Resolución   106 / 2003
SECRETARIA DE ENERGIA
Fecha de publicación: 2003-03-05

Secretaría de Energía  ENERGIA ELECTRICA  Resolución 106/2003  Ampliaciones a ser impulsadas de acuerdo al procedimiento de identificación y gestión de las ampliaciones habilitado por el artículo 7° de la Resolución N° 1, del 2 de enero de 2003. Bs. As., 28/2/2003  VISTO el Expediente N° S01:0298943/2002 y su agregado sin acumular N° S01:0011009/2003 del Registro del MINISTERIO DE ECONOMIA, las Resoluciones SECRETARIA DE ENERGIA N° 1 del 2 de enero de 2003 y N° 86 del 30 de enero de 2003, y  CONSIDERANDO:  Que mediante la Resolución SECRETARIA DE ENERGIA N° 1 del 2 de enero de 2003, esta Secretaría introdujo ajustes al REGLAMENTO DE DISEÑO Y CALIDAD DEL SISTEMA DE TRANSPORTE EN ALTA TENSION y extendió, en lo pertinente, los criterios de dicho reglamento a los SISTEMAS DE TRANSPORTE POR DISTRIBUCION TRONCAL definiendo el reglamento específico. Que al dictar dicha norma se entendió necesario establecer la implementación de un procedimiento transitorio de identificación y gestión de aquellas ampliaciones que permitan adecuar la operación de tales sistemas de transporte a las normas de diseño establecidas en los reglamentos ya reseñados, como también las destinadas a la mejora de la seguridad de abastecimiento con el objeto de paliar, en lo posible y transitoriamente, el riesgo de suministro a la demanda de zonas consideradas críticas durante la emergencia económica y social. Que según lo establecido en el Anexo V de la resolución antes citada, la identificación de las Ampliaciones de Adecuación está a cargo de la Transportista concesionaria del área, mientras que las Ampliaciones para satisfacer los Requerimientos Mínimos de Seguridad de Abastecimiento son identificadas por el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED). Que la Transportista Concesionaria del SISTEMA DE TRANSPORTE DE ENERGIA ELECTRICA EN ALTA TENSION y las Transportistas Concesionarias de los SISTEMAS DE TRANSPORTE DE ENERGIA ELECTRICA POR DISTRIBUCION TRONCAL remitieron al ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) las Ampliaciones de Adecuación por ellos propuestas. Que el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debía informar a esta SECRETARIA su opinión respecto de la pertinencia de dichas obras a la luz de los lineamientos expresados en la Resolución SECRETARIA DE ENERGIA N° 1 del 2 de enero de 2003, en cuanto a su observancia de los criterios de diseño, priorizando en primer lugar aquellas obras que coadyuvan a mantener los niveles de tensión prescritos o que evitan, ante contingencia simple, la ocurrencia de energía no suministrada (respecto de la energía total abastecida en el punto de alimentación) superior al equivalente de TREINTA POR CIENTO (30%) de la demanda del área durante DIEZ (10) días corridos. Que el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) ha producido el informe requerido conforme lo establecido en el Apartado 5 —ANALISIS Y APROBACION DE LAS OBRAS PRESENTADAS del Anexo V— AMPLIACIONES PARA LA ADECUACION DE LOS SISTEMAS DE TRANSPORTE EN ALTA TENSION Y POR DISTRIBUCION TRONCAL integrante de la resolución precitada. Que esta Secretaría remitió dicho informe al ENTE NACIONAL REGULADOR DE LA ELECTRICIDAD (ENRE), solicitándole a ese organismo que se expida respecto a la no existencia de otros equipos instalados o a instalar con fecha de habilitación anterior al 31 de diciembre de 2003, y que permitan operar el sistema en las condiciones de diseño. Que el ENTE NACIONAL REGULADOR DE LA ELECTRICIDAD (ENRE) no manifestó observaciones sobre las obras propuestas e indicó que no existen en trámite solicitudes para instalar otros equipos con fecha de habilitación anterior al 31 de diciembre de 2003 y que permitan operar el sistema en las condiciones de diseño. Que, no obstante, el ENTE NACIONAL REGULADOR DE LA ELECTRICIDAD (ENRE) informó que DOS (2) de las obras, contempladas en el informe remitido por el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED), habían sido ya consideradas en oportunidad de la revisión tarifaria de la Transportista Concesionaria, y ese Ente había previsto un monto razonable de inversión a esos efectos. Que el procedimiento de identificación y gestión de las Ampliaciones habilitado por el Artículo 7° de la Resolución SECRETARIA DE ENERGIA N° 1 del 2 de enero de 2003 tiene carácter transitorio y por única vez, sin perjuicio que este objetivo pueda ser alcanzado en distintas etapas. Que la Resolución SECRETARIA DE ENERGIA N° 86 del 30 de enero de 2003 constituyó una Comisión denominada 'COMISION OBRAS RESOLUCION SECRETARIA DE ENERGIA N° 1/2003' (en adelante la COMISION), cuya misión y funciones son las de asesorar a esta Secretaría sobre: (i) la pertinencia, factibilidad técnica-económica y prioridad de las Ampliaciones sometidas a su consideración en los términos de la citada Resolución SECRETARIA DE ENERGIA N° 1 del 2 de enero de 2003, teniendo en cuenta en el análisis el informe remitido por parte del ENTE NACIONAL REGULADOR DE LA ELECTRICIDAD (ENRE); (ii) la determinación de los costos asociados a ingeniería, montaje, equipos y provisiones y a operación y mantenimiento de las Ampliaciones referidas en el apartado precedente; y (iii) los procedimientos de contratación más adecuados para la concreción de las Ampliaciones autorizadas a efectos de preservar las responsabilidades de los actores del MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM), realizar el seguimiento de los mismos para garantizar la debida publicidad y transparencia del proceso y obtener el máximo provecho de los recursos disponibles. Que la COMISION, previo análisis de los antecedentes mencionados, sugirió a esta Secretaría las ampliaciones a ser impulsadas en base a su observancia de los criterios definidos en el Reglamento de Diseño, a las erogaciones respectivas que implican su realización, y a los recursos disponibles para solventarlas en esta primera etapa. Que la elección de las abras a impulsar recayó substancialmente en aquellas ampliaciones definidas como de primera prioridad en el informe elaborado por el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED). Que, atendiendo a lo establecido por el Artículo 7° de la Resolución SECRETARIA DE ENERGIA N° 1 del 2 de enero de 2003, en cuanto a que el mecanismo transitorio de habilitación no implica en modo alguno liberación ni traslado de las obligaciones asumidas por los respectivos Concesionarios, la COMISION sugirió la exclusión del listado de Ampliaciones a impulsar, de aquellas obras que hayan contado con asignación presupuestaria en oportunidad de la revisión tarifaria de la Concesionaria Transportista. Que con relación al procedimiento de contratación más adecuado para la concreción de las Ampliaciones a impulsar, en virtud de la perentoriedad requerida para su habilitación operativa, de las características técnicas que presentan, de su realización en el ámbito de estaciones transformadoras existentes, y del debido resguardo de las obligaciones y responsabilidades de la transportista sobre instalaciones que esté operando y manteniendo, la COMISION propuso mantener el criterio expresado en el apartado 6 del Anexo V de la Resolución SECRETARIA DE ENERGIA N° 1 del 2 de enero de 2003, aplicando una metodología similar a la prevista en el Acápite 2.1.