Resolución   406 / 1996
SECRETARIA DE ENERGIA Y TRANSPORTE
Fecha de publicación: 1996-07-12

Secretaría de Energía y Transporte ENERGIA ELECTRICA Resolución 406/96 Establécense parámetros técnicos mínimos que deben reunir quienes soliciten obtener la habilitación como Agente Distribuidor en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM). Modificación de la Resolución N° 61/92 de la ex - Secretaría de Energía Eléctrica. Bs. As., 26/6/96.  VISTO el Expediente N° 750-000431/96 del Registro del MINISTERIO DE ECONOMÍA Y OBRAS Y SERVICIOS PÚBLICOS y el Decreto N° 186 del 25 de julio de 1995, reglamentario de la Ley N° 24.065 en aspectos vinculados a la actuación en el MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA (MEM), y CONSIDERANDO: Que el Artículo 4° del Decreto citado en el VISTO modifica el Artículo 10 del Decreto N° 1398 del 6 de agosto de 1992, dejando sin efecto el carácter general de la asimilación de las Entidades Cooperativas, prestadoras del servicio público de electricidad, a los Grandes Usuarios, en cuanto a la forma de su participación en el MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA (MEM). Que surge de lo establecido en el Artículo 2° del Decreto 186 del 25 de julio de 1995, la continuidad como Grandes Usuarios del MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA (MEM) de quienes actuaban como tales a la fecha de entrada en vigencia de la nueva norma reglamentaria en tanto mantengan dicha condición ininterrumpidamente con posterioridad a la fecha mencionada. Que conforme lo dispuesto en el Artículo 2° de la misma norma, debe solicitarse a la SECRETARÍA DE ENERGÍA Y TRANSPORTE del MINISTERIO DE ECONOMÍA Y OBRAS Y SERVICIOS PÚBLICOS la habilitación para actuar en el MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA (MEM) en calidad de distribuidor. Que resulta del informe obrante a fojas UNO (1) a TRES (3) del Expediente citado en el VISTO la existencia de razones relevantes para establecer parámetros técnicos mínimos que deben reunir quienes soliciten obtener la habilitación como Agente Distribuidor en el MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA (MEM). Que corresponde, en consecuencia, establecer los referidos parámetros técnicos. Que asimismo, es menester adecuar las normas atinentes a los Prestadores Adicionales de la Función Técnica de Transporte, en cuanto ellos sean distribuidores que tienen como obligación primordial abastecer toda la demanda de sus usuarios finales dentro de su área de concesión. Que es obligación del Gobierno Nacional atender a la protección de los derechos de los usuarios del servicio público de electricidad al definir la regulación específica aplicable en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), no pudiendo dejar librado a las eventuales actuaciones restrictivas la preferencia para el suministro del fluido eléctrico a unos en desmedro de otros. Que con tal objeto cabe ajustar la regulación para los casos en que una empresa distribuidora requiera la Prestación Adicional de la Función Técnica de Transporte por otra distribuidora. Que en dicho caso la Prestación Adicional de la Función Técnica de Transporte debe ser considerada como un servicio de transporte firme. Que las atribuciones para el dictado del presente acto surgen de los Artículos 35, 36 y 85 de la Ley N° 24.065, el Artículo 1° del Decreto N° 432 del 25 de agosto de 1982 y los Artículos 3° y 8° del Decreto N° 186 del 25 de julio de 1995. Por ello, EL SECRETARIO DE ENERGÍA Y TRANSPORTE RESUELVE: Artículo 1°- Sustitúyese el ANEXO 17 - INGRESO DE NUEVOS AGENTES AL MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA de los Procedimientos para la Programación de la Operación, el Despacho de Cargas y el Cálculo de Precios (LOS PROCEDIMIENTOS) aprobados como Anexo I por Resolución de la ex-SECRETARÍA DE ENERGÍA N° 61 del 29 de abril de 1992, modificada por Resolución de la ex-SECRETARÍA DE ENERGÍA N° 137 del 30 de noviembre de 1992 y sus modificatorias y complementarias por el texto de igual numeración y denominación que se incluye en el Anexo I de esta Resolución de la que forma parte integrante. Art. 2°- Sustitúyese el ANEXO 19: TRANSPORTE DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR DISTRIBUCIÓN TRONCAL Y POR PRESTADORES NO TRANSPORTISTAS DE LA FUNCIÓN TÉCNICA DE TRANSPORTE A GENERADORES Y DISTRIBUIDORES de los Procedimientos para la Programación de la Operación, el Despacho de Cargas y el Cálculo de Precios (LOS PROCEDIMIENTOS) aprobados como Anexo I por Resolución de la ex-SECRETARÍA DE ENERGÍA ELÉCTRICA N° 61 del 29 de abril de 1992, modificada por Resolución de la ex-SECRETARÍA DE ENERGÍA N° 137 del 30 de noviembre de 1992 y sus modificatorias y complementarias por el texto de igual numeración y denominación que se incluye en el Anexo II de esta Resolución de la que forma parte integrante. Art. 3°- Sustitúyese el ANEXO 27 - REGLAMENTACIÓN APLICABLE A LA PRESTACIÓN DE LA FUNCIÓN TÉCNICA DE TRANSPORTE DE ENERGÍA ELÉCTRICA A GRANDES USUARIOS DEL MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA (MEM) de los Procedimientos para la Programación de la Operación, el Despacho de Cargas y el Cálculo de Precios (LOS PROCEDIMIENTOS) aprobados como Anexo I por Resolución de la ex-SECRETARÍA DE ENERGÍA ELÉCTRICA N° 61 del 29 de abril de 1992, modificada por Resolución de la ex-SECRETARÍA DE ENERGÍA N° 137 del 30 de noviembre de 1992 y sus modificatorias y complementarias por el texto de igual numeración denominado ANEXO 27: REGLAMENTACIÓN APLICABLE A LA PRESTACIÓN ADICIONAL DE LA FUNCIÓN TÉCNICA DE TRANSPORTE FIRME EN EL MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA (MEM) que se incluye en el Anexo III de esta Resolución de la que forma parte integrante. Art. 4°- Sustitúyese el ANEXO 28 - REGLAMENTACIÓN APLICABLE A LA FUNCIÓN TÉCNICA DE TRANSPORTE PRESTADA A GENERADORES Y OTROS DISTRIBUIDORES de los Procedimientos para la Programación de la Operación, el Despacho de Cargas y el Cálculo de Precios (LOS PROCEDIMIENTOS) aprobados como Anexo I por Resolución de la ex-SECRETARÍA DE ENERGÍA ELÉCTRICA N° 61 del 29 de abril de 1992, modificada por Resolución de la ex-SECRETARÍA DE ENERGÍA N° 137 del 30 de noviembre de 1992 y sus modificatorias y complementarias por el texto de igual numeración