precios al Consumo (IPC), elaborado por el
Instituto Nacional de Estadística, medido con un mes de desfase. El valor
de las cuotas, en valor real e incluidos los intereses, será informado al
cosumidor al momento de pagar la garantía. El Distribuidor podrá elegir
el modo y el plazo máximo de devolución. Las cuotas serán devueltas por
el Distribuidor dentro de la última semana del último mes del periodo de
12 (doce) meses que corresponda. Los años serán contados desde la fecha
prevista de conexión del usuario, estableciéndose periodos anuales fijos.
Cuando la devolución sea en energía eléctrica o en servicios de red, el
monto a devolver se expresará en kWh o kW respectivamente, de acuerdo a
la tarifa media vigente al momento de efectuarse el depósito de garantía,
calculada considerando las características del consumo solicitado. Las
cuotas mensuales se determinarán con el factor de recuperación del
capital para el plazo de devolución estipulado, considerando la tasa de
costo de capital que se utilice en la fijación de tarifas de
distribución, aplicándose dicho factor al monto total. La devolución en
energía o en servicios de red correspondiente a un año se materializará a
través de descuentos mensuales en la facturación en cada mes durante el
año siguiente. El plazo de devolución no podrá ser mayor a 5 (cinco) años
contados desde la fecha prevista de conexión.
Si la garantía se constituye mediante aval bancario, o póliza de caución,
se procederá anualmente a la liberación de la proporción correspondiente
a dicho período, sin intereses.
En el caso de que durante 4 (cuatro) meses, consecutivos o no, en el
periodo anual establecido, la potencia facturada mensual resulte inferior
al 50% (cincuenta por ciento) de la potencia comprometida en contrato al
momento de iniciarse el servicio, el Distribuidor está facultado a no
devolver la garantía que corresponde a ese año.
Los costos de administración del sistema de devolución deberán ser
absorbidos enteramente por el Distribuidor, no pudiendo éste imputar
costo alguno al usuario por dicho concepto.
(*)Notas:
Se modifica/n por:
Decreto Nº 598/009 de 28/12/2009 artículo 3,
Decreto Nº 366/007 de 01/10/2007 artículo 4.
Artículo 20. El Poder Ejecutivo podrá requerir que el Distribuidor
construya y opere obras de electrificación ubicadas fuera de su Zona
Electrificada, cuando éstas sean rentables desde el punto de vista de una
evaluación socioeconómica de proyectos, pero no lo sean desde el punto de
vista del Distribuidor. En este caso el Poder Ejecutivo deberá otorgar
recursos al Distribuidor, que lo compensen por el valor presente de la
diferencia entre los ingresos percibidos por tarifas de suministro y los
costos de inversión y operación asociados a dichas obras. Esta
compensación sólo será aplicable si el valor de los activos así
realizados y los costos operacionales asociados no son incluidos como
base para el cálculo de tarifas durante los siguientes períodos
tarifarios, según lo determine el Regulador. En el caso de incluirse
estos elementos en la determinación de tarifas de los períodos
posteriores, la compensación será sólo parcial y se limitará al período
comprendido entre las fechas de conexión de las obras y la entrada en
vigencia de las tarifas correspondientes al siguiente período tarifario.
Los fondos para subsidiar los proyectos de electrificación que sean
promovidos a través del mecanismo que establece este artículo, serán
aprobados por ley, a propuesta del Poder Ejecutivo.
Artículo 21. Las metodologías para realizar las evaluaciones
socioeconómicas de los proyectos de electrificación que el Poder
Ejecutivo se interese en realizar, y para determinar las compensaciones
para el Distribuidor, serán definidas por la Oficina de Planeamiento y
Presupuesto (OPP). Este órgano realizará las evaluaciones por sí mismo o
bien podrá encomendarlas al Distribuidor, debiendo en este caso revisar y
aprobar los resultados obtenidos. Los costos de los proyectos a
considerar en las evaluaciones deberán corresponder a un conjunto de
valores unitarios de obras definidos previamente por el Regulador.
La determinación de valores presentes se realizará considerando la tasa
de costo de capital que se utilice en la fijación de tarifas de
distribución, y una vida útil de 30 (treinta) años. Para todos los fines,
las compensaciones serán consideradas como subsidios.
Previo al inicio de las obras de electrificación, las partes deberán
suscribir un contrato en que se estipulen las características de las
obras a ejecutar, los plazos de ejecución, el monto a aportar como
compensación y los plazos de pago de la misma, que no podrán exceder un
año después de la fecha de conexión de las obras.
CAPITULO III. DERECHO A INTERRUMPIR EL SERVICIO
Artículo 22. El Distribuidor podrá efectuar el corte inmediato de
servicio en los siguientes casos:
a) Cuando hubiere transcurrido un plazo de 30 (treinta) días corridos
desde la configuración del vencimiento de una factura presentada al
cobro, correspondiente a adeudos por prestación del Servicio Público
de Electricidad o del servicio de transporte en redes de distribución,
sin que la misma hubiere sido paga.
b) Cuando se consuma energía eléctrica sin que se haya contratado un
suministro que habilite tal consumo.
c) Cuando se vulneren las condiciones estipuladas en el Contrato de
Suministro de Suscritores o en el Contrato de Transporte en Redes de
Distribución.
d) Cuando se ponga en peligro la seguridad de las personas o de las
propiedades por desperfecto de las instalaciones involucradas,
estando las mismas bajo la administración del Distribuidor o bien sean
instalaciones internas de propiedad del Usuario de Distribución.
e) Cuando el Suscritor, o el usuario del servicio de transporte en redes
de distribución, genere perturbaciones en la red que atenten contra la
Calidad de Servicio de Distribución, según las normas respectivas.
f) Cuando el factor de potencia del consumo sea inferior al establecido a
esos efectos.
g) Cuando el Suscritor consuma más potencia que la contratada, de acuerdo
con lo dispuesto en este Reglamento.
En el caso del literal b) el corte podrá realizarse en forma inmediata.
En caso de que se configuren algunos de los supuestos contenidos en los
literales a), c), f) y g), el corte deberá ser notificado por escrito,
por lo menos con 10 (diez) días hábiles de antelación, con indicación de
la causal de interrupción, salvo en los casos en que se hayan instalado
limitadores. En particular, en el caso del literal c), si el Distribuidor
comprueba debidamente una situación de fraude, podrá efectuar el corte
inmediato. Si la causal de interrupción consistiere en la falta de pago,
la notificación podrá hacerse con el envío de la factura inmediata
siguiente. En el caso de que la causal de corte sea el supuesto contenido
en el literal d) el corte será efectuado por el Distribuidor en forma
inmediata, informando al Regulador con expresión de los fundamentos. En
el caso de que la causal sea la indicada en el literal e) el corte será
notificado por escrito con al menos 10 (diez) días hábiles de antelación
una vez cumplido el plazo establecido por el Distribuidor para remediar
la situación. Cuando el Suscritor o el Agente consideren que este plazo
es exiguo, podrán plantear su revisión al Regulador.
CAPITULO IV. DERECHO DE AFECTACION DE CALLES Y CAMINOS Y A RECIBIR
COMPENSACIONES POR TRASLADO DE INSTALACIONES
Artículo 23. El Distribuidor podrá abrir pavimentos, calzadas y aceras
públicas en su Zona de Servicio de conformidad con las ordenanzas
municipales respectivas, 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 de acuerdo a lo dispuesto por el
artículo 25 del Decreto-ley Nº 14.694.
Artículo 24. 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 por quienes
los originen. Ello incluye la transformación de Instalaciones de
Distribución aéreas a subterráneas. Los costos asociados a cambios a
modificaciones de las instalaciones eléctricsas motivadas por razones de
servicio de distribución de electricidad tales como reemplazo de
postación o subestaciones transformadoras, cambios de conductores,
cambios de tensión u otros serán asumidos por el Distribuidor. Si tales
cambios afectaren a los Usuarios de Distribución, los costos de las
modificaciones necesarias de las instalaciones y cambios de equipos
propiedad de los mismos serán de cargo del Distribuidor. El cambio o
sustitución de equipos y aparatos deberá realizarse de común acuerdo
entre las partes.
TITULO II. OBLIGACIONES DEL DISTRIBUIDOR
CAPITULO I. OBLIGACION DE SUMINISTRO Y DE SERVICIO DE TRANSPORTE EN REDES
DE DISTRIBUCION
Artículo 25. Los Distribuidores tienen obligación de suministro eléctrico
y del servicio de transporte en redes de distribución a Suscritores y
Grandes Consumidores usuarios del servicio de transporte,
respectivamente, ubicados en la Zona Electrificada, o bien cuando han
llegado al borde de dicha zona, en las condiciones técnicas y de
seguridad adecuadas.
Artículo 26. La obligación a que se refiere el artículo precedente rige
en los plazos y condiciones que se indican en el Reglamento sobre Calidad
de Servicio de Distribución. No obstante, en el caso de suministro a
Grandes Consumidores Potenciales de más de 2000kW el Distribuidor podrá
solicitar al Regulador una ampliación de los plazos cuando la Capacidad
Remanente para dar el servicio sea inferior a la potencia a conectar. Las
solicitudes de servicio y su procesamiento por el Distribuidor se
sujetarán a las disposiciones contenidas en las normas de solicitud de
servicio.
En el caso de que el Suscritor haya llegado al borde de la Zona
Electrificada, la obligación de dar servicio por parte del Distribuidor
queda condicionada al cumplimiento de las normas técnicas de seguridad y
calidad por parte del propietario de tales líneas e instalaciones, así
como a las condiciones normales de conexión de los Suscritores ubicados
en la Zona Electrificada. Salvo que el Distribuidor adquiera tales
instalaciones, sus obligaciones y responsabilidades estarán limitadas al
punto de conexión.
Artículo 27. La obligación de servicio rige, asimismo, para el servicio
de transporte a Grandes Consumidores ubicados en la Zona Electrificada o
cuando estén conectados a ella. En el caso de que las instalaciones del
Distribuidor no tengan la capacidad para dar el servicio requerido,
deberá efectuar las ampliaciones pudiendo exigir las garantías que
correspondan.
La obligación a que se refiere el inciso precedente rige en los plazos
indicados en las normas sobre Calidad de Servicio de Distribución,
rigiendo también lo dispuesto en el artículo anterior para el caso de
Grandes Consumidores Potenciales. Las solicitudes de servicio y su
procesamiento por el Distribuidor se sujetarán a las disposiciones
contenidas en las mismas normas.
En los casos que corresponda, las partes deberán establecer un Convenio
de Conexión en que se establecerán sus obligaciones y derechos
recíprocos.
Artículo 28. Cuando Grandes Consumidores Potenciales dejen de ser
Suscritores para transformarse en Grandes Consumidores, continuarán
vigentes todas aquellas disposiciones del Contrato de Suministro de
Suscritores relativas al Convenio de Conexión y al uso de las redes de
distribución.
CAPITULO II. APLICACION DE TARIFAS REGULADAS
Artículo 29. Los precios de suministro que el Distribuidor podrá aplicar
en su Zona de Servicio a los Suscritores serán las tarifas fijadas por el
Poder Ejecutivo. Salvo acuerdo entre el Usuario de Distribución y el
Distribuidor, la opción tarifaria tomada por el primero regirá por un
plazo mínimo de 12 (doce) meses consecutivos siendo la misma de
renovación automática. El Suscritor podrá modificar su opción tarifaria,
luego del primer año, debiendo comunicarlo con una antelación no menor de
2 (dos) meses. La nueva opción regirá por un período mínimo de 12 (doce)
meses.
El Gran Consumidor Potencial podrá dejar de ser Suscritor cuando complete
un período anual de contrato, o antes si conviene el pago del remanente
por concepto de potencia contratada. Asimismo, debe comunicar con un
preaviso de al menos 6 (seis) meses su intención de convertirse en Gran
Consumidor. Las garantías que el Gran Consumidor Potencial hubiere
constituido por el uso de las Instalaciones de Distribución se mantendrán
vigentes a cuenta del servicio de transporte en la red de distribución
que el Distribuidor ponga a disposición para el suministro del Gran
Consumidor. El Gran Consumidor podrá exigir volver a ser cliente del
Distribuidor no antes de 12 (doce) meses de haber dejado de serlo, salvo
acuerdo con el Distribuidor. En cualquier caso, la solicitud deberá
realizarse con una anticipación de 6 (seis) meses.
Los precios máximos por prestación de servicio de transporte en redes de
distribución están también sujetos a regulación.