- RESPONSABILIDADES EN LA DEFINICION, ADQUISICION, MONTAJE, PUESTA EN SERVICIO Y OPERACION Y MANTENIMIENTO- del Anexo 34 - Subanexo I: AMPLIACIONES ESPECIALES DE CAPACIDAD DE TRANSPORTE - de los PROCEDIMIENTOS PARA LA PROGRAMACION DE LA OPERACION, EL DESPACHO DE CARGAS Y EL CALCULO DE PRECIOS (LOS PROCEDIMIENTOS) que como Anexo I integran la Resolución ex-SECRETARIA DE ENERGIA ELECTRICA N° 61 del 29 de Abril de 1992, modificada por Resolución SECRETARIA DE ENERGIA N° 137 del 30 de noviembre de 1992 y sus demás modificatorias y ampliatorias, por lo que el proyecto, la adquisición de equipamiento, el montaje, la puesta en servicio, las modificaciones de instalaciones existentes, inclusive los equipos menores asociados que fueren necesarios, deberán ser ejecutados por el Transportista titular de la Concesión en la región eléctrica donde las mismas se instalen o modifiquen, en virtud de ser el propietario de las instalaciones en las cuales deben ser realizados. Que no obstante la asignación de la función de contratistas a las empresas concesionarias Transportistas, a los fines de determinar el precio por las provisiones necesarias para las ampliaciones previstas, y en virtud de preservar un mecanismo competitivo en este segmento substancial del costo total de las mismas, la COMISION sugirió la realización, por parte de la Transportista pero 'ad referéndum' de esta Secretaría, de una Licitación Pública por los equipos mayores, comprendidos los transformadores de potencia y de medida, reactores, interruptores, seccionadores, descargadores de sobretensión, bancos de capacitores, celdas y tableros, protecciones y equipos de control, y cualquier otro equipamiento que se identifique como tal en el contrato que se celebre conforme el artículo 3° de esta resolución. Que la COMISION sugirió que la mencionada licitación se efectúe bajo su supervisión, y se enmarque en la normativa del Decreto N° 1600 del 28 de agosto de 2002 y la Ley N° 25.551 ('COMPRE TRABAJO ARGENTINO'), de cumplimiento obligatorio al encontrarse las Concesionarias del Transporte de Energía Eléctrica incluidas en sus alcances. Que la COMISION evaluó estimativas de costos a los fines de hacer las previsiones presupuestarias correspondientes. Que sin perjuicio de estas estimativas, la COMISION solicitó a los Agentes Transportistas un presupuesto detallado por los servicios de ingeniería, montaje y puesta en marcha de los equipamientos mencionados, discriminado por costos de provisión de materiales y equipos menores, maquinaria y herramental, mano de obra directa de instalación, ingeniería, subcontratos, gastos indirectos, etc., especificando tiempos estimados y valor horario de mano de obra donde sea aplicable, y tasa de beneficio considerada, a los efectos de precisar la remuneración que será reconocida a las Transportistas a los efectos de su participación en la ingeniería, ejecución y control de dichas obras. Que atento a la notoria dificultad de acceso al financiamiento que marca la actual etapa de la crisis y la astringencia financiera ante la subsistencia del marco macroeconómico que dio origen a la declaración de la emergencia económica y financiera, se entiende necesario establecer un mecanismo de financiamiento que reemplace en la coyuntura los establecidos en la regulación vigente para este tipo de obras, posibilitando el otorgamiento de pagos anticipados con el objeto de reducir los costos de ejecución y habilitación de las instalaciones involucradas en esta operatoria. Que en función de lo reseñado precedentemente se considera oportuno y conveniente utilizar a tal fin y en la medida que existan, los recursos no comprometidos y disponibles en la Cuenta y Subcuentas de Excedentes por Restricciones a la Capacidad de Transporte, denominados Cuentas SALEX, del MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM) por no estar afectados actualmente a otros destinos o usos regulatorios predefinidos. Que una vez autorizada la realización de las obras correspondientes a esta categorización, es menester que los Concesionarios de Transporte a los que se les asigne la responsabilidad de llevar delante la gestión de adquisición de los materiales y componentes necesarios, como así también de la ejecución y puesta en servicio de las obras, garanticen el fiel cumplimiento de sus obligaciones, incluyendo la calidad y confiabilidad de las obras y de los equipos, hasta la culminación del plazo de amortización del costo de las instalaciones cuya construcción se les encomienda. Que complementariamente, es necesario también que garanticen la devolución de las sumas recibidas, ante eventuales incumplimientos en sus obligaciones contractuales. Que si bien se define la asignación de recursos económicos provenientes de las Cuentas SALEX para reemplazar la falta coyuntural de financiamiento, ello no debe entenderse como una asignación sin costo para los usuarios de los sistemas de transporte, ya que se deberán recomponer las sumas erogadas con posterioridad a la utilización de las mismas hasta su completa restitución. Que dicha devolución deberá considerar el costo de oportunidad que significa el disponer anticipadamente del caudal financiero requerido para contar, en el menor plazo posible, con las obras a construir por aplicación del Anexo V de la Resolución SECRETARIA DE ENERGIA N° 1 del 2 de enero de 2003. Que es conveniente definir el plazo y la tasa de interés aplicables, los que deberán ser acordes a la situación macroeconómica de la REPUBLICA ARGENTINA para que, sobre las sumas prestadas, no se asuman riesgos mayores a los verificables en el mercado de capitales, como así también que su devolución por parte de los agentes designados como beneficiarios de tales obras no se transforme en una carga insostenible que haga peligrar la cadena de pagos del MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM). Que el otorgamiento de los recursos financieros conforme el procedimiento establecido en la presente