denominado ANEXO 28: REGLAMENTACIÓN APLICABLE A LA PRESTACIÓN ADICIONAL DE LA FUNCIÓN TÉCNICA DE TRANSPORTE NO FIRME EN EL MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA (MEM) que se incluye en el Anexo IV de esta Resolución de la que forma parte integrante. Art. 5°- Establécese que las tarifas aplicables para remunerar la PRESTACIÓN ADICIONAL DE LA FUNCIÓN TÉCNICA DE TRANSPORTE DE ENERGÍA ELÉCTRICA (PAFTT), incluyendo los aspectos de calidad de servicio y de expansión, en cuanto tal función sirva a Grandes Usuarios del MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA (MEM) o a Distribuidores que ingresan, a partir de la vigencia de la presente Resolución, como agentes del mencionado MERCADO, se ajustarán a lo acordado entre éstos y la o las Empresas o Entes que presten dicha función. Si no se alcanzara un acuerdo dentro de los QUINCE (15) días de la solicitud de servicio presentada a la Empresa o Ente por un Gran Usuario o un Distribuidor que ingrese a partir de la vigencia de la presente Resolución como agentes del MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA (MEM), esta Secretaría, a solicitud de cualquiera de los interesados, fijará dicha tarifa y demás condiciones, conforme a lo establecido en el ANEXO 27 de los Procedimientos para la Programación de la Operación, el Despacho de Cargas y el Cálculo de Precios (LOS PROCEDIMIENTOS) aprobados como Anexo I por Resolución de la ex-SECRETARÍA DE ENERGÍA ELÉCTRICA N° 61 del 29 de abril de 1992, modificada por Resolución de la ex-SECRETARÍA DE ENERGÍA N° 137 del 30 de noviembre de 1992 y sus modificatorias y complementarias, sin perjuicio de lo dispuesto en el Artículo 25 de la Ley N° 24.065. Art. 6°- Establécese que las tarifas aplicables para remunerar la PRESTACIÓN ADICIONAL DE LA FUNCIÓN TÉCNICA DE TRANSPORTE DE ENERGÍA ELÉCTRICA (PAFTT), incluyendo los aspectos de calidad de servicio y de expansión, en cuanto tal función sirva a Generadores del MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA (MEM) o a los Distribuidores mencionados en el punto b) del Artículo 2° del Decreto N° 186 del 25 de julio de 1995, se ajustarán a lo acordado entre éstos y la o las Empresas que presten dicha función.  Si no se alcanzara un acuerdo dentro de los QUINCE (15) días de la solicitud de servicio presentada a la Empresa o Ente por un Generador o Distribuidor, esta Secretaría, a solicitud de cualquiera de los interesados, fijará dicha tarifa y demás condiciones, conforme a lo establecido en el ANEXO 28 de los Procedimientos para la Programación de la Operación, el Despacho de Cargas y el Cálculo de Precios (LOS PROCEDIMIENTOS) aprobados como Anexo I por Resolución de la ex-SECRETARÍA DE ENERGÍA ELÉCTRICA N° 61 del 29 de abril de 1992, modificada por Resolución de la ex-SECRETARÍA DE ENERGÍA N° 137 del 30 de noviembre de 1992 y sus modificatorias sin perjuicio de lo dispuesto en el Artículo 25 de la Ley N° 24.065. Art. 7°- Establécese que las tarifas que surgen de aplicar lo dispuesto en los Artículos 5° y 6° de la presente Resolución podrán ser revisadas, en cada programación estacional, por el ENTE NACIONAL REGULADOR DE LA ELECTRICIDAD (ENRE), en la medida que razones debidamente fundadas así lo justifiquen, sin perjuicio de las que generen por las modificaciones de los precios estacionales de la energía y la potencia. Art. 8°- Establécese que los Distribuidores que ingresan, a partir de la vigencia de la presente Resolución, como agentes del MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA (MEM) y que utilicen la prestación adicional de la FUNCIÓN TÉCNICA DE TRANSPORTE (FTT), tendrán como precios estacionales de potencia y energía los correspondientes al del PRESTADOR ADICIONAL DE LA FUNCIÓN TÉCNICA DE TRANSPORTE DE ENERGÍA ELÉCTRICA (PAFTT) que le brinda el servicio y que se encuentra conectado al SISTEMA ARGENTINO DE INTERCONEXIÓN (SADI).  Asimismo establécese que los costos por la compra de potencia y energía en el MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA (MEM), utilizados para la formulación de las tarifas a sus Usuarios Finales deberán calculares con los precios de referencia de potencia y energía para las tarifas a Usuarios Finales determinados para el mismo PRESTADOR ADICIONAL DE LA FUNCIÓN TÉCNICA DE TRANSPORTE DE ENERGÍA ELÉCTRICA (PAFTT) que le brinda el servicio, y con la Tarifa de Peaje que efectivamente abona por dicha prestación, siempre que dicha Tarifa de Peaje no sea superior a la determinada en el ANEXO 27 de los Procedimientos para la Programación de la Operación, el Despacho de Cargas y el Cálculo de Precios (LOS PROCEDIMIENTOS) aprobados como Anexo I por Resolución de la ex-SECRETARÍA DE ENERGÍA ELÉCTRICA N° 61 del 29 de abril de 1992, modificada por Resolución de la ex-SECRETARÍA DE ENERGÍA N° 137 del 30 de noviembre de 1992 y sus modificatorias y complementarias. Art. 9°- Déjanse sin efecto los Artículos 8°, 9° y 10 de la Resolución ex-SECRETARÍA DE ENERGÍA N° 159 del 31 de mayo de 1994. Art. 10.- La presente resolución entrará en vigencia el día siguiente al de su publicación en el Boletín Oficial. Art. 11.- Notifíquese de la presente a la COMPAÑIA ADMINISTRADORA DEL MERCADO MAYORISTA ELÉCTRICO SOCIEDAD ANÓNIMA (CAMMESA) y al ENTE NACIONAL REGULADOR DE LA ELECTRICIDAD (ENRE). Art. 12.- Comuníquese, publíquese, dese a la Dirección Nacional del Registro Oficial y archívese. Ing. Carlos Manuel Bastos. Secretario de Energía y Transporte. ANEXO I  ANEXO 17: INGRESO DE NUEVOS AGENTES AL MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA 1. GENERALIDADES Toda empresa para actuar como Agente del MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA (MEM), sea como Generador, Cogenerador, Autogenerador, Transportista, Distribuidor o Gran Usuario, debe obtener de la SECRETARÍA DE ENERGÍA Y TRANSPORTE la correspondiente habilitación conforme lo establecido en la presente norma. La solicitud de habilitación debe ser presentada por la empresa interesada, entiendo por tal al sujeto de derecho titular de las instalaciones que integran un establecimiento o planta destinado a la actividad de generación, cogeneración o autogeneración de energía eléctrica, o de las instalaciones que integran un sistema de transporte o distribución de energía eléctrica, o del establecimiento o planta que por sus características de consumo de energía eléctrica reúna los requisitos que califican al Gran Usuario. Se requiere una solicitud de habilitación independiente y separada como Agente del MEM, aunque se trate de una misma empresa. a) Por cada una de las actividades eléctricas antes mencionadas aunque sean desarrolladas por la misma empresa. b) Por cada uno de los sistemas, establecimientos o plantas en tanto requieran de diferentes puntos de conexión o intercambio físico (puntos de efectivización física de las transacciones de energía eléctrica en el MEM). 