CAPITULO III. ALUMBRADO PUBLICO
Artículo 30. De acuerdo con lo dispuesto en el artículo 21 del
Decreto-ley Nº 14.694, las Intendencias son responsables de instalar y
mantener el alumbrado público de ciudades, villas, pueblos y centros
poblados. El Distribuidor es responsable de proyectar, ejecutar y
mantener las redes eléctricas de alimentación de esas instalaciones de
iluminación. Las Intendencias 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.
No obstante lo anterior y en concordancia con lo dispuesto en el artículo
35 de la Ley Nº 17.243, en aquellos casos en que las Intendencias
manifiesten su conformidad, la UTE como Distribuidor podrá efectuar el
servicio público de alumbrado de ciudades, villas, pueblos y centros
poblados, siendo responsble de la instalación, con todos sus elementos, y
el mantenimiento que posibilite una prestación adecuada del servicio. La
UTE, como Distribuidor y las Intendencias podrán acordar, asimismo, otras
formas de participación y colaboración en el desempeño de este servicio,
al amparo de lo dispuesto en el artículo 262 de la Constitución de la
República.
La energía suministrada para el alumbrado público será medida mediante un
medidor que se instalará a la salida de la red de Baja Tensión de la
subestación. En aquellos casos en que no exista medidor y mientras no se
regularice dicha situación, la energía suministrada será abonada
mensualmente por las Intendencias, por lámpara encendida y según su
respectiva potencia, incluyendo equipos y accesorios de control. A estos
efectos el Regulador establecerá métodos para determinar el porcentaje de
lámparas encendidas en base a muestreos periódicos y de común acuerdo con
el Distribuidor y la Intendencia.
De acuerdo con lo dispuesto en el artículo 34 de la Ley Nº 17.243, en los
departamentos en los que la Intendencia adeude el equivalente a 4
(cuatro) o más meses de consumo de energía eléctrica correspondiente al
servicio de alumbrado, la UTE como Distribuidor podrá subrogarse en el
cobro, realizándolo directamente a sus clientes domiciliarios en las
condiciones acordadas con la Intendencia.
No corresponde pago alguno en las zonas que carezcan del servicio de
alumbrado público.
CAPITULO IV. INFORMACION AL REGULADOR
Artículo 31. El Regulador está facultado para requerir a los
Distribuidores toda la información de carácter técnico y económico que
resulte necesaria para el ejercicio de sus funciones de asesoramiento en
fijación de precios sometidos a regulación, de control de calidad y
seguridad de suministro, de atención de reclamos y controversias
relativos al servicio eléctrico y de todas aquellas funciones que le sean
asignadas por este Reglamento. En consecuencia, podrá requerir la
comparecencia del personal de la empresa y la exhibición de planos,
inventarios, documentos contables, tarifas, contratos, registros de
medidas y todos los documentos que sean pertinentes para los estudios que
realice en relación con el Servicio Público de Electricidad. La solicitud
de comparecencia será cursada formalmente a la empresa distribuidora, a
través de sus directores. La información recibida por el Regulador que
sea de carácter reservado deberá ser tratada como tal, no pudiendo ser
dada a publicidad ni entregada a terceros.
Los funcionarios del Regulador tendrán acceso a las instalaciones del
Distribuidor para realizar las funciones que le son propias, obligándose
a cumplir las normas y procedimientos de seguridad internos que se
encuentren vigentes por parte del Distribuidor.
Artículo 32. El Distribuidor debe mantener sus instalaciones en buen
estado y en condiciones de evitar peligro y daño a las personas y cosas.
Artículo 33. Cuando no haya sido posible efectuar una medida requerida
para la facturación, cuando ella haya sido efectuada en forma incorrecta
o bien cuando por errores en los procesos de facturación se consideren
importes distintos a los que efectivamente correspondan, el Distribuidor
procederá al recupero o reintegro, según sea el caso. Las condiciones
para presentar los reclamos, así como las obligaciones del Distribuidor
para procesar, dar respuesta y corregir los errores se estipulan en el
Reglamento sobre Calidad de Servicio de Distribución dictadas por el
Regulador en ejercicio de su competencia.
Artículo 34. El Regulador propondrá o dispondrá la aplicación de
sanciones al Distribuidor, según corresponda de acuerdo a la Ley, y de
compensaciones a los Usuarios de Distribución, cuando el Distribuidor no
cumpla con las obligaciones emergentes del marco normativo.
TITULO III. DERECHOS Y OBLIGACIONES DE LOS USUARIOS DE DISTRIBUCION
Artículo 35. Los Usuarios de Distribución tienen derecho a:
a) Elegir la opción tarifaria que estimen conveniente con las
limitaciones que en cada caso se establecen.
b) Recibir el suministro en las condiciones mínimas de calidad que se
establecen en el Reglamento de Calidad de Servicio de Distribución.
c) Recibir asesoramiento por parte del Distribuidor en materia de
contratación, medición, facturación y demás aspectos derivados del
contrato suscripto.
Tienen, asimismo, todos los demás derechos que resulten correlativos de
las obligaciones del Distribuidor.
Artículo 36. Los Usuarios de Distribución tienen obligación de:
a) Pagar el Distribuidor los cargos que se generen por consumos de
energía o uso de las redes de distribución.
b) Preservar el buen estado de las instalaciones de enlace y medición
entre las redes de distribución y sus instalaciones interiores cuando
dichas instalaciones de enlace estén ubicadas dentro de la propiedad
particular.
c) Abonar el costo de sustitución de las instalaciones indicadas en el
literal anterior, cuando no cumplan con la obligación de preservar su
buen estado.
d) Dar las facilidades necesarias a la empresa distribuidora para la
lectura de los equipos de medida en horarios hábiles en el caso en que
los mismos se encuentren dentro de la propiedad particular.
Tienen, asimismo, todas las demás obligaciones que resulten
correlativas de los derechos del Distribuidor y del presente
Reglamento.
SECCION III. GENERACION CONECTADA A LA RED DE DISTRIBUCION
TITULO I. GENERALIDADES
Artículo 37. Los Autoproductores y Generadores que estén conectados a
instalaciones de Media Tensión del Distribuidor y cuya potencia instalada
de generación supere 5.000kW, podrán vender su producción a Participantes
del Mercado Mayorista, ateniéndose en todo a las condiciones establecidas
en el Reglamento del Mercado Mayorista. en particular, estos
Autoproductores y Generadores estarán sujetos a despacho centralizado por
parte del Despacho Nacional de Cargas (DNC) y podrán participar en el
Mercado Mayorista en las condiciones que establece el Reglamento del
Mercado Mayorista.
Artículo 38. Los Autoproductores y Generadores a que refiere el artículo
anterior deberán establecer con el Distribuidor un Convenio de Conexión y
pagar por esta conexión exclusivamente las ampliaciones que el
Distribuidor determine que sea necesario efectuar en las Instalaciones de
Distribución, al momento de realizar la conexión. Consecuentemente, en su
función de productores de energía no pagarán cargos por uso de la red de
distribución.
En ningún caso el Distribuidor podrá negar el uso de sus instalaciones a
un interesado salvo que éste incumpla disposiciones legales o
reglamentarias. El Distribuidor tampoco podrá aplicar, en régimen
permanente, cargos adicionales a los señalados anteriormente.
Adicionalmente, los Autoproductores y Generadores deberán pagar todos los
cargos por uso de Instalaciones de Trasmisión que corresponde pagar a los
restantes Generadores del SIN.
TITULO II. GENERACION DISTRIBUIDA
Artículo 39. Se considera Generación Distribuida, a los Autoproductores y
Generadores conectados a instalaciones de Media Tensión del Distribuidor,
cuya potencia instalada de generación no supera los 5.000kW. La
Generación Distribuida no está sujeta a despacho centralizado de carga
por parte del DNC pero la información de su generación debe ser
suministrada al mismo para la supervisión de la seguridad del servicio y
calidad del sistema. El Distribuidor tendrá la responsabilidad de
informar diariamente al DNC la generación y consumo previstos para el día
siguiente por parte de generadores distribuidos, incluyendo
Autoproductores, y los valores reales efectivamente registrados. Los
titulares de Generación Distribuida están obligados a entregar diariamente
al Distribuidor la información requerida para estos fines. La información
de condiciones previstas deberá ser suministrada por lo menos una hora
antes del plazo previsto en el Reglamento del Mercado Mayorista para el
suministro de información de Generadores al DNC. El Distribuidor deberá
suministrar dicha información al DNC junto con la información de consumo
propio, dentro de los plazos establecidos en el Reglamento del Mercado
Mayorista.
Artículo 40. De acuerdo con lo que establece el Reglamento del Mercado
Mayorista, el Distribuidor cumplirá las funciones de coordinación y
supervisión como Centro de Control y Coordinación. Para ello, la
Generación Distribuida deberá estar conectada al sistema de supervisión y
control a distancia del Distribuidor. Los requisitos de registro e
intercambio de la información de la medición se definen en la normativa
de medición.
Los programas de generación que informe la Generación Distribuida como
autodespacho se considerarán generación requerida. Por restricciones
técnicas o normas de calidad que se apliquen a la red del Distribuidor,
el DNC podrá modificar la generación requerida. Se considerará generación
programada, la generación autorizada por el Distribuidor de acuerdo a los
siguientes criterios:
a) El Distribuidor deberá aceptar como generación programada la
generación requerida salvo que existan restricciones de su red o
normas de calidad dentro de dicha red que no permiten inyectar la
energía requerida. El Distribuidor deberá informar al DNC y a la
Generación Distribuida la generación programada indicando, cuando
corresponda, la reducción realizada al programa de generación
requerido junto con el motivo que lo justifica. La Generación
Distribuida deberá acatar la reducción pero, de considerar que los
motivos son injustificados, podrá presentar posteriormente un reclamo
al Regulador, por restricciones al acceso abierto.
b) En la operación en tiempo real al Distribuidor sólo podrá modificar la
generación programada cuando se presenten restricciones no previstas o
emergencias que obliguen a su modificación por normas de calidad o de
seguridad de suministro. El Distribuidor deberá informar al DNC y a la
Generación Distribuida el cambio en su programa de generación junto
con el motivo que lo justifica. La Generación Distribuida deberá
acatar la modificación pero, de considerar que los motivos son
injustificados, podrá presentar posteriormente un reclamo al
Regulador, por restricciones al acceso abierto.
El DNC intercambiará información, incluyendo programas de generación, e
impartirá instrucciones al Distribuidor, referidas a la Generación
Distribuida bajo su coordinación, y el Distribuidor tendrá la
responsabilidad de comunicarlas a dicha Generación Distribuida.
Artículo 41. Los Autoproductores y Generadores que forman parte de la
Generación Distribuida podrán comercializar a precio libremente convenido
su producción con Participantes del Mercado Mayorista incluido el
Distribuidor a cuya red están conectados. No obstante, el Distribuidor no
podrá efectuar compras anuales directas al conjunto de la Generación
Distribuida, que superen el 2% (dos por ciento) de su consumo de energía
previsto para el año. Para el cálculo del precio de traslado a las
tarifas finales de los Suscritores, las compras directas del Distribuidor
a la Generación Distribuida se valorizarán de acuerdo al Precio
Equivalente de compra reconocido según se define en este Reglamento.
Artículo 42. El generador distribuido que establezca un contrato con un
Gran Consumidor deberá comprar del MMEE la potencia y energía que esté
comprometida en el contrato y que no haya podido generar. El generador
distribuido deberá costear los equipos de medida y control que sean
necesarios para efectuar las liquidaciones correspondientes.
Artículo 43. Los Autoproductores y Generadores que forman parte de la
Generación Distribuida deberán establecer con el Distribuidor un Convenio
de Conexión y pagar por su conexión, exclusivamente el equipo requerido
del Distribuidor y las ampliaciones o modificaciones que el Distribuidor
determine que sea necesario efectuar en las Instalaciones de
Distribución, al momento de realizar la conexión. El Distribuidor deberá
presentar los estudios que correspondan para justificar que la conexión
de Generación Distribuida requiere ampliaciones, cambios o mejoras en su
red. Ante conflicto y falta de acuerdo, la Generación Distribuida podrá
presentar un reclamo al Regulador, por restricciones injustificadas al
acceso abierto.
En su función de productor, la Generación Distribuida no pagará cargos
por uso de la red de distribución. En ningún caso el Distribuidor podrá
negar el uso de sus instalaciones a un interesado, salvo que el mismo
incumpla disposiciones legales o reglamentarias. Tampoco podrá aplicar,
en régimen permanente, cargos adicionales a los señalados anteriormente.