resolución no modifica en modo alguno las responsabilidades asumidas por los Agentes, ya sea en lo que respecta a su actuación en el MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM), como a las obligaciones que hayan contraído ante terceros. Que es necesario prever el responsable de la inspección de las obras a ser autorizadas, a los fines de asegurar el correcto cumplimiento del contrato a suscribir con las Transportistas para la ejecución de las mismas. Que la Dirección General de Asuntos Jurídicos del MINISTERIO DE ECONOMIA ha tomado la intervención que le compete. Que la SECRETARIA DE ENERGIA está facultada para el dictado del presente acto en virtud de lo dispuesto por los Artículos 35, 36 y 85 de la Ley N° 24.065, el Artículo 37 de la Ley N° 15.336, los Artículos 6° y 8° del Decreto N° 186 del 25 de julio de 1995 y el Artículo 12 del Decreto N° 2.743 del 29 de diciembre de 1992. Por ello,  EL SECRETARIO DE ENERGIA  RESUELVE:  Artículo 1° — Establecer que las Ampliaciones a ser impulsadas, de acuerdo al procedimiento de identificación y gestión de Ampliaciones habilitado por el Artículo 7° de la Resolución SECRETARIA DE ENERGIA N° 1 del 2 de enero de 2003, y en una primera etapa de ejecución, son las detalladas en el ANEXO de la presente resolución, de la que forma parte integrante. Los montos señalados en el mencionado ANEXO, asignados a cada una de las obras, deben ser entendidos como 'estimativas de referencia' a los fines de la correspondiente previsión presupuestaria y como 'máximos totales' a los efectos de los requerimientos de fondos anticipados a la fecha de habilitación comercial de las obras o con posterioridad a la misma para completar el pago total de aquellas, los que serán suministrados por el 'FONDO FIDUCIARIO OBRAS RESOLUCION SECRETARIA DE ENERGIA N° 1/2003' conforme lo dispuesto en la presente resolución. Los montos señalados en el referido ANEXO no incluyen el Impuesto al Valor Agregado (IVA). Art. 2° — Establecer que el proyecto, la adquisición, el montaje, la puesta en servicio, las modificaciones de instalaciones existentes, inclusive los equipos menores asociados que fueren necesarios, deberán ser ejecutados por la empresa Concesionaria de Transporte en la región eléctrica donde las mismas se instalen o modifiquen, en virtud de ser el titular de las instalaciones en las cuales deberán realizarse las Ampliaciones listadas en el ANEXO de la presente resolución. Art. 3° — Instruir a la 'COMISION OBRAS RESOLUCION SECRETARIA DE ENERGIA N° 1/2003' a que elabore el modelo de contrato que establezca las responsabilidades y obligaciones de las Transportistas titulares de la Concesión en la región eléctrica donde las ampliaciones autorizadas se instalen o modifiquen, respecto de todas las acciones técnicas, administrativas, o de cualquier naturaleza que deban realizar estos Agentes en su carácter de 'Contratistas', conducentes a la puesta en funcionamiento definitivo de las mismas, incluyendo la constitución de las necesarias garantías de fiel cumplimiento y las penalizaciones previstas en caso de incumplimiento en tiempo y forma. En dicho modelo de contrato se deberá contemplar la ejecución del contrato o contratos de fideicomiso cuyas características se definen más adelante y que éste será liberado una vez culminado el plazo de amortización del costo de las obras, conforme lo establecido en la presente norma y con el objeto de contemplar en el mismo los posibles débitos a ser realizados a los Agentes Transportistas 'Contratistas' por incumplimiento a las obligaciones asumidas o la indisponibilidad de las Ampliaciones contratadas conforme los artículos 1° y 4° de la presente resolución. Art. 4° — Establecer que la efectiva concreción, en esta primera etapa, de las Ampliaciones listadas en el ANEXO de la presente resolución, estará condicionada a la conformidad de la 'COMISION OBRAS RESOLUCION SECRETARIA DE ENERGIA N° 1/2003', respecto de:  a) Los costos de ingeniería y montaje, que surja del estudio pormenorizado de los costos presentados por las Transportistas en cuyo ámbito de concesión se emplace la Ampliación correspondiente. b) La firma del contrato correspondiente, confeccionado en los términos del modelo definido según el anterior artículo 3°, por parte del Agente Transportista como 'Contratista' de las ampliaciones que le sean asignadas conforme lo establecido en el artículo 1° de esta resolución. c) El acuerdo de la SECRETARIA DE ENERGIA de los resultados de la Licitación efectuada de acuerdo a lo establecido en el artículo siguiente. Aquellas obras que no cuenten con la conformidad de la 'COMISION OBRAS RESOLUCION SECRETARIA DE ENERGIA N° 1/2003' conforme lo indicado precedentemente, no serán autorizadas para ser ejecutadas en esta etapa, y pasarán a ser incluidas, para su análisis, en una futura etapa de realización. Art. 5° — Instruir a las Empresas Transportistas, titulares de la concesión en la región eléctrica donde las ampliaciones autorizadas se instalen o modifiquen, a realizar una Licitación Pública por los equipos mayores, 'ad referéndum' de esta Secretaría y bajo el seguimiento de la 'COMISION OBRAS RESOLUCION SECRETARIA DE ENERGIA N° 1/2003' constituida por la Resolución SECRETARIA DE ENERGIA N° 86 del 30 de enero de 2003, que comprenda los transformadores de potencia y de medida, reactores, interruptores, seccionadores, descargadores de sobretensión, bancos de capacitores, celdas y tableros, protecciones y equipos de control, y cualquier otro equipamiento que se identifique como tal en el contrato que se celebre conforme el artículo 3° de esta resolución. La Licitación deberá realizarse observando lo establecido por el Decreto N° 1600 del 28 de agosto de 2002 y la Ley N° 25.551 ('COMPRE TRABAJO ARGENTINO'), de cumplimiento obligatorio por encontrarse las Concesionarias Transportistas incluidas en su alcance. Art. 6° — Instruir al ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) para que identifique a los agentes beneficiarios de las ampliaciones de transporte de efectiva concreción según el artículo 4° precedente y definidas como de SEGURIDAD DE ABASTECIMIENTO en el ANEXO de la presente resolución, de acuerdo a lo dispuesto en el Apartado 6 del Anexo V de la Resolución SECRETARIA DE ENERGIA N° 01 del 2 de enero de 2003 y según la metodología establecida en 'LOS PROCEDIMIENTOS'. Art. 7° — Instruir al ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) a implementar la operatoria establecida seguidamente en la presente norma, destinada a solventar el FINANCIAMIENTO de las OBRAS autorizadas por la SECRETARIA DE ENERGIA conforme lo reglado en el artículo 1° y siguientes de la