2. REQUISITOS BÁSICOS PARA SOLICITAR LA HABILITACIÓN COMO AGENTE. Para obtener la habilitación como Agente del MEM se requiere básicamente reunir las condiciones establecidas en la Ley N° 24.065 y sus normas complementarias y reglamentarias, incluidas las Resoluciones que dicte la SECRETARÍA DE ENERGÍA Y TRANSPORTE conforme lo dispuesto por los Artículos 35 y 36 de la citada Ley y en particular: a) el GENERADOR debe ser titular de un establecimiento o planta destinado a la generación de energía eléctrica que coloque su producción en forma total o parcial en algún nodo perteneciente a un PRESTADOR DE LA FUNCIÓN TÉCNICA DE TRANSPORTE DE ENERGÍA ELÉCTRICA (PFTT). b) el COGENERADOR y el AUTOGENERADOR debe tener una potencia instalada de generación eléctrica igual o mayor a UN (1) MW y para el Autogenerador, una capacidad propia de generación que cubra como mínimo el CINCUENTA POR CIENTO (50%) del total de su demanda anual de energía. c) el TRANSPORTISTA debe ser titular de una Concesión de Transporte de Energía Eléctrica otorgada dentro del marco de la Ley N° 24.065. d) el DISTRIBUIDOR debe ser responsable de atender, dentro de un área determinada, toda demanda de servicios para satisfacer las necesidades indispensables y generales de electricidad de usuarios finales que no tengan facultad de contratar su suministro en forma independiente y cumplir con las siguientes condiciones: * estar conectado, al momento de presentar la solicitud, en un nivel de tensión no inferior a UN (1) kV, * tener, en cada área de prestación del servicio público de electricidad, una demanda mínima de potencia y energía de UN (1) MW y CUATRO MIL TRESCIENTOS OCHENTA (4380) MWh anuales respectivamente, y * tener una Concesión de Servicio Público de Distribución otorgada por autoridad competente. El Contrato de Concesión deberá seguir los lineamientos de la Ley N° 24.065, estableciendo, como mínimo, la obligatoriedad de abastecer a toda la demanda, el cumplimiento de los principios tarifarios de la citada Ley y la fijación de condiciones de calidad en la prestación del servicio. e) el GRAN USUARIO, del cual se distinguen dos categorías: e.1) el GRAN USUARIO MAYOR (GUMA) debe: * estar conectado, al momento de presentar la solicitud, en un nivel de tensión no inferior a UN (1) kV, * tener en cada punto de conexión una demanda de potencia y energía mínima para consumo propio de UN (1) MW y CUATRO MIL TRESCIENTOS OCHENTA (4380) MWh anuales respectivamente, y * contratar en forma independiente en el Mercado a Término por lo menos el CINCUENTA POR CIENTO (50%) de su demanda de energía eléctrica, con un mínimo de CUATRO MIL TRESCIENTOS OCHENTA (4380) MWh anuales y por una duración de CUATRO (4) o más períodos trimestrales. e.2) el GRAN USUARIO MENOR (GUME) debe: * estar conectado, al momento de presentar la solicitud, en un nivel de tensión no inferior a UN (1) kV (salvo que, estando conectado en un nivel de tensión inferior al mencionado, haya acordado previamente con su Distribuidor la prestación de la FUNCIÓN TÉCNICA DE TRANSPORTE (FTT), * tener en cada punto de conexión una demanda de potencia para consumo propio inferior a DOS (2) MW y mayor o igual que CERO COMA UNO (0,1) MW, y * contratar en forma independiente en el Mercado a Término la totalidad de su demanda de potencia y energía eléctrica, por una duración de OCHO (8) o más períodos trimestrales. Los futuros Grandes Usuarios que por sus características de potencia y/o energía se encuentren comprendidos en ambas categorías deberán optar a la presentación de su solicitud de ingreso al MEM por ser incluidos en una de ellas, no pudiendo solicitar su cambio de clasificación por un período no menor de UN (1) año para los Grandes Usuarios Mayores o de DOS (2) años para los Grandes Usuarios Menores, a menos que por ampliación o reducción de las instalaciones se requiera necesariamente el cambio de categoría. 3. SOLICITUDES DE INGRESO COMO AGENTE DEL MEM. La empresa que aspire a convertirse en Agente del MEM o a adquirir tal carácter por una actividad distinta a aquella en relación a la cual es Agente o a incorporar instalaciones ya existentes pero no incluidas en el Mercado o a incorporar otros puntos de intercambio físico o de conexión, deben obtener la autorización de la SECRETARÍA DE ENERGÍA Y TRANSPORTE para lo cual debe presentar la solicitud de habilitación, iniciando el correspondiente expediente ante la Mesa de Entradas del MINISTERIO DE ECONOMÍA Y OBRAS Y SERVICIOS PÚBLICOS de acuerdo a lo establecido en el punto 3.1. para Generadores, Cogeneradores, Autogeneradores, Transportistas y Distribuidores y en el punto 3.2. para Grandes Usuarios. Además debe presentar simultáneamente al ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) una solicitud pidiendo la verificación del cumplimiento de las condiciones requeridas para la administración de sus transacciones y despacho de energía y potencia dentro del MEM de acuerdo con lo establecido en el punto 5. Para ingresar al SISTEMA ARGENTINO DE INTERCONEXIÓN (SADI) - se trate del Sistema de Transporte de Energía Eléctrica en Alta Tensión o de algún Sistema de Transporte de Energía Eléctrica por Distribución Troncal - el solicitante, con excepción del GUME, debe cumplir complementariamente con los requisitos establecidos en el Reglamento de Acceso a la Capacidad Existente y Ampliación del Sistema de Transporte de Energía Eléctrica. Si el solicitante, con excepción del GUME, accede al MEM, no por conexión directa con instalaciones eléctricas que forman parte del SADI, sino a través de instalaciones que están conectadas con ellas, o con instalaciones conectadas con estas últimas, deberá informar, junto con su solicitud de ingreso, las tratativas realizadas para lograr el correspondiente acuerdo por el servicio de FUNCIÓN TÉCNICA DE TRANSPORTE DE ENERGÍA ELÉCTRICA (FTT) con la o las empresas o entes que exploten instalaciones a través de las cuales se vincula al SADI. Dicho acuerdo deberá ser informado a la SECRETARÍA DE ENERGÍA Y TRANSPORTE hasta SETENTA Y CINCO (75) días corridos antes de la fecha requerida de ingreso al MEM. De no alcanzarse el acuerdo citado el solicitante deberá requerir la intervención de la SECRETARÍA DE ENERGÍA Y TRANSPORTE a los efectos que ésta fije la tarifa y demás condiciones de la prestación aplicando, según corresponda, lo establecido en los Anexos 27 ó 28 de LOS PROCEDIMIENTOS, sin perjuicio de lo dispuesto en el Artículo 25 de la Ley N° 24.065. 