La Generación Distribuida no está afectada por Cargos de Trasmisión,
siempre y cuando su nodo de conexión a la red de trasmisión a través de
la red de distribución sea demandante de potencia, de acuerdo con lo
establecido en el Reglamento de Trasmisión.
Las disposiciones sobre Convenios de Conexión, que al efecto dicte el
Regulador establecerán los requisitos técnicos, el equipamiento necesario
y las condiciones generales de uso de las instalaciones del Distribuidor
para evacuar la energía generada, los que deberán quedar reflejados en un
contrato entre las partes. Los equipamientos necesarios para la conexión
a la red serán de cargo del interesado. En tanto no se dicten dichas
disposiciones regirán las que el Distribuidor haya establecido para estos
efectos. No obstante, el interesado podrá reclamar al Regulador cuando
tales disposiciones le resulten excesivamente onerosas.
SECCION IV. NORMAS QUE REGULAN LA RELACION DEL DISTRIBUIDOR CON LOS
USUARIOS DE DISTRIBUCION
TITULO I. GENERALIDADES
Artículo 44. El Regulador aprobrará o propondrá al Poder Ejecutivo para
su aprobación, según corresponda en virtud de su competencia, las normas
que regulan las condiciones de detalle para los servicios de distribución
prestados por el Distribuidor a sus clientes, que incluyen el suministro
a los Suscritores, la conexión de Autoproductores, Generadores y Grandes
Consumidores a sus instalaciones, y el servicio de transporte a través de
las instalaciones del Distribuidor, con los servicios de medición
correspondientes. Las normas desarrollarán las siguientes materias:
a) Solicitud de servicio
b) Convenios de Conexión
c) Contrato de Suministro de Suscritores y Contrato de Transporte en
Redes de Distribución
d) Gestión Comercial
e) Atención de usuarios a través de los centros de atención de clientes
y sistema de telegestión
f) Instalaciones de enlace.
g) Calidad de Servicio de Distribución
h) Toda otra materia que el Poder Ejecutivo estime conveniente normar y
que tenga relación con los servicios de distribución prestados por el
Distribuidor a sus clientes
Artículo 45. Mientras las disposiciones señaladas en el artículo anterior
no hayan sido dictadas, regirán las normas internas, prácticas o
procedimientos que UTE tenga actualmente en aplicación para estos
efectos, en tanto no contradigan las disposiciones de orden general
contenidas en este Reglamento.
TITULO II. AGRUPACION DE CONSUMIDORES
Artículo 46. En consonancia con lo previsto en el artículo 12 del
Decreto-ley Nº 14.694 en la redacción dada por el artículo 21 de la Ley
Nº 16.832, el Distribuidor podrá autorizar a una persona jurídica
facultada a actuar por cuenta de un agrupamiento de consumidores de
energía eléctrica, para abastecer a dichos consumidores mediante
derivaciones de sus instalaciones. La persona jurídica se constituirá en
el titular de un único suministro del Distribuidor y tendrá la
responsabilidad inmediata de las condiciones en que el suministro a los
integrantes del agrupamiento se efectúe, quedando tal abastecimiento
alcanzado por el marco regulatorio del sector eléctrico.
Es requisito para este tipo de suministro que los integrantes del
agrupamiento estén ubicados en un mismo inmueble o bien en inmuebles
contiguos.
La resolución fundada del Distribuidor acogiendo o rechazando la
solicitud, atenderá, desde la vigencia de este Reglamento, al principio
de tratamiento igualitario, en su disposición a autorizar suministros a
agrupamientos de consumidores con características equivalentes.
Las condiciones básicas para realizar este tipo de suministro son las
siguientes:
a) Deben acordarse por escrito, las condiciones del suministro de la
persona jurídica a los miembros del agrupamiento, que serán las mismas
a las que está obligado el Distribuidor en esa zona. El Distribuidor
verificará que la persona jurídica que solicita la autorización sea
apta para cumplir estas condiciones.
b) En ningún caso, cualquiera de los consumidores podrá vender energía a
otro de los miembros del agrupamiento, o a un tercero ajeno al mismo.
c) El Distribuidor podrá oponerse a efectuar el suministro si las
instalaciones que distribuyen la energía a la agrupación no cumplen
con las normas técnicas de seguridad.
SECCION V. REGIMEN TARIFARIO
TITULO I. COSTOS MAYORISTAS A TRASLADAR A TARIFAS
CAPITULO I. TIPOS DE COSTOS MAYORISTAS
Artículo 47. Los costos mayoristas que el Distribuidor estará autorizado
a trasladar a tarifas son los siguientes:
a) Costos de compra de energía y Potencia Firme (Garantía de
Suministro) en contratos, que cumplan las condiciones establecidas en
este Reglamento en cuanto a su estructura y forma de establecerse, y
costos de compra de Potencia Firme en el Servicio de Reserva Nacional.
b) Saldo neto de los costos de compra de energía en el Mercado Spot,
aplicando el sistema de precios estabilizados para Distribuidores de
ese mercado, calculados de acuerdo con las disposiciones del
Reglamento del Mercado Mayorista, y ventas de energía al Mercado Spot.
c) Saldo neto de costos de compras y ventas del Servicio Mensual de
Garantía de Suministro (Potencia Firma de Corto Plazo).
d) Costos por concepto del Servicio de Trasmisión para energía y
Potencia Firme comprada fuera de contratos, y de aquellas adquiridas
en contratos cuyos precios excluyan los Cargos de Trasmisión.
e) Costos de compra directa de energía y Potencia Firme a Generación
Distribuida, valorizados al Precio Equivalente de compra reconocida.
f) Costos de los Servicios Auxiliares del Mercado Mayorista, que
correspondan de acuerdo con lo establecido en el Reglamento del
Mercado Mayorista.
g) Cargo que el Distribuidor deba pagar por concepto de Tasa del Depacho
Nacional de Cargas de acuerdo con lo que establece el Reglamento del
Mercado Mayorista.
CAPITULO II. CONTRATOS DEL DISTRIBUIDOR TRASFERIBLES A TARIFAS
Artículo 48. Para que los costos de adquisición de la electricidad en
contratos sean transferibles a tarifas, éstos deberán cumplir las
condiciones que se establecen en el Reglamento del Mercado Mayorista y
ser el resultado de procedimientos competitivos o bien corresponder a
contratos preexistentes a la puesta en marcha del MMEE.
Se considerarán contratos preexistentes, a los contratos iniciales para
la puesta en marcha del MMEE, incluyendo los Convenios Internos iniciales
de UTE y los acordados o en proceso de licitación previo a la vigencia de
este Reglamento.
Toda referencia a los requisitos a cumplir por contratos transferibles a
tarifas se aplica también a los Convenios Internos de UTE, definidos de
acuerdo a lo que establece el Reglamento del Mercado Mayorista.
Las modificaciones realizadas por acuerdo de partes a los contratos
autorizados a trasladar a tarifas, solo serán consideradas a esos mismos
efectos cuando resulten aprobadas por el Regulador. El Regulador
analizará la modificación y sólo autorizará su reconocimiento en las
tarifas si dicha modificación reduce el costo de compra previsto del
Distribuidor para condiciones de seguridad de abastecimiento
equivalentes.
Artículo 49. A partir de la puesta en marcha del MMEE, los requisitos que
debe cumplir todo nuevo contrato del Distribuidor para que sus precios
sean reconocidos en tarifas son los siguientes:
a) Los contratos deben adecuarse a las formas contempladas en el
Reglamento del Mercado Mayorista.
b) En condiciones normales, todo nuevo contrato debe corresponder a
Contratos de Suministro, que contemplen el suministro de una Potencia
Firme de Largo Plazo para Garantía de Suministro, y de una energía con
una curva asociada de consumo para estabilización del costo de compra.
Dichos contratos se podrán definir como una proporción del consumo del
Distribuidor. Los contratos incluirán penalizaciones por no
cumplimiento de suministro comprometido, que permitirán al
Distribuidor compensar a sus Suscritores de acuerdo a lo establecido
en este Reglamento.
c) Extraordinariamente y ante directivas del Poder Ejecutivo en materia
de política energética, referidas a obligación de compra del
Distribuidor, de energía renovable no convencional, el contrato
resultará de la licitación de Contratos Especiales para este tipo de
generación.
d) Los contratos deben ser resultado de ofertas de suministro obtenidas
en procedimientos competitivos convocados por el Distribuidor bajo la
supervisión del Regulador de acuerdo a lo indicado en el Reglamento
del Mercado Mayorista.
e) Con el objeto de maximizar la competencia y promover la presentación
de ofertas por parte de nueva generación e importadores que no
estén participando en el MMEE, la licitación deberá realizarse con
una anticipación suficiente. El Distribuidor deberá dar publicidad al
llamado a licitación por medio de publicación nacional e internacional
con una anticipación a la presentación de ofertas que, inicialmente,
será de 3 (tres) años al comienzo del correspondiente contrato. En
función del comportamiento de las licitaciones y del Mercado de
Contratos a Término, el Regulador podrá modificar este plazo de
anticipación.
f) Los cronogramas para las licitaciones y los plazos contractuales
considerarán que los vencimientos de los contratos se produzcan en
forma escalonada.
g) El plazo de vigencia del contrato será propuesto por el Distribuidor y
aprobado por el Regulador, entre un mínimo de 5 (cinco) años y un
máximo de 10 (diez) años.
h) Deberán cumplirse aquellos requisitos que el Regulador establezca por
considerarlos necesarios para preservar las condiciones competitivas
del procedimiento de licitación en virtud de la situación que presente
el Mercado de Contrato a Término.
Previo al llamado, el Regulador definirá las condiciones y criterios
básicos que el pliego y el contrato deberán incorporar. El Distribuidor
deberá enviar al Regulador para su aprobación, copia de los pliegos de la
licitación, informando los medios y fechas previstas de publicación. El
Regulador verificará el cumplimiento de las normas y condiciones
específicas establecidas. De no cumplirse las mismas, el Regulador
requerirá las modificaciones necesarias previo a su aprobación.
Podrán presentarse a dichas licitaciones, ofertas nacionales o de
importación, y ofertas de generación existente o que se ha comprometido
instalar en el caso de resultar adjudicatario de un contrato. Se podrán
presentar ofertas por una parte de la Potencia Firme de Largo Plazo y
energía requeridas, pudiendo ser adjudicados varios contratos, de manera
tal que la suma cubra el total requerido en la licitación. De presentarse
ofertas parciales, podrán resultar adjudicados varios contratos con
distintas cantidades asignadas a cada uno.
Los contratos resultantes de la licitación deben ser adjudicados con el
criterio de menor costo de abastecimiento para los usuarios.
Artículo 50. Todas las compras de energía y Potencia Firme que el
Distribuidor efectúe en contratos mayoristas deberán cumplir los
requisitos indicados para que sus precios sean transferibles a tarifas.
Cuando los contratos no cumplan los requisitos para que sus precios
sean trasladados a tarifas, se reconocerán los precios fijados en el
Reglamento del Mercado Mayorista para esa condición.
CAPITULO III. PRECIOS EQUIVALENTES DE POTENCIA FIRME Y ENERGIA
Artículo 51. Los Precios Equivalentes de compra de Potencia Firme
(Garantía de Suministro) y energía serán tales que aplicados
respectivamente a la potencia coincidente total y a la energía total
comprada por el Distribuidor, tanto en el Mercado de Contratos a Término
como en el Mercado Spot, determinen una cantidad igual a la suma de la
totalidad de los pagos reconocidos del Distribuidor. Dichos precios se
conformarán CONSIDERANDO:
a) Contratos y operaciones en mercados o servicios que administra la ADME
b) Adquisición de energía y Potencia Firme en contratos transferibles a
tarifas
c) Compras de energía en el Mercado Spot
d) Compras de Potencia Firme en servicios del MMEE
e) Pagos de Servicios Auxiliares que correspondan
f) Pagos al Transmisor por el Servicio de Trasmisión para las compras
spot y en contratos, cuyos precios no incluyan este servicio
g) Tasa del Despacho Nacional de Cargas que el Distribuidor deba pagar
como Participante del Mercado
Artículo 52. El resultado de la aplicación de la fórmula de Precios
Equivalentes de Potencia Firme y energía, será calculado por el
Distribuidor y enviado al Regulador para su revisión, aprobación y
publicación en su sitio Web, acompañando la información que este
Reglamento indica. Dicho resultado regirá en los mismos períodos de
estabilización de precios que define el Reglamento del Mercado
Mayorista.