presente resolución. Art. 8° — Establecer que las sumas que se requieran erogar con anticipación a la habilitación comercial y/o para completar el pago, una vez producido tal hecho, del costo de las ampliaciones de los Sistemas de Transporte de Energía Eléctrica aprobadas por la SECRETARIA DE ENERGIA según lo dispuesto en los artículos 1° y 4° de la presente norma, serán cedidas en préstamo por las Subcuentas de Excedentes por Restricciones a la Capacidad de Transporte de los Corredores a los que se vincularán las mismas, siempre que tales Subcuentas cuenten con recursos disponibles no asignados y/o comprometidos en otros usos o destinos regulatorios previamente establecidos por esta Secretaría o por el ENTE NACIONAL REGULADOR DE LA ELECTRICIDAD (ENRE) en cumplimiento de sus responsabilidades. De no disponerse de las sumas necesarias para hacer frente a los montos requeridos en la Subcuenta correspondiente, se deberán utilizar los fondos disponibles en la Cuenta de Excedentes por Restricciones de Transporte o, en su defecto, se deberán deducir del resto de las Subcuentas de Excedentes por Restricciones a la Capacidad de Transporte, proporcionalmente a su estado superavitario no afectados a otros fines. Una vez establecida la efectiva concreción de las obras de Ampliación según los artículos 1° y 4° de la presente norma, los montos previstos asignar a cada una de aquellas serán derivados a un Fondo Fiduciario, denominado 'FONDO FIDUCIARIO OBRAS RESOLUCION SECRETARIA DE ENERGIA N° 1/2003', cuyo objeto exclusivo será la financiación de las Ampliaciones motivo de la presente resolución, el que actuará como medio vinculante entre la Cuenta y Subcuentas de Excedentes y tos Agentes Transportistas designados como 'Contratistas', o las empresas a las que les sean adjudicadas por parte de los Agentes Transportistas las provisiones de equipos como resultado de la Licitación señalada en el artículo 5° de la presente resolución. A tal efecto, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) deberá administrar las transferencias que correspondan entre tales cuentas y el Fondo Fiduciario, de forma tal que, cumplidos los requisitos básicos establecidos, estén disponibles al momento en que cada Agente Transportista requiera la entrega de anticipos y/o pagos con destino a la ejecución de las obras autorizadas. Art. 9° — Los Agentes Transportistas del MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM), que hayan sido designados como 'Contratistas' para la construcción de las obras aprobadas por esta SECRETARIA DE ENERGIA conforme lo dispuesto en los Artículos 1° y 4° de esta resolución, deberán garantizar el fiel cumplimiento del cometido asignado conforme lo establecido en los artículos 2° y 3° de la presente resolución. El ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) deberá implementar, bajo los términos y condiciones fijados en la presente resolución, la celebración de contratos de fideicomiso conforme en los términos de la Ley N° 24.441. El patrimonio del fideicomiso estará constituido por:  a) los créditos actuales y futuros que le correspondan al respectivo Agente Transportista en el Mercado 'Spot' del MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM), a los efectos de garantizar las tareas a ejecutar exclusivamente por el propio Agente Transportista;  b) las garantías otorgadas por los subcontratistas de equipamiento u obras de acuerdo con los contratos de provisión y/o servicios pactados con el respectivo Agente Transportista, y;  c) los activos consistentes en Equipos Mayores adquiridos con recursos del 'FONDO FIDUCIARIO OBRAS RESOLUCION SECRETARIA DE ENERGIA N° 01/2003', conforme lo dispuesto en el Artículo 10 de la presente resolución. Este patrimonio del fideicomiso garantizará el fiel cumplimiento por parte del Agente Transportista de las obligaciones a su cargo, de acuerdo al alcance definido en el inciso a) precedente, el fiel cumplimiento de los subcontratistas proveedores de equipos u obras, y/o la devolución de las sumas provenientes del 'FONDO FIDUCIARIO OBRAS RESOLUCION SECRETARIA DE ENERGIA N° 01/2003' en caso de incumplimiento de los mismos. El ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) establecerá los términos y condiciones a los que se sujetará la operatoria establecida en la presente resolución, tanto en lo concerniente al funcionamiento del 'FONDO FIDUCIARIO OBRAS RESOLUCION SECRETARIA DE ENERGIA N° 01/2003', como a la implementación de los contratos de fideicomiso que deban celebrarse, y de las garantías requeridas en cada caso, todo lo cual deberá ser comunicado a los Agentes del MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM) y a la SECRETARIA DE ENERGIA, en un plazo de TREINTA (30) días corridos contados a partir de la publicación de la presente resolución en el Boletín Oficial. (Artículo sustituido por 1° de la Resolución N° 130/2003 de la Secretaría de Energía B.O. 26/3/2003). Art. 10. — En el caso de ser necesaria la adquisición de Equipos Mayores para estas obras, y/o la ejecución de obras de adecuación de las instalaciones preexistentes para dar cabida a dicho equipamiento; el Agente Transportista deberá exigir a los subcontratistas de equipamiento u obras, el otorgamiento de todas aquellas garantías, a su favor y a satisfacción del ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED), en su carácter de administrador del 'FONDO FIDUCIARIO OBRAS RESOLUCION SECRETARIA DE ENERGIA N° 01/2003', que fueran menester conforme lo dispuesto en el artículo 3° de la presente resolución. Tales garantías deberán ser cedidas de modo irrevocable por el Agente Transportista al fideicomiso como beneficiario, como condición esencial previa a todo anticipo de fondos, pagos a cuenta, o pagos anticipados a la habilitación comercial de la ampliación, a ser efectuados con recursos del 'FONDO FIDUCIARIO OBRAS RESOLUCION SECRETARIA DE ENERGIA N° 01/2003'. Ningún pago será efectuado con recursos del 'FONDO FIDUCIARIO OBRAS RESOLUCION SECRETARIA DE ENERGIA N° 01/2003', sin contar con las debidas certificaciones de emisión de Orden de Compra, Avance de Obra, Facturas Pro-Forma, o cualquier otra documentación comercial similar que se requiera conforme lo dispuesto en el artículo 3°, de la presente resolución. Todos los Equipos Mayores adquiridos con fondos provenientes del 'FONDO FIDUCIARIO OBRAS RESOLUCION SECRETARIA DE ENERGIA N° 01/2003, serán transferidos de modo irrevocable por el Agente Transportista adquirente, al fideicomiso constituido mediante el contrato correspondiente, a los efectos mencionados en el artículo 9° de la presente resolución. Debido a que el Agente Transportista será el