3.1. Generadores, Cogeneradores, Autogeneradores, Transportistas y Distribuidores. La solicitud debe ser presentada con una anticipación no menor a NOVENTA (90) días corridos a la fecha prevista de ingreso como agente del MEM. Dicha solicitud, que tiene el carácter de Declaración Jurada, debe instrumentarse por nota con membrete de la Sociedad y estar firmada por su representante legal, con tal firma certificada por escribano público. La solicitud debe contener la siguiente información: * Razón Social de la empresa solicitante, * Domicilio Legal, * Domicilio del establecimiento, planta o instalación para el cual solicita el ingreso al MEM, * Actividad principal de la Sociedad, * Nombre y Apellido del Representante Legal que firma la solicitud, * Puntos de intercambio que utilizará con el MEM, identificando la tensión de las instalaciones que los conforman y las empresas titulares de las mismas, * Fecha solicitada de ingreso como agente del MEM, * Fechas previstas de entrada en servicio del equipamiento a instalar, en los casos que corresponda. Además debe incluir el siguiente párrafo: 'La empresa que presenta la solicitud manifiesta cumplir con los requisitos básicos para solicitar la habilitación como Agente, expresa su plena conformidad con los términos de la Ley N° 24.065, sus normas reglamentarias y complementarias, y su sujeción a todas las disposiciones contenidas en los Procedimientos para la Programación de la Operación, el Despacho de Cargas y el Cálculo de Precios (LOS PROCEDIMIENTOS), sus normas modificatorias y complementarias y las resoluciones que en su carácter de Autoridad de Aplicación o por mandato o por habilitación de las Leyes que integran el Marco Regulatorio Eléctrico dicte la SECRETARÍA DE ENERGÍA Y TRANSPORTE'. En el caso de estar conectados a través de un PRESTADOR ADICIONAL DE LA FUNCIÓN TÉCNICA DE TRANSPORTE DE ENERGÍA ELÉCTRICA (PAFTT) los Autogeneradores y Distribuidores deberán agregar al párrafo anterior lo siguiente: 'La empresa que presenta esta solicitud, declara no tener deudas pendientes con la empresa distribuidora (nombre del PAFTT)'. Deberá adjuntarse a la solicitud, la siguiente documentación: * Copia certificada por escribano público del poder del representante legal. * Copia certificada del Estatuto de la Sociedad y sus modificatorias (para los Generadores, Cogeneradores, Transportistas y Distribuidores dichos Estatutos deberán incluir como objeto social la realización de la actividad por la cual solicitan la habilitación). * Copia de la nota remitida al PAFTT (de corresponder), con sello de recepción de éste, solicitando las condiciones técnicas y económicas de dicha prestación. * Documentación que avale el cumplimiento de los Reglamentos Ambientales (para los Generadores, Autogeneradores, Cogeneradores y Transportistas). * Información con el tipo de central y características técnicas del equipamiento (para los Generadores, Autogeneradores, Cogeneradores). * Copia certificada del Contrato de Concesión (para Transportistas y Distribuidores) Los Generadores, Cogeneradores o Autogeneradores que, siendo ya Agentes del MEM, deseen ampliar sus instalaciones o incorporar nuevo equipamiento de generación en el mismo punto de intercambio físico no deberán presentar la solicitud de habilitación. Debiéndose cumplir con los requerimientos del Reglamento de Acceso a la Capacidad Existente y Ampliación del Sistema de Transporte de Energía Eléctrica y presentar al ENTE NACIONAL REGULADOR DE LA ELECTRICIDAD (ENRE) la documentación que avale el cumplimiento de los Reglamentos Ambientales vigentes y una declaración jurada sobre la inexistencia de limitaciones en los términos de la Ley N° 24.065, especialmente su capítulo VII, y demás normas establecidas para salvaguardar que se mantenga, en el ámbito del MEM la condición de libre competencia, y evitar que dicho mercado se transforme en un monopolio o en un oligopolio a través de la concentración del control de las empresas que operan en él. 3.2. Grandes Usuarios La solicitud debe ser presentada con una anticipación, a la fecha de inicio del período trimestral en que se pretende ingresar como agente del MEM, no menor de: — NOVENTA (90) días, para ser GUMA — SESENTA (60) días, para ser GUME Dicha solicitud, que tiene el carácter de Declaración Jurada, debe instrumentarse por nota con membrete de la Sociedad y estar firmada por su representante legal, con tal firma certificada por escribano público. La solicitud debe contener la siguiente información: * Razón Social de la empresa solicitante, * Domicilio Legal, * Domicilio del suministro para el cual solicita el ingreso al MEM, * Actividad principal de la Sociedad, * Nombre y Apellido del Representante Legal que firma la solicitud, * Potencia máxima contratada y nombre del generador con quien realzó el Contrato. * Fecha solicitada de ingreso como agente del MEM, Además debe incluir el siguiente párrafo: 'La empresa que presenta esta solicitud manifiesta cumplir con los requisitos básicos para solicitar la habilitación como Agente, expresa su plena conformidad con los términos de la Ley N° 24.065, sus normas reglamentarias y complementarias, y su sujeción a todas las disposiciones contenidas en los Procedimientos para la Programación de la Operación, el Despacho de Cargas y el Cálculo de Precios (LOS PROCEDIMIENTOS), sus normas modificatorias y complementarias y las resoluciones que en su carácter de Autoridad de Aplicación o por mandato o habilitación de las Leyes que integran el Marco Regulatorio Eléctrico dicte la