CAPITULO IV. COSTOS PREVISTOS Y COSTOS REALES
Artículo 53. El Distribuidor informará al Regulador, con 15 (quince) días
corridos de anticipación al comienzo de cada período de estabilización de
precios, el resultado de la fórmula de Precios Equivalentes de Potencia
Firme y energía, acompañada de los siguientes antecedentes:
a) Cantidades de Potencia Firme Pin y energía Ein que se prevé adquirir
en cada contrato transferible a tarifas "i", incluyendo como contrato
la compra del Servicio de Reserva Nacional, y Convenios Internos
transferibles a tarifas, para el período de cálculo respectivo. La
información se entregará para cada nodo de suministro "n" o conexión
del sistema de distribución con el sistema eléctrico. En el caso de
Contratos de Suministro con cantidades determinadas de Potencia Firme
y energía, las cantidades previstas corresponderán a las
especificadas en el contrato. En el caso de Contratos de Suministro
en que las cantidades corresponden a un porcentaje del consumo del
Distribuidor, las cantidades que se prevé adquirir se calcularán
aplicando los porcentajes establecidos en el contrato al requerimiento
del Garantía de Suministro y de consumo de acuerdo a la Base de Datos
del MMEE y lo que establece el Reglamento del Mercado Mayorista. En el
caso de contratos en que la cantidad de energía a adquirir depende del
Precio Spot del Mercado Mayorista o de la generación real u otra
variable dependiente del Despacho Económico real, la cantidad de
energía que se prevé adquirir se determinará sobre la base del
Despacho Económico esperado según la Programación Estacional de Largo
Plazo que realiza la ADME, de acuerdo a lo establecido en el
Reglamento del Mercado Mayorista. Los precios pPin y pEin
corresponderán a los precios promedios ponderados de compra de
potencia y energía en el contrato, respectivamente, en el período de
cálculo. Lo anterior es aplicable a los Convenios Internos Iniciales
según se establece en el presente Reglamento.
b) Cantidades de Potencia Firme Pjn y energía Ejn que se prevé adquirir
en cada contrato que no cumple los requisitos establecidos para
que sus precios sean transferibles a tarifas j, y precios reconocidos
pPjn y pEjn de las mismas, para el período de cálculo respectivo de
acuerdo a lo establecido en el Reglamento del Mercado Mayorista.
c) Cantidades de Potencia Firme Psn y energía Esn que se prevé comprar o
vender en el Servicio Mensual de Garantía de Suministro y Mercado Spot
respectivamente, precios pPsn y pEsn de las mismas, que corresponderán
al Precio de Referencia de la Potencia y sistema de precios
estabilizados de la energía aprobados por el Regulador y determinados
por la ADME respectivamente, y pago total previsto para el período de
cálculo respectivo. La información se entregará para cada nodo de
suministro o conexión del sistema de distribución con el sistema
eléctrico.
d) Cargos de Trasmisión unitarios cTn establecidos en cada nodo "n" de
conexión del sistema de distribución con el sistema eléctrico, y cargo
total por nodo que se prevé pagar por el Distribuidor por sus compras
fuera de contratos y por sus compras en contrato cuyos precios no
incluyan dichos cargos.
e) Costo de los Servicios Auxiliares que correspondan por energía CSAEn y
por potencia CSAPn del Mercado Mayorista, de acuerdo a lo establecido
en el Reglamento del Mercado Mayorista, que se prevé pagar en el
respectivo semestre por el Distribuidor, para cada nodo "n" de
conexión del sistema de distribución con el sistema eléctrico. Se
excluirá el costo de Generación Forzada que sea requerida en el nodo
por razones de regulación de voltaje o para levantar restricciones de
inyección de potencia en el nodo, cuando ellas sean atribuibles al
Distribuidor.
f) Tasa del Despacho Nacional de Cargas CRADME que el Distribuidor deba
pagar como Participante del Mercado.
g) Cantidad a incluir por desviación de energía y potencia (DEP) en los
valores reales pagados por el Distribuidor por concepto de adquisición
de potencia y energía en el período de estabilización anterior,
respecto de los valores estimados por estos conceptos en la
determinación de los Precios Equivalentes de adquisición de energía y
potencia en dicho período de estabilización.
Artículo 54. La fórmula de Precio Equivalente de potencia del nodo "n" se
establecerá considerando como precio el Precio de Referencia de la
Potencia incrementado en los Cargos de Trasmisión del nodo "n" y en el
costo de los Servicios Auxiliares de potencia por unidad de potencia
total comprada en dicho nodo. En el caso en que existieren contratos que
establezcan precios de potencia distintos del Precio de Referencia de la
Potencia, la diferencia será incorporada en el Precio Equivalente de
compra de energía. Por otra parte, como desde el punto de vista de la
señal económica en el Precio Equivalente de potencia se incorporan los
Cargos de Trasmisión, se descontará en el cálculo del Precio Equivalente
de compra de la energía un monto igual a la suma de las potencias
contratadas en contratos que incluyen dichos cargos multiplicada por cTn
que es el valor de los Cargos de Trasmisión en el nodo. De esta forma, el
Precio Equivalente de compra de la energía incluirá el valor total de las
compras de energía en contratos y spot en el nodo, el costo total
estimado para el Distribuidor por concepto de Servicios Auxiliares
asociados a energía en el nodo, el costo estimado de Tasa del Despacho
Nacional de Cargas, y los ajustes indicados para tomar en cuenta
contratos con precios de potencia diferentes del Precio de Referencia de
la Potencia y aquellos que incluyan el valor de los Cargos de
Trasmisión.
Las fórmulas que aplicará el Distribuidor para calcular los Precios
Equivalentes de potencia y energía en el nodo "n" serán las siguientes:
a) Precio Equivalente de potencia:
b) Precio Equivalente de energía:
Donde, en cada contrato "i" se identifica con una variable ç cuyo valor
es uno (1) cuando estos incluyen los Cargos de Trasmisión y cero (0)
cuando no los incluyen.
(*)Notas:
Ampliar información en imagen electrónica: Decreto Nº 277/002 de
28/06/2002.
Artículo 55. Al finalizar cada mes, la ADME incluirá en el Documento de
Transacciones Económicas la energía y Potencia Firme compradas por el
Distribuidor de cada contrato, del Mercado Spot y de los distintos
servicios del MMEE así como Cargos de Trasmisión a pagar por el
Distribuidor, según corresponda, y el cargo a pagar por cada compra fuera
de contratos. Esta información será enviada al Distribuidor, con copia al
Regulador.
Con estos datos, el Distribuidor calculará su costo reconocido de compra
mayorista real para energía y para potencia del mes y acumulado en lo que
va del período de estabilización. Calculará también la desviación entre
el costo real y el costo previsto trasladado a tarifas, por cada concepto
y total, del mes y acumulado en lo que va del semestre de estabilización.
En cada mes la desviación entre costo de adquisición real y el costo de
adquisición estimado se calculará aplicando la siguiente fórmula:
Donde:
Pn/m: Potencia total real adquirida por el Distribuidor en el nodo "n"
para el mes "m"
PEPRn/m: Precio Equivalente de adquisición real de potencia en el nodo
"n" para el mes "m"
PEPo: Precio Equivalente de potencia que rigió en el nodo "n" para el mes
"m", de acuerdo con la fórmula del precio reconocido de adquisición de
potencia señalada en este Reglamento.
En/m: Energía total real adquirida por el Distribuidor en el nodo "n"
para el mes "m"
PEERn/m: Precio Equivalente de adquisición real de la energía en el nodo
"n" para el mes "m"
PEEo: Precio Equivalente de la energía que rigió en el nodo "n" para el
mes "m", de acuerdo con la fórmula del precio reconocido de adquisición
de la energía señalada en este Reglamento.
El Distribuidor incluirá el valor acumulado de desviación en el periódo
de estabilización, para el cálculo del Precio Equivalente de adquisición
de la energía del período siguiente.
(*)Notas:
Ampliar información en imagen electrónica: Decreto Nº 277/002 de
28/06/2002.
Artículo 56. Si en la Zona de Servicio existiere más de un nodo de
conexión a las Instalaciones de Trasmisión, se definirá un Precio
Equivalente único de adquisición de la potencia y otro para la energía.
Los precios de adquisición equivalente únicos de potencia y energía
corresponden al promedio ponderado de los Precios Equivalentes de
adquisición por nodo, usando como factor de ponderación las potencias y
energías anuales, respectivamente, previstas de vender desde cada uno de
ellos a la Zona de Servicio.
CAPITULO V. COMPENSACION A USUARIOS DE DISTRIBUCION POR FALLAS DE
SUMINISTRO A NIVEL DE GENERACION
Artículo 57. El déficit de suministro de energía que lleva a la emisión
de un decreto de racionamiento por el Poder Ejecutivo, corresponde a un
déficit de energía de larga duración, como resultado de déficit de
generación hidroeléctrica a causa de una sequía, falla prolongada de
centrales generadoras o limitación prolongada de la capacidad de
importación desde mercados eléctricos vecinos al país. Se excluye de este
tipo todo déficit producido por fallas transitorias de centrales
generadoras o sistemas de trasmisión.
Artículo 58. La compensación que pagará el Distribuidor a sus Suscritores
por concepto de energía no suministrada, se determinará multiplicando la
cantidad de energía no suministrada al Suscritor por el costo de energía
no servida en el o los escalones de racionamiento que correspondan. La
cantidad de energía no suministrada se determinará para cada Suscritor
para cada período de facturación en el que hubiere regido en todo o parte
del período un decreto de racionamiento, como la diferencia entre el
consumo normal del Suscritor en el período de facturación y el consumo
del Suscritor en condiciones de racionamiento, siempre que esa diferencia
sea positiva. El consumo normal del Suscritor se determinará como el
promedio del consumo registrado en el trimestre del año anterior,
comprendido entre el mes anterior y el siguiente al de facturación
considerado. El costo de energía no servida en cada escalón será igual al
que se haya determinado para la programación de la operación del SIN y
esté vigente al momento de emitirse el decreto de racionamiento. El pago
de la compensación se efectuará a través de un descuento en cada
facturación del consumo del Suscritor en cuyo período se haya producido
déficit de suministro. De quedar un saldo a favor del Suscritor, el
descuento se seguirá realizando en los meses siguientes.
TITULO II. REMUNERACION DEL DISTRIBUIDOR POR EL SERVICIO DE DISTRIBUCION
CAPITULO I. ASPECTOS GENERALES
Artículo 59. A los efectos de establecer la remuneración del Distribuidor
se distingue la remuneración de su actividad de distribución realizada
mediante sus Instalaciones de Distribución en Media y Baja Tensión, la
remuneración de sus instalaciones de Subtrasmisión y la remuneración de
la conexión de los Usuarios de Distribución. A la primera se le denomina
Valor Agregado de Distribución Estándar (VADE), a la segunda se le
denomina Valor Agregado de Subtrasmisión (VAST) y a la tercera, Tasa de
Conexión.
Artículo 60. Para el cálculo de la remuneración del Distribuidor de
acuerdo con lo dispuesto en el artículo 17 de la Ley Nº 16.832, en caso
de que algunas de las Instalaciones de Distribución sean utilizadas para
actividades distintas al servicio de distribuición, debe determinarse la
proporción de esas instalaciones que resulta afectada a dicho servicio.
Dicha proporción se determinará para cada año como la relación existente
entre los ingresos brutos que se prevén para el servicio de distribución
considerando para ello el total de las instalaciones afectadas a esas
actividades, y el monto que resulte de sumar a tales ingresos, el 60%
(sesenta por ciento) de los ingresos brutos por las otras actividades a
que se destinen las mimas instalaciones, previstos para el siguiente
año.
En todo caso, los Distribuidores darán pleno cumplimiento a las normas de
contabilidad regulatoria establecidas por el Regulador.
CAPITULO II. VALOR AGREGADO DE DISTRIBUCION ESTANDAR (VADE)
Artículo 61. 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. Los ingresos obtenidos a través de la recaudación
del VADE por parte de los Distribuidores que operen el negocio en forma
prudente y eficiente deben ser suficientes para mantener una buena
Calidad de Servicio de Distribución y ampliar las instalaciones para
atender el crecimiento del mercado con una utilidad razonable. El VADE
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, sobre la base de la densidad de distribución y, cuando
corresponda, otras variables geográficas o climáticas que expliquen una
diferencia de costos eficientes de la actividad de distribución que no
pueda ser explicada solamente por la densidad de distribución. Las áreas
de distribución tipo serán determinadas por el Regulador, con
procedimientos que serán informados públicamente. La Zona de Servicio
tendrá un VADE equivalente en cada una de sus componentes, el que se
calculará como el promedio ponderado del VADE de las áreas de
distribución tipo aplicables a la Zona de Servicio, utilizando variables
de ponderación pertinentes a la componente del VADE equivalente de que se
trate. Las áreas de distribución tipo aplicables a la Zona de Servicio
serán definidas por el Poder Ejecutivo sobre la base de una clasificación
por densidad de distribución de las subzonas que ésta presente,
considerando, de ser el caso, aquellas otras variables que incidieron en
la definición de las áreas de distribución tipo.