encargado de ejecutar las obras de adecuación o ampliación de las instalaciones preexistentes para la conexión de nuevo equipamiento, y al momento de que las garantías otorgadas por los proveedores de Equipos Mayores adquiridos con fondos provenientes del 'FONDO FIDUCIARIO OBRAS RESOLUCION SECRETARIA DE ENERGIA N° 01/2003' hayan sido liberadas, el Agente Transportista deberá reemplazarlas por las garantías o seguros a ser definidos en el contrato a suscribir, y a satisfacción del ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED), en beneficio del 'FONDO FIDUCIARIO OBRAS RESOLUCION SECRETARIA DE ENERGIA N° 01/2003'. La liberación de toda garantía otorgada en el marco de la operatoria establecida en esta resolución, sólo podrá realizarse en exacta proporción al cumplimiento de las obligaciones asumidas en los contratos correspondientes, o una vez reintegradas al 'FONDO FIDUCIARIO OBRAS RESOLUCION SECRETARIA DE ENERGIA N° 01/2003, en caso de incumplimientos por parte del Agente Transportista o sus subcontratistas de equipamiento u obras, las sumas recibidas de dicho fondo conforme los términos de la presente resolución. (Artículo sustituido por 2° de la Resolución N° 130/2003 de la Secretaría de Energía B.O. 26/3/2003). Art. 11. — Las garantías aludidas en los artículos precedentes podrán ser ejecutadas o denunciadas, según corresponda, por el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) toda vez que, según la información suministrada por el Agente Transportista, del Organo de Inspección a designar, del ENTE NACIONAL REGULADOR DE LA ELECTRICIDAD (ENRE), y/o la SECRETARIA DE ENERGIA, se constatara el incumplimiento de las obligaciones asumidas ya sea de los Agentes Transportistas, en su carácter de 'Contratistas' de las obras, como también de sus subcontratistas de equipamiento u obras. Art. 12. — La administración de las cesiones de crédito y de los avales adicionales que garanticen la adecuada operatoria del financiamiento de las obras por parte del 'FONDO FIDUCIARIO OBRAS RESOLUCION SECRETARIA DE ENERGIA N° 1/2003' y de toda garantía adicional otorgada a su favor conforme el párrafo quinto del artículo 10 de la presente resolución, será responsabilidad del ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) como responsable de la administración de los Fondos y Cuentas del MERCADO MAYORISTA ELECTRICO (MEM). Art. 13. — Establecer que los montos erogados por la Cuenta y/o Subcuentas de Excedentes por Restricciones a la Capacidad de Transporte conforme lo establecido en el artículo precedente, deberán ser restituidos a partir de la habilitación comercial de cada una de las ampliaciones aprobadas por los Agentes beneficiarios de las mismas, definidos según lo establecido en el apartado 6. METODOLOGIA DE AMPLIACION del Anexo V - AMPLIACIONES PARA LA ADECUACION DE LOS SISTEMAS DE TRANSPORTE EN ALTA TENSION Y POR DISTRIBUCION TRONCAL de la Resolución SECRETARIA DE ENERGIA N° 1 del 2 de enero de 2003, en un período de amortización de CUARENTA Y OCHO (48) meses, con más una tasa de interés equivalente al rendimiento medio anual obtenido por el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) en las colocaciones financieras de los recursos correspondientes a la Cuenta y las Subcuentas de Excedentes por Restricciones a la Capacidad de Transporte con vencimiento durante cada año de amortización y cuyo valor anualizado no podrá superar a la tasa anual vencida establecida por el BANCO DE LA NACION ARGENTINA para sus operaciones de descuento de documentos a TREINTA (30) días de plazo. Art. 14. — Establecer que todo equipamiento de transformación adquirido en cumplimiento de los requisitos mínimos de seguridad de abastecimiento conforme lo establecido en el Anexo V de la Resolución SECRETARIA DE ENERGIA N° 1 del 2 de enero de 2003, ante una situación de emergencia, en cualquier punto de los Sistemas de Transporte por Distribución Troncal, que llevara a una situación de restricción de demanda del tipo que se pretende evitar, y ante la inexistencia de equipamiento de reemplazo disponible de la Transportista responsable, deberá ser cedido a préstamo por los Agentes Transportistas ante el requerimiento expreso del ENTE NACIONAL REGULADOR DE LA ELECTRICIDAD (ENRE) y la declaración de la situación de emergencia de abastecimiento realizada por dicho Ente. Tal cesión en préstamo se efectuará por un plazo máximo de SESENTA (60) días, prorrogable por única vez como máximo por igual lapso, a solicitud expresa del ENTE NACIONAL REGULADOR DE LA ELECTRICIDAD (ENRE). Todos los costos asociados al préstamo y transferencia temporal de dicho equipamiento, como ser flete, seguros, instalación, desmontaje, y demás trabajos necesarios para su adecuado montaje, operación y mantenimiento, y sin que esta enumeración sea limitativa, deberán ser a cargo de la Empresa Transportista para cuyas instalaciones se solicitó tal equipamiento de reemplazo temporal. Art. 15. — Instruir a la 'COMISION OBRAS RESOLUCION SECRETARIA DE ENERGIA N° 1/ 2003' a definir e implementar la metodología de inspección de las ampliaciones y a seleccionar el Organo de Inspección que controle el cumplimiento del contrato por parte de las Empresas Transportistas, incluyendo sus subcontratistas de equipamiento y obras. La COMISION deberá remitir los informes de Inspección a esta Secretaría, al ENTE NACIONAL REGULADOR DE LA ELECTRICIDAD (ENRE), y al ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED). Los gastos que se requieran para esta tarea de inspección estarán a cargo del 'FONDO FIDUCIARIO OBRAS RESOLUCION SECRETARIA DE ENERGIA N° 1/2003' y serán considerados dentro del cálculo de los cargos a abonar por los agentes demandantes conforme lo establecido en el apartado 6. METODOLOGIA DE AMPLIACION del Anexo V - AMPLIACIONES PARA LA ADECUACION DE LOS SISTEMAS DE TRANSPORTE EN ALTA TENSION Y POR DISTRIBUCION TRONCAL de la Resolución SECRETARIA DE ENERGIA N° 1 del 2 de enero de 2003. Art. 16. — Notifíquese de la presente al ENTE NACIONAL REGULADOR DE LA ELECTRICIDAD (ENRE), a la COMPAÑIA ADMINISTRADORA DEL MERCADO MAYORISTA ELECTRICO SOCIEDAD ANONIMA (CAMMESA), a la COMPAÑIA DE TRANSPORTE DE ENERGIA ELECTRICA EN ALTA TENSION SOCIEDAD ANONIMA (TRANSENER S.A.), a la EMPRESA DE TRANSPORTE DE ENERGIA ELECTRICA POR DISTRIBUCION TRONCAL DE LA REGION DEL NOROESTE ARGENTINO SOCIEDAD ANONIMA (TRANSNOA S.A.), a la EMPRESA DE TRANSPORTE DE ENERGIA ELECTRICA POR DISTRIBUCION TRONCAL DE LA REGION DEL NORESTE ARGENTINO SOCIEDAD ANONIMA (TRANSNEA S.A.), a la EMPRESA DE TRANSPORTE DE ENERGIA ELECTRICA POR DISTRIBUCION TRONCAL DE LA REGION DE CUYO SOCIEDAD ANONIMA (DISTROCUYO S.A.), a la EMPRESA DE TRANSPORTE DE ENERGIA ELECTRICA POR DISTRIBUCION TRONCAL DE LA REGION DEL COMAHUE (TRANSCOMAHUE), a la EMPRESA DE TRANSPORTE DE ENERGIA ELECTRICA POR DISTRIBUCION TRONCAL DE LA REGION DE LA PATAGONIA SOCIEDAD ANONIMA (TRANSPA S.A.) y a la EMPRESA DE TRANSPORTE DE ENERGIA ELECTRICA POR DISTRIBUCION TRONCAL DE LA PROVINCIA DE BUENOS AIRES SOCIEDAD ANONIMA (TRABA S.A.). Art. 17. — Comuníquese, publíquese, dése a la Dirección Nacional del Registro Oficial y archívese.