SECRETARÍA DE ENERGÍA Y TRANSPORTE'. En el caso de estar conectado a través de un PRESTADOR ADICIONAL DE LA FUNCIÓN TÉCNICA DE TRANSPORTE DE ENERGÍA ELÉCTRICA (PAFTT) deberá agregar al párrafo anterior lo siguiente: 'La empresa que presenta esta solicitud, declara no tener deudas pendientes con la empresa distribuidora (nombre del PAFTT)'. Deberá adjuntarse, la siguiente documentación: * Copia certificada por escribano público del poder del representante legal, * Copia certificada del Estatuto de la Sociedad y sus modificatorias, * Para el GUME: copia de la nota presentada a su Distribuidora, con sello de recepción de ésta, exponiendo su decisión de convertirse en GUME a partir de la fecha de su incorporación como Agente del MEM, * Para el GUME que está conectado a una tensión inferior a UN (1) kV: copia debidamente autenticada del Acuerdo logrado con su Distribuidor por la prestación adicional de la FTT, * Para el GUMA: copia de la nota remitida al Prestador Adicional de la Función Técnica de Transporte de Energía, con sello de recepción de ésta, solicitando las condiciones técnicas y económicas de dicha prestación. 4. CAMBIO DE TITULARIDAD DE INSTALACIONES, ESTABLECIMIENTOS O PLANTAS INCORPORADAS AL MEM CON ANTERIORIDAD. La empresa que, por privatización, compra u otras causas asimilables, asuma la titularidad de las instalaciones que integran un establecimiento o planta destinado a la actividad de generación, cogeneración o autogeneración de energía eléctrica, o de las instalaciones que integran un sistema de transporte o distribución de energía eléctrica, o del establecimiento o planta que por sus características de consumo de energía eléctrica reúna los requisitos que califican a los Grandes Usuarios, se considerará Agente del MEM en términos análogos a su causante por la actividad y establecimiento o sistema que pasan a su control. Para que opere la continuidad automáticamente desde la fecha de toma de posesión por la nueva titular de las instalaciones, tal empresa debe presentar, con TREINTA (30) días de antelación a la mencionada fecha, una solicitud a la SECRETARÍA DE ENERGÍA Y TRANSPORTE, con copia al ENRE, indicando las instalaciones adquiridas a los efectos de su notificación al OED y a los Agentes del MEM. Dicha solicitud, que tiene el carácter de Declaración Jurada, debe instrumentarse por nota con membrete de la Sociedad y estar firmada por su representante legal, con tal firma certificada por escribano público. La solicitud debe contener la siguiente información: * Razón Social de la empresa solicitante, * Domicilio Legal, * Domicilio del establecimiento, planta o instalación para el cual solicita el ingreso al MEM, * Actividad principal de la Sociedad, * Nombre y Apellido del Representante Legal que firma la solicitud, * Fecha prevista de toma de posesión. Además debe incluir el siguiente párrafo: 'La empresa que presenta esta solicitud manifiesta expresamente su plena conformidad con los términos de la Ley N° 24.065, sus normas reglamentarias y complementarias, y su sujeción a todas las disposiciones contenidas en Los Procedimientos para la Programación, el Despacho de Cargas y el Cálculo de Precios (LOS PROCEDIMIENTOS), sus normas modificatorias y complementarias y las resoluciones que en su carácter de Autoridad de Aplicación o por medio de la habilitación de las Leyes que integran el Marco Regulatorio Eléctrico dicte la SECRETARÍA DE ENERGÍA Y TRANSPORTE'. Deberá adjuntarse a la solicitud, la siguiente documentación: * Copia certificada por escribano público del poder del representante legal. * Copia certificada del Estatuto de la Sociedad y sus modificatorias (para los Generadores, Cogeneradores, Transportistas y distribuidores dichos Estatutos deberán incluir como objeto social la realización de la actividad por la cual solicitan la habilitación). Adicionalmente para Generadores, Cogeneradores, Autogeneradores, Transportistas y Distribuidores la solicitud debe ser acompañada de una declaración jurada sobre la inexistencia de limitaciones en los términos de la Ley N° 24.065, especialmente su capítulo VII, y demás normas establecidas para salvaguardar que se mantenga, en el ámbito del MEM la condición de libre competencia, y evitar que dicho mercado se transforme en un monopolio o en un oligopolio a través de la concentración del control de las empresas que operan en él. 5. REQUISITOS PARA LA ADMINISTRACIÓN DE LAS TRANSACCIONES EN EL MEM. Simultáneamente con la solicitud indicada en el punto 3. precedente las Empresas deben presentar ante el OED una declaración jurada, firmada por su representante legal y certificada por escribano público con la información mínima requerida para la administración de sus transacciones y despacho de energía. 5.1. Generadores, Cogeneradores, Autogeneradores, Transportistas, Distribuidores y Grandes Usuarios Mayores. La declaración jurada incluirá la siguiente información: * Datos comerciales: Razón Social, Domicilio legal, Representante legal, N° de CUIT y situación fiscal - agente de retención. (En el caso que ya no fuere agente del MEM). * Los datos requeridos en la Base de Datos Estacional del Sistema, Capítulo 2, y Anexos 1 y 2 de LOS PROCEDIMIENTOS. * Declaración de potencia. (Capítulo 2. de los PROCEDIMIENTOS). * Las características técnicas del equipamiento requerido para el SISTEMA DE OPERACIÓN Y DESPACHO, Capítulo 1. y Anexo 24 (SISTEMA DE MEDICIÓN COMERCIAL) de LOS PROCEDIMIENTOS. El GUMA deberá declarar haber firmado un Contrato de Abastecimiento que cumpla con lo establecido en el punto 2. del presente Anexo y sea administrable en el MEM, junto con toda la información atinente a aquél y que sea requerida por el OED para su cometido, de acuerdo a la normativa vigente. Asimismo deberá comprometerse a entregar copia autenticada del mencionado contrato, dentro de un plazo máximo de 48 horas en el caso de existir inconvenientes en la administración del mismo, o requerirlo la SECRETARÍA DE ENERGÍA Y TRANSPORTE, el ENRE u otra autoridad competente. El OED informará a la SECRETARÍA DE ENERGÍA Y TRANSPORTE y al ENRE, en un plazo de QUINCE (15) días corridos contados desde la presentación en forma de la solicitud, si el solicitante cumple los requisitos exigidos en LOS PROCEDIMIENTOS para su ingreso y su administración