Artículo 62. El VADE se expresará a través de los siguientes
componentes:
a) Costo fijo por usuario, asociado a los costos de atención comercial,
así como los correspondientes a los procesos de emisión, distribución,
y cobranza de la factura. En el caso de los Suscritores se agregarán
los costos del proceso de lectura, así como los de mantenimiento y
reposición del empalme y el equipamiento de medida y control. Asimismo
se adicionarán otros costos de la actividad comercial relativos a
atención comercial y control de fraudes.
b) Pérdidas medias de distribución en potencia y energía para la red
adaptada eficiente de referencia.
c) Remuneración estándar del capital, y costos estándares de
administración, mantenimiento y operación asociados a la distribución,
para distintos niveles de tensión, por unidad de potencia distribuida.
La potencia distribuida podrá ser definida para distintos bloques
horarios o estacionales, debiendo al menos definirse el bloque de
demanda máxima anual del sistema eléctrico.
La remuneración reconocerá los costos de una empresa eficiente de
referencia que actúa en el ámbito local, operando la red de referencia.
Asimismo, serán consideradas las condiciones que derivan de la aplicación
del marco normativo vigente.
Artículo 63. El VADE correspondiente a costo fijo por usuario se
diferenciará según el tipo de equipo de medida, de acuerdo con la opción
tarifaria del usuario.
Artículo 64. El costo de inversión por unidad de potencia transmitida en
la red de distribución 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 de Instalaciones
de Distribución de treinta (30) años y la tasa de actualización definida
para fines tarifarios.
Artículo 65. Los costos de administración, operación y mantenimiento por
unidad de potencia, se determinarán bajo el supuesto de un nivel de
eficiencia estándar en las condiciones de gestión de la red de referencia.
Artículo 66. Las pérdidas de distribución de potencia y energía estarán
constituidas por las pérdidas técnicas y no técnicas. Las pérdidas
técnicas se determinarán para la red eficiente de referencia. Para dicho
cálculo se tendrá en cuenta la demanda del año anterior al inicio del
período de 4 (cuatro) años de vigencia del VADE y factores de ajustes que
incrementen dichas pérdidas en cada año del período de vigencia,
considerando el crecimiento de la demanda en ese período. Las pérdidas no
técnicas a reconocer serán las correspondientes a una empresa gestionada
eficientemente que opera en el ámbito local.
CAPITULO III. VALOR AGREGADO DE SUBTRASMISION (VAST)
Artículo 67. El VAST se determinará para las instalaciones de
Subtrasmisión del Distribuidor, las que incluyen las líneas de Media
Tensión cuyo voltaje sea superior a 24.000V e inferior o igual a 72.500V,
que por sus características de longitud, consumos servidos u otras, sean
calificadas de Subtrasmisión, y las subestaciones de transformación de
Media a Media Tensión. El VAST se determinará caso a caso para cada
estación de transformación y línea de Subtrasmisión, a través de analizar
sus costos estándares eficientes de inversión, administración, operación
y mantenimiento y pérdidas de potencia y energía, aplicando en lo que
corresponda los mismos conceptos y criterios que se establecen en este
Reglamento de Distribución para el análisis y determinación de los VADE
en las áreas de distribución tipo.
Las componentes del VAST correspondientes a la anualidad del Valor Nuevo
de Reemplazo y de los costos de operación y mantenimiento de las
instalaciones de Subtrasmisión se expresarán por kilowatt de potencia
coincidente total extraído de las instalaciones de Subtrasmisión del
Distribuidor. Estas componentes podrán discriminarse por nivel de voltaje
en el caso de existir más de un voltaje comprendido en las instalaciones
de Subtrasmisión del Distribuidor, en cuyo caso la componente en cada
nivel se calculará con la potencia total extraída en ese nivel.
CAPITULO IV. TASA DE CONEXION
Artículo 68. 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. Esta tasa se determinará en función del costo
directo de los materiales y equipos constitutivos de la instalación
enlace del Suscritor con la red de distribución y el costo directo de
montaje de estos. Forman parte de la instalación de enlace del Suscritor
la acometida, el equipo de medida y el equipo de protección y desconexión
de la instalación interior del mismo. A los Grandes Consumidores se le
apliará igual Tasa de Conexión que a los Suscritores exceptuándose los
costos del sistema de medición. En la determinación de la Tasa de
Conexión, ésta podrá discriminarse en función de la longitud y
características de la acometida, medida entre el punto de conexión con la
red de distribución y la localización del equipo de medida. Para ello se
establecerá un cargo base que incluirá una longitud de acometida de hasta
30 (treinta) metros, y un cargo incremental por cada metro adicional. La
tasa de conexión también podrá discriminarse en función del tipo de
equipo de medida, de acuerdo a la opción tarifaria. A los efectos del
cobro de la Tasa de Conexión podrán preverse sistemas de pago en cuotas,
con intereses que consideren la tasa de costo de capital que se aplica a
la empresa.
(*)Notas:
Se modifica/n por: Decreto Nº 366/007 de 01/10/2007 artículo 5.
CAPITULO V. CALCULO DE LA REMUNERACION DEL DISTRIBUIDOR
Artículo 69. El VADE, el VAST y la Tasa de Conexión, así como sus
fórmulas de reajuste, serán determinadas cada 4 (cuatro) años, de acuerdo
con los procedimientos que se establecen en este Reglamento de
Distribución, debiendo fijarse en el mes de diciembre previo al año en
que regirán.
Dentro del período de 4 (cuatro) años los VADE, VAST y la tasa de
conexión se ajustarán en función de la variación que experimente su valor
de acuerdo a la variación de los índices incorporados en la fórmula de
ajuste, los que serán representativos de los precios de los elementos que
componen dichos valores agregados y Tasa de Conexión.
Artículo 70. Cuando la componente del VADE correspondiente a cargo fijo
se calcule con el número de usuarios registrado el año anterior al inicio
del período de 4 (cuatro) años de vigencia, su fórmula de ajuste
incorporará un factor que tome en cuenta la reducción anual de dicha
componente del VADE por concepto de incremento del número de usuarios.
Igualmente, cuando las componentes del VADE correspondientes a costos de
inversión y costos de operación y mantenimiento de la red de distribución
se calculen con la potencia distribuida registrada el año anterior al
inicio del período de cuatro (4) años de vigencia, sus fórmulas de ajuste
incorporarán un factor que tome en cuenta la variación anual de dichas
componentes por concepto de crecimiento de la demanda, considerando
apropiadamente las tasas de crecimiento vertical y horizontal de esta
variable.
En el caso de que no se disponga de la información antes mencionada, el
Regulador podrá proponer el ajuste anual de los cargos, en función de las
tasas de crecimiento del número de usuarios y demanda estimadas para el
cálculo del VADE.
Artículo 71. Cuando las componentes de costo de capital y de costos de
operación y mantenimiento de las instalaciones de Subtrasmisión se
calculen utilizando la potencia total extraída en el año anterior al
inicio del período de cuatro años de vigencia, sus fórmulas de ajuste
incorporarán un factor que tome en cuenta la variación anual de dichas
componentes del VAST por concepto de crecimiento de la demanda.
En el caso de que no se disponga de la información antes mencionada, el
Regulador podrá ajustar anualmente los cargos, en función de la tasa de
crecimiento de la demanda estimada para el cáculo del VAST.
En el caso de las componentes del VAST correspondientes a pérdidas de
potencia y energía, se procederá de la misma forma establecida en este
Reglamento para las pérdidas de potencia y energía en las redes de
distribución, sin considerar pérdidas no técnicas.
Artículo 72. Los componentes de los VADE y de la Tasa de Conexión se
calcularán para cada área de distribución tipo mediante estudios de
costos contratados por el Regulador. En el mismo estudio se calcularán
las componentes del VAST para la totalidad de las instalaciones de
Subtrasmisión del Distribuidor. El Distribuidor podrá presentar una
propuesta al Regulador en relación con los componentes de VADE y VAST. El
Regulador la elevará al Poder Ejecutivo junto con su evaluación. Las
condiciones y plazos para la presentación de la propuesta por parte del
Distribuidor serán establecidos por el Regulador.
TITULO III. TARIFAS DE SUMINISTRO Y DE SERVICIO DE TRANSPORTE A USUARIOS
SERVIDOS POR OTROS SUMINISTRADORES
CAPITULO I. TARIFAS DE SUMINISTRO
Artículo 73. En la Zona de Servicio los montos que el Distribuidor podrá
percibir de los Suscritores resultarán de la adición de sus compras en el
Mercado Mayorista de Energía Eléctrica, evaluadas según los Precios
Equivalentes de adquisición de potencia y energía en dicho mercado,
incluido los cargos de trasmisión y servicios, del Valor Agregado de
Subtrasmisión (VAST) y del Valor Agregado de Distribución Estándar
(VADE), según corresponda al nivel de tensión a la cual se conecten.
La definición de la estructura tarifaria se realizará mediante fórmulas
que reflejen la forma en que los precios de los componentes señalados se
adicionan. Los cargos de potencia deberán reflejar el precio de
adquisición de la potencia en el Mercado Mayorista, las pérdidas de
potencia en las redes Subtrasmisión, y Media y Baja Tensión, y los
valores agregados de Subtrasmisión y Media y Baja Tensión. Los cargos de
energía reflejarán el Precio Equivalente de adquisición de la energía en
el Mercado Mayorista y el costo de las pérdidas de energía en la red de
distribución. La componente del cargo fijo de la tarifa tendrá en cuenta
el costo eficiente de la actividad comercial.
CAPITULO II. TARIFAS MAXIMAS DEL SERVICIO DE TRANSPORTE A USUARIOS
SERVIDOS POR OTROS SUMINISTRADORES
Artículo 74. La tarifa del servicio de distribución a usuarios servidos
por otros suministradores será establecida de manera tal que, en lo que
al costo agregado por el Distribuidor se refiere, sea indiferente para el
usuario ser abastecido por el Distribuidor o por otro suministrador.
Artículo 75. Las tarifas del servicio de distribución considerarán las
componentes del VAST y del VADE determinadas según este Reglamento, las
que se aplicarán de la misma forma en que se hubieren aplicado en la
fórmula tarifaria del usuario en el caso que éste hubiera sido Suscritor
del Distribuidor. Al respecto, se adoptarán los siguientes procedimientos
para la aplicación de las componentes del VADE y VAST en la tarifa:
a) El costo fijo se determinará de acuerdo a lo definido en el Artículo
62.
b) El costo unitario correspondiente a los costos de capital y
administración, operación y mantenimiento de la red de distribución se
aplicará discriminado por nivel de voltaje y considerando el factor de
participación de la potencia del usuario en la potencia máxima
coincidente del Distribuidor.
c) Los costos correspondientes a las pérdidas de potencia y energía se
aplicarán valorizando dichas pérdidas a los Precios Equivalentes de
compra de potencia y energía del Distribuidor. Se asume que el
Distribuidor compra la energía correspondiente a las pérdidas
eficientes de su red.
Artículo 76. Las tarifas del servicio de distribución determinadas
siguiente los criterios expuestos anteriormente se verificarán con el
siguiente procedimiento:
a) Se adicionarán a los cargos del servicio de distribución los Precios
Equivalentes de adquisición de potencia y energía del Distribuidor.
b) Se verificará que los cargos tarifarios resultantes en a) serán
iguales a los cargos tarifarios aprobados al Distribuidor para el
suministro de electricidad con excepción del cargo fijo. Dicho cargo
diferirá del costo eficiente aprobado al Distribuidor por los cargos
correspondientes al proceso de lectura así como los de mantenimiento y
reposición del empalme y el equipamiento de medida y control.
Artículo 77. Los Grandes Consumidores conectados a la red de distribución
estarán vinculados al SMEC, gestionado por la ADME y definido por norma
del Regulador.
TITULO IV. FIJACION, PUBLICACION Y AJUSTE DE TARIFAS
Artículo 78. El Poder Ejecutivo fijará cada 4 (cuatro) años y publicará
los valores iniciales de los VADE, VAST y Tasa de Conexión así como sus
fórmulas de ajustes y la fecha de su entrada en vigencia. En la misma
oportunidad, el Poder Ejecutivo fijará la estructura tarifaria, valores
base y fórmulas de indexación de las tarifas aplicables al suministro del
Servicio Público de Electricidad y al servicio de
transporte en redes de distribución, por parte del Distribuidor.