— Alberto E. Devoto. ANEXO AMPLIACIONES A SER IMPULSADAS DE ACUERDO AL PROCEDIMIENTO DE IDENTIFICACION Y GESTION DE LAS AMPLIACIONES HABILITADO POR EL ARTICULO 7° DE LA RESOLUCION SECRETARIA DE ENERGIA N° 1 DEL 2 DE ENERO DE 2003. PRIMERA ETAPA DE EJECUCION 1- SISTEMA DE TRANSPORTE DE ENERGIA ELECTRICA EN ALTA TENSION 1.1- OBRAS DE SEGURIDAD DE ABASTECIMIENTO   Obra  Justificación   COSTO (Millones de Pesos)   Transformador trifásico de 150 MVA de reserva para la Estación Transformadora Alicurá  En la actualidad, ante la salida del único transformador instalado, las localidades de Bariloche y S. Martín de los Andes no cuentan con alimentación alternativa. La pérdida del actual transformador determina la existencia de una Energía no suministrada de largo plazo superior al 30% de la demanda durante 10 días.  9,0   Transformador trifásico de 150 MVA de reserva para la Estación Transformadora Romang  La salida del transformador de Romang deja gran parte de la demanda del norte de Santa Fe sin alternativa de suministro. La pérdida del actual transformador determina la existencia de una Energía . no suministrada de largo plazo superior al 30% de la demanda durante 10 días.   9,0   Instalación de un segundo transformador en Henderson, de 300 MVA 500/220/13,2 KV.  La pérdida del actual transformador determina la existencia de una Energía no suministrada de largo plazo superior al 30% de la demanda durante 10 días. El abastecimiento de gran parte de la zona centro de la Pcia. de Bs. As. depende del mismo.   15,0   TOTAL  .  33,0   1.2- OBRAS DE ADECUACION.   Obra   Justificación   COSTO (Millones de Pesos)   Instalación de 150 MVAR de Capacitores en R. Oeste  Ante altas transmisiones en el corredor NEA-litoral, en dirección sur -> norte o norte -> sur hay situaciones en que la tensión en R. Oeste puede quedar por debajo de 0.97 pu, que es la mínima aceptada en condiciones estáticas. Esa situación tiene mayor probabilidad de ocurrencia cuando las Centrales AES Paraná y/o Embalse se encuentren fuera de servicio.  10,00   Línea Rosario - Santo Tomé. Reemplazo de la bobina de Onda Portadora para elevar su límite de transmisión a los valores nominales de la línea o de estabilidad  La línea R. Oeste - Sto. Tomé tiene una limitación de transmisión dada por la bobina de onda portadora. Su instalación elimina las sobrecargas en condiciones de posfalla. También disminuye la necesidad de hacer operar la nueva DAG/DAD NEA ante salidas de Colonia- Elía-Campana, Campana . Rodríguez o Sto. Tomé Salto Grande.  0,70   Ampliación de Servicios Auxiliares en Cerrito de la Costa  La T de Cerrito de la Costa no es una estación convencional. Se busca dar una alternativa más de suministro a los Servicios Auxiliares de la misma con una segunda línea de media tensión que viene de EPEN.   0,60   Incorporación de 1 interruptor de 500 KV en Planicie Banderita.  En la actualidad para realizar maniobras en la Central se debe desconectar el transformador 500/132 KV que vincula la estación Planicie Banderita con la demanda del norte de la Pcia. de Neuquén, produciendo cortes de carga. La instalación de un interruptor evita los cortes mencionados.   4,00   Modificación de conexión del Reactor de barra de Resistencia.  Independizar la bobina del Sistema de transporte, conectándolo a un interruptor dedicado a una barra con 2 seccionadores. La línea a Paso de la Patria quedaría con una configuración de doble interruptor.   1,80   Instalación de un reactor de barras de 150 MVAR en la E.T. Olavarría.  Actualmente el corredor sur tiene déficit de compensación obligando a realizar maniobras en condiciones de baja transmisión. Esta instalación disminuye la cantidad de maniobras, mejora condiciones de posfalla y elimina la necesidad de realizar DAG en rangos bajos de transmisión.   9,20   Instalación de 100 MVAR de Capacitores en Bahía Blanca  Tensiones bajas en condiciones de Alta transmisión del corredor Comahue - Buenos Aires en la E.T. Bahía Blanca  6,70   TOTAL   .  33,00     Obra  Justificación  Costo (Millones de Pesos)   Instalación de 4 bancos de 25 MVAr c/u, 132 kV, de capacitores paralelo en ET Resistencia   Mantener el perfil de tensiones dentro de tolerancia ante el incremento de potencia a evacuar en la Estación Transformadora Rincón de Santa María   8,6   Instalación de 3 bancos de MVAr c/u, 132 kV, de capacitores paralelo en ET Romang   Idem   5,6 15   Instalación 1 banco de 50 MVAr, 132 kV, de capacitores paralelo en ET Santo Tomé   Idem   3,1   Instalación de 2 bancos de 30 MVAr c/u, 132 kV, de capacitores paralelo en Paso de la Patria   Idem   4,4   (Cuadro incorporado por art. 1° inciso a) de la Resolución N° 938/2004 de la Secretaría de Energía B.O. 3/9/2004). 2- SISTEMA DE TRANSPORTE DE ENERGIA ELECTRICA POR DISTRIBUCION TRONCAL DE LA REGION DEL NORESTE ARGENTINO 2.1- OBRAS DE SEGURIDAD DE ABASTECIMIENTO   Obra   Justificación   COSTO (Millones de Pesos)   Transformador de 132/33/13.2 kV - 30 MVA como reserva compartida especialmente, entre las Estaciones Bella Vista y Corrientes.  En la actualidad, ante la salida del único transformador instalado en la E.T. Bella Vista y uno de los transformadores de Corrientes no se podrá satisfacer una parte importante de los requerimientos de potencia y energía de la demanda local. Atendiendo a lo expresado en el Punto 4.2 del Anexo V 'En el caso de Estaciones Transformadoras se podrán proponer alternativas más económicas como la de instalar transformadores con la posibilidad de ser compartidos con otras Estaciones...' se propone asignar un transformador de reserva a compartir entre las estaciones que tienen instalados transformadores de potencia muy desigual, con el fin de disminuir la duración de las restricciones sobre la demanda.   1,1   TOTAL   .  1,1     2.2- OBRAS DE ADECUACION.   Obra   Justificación   COSTO (Millones de Pesos)   6 Bancos de capacitores de 3 MVAr, 13,2 kV, 50 Hz en ET Formosa  Poder mantener en condiciones normales de, operación la tensión de la Estación en valores no inferiores a 0,95 p.u.  1,03   4 Bancos de capacitores de 3 MVAr, 13,2 kV, 50 Hz, en ET Goya  ídem anterior   0,69   4 Bancos de capacitores de 3 MVAr, 13,2 kV, 50 Hz, en ET Paso de los Libres  ídem anterior. Sin embargo la estación en M.T. es del distribuidor. Como por resolución las obras se deben realizar en instalaciones del transportista se sugiere realizar la obra en Monte Caseros si es posible y de . una magnitud de potencia similar.  