en el MEM. 5.2. Grandes Usuarios Menores. La declaración jurada incluirá la siguiente información: * Datos comerciales: Razón Social, Domicilio legal, Representante legal, N° de CUIT y situación fiscal - agente de retención. (En el caso que ya no fuere agente del MEM). * Potencia contratada, el nombre del generador del MEM que efectuará el suministro y el precio pactado en el referido contrato de abastecimiento. * Nombre de la empresa distribuidora (PAFTT) que le brinda el servicio de peaje. El GUME deberá declarar asimismo haber firmado un Contrato de Abastecimiento que cumpla con lo establecido en el punto 2. del presente Anexo y comprometerse a entregar copia autenticada del mencionado contrato, dentro de un plazo máximo de 48 horas en el caso de existir inconvenientes en la administración del mismo, o requerirlo la SECRETARÍA DE ENERGÍA Y TRANSPORTE, el ENRE u otra autoridad competente. El OED informará a la SECRETARÍA DE ENERGÍA Y TRANSPORTE y al ENRE, en un plazo de CINCO (5) días corridos contados desde la presentación en forma de la solicitud, sobre el cumplimiento por parte del Generador de la condicionalidad establecida en el punto 4.5.4.- MÁXIMA GENERACIÓN CONTRATABLE del Capítulo 4 de LOS PROCEDIMIENTOS. 6. CONSULTA AL MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA. La SECRETARÍA DE ENERGÍA Y TRANSPORTE, de no cumplir la empresa solicitante alguno de los requisitos básicos establecidos, rechazará el pedido y en el caso que la presentación no contenga la totalidad de la información solicitada, los plazos para su habilitación quedarán suspendidos hasta que la misma fuera completada. De considerar cumplidos todos los requisitos, publicará la presentación de la solicitud en el Boletín Oficial. Los Agentes del MEM podrán presentar objeciones u oposiciones debidamente fundadas a la solicitud de ingreso, dentro de los DIEZ (10) días corridos contados desde la fecha de la aludida publicación. Transcurrido tal plazo se considerará aceptada, por parte de cada uno de los Agentes que no haya presentado objeciones u oposiciones, la habilitación solicitada. Si, conforme lo anterior, no hubiere objeción u oposición alguna, la SECRETARÍA DE ENERGÍA Y TRANSPORTE se expedirá sobre la habilitación como máximo TREINTA (30) días corridos antes de la fecha requerida de ingreso al MEM, con la condición que la solicitud se haya presentado en forma dentro de los plazos establecidos. Tratándose de un GUME se expedirá como máximo QUINCE (15) días corridos antes de la misma fecha. De no expedirse expresamente la SECRETARÍA DE ENERGÍA Y TRANSPORTE dentro de los plazos indicados, el solicitante podrá entender concedida la habilitación requerida comunicándolo por escrito a dicha Secretaría. De presentarse objeciones u oposiciones, la SECRETARÍA DE ENERGÍA Y TRANSPORTE las derivará al ENRE quién las resolverá dentro de los VEINTE (20) días corridos. El ENRE notificará su decisión a la SECRETARÍA DE ENERGÍA Y TRANSPORTE y la informará mediante su publicación oficial. De no expedirse expresamente el ENRE en tal plazo, se entenderá que rechaza la objeción u oposición. 7. INCORPORACIÓN DEL NUEVO AGENTE. Se considera que el nuevo agente queda incorporado al MEM: * A partir del siguiente período trimestral, si se trata de un Distribuidor, un Transportista, un GUMA o un Autogenerador cuyas instalaciones no pertenecían al MEM, si la habilitación se produce hasta TREINTA (30) días antes del comienzo de dicho período, o hasta QUINCE (15) días antes si se trata de un GUME. De no ser así, se desplazará su incorporación al período trimestral subsiguiente. * A partir del siguiente mes, tratándose de un Generador o Cogenerador cuyas instalaciones no pertenecían al MEM, si la habilitación se produce antes del día DIEZ (10) del mes. De no ser así, se desplazará su incorporación al mes subsiguiente. * En las fechas indicadas anteriormente según su categoría de Agente, o en la fecha de puesta en servicio si ésta fuere posterior, cuando se trate de Agentes que para incorporarse al MEM deban cumplir con: a) los requisitos de conexión al Sistema de Transporte y/o b) los requisitos de administración en el MEM. En este caso el OED debe informar a la SECRETARÍA DE ENERGÍA Y TRANSPORTE y al ENRE la fecha de incorporación del Agente al MEM. * En la fecha de toma de posesión, si se trata de una empresa que asumió la titularidad de instalaciones de otro Agente del MEM y solicitó el ingreso antes de la toma de posesión, de acuerdo a la normativa vigente. 8. CUMPLIMIENTO DE LAS OBLIGACIONES DE LOS AGENTES. El OED, o cualquier Agente del MEM, que verifique que algún Agente de dicho Mercado no cumple o dejare de cumplir con los compromisos asumidos o los requisitos básicos indicados en el punto 2 del presente Anexo 17, deberá notificar al ENRE. Se considerará falta grave todo falseamiento de los datos que son requeridos al solicitante con carácter de Declaración Jurada. El ENRE resolverá, en un plazo de VEINTE (20) días corridos, la sanción correspondiente al Agente del MEM o, en casos extremos, podrá disponer la pérdida de tal condición. El ENRE notificará la decisión adoptada a la SECRETARÍA DE ENERGÍA Y TRANSPORTE, al Agente involucrado y al OED. 9. RÉGIMEN DE DESVINCULACIÓN DEL MEM. Todo Agente, no prestador de un Servicio Público de Electricidad, que pretenda suspender o discontinuar, total o parcialmente, su actuación dentro del MEM, deberá comunicar tal decisión en forma fehaciente al OED con una antelación mínima a la fecha en la que solicita su desvinculación, según lo indicado a continuación: — Para un Generador o Cogenerador, DOCE (12) meses. — Para un Autogenerador o un GUMA, DOS (2) meses. — Para un GUME, UN (1) mes. En todos los casos, la desvinculación se producirá al inicio del primer período estacional posterior al que se cumpla el mencionado plazo. El OED informará a la SECRETARÍA DE ENERGÍA Y TRANSPORTE las desvinculaciones que se produzcan. El Agente que resuelva vender sus instalaciones, deberá incluir en el contrato de compra-venta el compromiso de tiempo mínimo de preaviso para el caso que el nuevo titular de las mismas decida su desvinculación del MEM. En el caso de desvinculares un Agente consumidor, sin cumplir con el plazo indicado, el Distribuidor de su área no podrá prestarle el servicio de