Artículo 79. Los componentes de las tarifas de suministro del Servicio
Público de Electricidad y del servicio de transporte en redes de
distribución, y sus fórmulas de reajuste, tendrán una vigencia de 4
(cuatro) años y, al interior de su período de vigencia, serán
reformulados solo cuando las tarifas ajustadas dupliquen el valor inicial
de las tarifas. Una vez vencido el período de vigencia de las tarifas y
mientras no sean fijadas las del período siguiente, podrán ser
reajustadas de acuerdo con los procedimientos vigentes.
Artículo 80. El Distribuidor podrá solicitar al Poder Ejecutivo el
reajuste de sus tarifas, en función de la variación de los Precios
Equivalentes de adquisición de potencia y energía, VADE, VAST, y Cargos
de Trasmisión, de acuerdo con sus respectivas fórmulas de ajuste. Los
ajustes serán realizados en forma semestral, a partir de la entrada en
vigencia del nuevo pliego tarifario.
SECCION VI. ESTRUCTURA TARIFARIA
Artículo 81. La estructura tarifaria reflejará en forma simple, directa y
explícita los costos económicos, establecidos por el mercado o bien
regulados con criterio de eficiencia, de los componentes de generación,
transporte y distribución. La misma reflejará los costos que los Usuarios
de Distribución originan, independientemente de su carácter social o
jurídico y del destino final dado a la energía que se consume.
Artículo 82. La estructura tarifaria será aplicada por los Distribuidores
para el suministro del Servicio Público de Electricidad y por el Servicio
de Redes en redes de distribución a los Usuarios de Distribución
conectados a dichas redes. La misma comprenderá las categorías tarifarias
que podrán elegir los Usuarios de Distribución, sus condiciones de
aplicación, y las fórmulas que establecen dichas estructura.
Artículo 83. La estructura tarifaria será establecida por decreto del
Poder Ejecutivo con asesoramiento preceptivo del Regulador. Dentro de los
plazos establecidos a ese efecto por el Regulador, el Distribuidor
presentará al mismo una propuesta de estructura tarifaria, la que será
analizada y elevada al Poder Ejecutivo con las consideraciones que el
Regulador estime pertinentes, junto con su propuesta final. Las
propuestas deberán ajustarse a los principios y criterios establecidos en
el presente Reglamento.
Artículo 84. Conforme al comportamiento del consumo de electricidad o a
los avances que se registren en las tecnologías disponibles
comercialmente para la medición y control de los consumos, el Regulador
podrá proponer al Poder Ejecutivo modificaciones a la estructura
tarifaria. Las modificaciones a proponer pueden incluir la supresión o
inclusión de opciones tarifarias, la variación de las fórmulas que
definen la estructura y de los parámetros e índices considerados en la
misma.
El Distribuidor podrá, asimismo, proponer el establecimiento de opciones
tarifarias no contempladas en el pliego vigente, las que serán analizadas
por el Regulador previo a su consideración por el Poder Ejecutivo.
Las modificaciones que el Poder Ejecutivo efectúe entrarán en vigencia
con ocasión de la siguiente fijación cuatrienal de tarifas de suministro
del Servicio Público de Electricidad y del Servicio de Redes en redes de
distribución.
SECCION VII. CALIDAD DE SERVICIO DE DISTRIBUCION
Artículo 85. Es obligación del Distribuidor efectuar la actividad de
Distribución con un nivel de calidad satisfactorio compatible con el
diseño de una red adaptada en una empresa eficiente según se determina en
el estudio del VADE, y conforme a las disposiciones de este Reglamento y
al Reglamento de Calidad de Servicio de Distribución que apruebe el
Regulador.
Artículo 86. Compete al Regulador el desarrollo de la normativa de
calidad del servicio de distribución, de conformidad con lo establecido
en el numeral 2º del artículo 3º de la ley 16.832.
Asimismo controlará el cumplimiento de las normas de calidad del servicio
de distribución establecidas, teniendo por su parte el Distribuidor la
obligación de efectuar las campañas de relevamiento de información y la
determinación de los indicadores que se definan en el Reglamento de
Calidad de Servicio de Distribución, poniéndolos a disposición del
Regulador.
Artículo 87. El no cumplimiento de las normas de calidad dará lugar a
compensaciones a los Usuarios de Distribución por los perjuicios
ocasionados por una calidad de servicio no adecuada a los criterios
establecidos, a incluirse en el Reglamento de Calidad de Servicio de
Distribución que el Regulador apruebe. Los montos y cálculos de estas
compensaciones serán los definidos en esa normativa.
calculará como el promedio ponderado del VADE de las áreas de
distribución tipo aplicables a la Zona de Servicio, utilizando variables
de ponderación pertinentes a la componente del VADE equivalente de que se
trate. Las áreas de distribución tipo aplicables a la Zona de Servicio
serán definidas por el Poder Ejecutivo sobre la base de una clasificación
por densidad de distribución de las subzonas que ésta presente,
considerando, de ser el caso, aquellas otras variables que incidieron en
la definición de las áreas de distribución tipo.
Artículo 89. El Suscritor o Usuario del transporte tiene la
responsabilidad de cumplir con los límites o rangos establecidos en la
normativa específica, para un conjunto de variables eléctricas e índices
técnicos, en el punto de conexión, como resultado de la operación de su
instalación eléctrica y de los equipos o consumos que conecte a ella.
Artículo 90. Se entiende por estado anormal de operación de un sistema
eléctrico de Distribución a una condición de operación en que la
suficiencia de seguridad de sus instalaciones eléctricas no permiten
abastecer en forma íntegra y continua los consumos de sus usuarios,
cuando se produzcan perturbaciones en el sistema eléctrico de
distribución de origen externo a la empresa de distribución, tales como:
a) Acción directa de fenómenos de la naturaleza que por su gran
magnitud -rayos, vientos huracanados, inundaciones masivas-,
debidamente probada al Regulador, que afectare directamente las
instalaciones eléctricas de una empresa de distribución, en una
magnitud y duración que interrumpe la operación de las instalaciones
eléctricas del sistema eléctrico de distribución en una proporción de
subestaciones o líneas superior al 20% (veinte por ciento) de las
instalaciones;
b) Ocurrencia de fallas en los sitemas eléctricos externos que se
encuentran interconectados con la empresa de Distribución y que
afecten las subestaciones de poder de Alta a Media Tensión,
interrumpiendo la continuidad del flujo de potencia a través de ellas;
c) Toda otra condición que sea calificada de fuerza mayor
Artículo 91. En el estado anormal de operación a que se refieren los
literales a) y c) del artículo anterior, no serán aplicables las normas
de Calidad de Servicio de Distribución en el área afectada del
Distribuidor.
En el estado anormal de operación a que se refiere el literal b) del
artículo anterior, serán aplicables las condiciones particulares
establecidas en las normas de Calidad de Servicio de Distribución en la
zona afectada.
Artículo 92. Serán consideradas de forma especial las interrupciones de
servicio o mala calidad del producto causadas por trabajos programados
debidamente comunicados, de acuerdo a las condiciones que se establecerán
en la correspondiente normativa.
Artículo 93. Las normas de Calidad de Servicio de Distribución
comprenden:
a) Calidad del producto técnico suministrado
b) Calidad del servicio técnico prestado
c) Calidad del servicio comercial prestado
Artículo 94. La calidad del producto técnico se refiere al nivel de
tensión en el punto de conexión y a las perturbaciones (variaciones
rápidas y caídas lentas de tensión, y armónicas).
La calidad de servicio técnico se refiere a la frecuencia y duración de
interrupciones de suministro, expresadas a través de índices globales
(individual promedio) e individuales.
La calidad del servicio comercial se refiere a la calidad de atención al
usuario en sus distintos aspectos y formas, tales como en los locales de
atención comercial y sistema de telegestión, tiempos para responder a
pedidos de conexión, errores de facturación, demoras en la atención de
las reclamaciones, tiempos para la restitución de suministros cortados y
resolución de quejas.
Los indicadores que miden la calidad del producto técnico, la calidad de
servicio técnico y la calidad de servicio comercial, la forma de
registrarlos e informarlos y los valores límites que no deben ser
sobrepasados y que dan origen a compensaciones a los Usuarios de
Distribución, serán establecidos por el Regulador.
Artículo 95. El Distribuidor no estará obligado a brindar el servicio con
una calidad superior a los estándares establecidos en la normativa
correspondiente. En caso de que el Usuario de Distribución requiera una
calidad especial, será de su exclusiva responsabilidad adoptar las
medidas necesarias para lograrla, pudiendo celebrar acuerdos especiales
al respecto, con el Distribuidor o Comercializador. Será deber del
suministrador adoptar las providencias necesarias para no afectar la
calidad de servicio del resto de los Usuarios de Distribución.
Se entenderá que un Usuario de Distribución exige una calidad especial
cuando la misma supere cualquiera de los estándares máximos señalados en
la correspondiente normativa.
Artículo 96. Los índices de calidad definidos en las normas de Calidad de
Servicio de Distribución se establecerán por zona geográfica y
características de las instalaciones.
Las compensaciones a los Usuarios de Distribución se establecerán en
función de la energía no vendida de acuerdo al costo de falla por tipo de
cliente de distribución. No se considerará el lucro cesante.
Artículo 97. La normativa de Calidad de Servicio de Distribución que
apruebe el Regulador se implementará por etapas según el cronograma que
el mismo establezca, quien asimismo fijará los requisitos a cumplir y las
acciones adoptar por el Distribuidor, en especial las atinentes a la
instrumentación de medios de registro y de procesamiento de información
relevante para el control de calidad, así como establecerá los índices y
límites que rijan en cada una de las etapas.
Artículo 98. Hasta tanto no entre en vigencia la normativa de Calidad de
Servicio de Distribución a aprobarse, regirán las disposiciones y las
compensaciones que UTE aplica a sus clientes, vigentes a la fecha de
aprobación del presente Reglamento.
SECCION VIII. CONCESIONES
Artículo 99. Mediante resolución expresa, y previa opinión de la UTE y el
Regulador, el Poder Ejecutivo podrá otorgar en régimen de concesión a
empresas eléctricas el servicio de distribución, en áreas delimitadas.
Las obligaciones y derechos del concesionario, incluido el régimen de
precios para la adquisición y venta de energía eléctrica, así como las
penalidades por incumplimiento de las normas de Calidad de Servicio de
Distribución, serán los establecidos en las disposiciones legales y
reglamentarias relativas a la distribución que estén vigentes a la fecha
de su otorgamiento, y sus modificaciones posteriores, y en el contrato de
concesión. El contrato de concesión remitirá a dichas normas legales y
reglamentarias en lo referente a las obligaciones y derechos de las
partes.
SECCION IX. SERVIDUMBRES
Artículo 100. De acuerdo con lo dispuesto en el artículo 24 del
Decreto-ley Nº 14.694, los edificios sobre cuyos frentes sea necesario
pasar o fijar líneas de distribución se encuentran sujetos a la
servidumbre respectiva con carácter gratuito. También lo están los bienes
de uso público nacional o municipal y terrenos particulares en zonas no
edificadas cuando sea necesario para ejecutar obras de instalación,
puesta en funcionamiento, mantenimiento de líneas aéreas y subterráneas y
su permanencia en el espacio o subsuelo.
Artículo 101. Las instalaciones observarán, en lo pertinente, las
disposiciones de las Intendencias, de acuerdo con el segundo inciso del
artículo 25 del Decreto-ley Nº 14.694 citado.
Artículo 102. Siguiendo lo dispuesto en el inciso primero del artículo 25
mencionado, el Distribuidor ejecutará las obras de manera de prevenir
todo peligro para las personas y las cosas, evitando perjuicios a la
propiedad y conciliando los derechos del propietario, dejando a salvo la
acción por daños y perjuicios. Con el mismo objetivo, el Distribuidor
efectuará el mantenimiento de las instalaciones.
Artículo 103. En el caso de abandono de las instalaciones el Distribuidor
deberá retirarlas y restituir la propiedad a su estado primitivo.
Artículo 104. La indemnización por daños y perjuicios será por aquellos
que sean consecuencia de las servidumbres, sin que la reclamación por los
propietarios, pueda impedir o retardar la efectividad de las
servidumbres.