0,69   Montaje de un seccionador de 132 KV en el extremo Corrientes Centro del ramal Corrientes -Centro- Resistencia.  Permite mayor flexibilidad en la operación ante fallas en uno de los ramales que vincula Resistencia- Corrientes - Sta Catalina.  0,03   Provisión y montaje de12 TI lado secundario de transformadores en E.E.T.T, Resistencia Norte, Corrientes Centro, Clorinda y Formosa de acuerdo a características presentadas por el transportista.  Adaptación de los TI a la potencia nominal del transformador.  0,02   TOTAL   .  2,46   3- SISTEMA DE TRANSPORTE DE ENERGIA ELECTRICA POR DISTRIBUCION TRONCAL DE LA REGION DEL NOROESTE ARGENTINO 3.1- OBRAS DE SEGURIDAD DE ABASTECIMIENTO.     Obra   Justificación   COSTO (Millones de Pesos)   Transformador de 132/33/13.2 kV - 30 MVA como reserva compartida entre las Estaciones Transformadoras área NOA Norte(Tartagal, Pichanal, Salta Norte, Salta Este y San Pedro)  En la actualidad, ante la salida del único transformador instalado en las localidades citadas no se podrá satisfacer una parte importante de los requerimientos de potencia y energía de la demanda local. Atendiendo a lo expresado en el Punto 4.2 del Anexo V 'En el caso de Estaciones Transformadoras se del podrán proponer alternativas más económicas como la de instalar transformadores con la posibilidad de ser compartidos con otras Estaciones…' se propone asignar un transformador de reserva a compartir entre las estaciones con trafo único mencionadas, con el fin de disminuir la duración de las restricciones sobre la demanda.   1,1   Transformador de 132/33/13.2 KV – 30 MVA como reserva compartida entre las Estaciones Transformadoras del área NOA Centro-Sur (Catamarca II, Huacra)   ídem anterior   1,1   TOTAL   .  2,2   3.2- OBRAS DE ADECUACION     Obra   Justificación   COSTO (Millones de Pesos)   Instalación de 10 MVAr de Capacitores Shunt en E.T Tartagal, con conexión/desconexión automática.   Poder mantener en condiciones normales de operación la tensión de la Estación en valores no inferiores a 0,95 p.u.  0,83   Instalación de 4 MVAr de Capacitores Shunt en E.T. Pichanal   ídem anterior   0,56   Instalación de 21 MVAr de Capacitores Shunt en E.T. La Banda  ídem anterior   1,27   Instalación de 18 MVAr de Capacitores Shunt en E.T. La Rioja  Poder mantener en condiciones normales de operación la tensión de las E.T. Villa Unión y Nonogasta en valores no inferiores a 0,95 p.u.  1,15   Reemplazo de 15 TI de las líneas: La Calera-Frías (3) S. Pedro-San Juancito(6) El Bracho-R. Hondo (3) La Banda-Santiago Centro 3  Adecuar la capacidad de la línea a lo permitido por el conductor. En algunas condiciones operativas normales se sobrecargan.   0,39   TOTAL   .  4,2   ANEXO 4- SISTEMA DE TRANSPORTE DE ENERGIA ELECTRICA POR DISTRIBUCION TRONCAL DE LA PROVINCIA DE BUENOS AIRES 4.1- OBRAS DE SEGURIDAD DE ABASTECIMIENTO.   Obra   Justificación   COSTO (Millones de Pesos)   Transformador de132/33/13.2 kV - 15/10/15 MVA como reserva compartida especialmente para las - Estaciones Transformadoras Pedro Luro, Salto, Tornquist y Carmen de Patagones  En la actualidad, ante la salida del único transformador instalado en las localidades citadas no se podrá satisfacer una parte importante de los requerimientos de potencia y energía de la demanda local. Atendiendo a lo expresado en’ el Punto 4.2 del Anexo V 'En el caso de Estaciones Transformadoras se podrán proponer alternativas más económicas como la de instalar transformadores con la posibilidad de ser compartidos con otras Estaciones...' se propone asignar un trasformador de reserva a compartir entre las estaciones con trafo único mencionadas, con el fin de disminuir la duración de las restricciones sobre la demanda.   0,75   TOTAL   .  0,75   4.2- OBRAS DE ADECUACION   Obra   Justificación   COSTO (Millones de Pesos)   Instalación de 6 MVAR de Capacitores Shunt en E.T. Chacabuco   poder mantener en condiciones normales de operación la tensión de la E.T. Chacabuco y E.T. Salto en valores no inferiores a 0,95 p.u.  0,38   Instalación de 4,5 MVAR de Capacitores Shunt E.T. Chivilcoy  poder mantener en condiciones normales de operación la tensión de la Estación en valores no en inferiores a 0,95 p.u.  0,29   Instalación de 4,5 MVAR de Capacitores Shunt en E.T. Mercedes   ídem anterior  0,29   Instalación de 4,5 MVAR de Capacitores Shunt en E.T. Junín   ídem anterior  0,29   Instalación de 3 MVAR de Capacitores Shunt en E.T. Carlos Casares   ídem anterior  0,23   Instalación de 3 MVAR de Capacitores Shunt en E.T. 9 de Julio   ídem anterior   0,19   Instalación de un reactor inductivo en33 kV de 5 MVAr, campo de 33 Kv y protecciones asociadas en la E.T. Pedro Luro   Evita restricciones operativas en barras de 132 kV de ET Bahía Blanca. Adicionalmente permite proveer de alimentación alternativa a la E.T. Pedro Luro en condiciones N-1 (F/S línea B. Blanca - P. Luro) desde el Sistema Patagónico.   0,544   Reemplazo de Transformadores de intensidad de la línea Bragado-Chivilcoy132 kV (ambos extremos  Elevar el límite de transmisión de la línea (Los TI actuales son de 300 A, y la I nominal del conductor es de 730 A) para evitar restricciones operativas sobre el corredor Bragado-Luján. En la actualidad la corriente nominal del transformador puede sobrepasarse en algunas condiciones de operación   0,08   Total  .  2,294   ANEXO 5- SISTEMA DE TRANSPORTE DE ENERGIA ELECTRICA POR DISTRIBUCION TRONCAL DE LA REGION DEL COMAHUE 5.1 OBRAS DE SEGURIDAD DE ABASTECIMIENTO   Obra   Justificación   COSTO (Millones de Pesos)   Transformador de 132/66/13.2 kV -30/30/30 MVA como reserva compartida entre distintas Estaciones  En la actualidad, ante la salida del algún transformador de 132/66/13.2 kV, no se podrá satisfacer una parte importante de los requerimientos de potencia y energía de la demanda local. Atendiendo a lo expresado en el Punto 4.2 del Anexo V 'En el caso de Estaciones Transformadoras se podrán proponer alternativas más económicas como la de instalar  1,10   Transformadoras (Villa Regina, Cipolletti o General Roca)  transformadores con la posibilidad de ser compartidos con otras Estaciones...' se propone asignar un transformador de reserva a compartir entre las distintas E.T. con riesgo de abastecimiento, con el fin de disminuir la duración de las restricciones sobre la demanda.  .   