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Timestamp: 2020-01-23 07:55:28+00:00

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Resolución Nº 229/18
Publicado el diciembre 19, 2018 por webmaster — No hay comentarios ↓
RESOLUCION Nº 229 EPRE
EXPTE. EPRE Nº 177/18
PARANÁ, 19 de diciembre de 2018.-
Las Resoluciones Nº 29/14 EPRE, 106/16; los Registros de Nota EPRE Nº 01396/18, 01505/18; y
Que es responsabilidad de las Distribuidoras de electricidad de la provincia de Entre Ríos, prestar el servicio público de electricidad con un nivel de calidad satisfactorio;
Que para ello las Distribuidoras de electricidad, de acuerdo a lo dispuesto en sus respectivos Contratos de Concesión, deberán cumplir con las exigencias establecidas en el Anexo Normas de Calidad de Servicio Público y Sanciones de los mismos, debiendo realizar a tal efecto los trabajos e inversiones que estimen convenientes;
Que el Ente Provincial Regulador de la Energía de Entre Ríos es el encargado de controlar la Calidad de Producto y Servicio Técnico, que brindan todas las Distribuidoras de electricidad, las cuales deberán responder a las normas de calidad establecidas;
Que la Resolución N° 29/14 EPRE trata sobre la Base Metodológica para el Control de la Calidad de Producto Técnico y Servicio Técnico, siendo prorrogada por la Resolución N° 106/16 EPRE;
Que la mejora en la Calidad del Servicio Técnico practicada por las Distribuidoras, tiene como componente fundamental al mantenimiento preventivo a sus sistemas eléctricos, necesitando esta acción de interrupciones en el servicio;
Que existen Distribuidoras que han propuesto la modificación de la citada Base Metodológica, en pos de aumentar la Calidad en el Servicio;
Que la Cooperativa Eléctrica y Otros Servicios de Concordia Ltda., presentó por Nota del 22/05/18, una solicitud de ampliación del tiempo de horas por mantenimiento para un circuito de control, con el fin de concluir un plan de mejoras;
Que la Distribuidora ENERSA, solicitó mediante la Nota CST Nº 135/18, se atienda la posibilidad de establecer una metodología para el cálculo de los tiempos de corte del servicio por mantenimiento, teniendo en cuenta no solo el lapso transcurrido, sino también contemplando la magnitud de las instalaciones afectadas en cada interrupción por este motivo;
Que la Base Metodológica vigente en su Anexo I punto 9.1, determina las interrupciones para tareas por mantenimiento programado o por mejoras en sistemas de Media Tensión, concediéndose para tal fin en cada circuito o zona de control la cantidad de 6 (seis) horas/año, las cuales no se contabilizan para la determinación de los indicadores de la Calidad del Servicio Técnico;
Que la metodología elaborada está sujeta a la evolución de los indicadores de Calidad de Servicio Técnico obtenidos con vigencia hasta el 30/06/2021 – fecha de finalización de la Etapa 5 del Cronograma de Control – donde se procederá a evaluar la inclusión o no en la próxima Base Metodológica para el Control de la Calidad de Producto y Servicio Técnico del Cronograma de Control;
Que se cuenta con la evaluación de la Dirección de Regulación y Control del Servicio Eléctrico a fs. 01, junto al dictamen favorable de la Dirección de Análisis Normativos y Estudios Especiales a fs. 01 vuelta;
Que por Decreto Nº 1127/96 MEOSP se dispuso la Intervención de este Ente, atribuyéndose al Interventor las facultades del Directorio, por lo que en uso de sus funciones establecidas en los Artículos 48° y 56° de la Ley Nº 8.916;
EL INTERVENTOR DEL E.P.R.E.
ARTÍCULO 1º: Reemplazar el punto 9.1 Tareas por Mantenimiento del ANEXO 1 de la Resolución EPRE 29/14 – “Base Metodológica para el Control de la Calidad de Producto Técnico y Servicio Técnico”, prorrogada por la Resolución Nº 106/16 EPRE – por su nuevo contenido el cual se anexa a la presente.
ARTÍCULO 2º: Establecer que la aplicación de lo dispuesto en el Artículo 1º, regirá a partir del 1º de enero de 2019, siendo el valor límite del Tiempo Total de Interrupción por KVA nominal instalado debido a interrupciones por Mantenimiento (TTIKm) de 6 (seis) horas al año.
ARTÍCULO 3º: Disponer que la vigencia del sistema detallado en la presente Resolución, sea hasta el 30/06/2021, fecha de finalización de la Etapa 5 del Cronograma de Control, estando sujeto a la evolución de los indicadores de Calidad de Servicio Técnico obtenidos su inclusión o no en la Base Metodológica para el Control de la Calidad de Producto y Servicio Técnico de la próxima Etapa del Cronograma de Control.
ARTÍCULO 4º: Registrar, comunicar a todas las Distribuidoras, publicar en el Boletín Oficial de la Provincia de Entre Ríos junto a la Página Web del EPRE, y archivar.
9.1 Tareas por mantenimiento
Para cada circuito o zona de control se concederán 6 (seis) horas/año para la realización de tareas de mantenimiento programado o por mejoras en sistema MT, las cuales no se contabilizarán para la determinación de los indicadores de Calidad de Servicio Técnico.
El cómputo de los tiempos de interrupciones se realizará mediante el Tiempo Total de interrupción por KVA nominal instalado debido a interrupciones por mantenimiento (TTIKm), el que se determina y aplica según se detalla seguidamente.
Para hacer uso de esta consideración, la Distribuidora deberá comunicarlo a este Ente por nota y por correo electrónico, al menos 48 horas antes de efectuarse las tareas de mantenimiento.
El corte deberá ser comunicado a los usuarios afectados con al menos 24 hs. de antelación a la interrupción, explicando su motivo y el tiempo que durará la misma. Dicho aviso deberá efectuarse por algún medio masivo de comunicación (radioemisoras, tv, etc.)
El evento en el Canal Diario de Información será registrado con el código E, autorizado por el EPRE.
Una vez cerrado el trimestre, de contar con la comunicación previa a los clientes y de sumar en el año el TTIKm menos de 6 horas para la zona de control involucrada, se procederá a procesar el tiempo del evento como no penalizable.
Trimestralmente la Distribuidora informará el valor del TTIKm acumulado por cada circuito o zona de control.
En caso de no contarse con la comunicación previa o de haberse superado el máximo de 6 horas en el año para el TTIKm, el evento se contabilizará para la determinación de los indicadores como penalizable.
Para el caso de usuarios con medición en MT y distribuidores cooperativos, se contabilizará cada punto de medición como un transformador y la potencia será la mayor de la registrada o la contratada equivalente en kVA, convertida con el factor de potencia admitido.
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