SECCION X. INSTALADORES AUTORIZADOS
Artículo 105. De acuerdo con lo dispuesto en el artículo 27 del
Decreto-ley Nº 14.694, las instalaciones requeridas para utilización de
energía eléctrica en el interior de los inmuebles públicos y privados,
deberán ser efectuadas por cuenta de los Usuarios de Distribución, por
personas o empresas idóneas que autoricen las Intendencias, debiendo
ajustarse a las normas que en la materia dicte el Regulador en ejercicio
de su competencia establecida en el numeral 2) del artículo 3º de la Ley
Nº 16.832. Tales normas se revisarán y actualizarán periódicamente. Hasta
tanto no sean sancionadas, regirán las existentes y lo establecido en el
presente Reglamento.
Artículo 106. El Poder Ejecutivo, con el asesoramiento del Regulador y la
opinión de UTE y las Intendencias, determinará la fecha a partir de la
cual las Intendencias comenzarán a ejercer la competencia referida en el
inciso anterior.
El Regulador propondrá al Poder Ejecutivo las calificaciones mínimas de
idoneidad que deben tener los instaladores eléctricos que realicen
instalaciones interiores.
Las Intendencias formularán un listado con los instaladores autorizados
en su territorio.
Quien solicite servicio en la propiedad cuya instalación interior va a
efectuarse, es el responsable de contratar a un instalador autorizado, y
éste será, a su vez, responsable del cumplimiento de las normas y
procedimientos regulados. El propietario debe mantener en su poder un
plano de las instalaciones firmado por el instalador y una copia de la
recepción conforme de las obras.
SECCION XI. DISPOSICIONES TRANSITORIAS
TITULO I. DEFINICION DE ZONAS ELECTRIFICADAS INICIALES
Artículo 107. El Distribuidor tendrá un plazo de un año para solicitar
ante el Regulador las zonas electrificadas, de acuerdo con lo establecido
en este Reglamento. El Distribuidor acompañará los antecedentes y planos
que el Regulador especificará, pudiendo utilizarse a este efecto bases
electrónicas de datos geo-referenciadas. El Regulador establecerá un
procedimiento para actualizar la base de datos y la definición de las
zonas electrificadas, considerando la incorporación de las expansiones de
las Instalaciones de Distribución.
TITULO II. CONTRATOS INICIALES
Artículo 108. Para el período de transición inicial y previo a la puesta
en marcha del Mercado Mayorista, se establecerán los Contratos y
Convenios Internos Iniciales para la generación existente de UTE y Salto
Grande, con las características del Mercado de Contratos a Término que
establece el Reglamento del Mercado Mayorista. Tanto los Contratos y
Convenios Iniciales como los contratos acordados por UTE previo al inicio
del MMEE o en proceso de licitación previo a la entrada en vigencia del
presente Reglamento, serán considerados contratos preexistentes y
autorizados a transferir a tarifas del Distribuidor, en la medida que
resulten aprobados por el Regulador.
Artículo 109. El cálculo del Precio Equivalente de adquisición de energía
a que se refiere este Reglamento, se determinará según los siguientes
procedimientos para los contratos indicados en el artículo anterior:
a) Contratos tipo respaldo con generación nacional: la fórmula de
cálculo del Precio Equivalente de compra de energía del contrato a
trasladar a tarifas deberá considerar las cantidades esperadas de
compra de energía en el contrato según los resultados de la
Programación Estacional de Largo Plazo. Dicha energía se valorizará
al precio de la energía establecido en el contrato.
b) Contratos de importación tipo respaldo: Para el cálculo del Precio
Equivalente de compra de energía del contrato de importación a
trasladar a tarifas se deberá considerar el Despacho previsto de la
importación correspondiente al Contrato según los resultados de la
Programación Estacional de Largo Plazo. Dicha compra de energía de
importación se valorizará de acuerdo a lo establecido en el contrato;
los precios Spot previstos para el Mercado Eléctrico Mayorista
argentino serán los adoptados en la Programación Estacional de largo
plazo.
c) La energía correspondiente a la potencia del Contrato de Respaldo que
no resulte convocada, será considerada comprada por el Distribuidor
en el Mercado Spot al correspondiente precio estabilizado.
TITULO III. PRIMERA FIJACION DE TARIFAS
Artículo 110. Dentro de un plazo de 6 (seis) meses a contar de la
publicación de este Reglamento, el Regulador propondrá al Poder Ejecutivo
fórmulas tarifarias transitorias de suministro de electricidad, Tasas de
Conexión y tarifas del servicio de transporte en redes de distribución,
de acuerdo con los criterios, metodología y estructura que este
Reglamento define para establecer valores meta de los diferentes cargos y
tarifas que dependen de los VADE. Los valores meta se alcanzarán en el
período que va desde la publicación de las tarifas provisorias hasta la
publicación de las tarifas de la primera fijación, a través de la
aplicación de factores de convergencia que multiplicados por valores
iniciales lleven a estos a dichos valores meta mediante ajustes
escalonados periódicamente. Esta primera fijación se realizará una vez
establecida la duración del periodo de transición.
Los valores iniciales y los valores meta de los diferentes cargos y
tarifas que dependen del VADE tomarán en cuenta el estudio de costos ya
contratado por el Distribuidor, y supervisado por el Regulador. El
Regulador revisará los estudios, formulará las observaciones que le
parezcan oportunas y elevará un informe al Poder Ejecutivo, que deberá
ser de acceso público. El Poder Ejecutivo, previa opinión del Regulador,
fijará y publicará las tarifas de distribución y las fórmulas de ajuste
así como su fecha de entrada en vigencia.
REGLAMENTO DE DISTRIBUCION DE ENERGIA ELECTRICA
ANEXO
ANEXO: REMUNERACIONES TRANSITORIAS DE LAS INSTALACIONES DE TRASMISION Y
SUBTRASMISION DE ENERGIA ELECTRICA
TITULO I. INSTALACION DE TRASMISION Y SUBTRASMISION DE ENERGIA ELECTRICA
Y USUARIOS
El presente Anexo regula los cargos por el uso de las instalaciones de
trasmisión y subtrasmisión de energía eléctrica que deberán pagar los
usuarios de las mismas a su propietario.
Serán usuarios de las instalaciones de trasmisión y subtrasmisión de
energía eléctrica, en adelante Sistema, los agentes que efectúen retiros
o inyecciones de energía en nodos del Sistema en las tensiones de 500,
150, 60 o 30 kV. Quedan excluidas de este pliego las instalaciones
correspondientes al cuadrilátero de Salto Grande.
TITULO II. ETAPAS DEL SISTEMA
El Sistema se considera integrado por las etapas que se detallan a
continuación:
CAPITULO I. MALLA CENTRAL
i. Subetapa Red de 500 kV
Líneas San Javier - Palmar 1 y 2, línea Palmar - Montevideo A, línea
Palmar - Montevideo B, línea Montevideo A - Montevideo B y línea
Montevideo A - Montevideo I.
ii. Subetapa Transformación 500/150 kV y líneas 150 kV
Transformación 500/150 kV en las estaciones Salto Grande, San Javier,
Palmar, Montevideo A, Montevideo B.
Líneas 150 kV Palmar - Montevideo B, G. Terra - Montevideo A (una terna),
Palmar - Baygorria, G. Terra - Baygorria.
CAPITULO II. SISTEMAS ZONALES
Se definen los siguientes sistemas zonales constituidos por las estaciones
que se listan a continuación y las líneas que las vinculan entre sí y con
la Malla Central.
i. Sistema zonal 1
Arapey, Tomás Gomensoro y Artigas.
ii. Sistema zonal 2
Tacuarembó, Manuel Díaz y Rivera.
iii. Sistema zonal 3
Valentines, Treinta y Tres, Melo y Enrique Martínez.
iv. Sistema zonal 4
Pando, Bifurcación, Pan de Azúcar, Maldonado, Punta del Este, Rocha y San
Carlos.
v. Sistema zonal 5
Salto (Cuatro Bocas), Paysandú, Young, Mercedes, Fray Bentos, Nueva
Palmira y Conchillas.
vi. Sistema zonal 6
Santiago Vázquez, Libertad, Colonia, Rosario, Rodriguez.
vii. Sistema zonal 7
Montevideo A 150 kV, Montevideo B 150 kV, Montevideo C, Montevideo E,
Montevideo F, Montevideo H, Montevideo I 150 kV, Montevideo J, Montevideo
K, Montevideo L, Montevideo Norte, Las Piedras y Solymar.
viii. Sistema zonal 8
Durazno, Florida, Trinidad y Aguas Corrientes.
Se agrega Anexo 1 con detalle de las instalaciones que constituyen cada
sistema zonal.
CAPITULO III. TRANSFORMACION 150/60-30 KV EN ESTACIONES DE TRASMISION
Corresponde al conjunto de los transformadores 150/60-30 kV y las
instalaciones asociadas.
CAPITULO IV. SUBRASMISION EN LINEAS DE 60 - 30 KV
Corresponde al conjunto de las líneas y equipos asociados que integran
las instalaciones de subtrasmisión de 60-30 kV.
TITULO III. USUARIOS DE LAS ETAPAS
Todo usuario del Sistema con independencia del punto de inyección o
retiro de energía, pagará un peaje mínimo que cubre los costos de
administración, operación y mantenimiento de la red no adaptada.
Adicionalmente, pagarán los cargos asociados a cada etapa los agentes que
la utilicen, de acuerdo con los criterios que se definen a continuación:
CAPITULO I. MALLA CENTRAL
Los cargos por uso de la Malla Central se aplicarán sobre la Malla
Central reconocida como adaptada. Se detalla en Anexo la Malla Central
que se reconoce como adaptada.
i. Red de 500 kV
Se considerará que un agente utiliza la red de 500 kV de la Malla
Central, cuando su inyección o retiro de energía provoca un flujo de
potencia por alguna de las líneas de 500 kV de la Malla Central en el
sentido predominante.
ii. Transformación 500/150 kV y red de 150 kV
Con relación a la subetapa transformación 500/150 kV y red 150 kV,
también se considera que un agente utiliza la misma cuando su inyección o
retiro de energía provoca un flujo en el sentido predominante por
cualquiera de los transformadores de relación 500/150 kV.
iii. Procedimiento de verificación de uso de la malla central
A efectos de verificar el uso de la Malla Central por parte de los
agentes, se realizará un flujo de cargas correspondientes a la máxima
demanda esperada del sistema; la generación y la demanda y los contratos
de importación y exportación serán repartidas en proporción a la potencia
representativa de cada agente asociada al período representativo de la
Malla Central, de acuerdo con la definición de potencia representativa
que se detalla en el TITULO IV de este Anexo.
A los efectos de la determinación del uso de las distintas etapas del
Sistema realizado por los contratos internacionales de importación o
exportación, los contratos serán considerados como:
a) generación vinculada al sistema en el nodo frontera especificado en el
contrato respectivo, con la potencia representativa del contrato,
para los contratos de importación.
b) Demanda localizada en el nodo frontera especificando en el contrato
respectivo, con la potencia representativa del contrato, para los
contratos de exportación.
La configuración de la red considerada para el flujo será la que
corresponde a la Malla Central reconocida como adaptada más el total de
las líneas correspondientes a los sistemas zonales, sin considerar otras
restricciones. Para cada elemento de la Malla Central adaptada, el
sentido de flujo de potencia que surge del flujo de cargas antes
descripto se define como sentido predominante.
Este flujo de cargas también será la base para determinar si un agente
hace uso de cada una de las subetapas de la Malla Central adaptada.
El procedimiento se aplicará para cada generador, para cada contrato de
importación o exportación, y para cada demanda a nivel de la estación 150
kV/MT o tensión superior a la cual esté conectada (ya sea directamente, o
a través de transformación 150 kV/MT y redes de subtrasmisión).
Para cada una de las dos subetapas definidas se establecerán todos los
caminos que vinculan la estación 150 kV/MT, el generador, el importador o
el exportador, a un nodo de dicha subetapa de la Malla Central.
Tratándose de una demanda o un contrato de exportación, cuando al menos
uno de los caminos posibles presenta en todo su recorrido un flujo de
extracción respecto de la Malla Central, que colabora con el flujo de
sentido predominante en alguno de los elementos relevantes de la subetapa
analizada (líneas 500 kV y transformadores 500/150kV respectivamente), se
considerará que la demanda hace uso de la subetapa.
En el caso de los generadores o contratos de importación, el análisis se
realizará verificando si alguno de los caminos presenta en todo su
recorrido un flujo de inyección respecto de la Malla Central, que
colabora con el flujo de sentido predominante en algún elemento relevante
perteneciente a la subetapa correspondiente. Se agrega en Anexo XI-2 la
matriz de uso de los distintos usuarios del Sistema, de cada subetapa de
la Malla Central adaptada en el próximo período reglamentario.