electricidad hasta el inicio del primer período estacional posterior al que se cumpla el mencionado plazo. En caso de desvincularse un Agente Generador o Cogenerador sin cumplir con los compromisos indicados en los párrafos anteriores, el OED evaluará los sobrecostos previstos que su desvinculación producen en el MEM por no haber cumplido los plazos definidos, calculando dichos montos en base a los sobrecostos de redespacho y energía no suministrada durante el tiempo que debería haber permanecido en servicio para cumplir los tiempos mínimos indicados. Dichos montos estarán a cargo del Generador o Cogenerador y serán incorporados al Fondo de la Potencia. Para un Gran Usuario con Contrato en el Mercado a Término se considerará aceptada automáticamente como fecha de desvinculación, a la de finalización del contrato que permite su inclusión en el MEM, salvo que se presente al OED la declaración jurada de haber firmado un nuevo contrato, hasta SESENTA (60) días antes de dicha fecha de tratarse de un GUMA y hasta QUINCE (15) días antes de tratarse de un GUME. El Gran Usuario, desvinculado por no presentar la citada declaración jurada dentro del plazo mencionado, podrá solicitar su reingreso al MEM cumplimentando la normativa vigente para un nuevo agente. La SECRETARÍA DE ENERGÍA Y TRANSPORTE al aprobar una desvinculación, instruirá al OED para que notifique al ex-agente, al Transportista o al Prestados de la Función Técnica de Transporte (PFTT) al que se encuentre conectado el mismo y a los demás agentes, la fecha a partir de la cual se desvincula del MEM. Todo Agente que solicite voluntariamente su desvinculación del MEM no podrá solicitar su reincorporación hasta pasados DOCE (12) meses. El Agente desvinculado por la causa citada en el primer párrafo del punto 8 del presente Anexo no podrá ingresar nuevamente al MEM hasta pasados VEINTICUATRO (24) meses. ANEXO II  ANEXO 19: TRANSPORTE DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR DISTRIBUCIÓN TRONCAL Y POR PRESTADORES NO TRANSPORTISTAS DE LA FUNCIÓN TÉCNICA DE TRANSPORTE DE ENERGÍA ELÉCTRICA. 1. INTRODUCCIÓN: El Transporte de Energía Eléctrica dentro de una misma Región Eléctrica y la vinculación de ésta al Sistema de Transporte de Energía Eléctrica en Alta Tensión (Transporte en Alta Tensión), se denomina Sistema de Transporte de Energía Eléctrica por Distribución Troncal (Transporte por Distribución Troncal), e incluye instalaciones de transmisión de tensiones mayores o iguales a 132 kV e inferiores a 400 kV. Este servicio público se da en concesión a Empresas de Transporte de Energía Eléctrica por Distribución Troncal (DISTRO) en los términos de la Ley N° 24.065. Defínese PRESTADORES ADICIONALES DE LA FUNCIÓN TÉCNICA DE TRANSPORTE (PAFTT), a aquellos titulares, que no son concesionarios de transporte, de Instalaciones Superiores e Inferiores de vinculación eléctrica, utilizadas para la Función Técnica de Transporte de Energía Eléctrica (FTT). El Régimen Tarifario establecido para las PAFTT a Usuarios de la Función Técnica de Transporte (UFTT) no firme y para las DISTRO se indica en los Anexos 28 y 16 de Los Procedimientos respectivamente. El ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) es el responsable de efectuar los cálculos para determinar las remuneraciones y cargos correspondientes. A su vez, por cuenta y orden de los agentes, debe realizar la facturación, la cobranza, las respectivas acreditaciones, y la administración de las cuentas de apartamiento del transporte. Los Usuarios de la Función Técnica de Transporte (UFTT) firme conectados a un PAFTT abonarán los cargos del transporte de acuerdo a lo establecido en el Anexo 27 de LOS PROCEDIMIENTOS y, a los efectos del presente procedimiento, sus demandas y cargos serán incluidos en los del PAFTT al que estén conectados. 2. RÉGIMEN REMUNERATORIO DE LAS DISTRO Y DE LOS PAFTT A USUARIOS DE LA FUNCIÓN TÉCNICA DE TRANSPORTE (UFTT) NO FIRME. Las DISTRO y los PAFTT percibirán mensualmente su remuneración que incluye la de sus propias instalaciones, más la de las instalaciones de los Transportistas Independientes en los casos de las DISTRO. 2.1. REMUNERACIÓN DE INSTALACIONES PROPIAS. Cada DISTRO o PAFTT percibirá los siguientes conceptos remuneratorios por sus instalaciones propias: — Remuneración por Energía Eléctrica Transportada. — Remuneración por Conexión. — Remuneración por Capacidad de Transporte. — Remuneración por Energía Eléctrica Transportada de las DISTRO. La remuneración anual a las DISTRO en concepto de Energía Eléctrica Transportada (RAEET), será un monto fijo por cada período tarifario de cinco años, que se pagará en cuotas mensuales iguales, de acuerdo a lo establecido en el Contrato de Concesión. — Remuneración por Energía Eléctrica Transportada de los PAFTT. La remuneración anual a los PAFTT por concepto de energía eléctrica transportada (RARRT) será un monto fijo determinado cada dos años, conforme a lo indicado en el Anexo 28 de LOS PROCEDIMIENTOS, pagadero en cuotas mensuales iguales. Adicionalmente, dado que los PAFTT verán facturados sus consumos a los factores del nodo correspondiente al Transporte en Alta Tensión y DISTRO, se le deberá abonar el monto correspondiente a las pérdidas de energía producidas por el transporte requerido por los Usuarios de la Función Técnica de Transporte (UFTT) no firme. Este monto mensual se abonará bajo el concepto de reintegro total por pérdidas de energía. — Remuneración por Conexión de las DISTRO y los PAFTT. Representa los costos de operación y mantenimiento del equipamiento dedicado, afectado por un factor de contingencia. Será íntegramente la que abonen los Usuarios en concepto de Cargo por Conexión. — Remuneración por Capacidad de Transporte de las DISTRO y los PAFTT. Refleja, afectada por un factor de contingencia, los costos de operación y mantenimiento del equipamiento destinado a vincular los diferentes nodos del Transporte en Alta Tensión. La Remuneración por Capacidad de Transporte es un cargo horario por línea '|' (RHCT|) que totaliza un monto para cada mes 'm' (RTCTm), dado por la suma del cargo para cada línea en función de la disponibilidad de la misma en el mes.   