Transformador de 132/33/13.2 kV -15/10/15 MVA como reserva compartida entre distintas Estaciones Transformadoras (Colonia Valentina, Arroyito o Playa Planicie Banderita)  En la actualidad, ante la salida del alguno de los transformadores único de 132/33/13.2 kV, no se podrá satisfacer una parte importante de los requerimientos de potencia y energía de la demanda local. Atendiendo a lo expresado en el Punto 4.2 del Anexo V 'En el caso de Estaciones se podrán proponer alternativas Transformadoras más económicas como la de instalar , transformadores con la posibilidad de ser compartidos con otras Estaciones…' se propone asignar un transformador de reserva a compartir entre las distintas E.T. con riesgo de abastecimiento, con el fin de disminuir la duración de las restricciones sobre la demanda.  0,75   Total   .  1,85   5.2- OBRAS DE ADECUACION   Obra   Justificación   COSTO (Mill$)   Instalación de 15 MVAr de Capacitores Shunt en E.T. Cipolletti, Gral. Roca y Villa Regina  Poder mantener en condiciones normales de operación la tensión de las E.T. en valores no inferiores a 0,95 p.u. (esta Obra no fue requerida . por el Transportista)   0,90   6. SISTEMA DE TRANSPORTE DE ENERGIA ELECTRICA POR DISTRIBUCION TRONCAL DE LA REGION DE CUYO 6.1- OBRAS DE SEGURIDAD DE ABASTECIMIENTO   Obra   Justificación   COSTO (Millones de Pesos)   Transformador de 132/66/13.2 kV conmutable a 132/33/13.2 kV30/30/30 MVA como reserva compartida entre distintas Estaciones Transformadoras(principalmente E.T. Capiz, pudiendo adaptarse también a otras E.T.  En la actualidad, ante la salida del algún transformador de 132/66/13.2 kV, no se podrá satisfacer una parte importante de los requerimientos de potencia y energía de la demanda local. Atendiendo a lo expresado en el Punto 4.2 del Anexo V 'En el caso de Estaciones Transformadoras se podrán proponer alternativas más económicas como la de instalar transformadores con la posibilidad de ser compartidos con otras Estaciones...' se asigna un transformador de reserva a compartir entre las distintas E.T. con riesgo de abastecimiento, con el fin de disminuir la duración de las restricciones sobre la demanda.   1,25   Total   .  1,25   6.2- OBRAS DE ADECUACION   Obra   Justificación   COSTO (Millones de Pesos)   Instalación de 5 MVAR de Capacitores Shunt en E.T. Cápiz  Poder mantener en condiciones normales de operación la tensión de la E.T. en valores no. inferiores a 0,95 p.u.  0,384   Instalación de 15 MVAR de Capacitores Shunt en E.T. Bajo Río Tunuyán  Poder mantener en condiciones normales de operación la tensión de la E.T. en valores no inferiores a 0,95 p.u.  0,760   Instalación de 15 MVAR de Capacitores Shunt en E.T. Anchoris  Poder mantener en condiciones normales de operación la tensión de la E.T. en valores no inferiores a 0,95 p.u.   0,850   Automatismo de Desconexión de Demanda en San Juan.   Evita colapso del sistema ante fallas simples. Mejora los perfiles de tensión en postcontingencia   0,865   Automatismo de Desconexión de Demanda en Cruz de Piedra  Evita colapso del sistema ante fallas simples. Mejora los perfiles de tensión en postcontingencia  0,760   Total  .  3,619     7.- SISTEMA DE TRANSPORTE DE ENERGIA ELECTRICA POR DISTRIBUCION TRONCAL DE LA REGION DE LA PATAGONIA 7.1 OBRAS DE ADECUACION   Obra   Justificación   COSTO (Mill$)   Instalación reactor inductivo 5 MVAr - 33 kV en la E.T. Viedma  Permitirá mantener los niveles de tensión dentro de los límites establecidos en horas de resto y valle. Actualmente en esas bandas horarias la tensión supera el límite de 1.05/1.   0,480   Instalación de 4 bancos de compensación capacitiva de 7 MVAR cada uno en la E.T. Barrio San Martín en 33 KV.  Con motivo de la salida de la Central perteneciente a Energía del Sur, se ha producido una pérdida de aporte local de potencia reactiva. La instalacíón de ese banco suple parcialmente ese déficit y permite mantener los valores de tensión dentro de los límites establecidos con altas transmisiones norte-sur.   1,344   Instalación de un transformador de30/20/30 MVA en C. Rivadavia de 132/33/10.4 KV con regulador bajo carga en reemplazo de de 9 MVA que no tienen RBC  En la actualidad cuando la demanda es alta en MT y existen niveles de tensión bajos, se deben cambiar las tomas de los transformadores actualmente existentes. Para hacerlo en la actualidad se deben producir restricciones a la demanda porque para realizar esa maniobra hay los tres transformadores que sacar los transformadores de servicio. La tensión depende de generación no declarada de . origen térmico y eólico.  1,100   TOTAL   .  2,924     (Nota Infoleg: Por artículo 1º de la Resolución Nº 767/2005 de la Secretaría de Energía B.O. 1/6/2005 se incorpora al Anexo de la presente la Ampliación 'SEGUNDO BANCO DE CAPACITORES DE 45 MVAR EN TERCIARIO DE LOS ATR 150 MVA DE LA ESTACION TRANSFORMADORA SAN JUAN EN 132 KV'; norma cuyo objeto fue extendido a la ampliación 'ESTACION TRANSFORMADORA 132/33/13,2 KV CAÑADA HONDA' por art. 1º de la Resolución Nº 2017/2005 de la Secretaría de Energía B.O. 20/12/2005) - Por artículo 4° de la Resolución N° 105/2004 de la Secretaría de Energía B.O. 29/1/2004 se incorporan al Anexo de la presente Resolución las siguientes ampliaciones u obras: 'Reparación del 2º Transformador de la Central Hidroeléctrica Río Grande (16,5/16,5/500 kV, 220/220/440 MVA), con un costo estimado de PESOS SEIS MILLONES ($ 6.000.000)', y  'Reemplazo del sistema de comunicaciones (bobina de onda portadora) instalado en conexión serie con la línea de QUINIENTOS KILOVOLTIOS (500 Kv) que vincula la E.T. Embalse con la E.T. Almafuerte para permitir una capacidad de transmisión de MIL SETECIENTOS CINCUENTA AMPERES (1.750 A), con un costo estimado de PESOS SETECIENTOS CINCUENTA MIL ($ 750.000)'. Estas obras deberán ser consideradas como pertenecientes al régimen establecido en la Resolución Nº 146/2002 a los efectos de la obtención de los aportes financieros requeridos). 8.- SISTEMA DE LA EMPRESA DISTRIBUIDORA Y COMERCIALIZADORA NORTE S.A. 8.1- OBRAS DE ADECUACION    Obra  Justificación  Costo (Millones de Pesos)   Instalación de 1 banco de 100 MVAr, 132 kV, de capacitores paralelo en ET  General Rodríguez   Mantener reservas de potencia reactiva en los compensadores sincrónicos bajo condiciones alta transmisión conjunta del Comahue y del NEA   6,5    Nota: Los valores presupuestarios indicados en los cuadros precedentes no incluyen la eventual incorporación de filtros para la supresión de las componentes armónicas, cuya necesidad será determinada una vez que avancen los estudios de diseño en ejecución actualmente. (Numeral 8 incorporado por art. 1° inciso b) de la Resolución N° 938/2004 de la Secretaría de Energía B.O. 3/9/2004).