CAPITULO II. SISTEMAS ZONALES, TRANSFORMACION 150/60-30 KV Y
SUBTRASMISION
Para estas tres etapas, se considerará que el agente hace uso de una de
ellas, y por lo tanto pagará sus cargos por uso, cuando debe pasar por la
misma para llegar desde su punto de conexión al Sistema hasta algún nodo
de la Malla Central (criterio topológico).
TITULO IV. POTENCIA REPRESENTATIVA DEL USO DE CADA ETAPA
Cada agente pagará las etapas que utiliza en proporción al gado de uso
que haga de las mismas, el cual estará dado por la "Potencia
Representativa del Uso" o simplemente Potencia Representativa. Cada
agente tendrá definida una potencia representativa para cada etapa que
utilice.
CAPITULO I. GENERADORES
La potencia representavia del generador se calculará a partir de su
generación esperada para el año, la cual resultará como promedio de las
energías anuales con que dicho generador resulta despachado en todas las
crónicas hidrológicas registradas. A efectos de calcular estas energías
anuales se utilizarán los programas e hipótesis de optimización
hidrotérmica vigentes para la programación de la operación del Sistemas
Interconectado Nacional. Las diferencias entre la disponibilidad real del
generador y la prevista al realizar la programación no darán lugar a
ajustes en el pago de peajes. La potencia representativa resultará de
asociar a la generación esperada una potencia de acuerdo con el factor de
carga del Sistema Interconectado Nacional del último año, con máximo
igual a la potencia instalada del generador. La potencia representativa de
los generadores será la misma para todas las etapas que usen.
CAPITULO II. DEMANDAS
Para las demandas, el parámetro base para la determinación de la potencia
representativa del uso de cada etapa será la potencia máxima consumida por
el agente durante los últimos doce meses (año móvil), en el período
representativo del uso de la etapa correspondiente, excepto para la
subtrasmisión en que la potencia representativa será el máximo entre la
potencia máxima consumida en el período representativa del uso de esa
etapa y el 80% de la potencia contratada por el agente con el
distribuidor para el uso de la red de subtrasmisión.
La potencia representativa para distribuidores será determinada a partir
de mediciones en las salidas en media tensión de las estaciones de
trasmisión.
La potencia máxima consumida por un agente vinculado al Sistema a través
de la red de un distribuidor será medida en sus bornes de conexión. En
este caso la potencia representativa del distribuidor en la salida de
media tensión resultará de restar de la potencia máxima de la salida de
media tensión en el período representativo, la potencia representativa de
los otros agentes incluidos en la misma.
Hasta tanto no se disponga de los equipos de medición necesarios para
implementar el procedimiento antedicho, la potencia representativa para el
distribuidor en cada estación será medida en el devanado de media tensión
de los transformadores de trasmisión. En caso que existan agentes del
mercado mayorista vinculados al sistema a través del devanado de media
tensión, la potencia máxima consumida por cada agente se asumirá igual a
la potencia media consumida por el agente en el período representativo.
La potencia representativa del distribuidor en la estación resultará de
la diferencia entre la potencia máxima de la estación en el período
representativo y la de los otros agentes conectados a la misma estación.
CAPITULO III. INTERCAMBIOS INTERNACIONALES
Para los importadores o exportadores con contratos internacionales de
potencia firme, la potencia representativa del uso de cada etapa será la
potencia máxima contratada en los siguientes doce meses en el período
representativo del uso de la etapa.
Los intercambios ocasionales no tendrán cargos por concepto de peaje.
TITULO V. DETERMINACION DE LOS PEAJES
El peaje mínimo, que corresponde a los costos de administración,
operación y mantenimiento de las instalaciones no adaptadas de la Malla
Central, será pagado por todos los usuarios del Sistema de Transporte en
proporción a su potencia representativa en el período representativo de
la Malla Central, independientemente de si son o no usuarios de dicha
etapa.
Adicionalmente, cada agente usuarios de una etapa pagará mensualmente un
peaje, calculado como el peaje unitario de la misma afectado por la
potencia representativa del usuario en la etapa.
Peaje m,u,e = Peajeunite x Potres u,e
Peaje m,u,e = Peaje mensual a abonar por el usuario u para la etapa e
Peajeunite = Peaje unitario de la etapa e
Potres u,e = Potencia representativa del usuario u en la etapa e
Los titulares en Uruguay de los contratos de importación o exportación
pagarán los cargos de transporte para el uso de la etapa determinando
para dichos contratos, además de los cargos de transporte por el uso de
la etapa correspondiente a su naturaleza de agente del mercado
(generador, distribuidor o gran consumidor).
TITULO VI. PEAJES UNITARIOS Y PERIODOS REPRESENTATIVOS
Los peajes unitarios y los períodos representativos de cada zona se
detallan en el Anexo 3.
ANEXO 1: CONSTITUCION DE LA MALLA CENTRAL Y SISTEMAS ZONALES
Sistemas Líneas y cables Estaciones Líneas de Estaciones OBRAS
de 150 kV 150 kV 500 kV 500 kV
5Z1 Salto- Arapey Arapey Arapey
Gomensoro Gomensoro- T.Gomensoro+
Artigas Artigas
5Z2 G. Terra Tacuarembó Tacuarembó
Tacuarembó-M.Diaz
Manuel Manuel Diaz
Diaz-Rivera Rivera
5Z3 G. Terra-Valentines Valentines
Valentines-T. y Tres
T. y Tres- T. y Tres
Melo Melo
T. y Tres-E. Martinez E.Martinez
5Z4 Montevideo A. Pando Pando MdeoI-
SCarlos
Mdeo. A.Bifurcación Bifurcación
Bifurcación Pan Azucar Pan de Azúcar
Bifuración-Minas Minas
P.Azúcar-Maldonado Maldonado
Maldonado-P.Este Punta del Este
Maldonado-Rocha Rocha
San Carlos
5Z5 Cuatro Bocas Paysandú Cuatro Bocas
Paysandú-Young Paysandú
Young-G. Terra Young
Young-Mercedes Mercedes
San Javier-Fray Bentos San Javier
Fray Bentos-Mercedes Fray Bentos
Mercedes-N. Palmira N. Palmira
N. Palmira-Conchillas Conchillas
5Z6 Mdeo.C- S. Vázeuz S. Vázquez
S. Vázquez-Libertad Libertad
Libertad Colonia Colonia
Rodriguez-Rosario Rosario
Rodriguez
5Z7 Mon.C-Mon.E Mon.E
Mon.E-Mon.J Mon.F
Mon.E-Mon.F Mon.J
Mon.J-Mon.F Mon.H
Mon.F-Mon.H Mon.K
Mon.H-Mon.I Mon.L
Mon.I-Mon.F Mon.N
Mon.I-Mon.K Mon.A
Mon.A-Mon.B Mon.B
Mon.B-Mon.C Mon.C
Mon.A-Mon.I Mon.I
Mon.I-Solymar Solymar
Mon.B-Mon.L Las Piedras
Mon.A-Mon.L
Mon.A-Mon.N
Mon.B-Las Piedras
5Z8 Gterra Durazno
(1 tema) Durazno
Durazno Florida
(1 tema) Florida
Florida-MontA.
(1 tema) Trinidad
Baygorria-Trinidad A. Corrientes
Trinidad-Rodríguez
Rodriguez-A.Corrientes
A Corrientes-Mon.B
Sistema 0 TRAFO DE
TERRA
Malla Palmar Mon B G.Terra S Javier
-Palmar Mon.A Comuni-
Central GTerra-Mon A
(1 tema) Baygorria Palmar-
Mon A Mon.B Caciones
Palmar-Baygorria Palmar Palmar
Mon B Mon.I Telecon-
Baygorria-G.Terra Mon A- trol
Mon B Palmar
CTM S.Javier
Salto Gde
MALLA CENTRAL ADAPTADA
Se reconoce como instalaciones adaptadas de la Malla Central las
siguientes:
Red 500 kV
Líneas San Javier - Palmar 1
San Javier - Palmar 2
Palmar - Montevideo A
Palmar - Montevideo B
Montevideo A - Montevideo B
Montevideo A - Montevideo I
Y el equipamiento de estaciones asociado a las mismas
Transformación 500/150 kV y red 150 kV
Transformadores 500/150 kV
Estación Salto Grande
Estación San Javier
Estación Montevideo A
Estación Montevideo B
Autotransformador 500/150 kV Estación Palmar y el equipamiento de
estaciones asociado
Líneas 150 kV
G. Terra - Baygorria
Baygorria - Palmar
y el equipamiento de estaciones asociado.
ANEXO 2 - MATRIZ DE USO DE LA MALLA CENTRAL - DEMANDAS
RED 500 kV TR500/150kV
ARAPEY NO SI
TOMAS GOMENSORO NO SI
ARTIGAS NO SI
TACUAREMBO SI SI
MANUEL DIAZ SI SI
RIVERA SI SI
VALENTINES SI SI
TREINTA Y TRES SI SI
MELO SI SI
ENRIQUE MARTINEZ SI SI
PANDO SI SI
BIFURCACION SI SI
PAN DE AZUCAR SI SI
MALDONADO SI SI
MINAS SI SI
MALDONADO SI SI
PUNTA DEL ESTE SI SI
ROCHA SI SI
SAN CARLOS SI SI
SALTO CUATRO BOCAS NO SI
PAYSANDU SI SI
YOUNG SI SI
MERCEDES SI SI
FRAY BENTOS NO SI
NUEVA PALMIRA SI SI
CONCHILLAS SI SI
SANTIAGO VAZQUEZ SI SI
ROSARIO SI SI
COLONIA SI SI
LIBERDAD SI SI
EFICE SI SI
MONTEVIDEO A SI SI
MONTEVIDEO B SI SI
MONTEVIDEO C SI SI
MONTEVIDEO E SI SI
MONTEVIDEO F SI SI
MONTEVIDEO H SI SI
MONTEVIDEO J SI SI
MONTEVIDEO K SI SI
MONTEVIDEO L SI SI
MONTEVIDEO NORTE SI SI
LAS PIEDRAS SI SI
SOLYMAR SI SI
DURAZNO SI SI
FLORIDA SI SI
TRINIDAD SI SI
AGUAS CORRIENTES SI SI
RODRIGUEZ SI SI
TERRA SI SI
ANEXO 2 - MATRIZ DE USO DE LA MALLA CENTRAL - GENERADORES
RED 500 kV TR500/150 kV
TERRA NO NO
BAYGORRIA NO NO
PALMAR SI SI
SALTO GRANDE SI SI
CTR LA TABLADA 1 (MB) NO NO
CTR LA TABLADA 2 (MA) NO NO
CENTRAL BATLLE NO NO
ANEXO 3 - PEAJES UNITARIOS Y PERIODOS REPRESENTATIVOS
UTE CTM TOTAL
Peaje mínimo de Malla No adaptada
(US$/KW/mes) 0,030 0,000 0,030
Peaje Red de 500 KV de Malla
Central (US$/KW/MES) 0,838 0,030 0,867
P. Transformación 500/150 KV
Malla Central (US$/KW/mes) 0,668 0,079 0,474
Peaje Sistema Zonal (US$/KW/mes) 1,918 1,918
Peaje Transformación 150/60/30 KV
(US$/KW/mes) 1,206 1,206
Peaje Subtrasmisión 60 - 30 KV
(US$/KW/mes) 2,585 2,585
PERIODO DE REFERENCIA
MESES, HORAS
ZONA 5 6 7 8
MESES
ENERO
FEBRERO
MARZO
ABRIL
MAYO 19:00 a 22:59 10:00 a 14:59 y 19:00 a 22:59
19:00 a 22:59
JUNIO 19:00 a 22:59 10:00 a 14:59 y 19:00 a 22:59
19:00 a 22:59
JULIO 19:00 a 22:59 19:00 a 22:59 10:00 a 14:59 y 19:00 a 22:59
19:00 a 22:59
AGOSTO 19:00 a 22:59 19:00 a 22:59 10:00 a 14:59 y 19:00 a 22:59
19:00 a 22:59
SETIEMBRE
OCTUBRE
NOVIEMBRE
DICIEMBRE
Estaciones Young Colonia Montevideo A Durazno
Paysandú Libertad Montevideo B Florida
C. Bocas Rodríguez Montevideo C Trinidad
Mercedes Rosario Montevideo E Aguas Corrientes
N. Palmira Santiago Montevideo F
Fray Bentos Vázquez Montevideo H
Effice Montevideo J
Montevideo K
Montevideo N
Solymar
Las Piedras
(*)Notas:
Ampliar información en imagen electrónica: Decreto Nº 277/002 de
28/06/2002.
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