RTCT|m =      |  (RHCT| * (HRSPER - HINDISP|))    siendo: * HRSPER: número total de horas del mes. * HINDISP|: horas de indisponibilidad reales para cada línea en el mes. Provendrá de lo que abonen los Usuarios de tal sistema en concepto de Cargo Complementario. 2.2. CUENTA DE APARTAMIENTOS DE LAS DISTRO Y DE LOS PAFTT. Cada DISTRO o PAFTT tendrá una Cuenta de Apartamientos específica. La totalidad de la recaudación proveniente de los Usuarios de la DISTRO o del PAFTT por ese transporte es ingresada a dicha Cuenta. A su vez, los egresos por remuneraciones de la DISTRO o el PAFTT son debitados de esta Cuenta, siempre que la misma tenga fondos disponibles. Los ingresos y egresos correspondientes a un Transportista Independiente de la DISTRO, son acreditados y debitados de una subcuenta dedicada dentro de esa Cuenta de Apartamientos. Las sanciones a la DISTRO, o los descuentos al PAFTT, que correspondan por indisponibilidad o por reducción de capacidad de un equipamiento, se acreditan a los Usuarios de dicho equipamiento como descuentos a sus cargos por conexión y complementarios. Las sanciones o descuentos por supervisión de la operación de Transportistas Independientes aplicables a la DISTRO se acreditan a su Cuenta de Apartamientos. Si el ingreso mensual facturado a los usuarios resulta inferior al egreso por el cual es acreedora la DISTRO o el PAFTT y la Cuenta de Apartamientos no tuviera recursos suficientes, hasta tanto disponga de ellos quedará un crédito a favor de la DISTRO o el PAFTT. Dichos créditos devengarán un interés mensual, de acuerdo lo determinado en el correspondiente Contrato de Concesión para las DISTRO y en el Anexo 28 de LOS PROCEDIMIENTOS para los PAFTT. La DISTRO trasladará los créditos a los Transportistas Independientes, si estos pertenecen a la Subcuenta con déficit. Los créditos del transportista serán afectados por el factor de proporcionalidad asociado a las cobranzas de los deudores del MEM. Si el ingreso mensual facturado es superior al egreso de la DISTRO o el PAFTT el saldo en exceso quedará en la Cuenta. 3. RÉGIMEN TARIFARIO APLICABLE A LOS USUARIOS DE LA DISTRO Y A LOS USUARIOS DE LA FUNCIÓN TÉCNICA DE TRANSPORTE (UFTT) NO FIRME DEL PAFTT. Los usuarios de las DISTRO y los Usuarios de la Función Técnica de Transporte (UFTT) no firme de los PAFTT abonarán los cargos por uso indirecto del Transporte en Alta Tensión y los cargos por el uso indirecto del Transporte por Distribución Troncal y los cargos por el uso indirecto de las instalaciones de los PAFTT que les correspondan. Los usuarios de las DISTRO y los Usuarios de la Función Técnica de Transporte (UFTT) no firme de los PAFTT abonarán los Cargos por el uso indirecto del Transporte en Alta Tensión que les correspondan de acuerdo a lo establecido en el Anexo 18 de LOS PROCEDIMIENTOS. Los Usuarios de la Función Técnica de Transporte (UFTT) no firme de los PAFTT abonarán los Cargos por el uso indirecto del Transporte por Distribución Troncal, y por el uso del transporte de los PAFTT, que les correspondan, de acuerdo a lo establecido en el presente Anexo de LOS PROCEDIMIENTOS. Los usuarios de las DISTRO y los Usuarios de la Función Técnica de Transporte (UFTT) no firme de los PAFTT abonarán por la prestación de tal servicio de la siguiente forma: * Un Cargo Variable. * Un Cargo Fijo por Conexión. * Un Cargo Fijo Complementario. Las sanciones a las DISTRO y descuentos a los PAFTT que correspondan ser aplicados, serán acreditadas a los usuarios de las mismas dentro de sus Cargos por Conexión y Cargos Complementarios. * Las sanciones a las DISTRO o descuentos a los PAFTT por equipamiento de conexión se acreditarán al Cargo por Conexión. * Las sanciones a las DISTRO o descuentos a los PAFTT por Capacidad de Transporte se acreditarán al Cargo Complementario. La demanda de los PAFTT incluye la de los Usuarios de la Función Técnica de Transporte (UFTT) firme del MEM a los que dicho PAFTT le presta el Servicio de Transporte. 3.1. Cargo Variable y Recaudación Variable por Energía Eléctrica Transportada. 3.1.1. Sistema de Transporte por Distribución Troncal. Cada usuario de la DISTRO abonará mensualmente un cargo variable en forma implícita por intermedio de los precios de nodos a los cuales vende o compra en el MEM. El OED calculará la Recaudación Variable por Energía Eléctrica Transportada para una línea '|' (RVTELI) en función de la energía transportada entre el nodo emisor 'i1' y el nodo receptor 'i2' y de los precios de la energía en dichos nodos.   RVTEL| = PMENi2 * Ei2 - PMENi1 * Ei1    siendo: *Ei: energía transportada en el nodo 'i'. * PMENi: precio de la energía en el nodo 'i', dado por el PM transferido al nodo a través del factor correspondiente (PMxFNi) si el nodo está desconectado sin restricciones al Mercado, y por el Precio Local transferido al nodo (PLxFNi) si el nodo está en un área desvinculada. La Recaudación Variable total por Transporte de Energía Eléctrica (RVTE) será la suma de la Recaudación Variable por Transporte de Energía Eléctrica por línea   RVTE =      |  RVTEL|    3.1.2. Sistema de Prestadores Adicionales de la Función Técnica de Transporte de Energía Eléctrica (PAFTT) a) Instalaciones Superiores y/o inferiores de un PAFTT que vinculen Centrales de Generación. Cada Generador conectado a Instalaciones Superiores y/o inferiores de un PAFTT abonará mensualmente un cargo variable en forma implícita por intermedio de los precios de nodos a los cuales vende o compra en el MEM. La remuneración por Energía Eléctrica Transportada será recaudada a través de la diferencia de los precios de la energía entre los nodos de los Generadores y los de conexión al SADI de los PAFTT. El OED calculará la Recaudación Variable horaria obtenida de un generador 'g' de un PAFTT 'j' (RVTGhjg) en función de la energía horaria del generador y la diferencia entre el factor de nodo del generador y el factor de nodo promedio ponderado del PAFTT, determinados con la metodología indicada en el Anexo 3 de LOS PROCEDIMIENTOS, en cada banda horaria 'b'.   RVTGhjg = (FNhg - FNPOhj) * Ehg * PMh    siendo: * FNhg: Factor de Nodo horario del Generador 'g'. * FNPOhj: Factor de Nodo promedio ponderado horario del PAFTT 'j'. * PMh: Precio de Mercado horario si el nodo está conectado sin restricciones al Mercado, o el Precio Local horario si el nodo está en un área desvinculada. * Ehg: Energía del generador 'g' en la hora 'h'. Que equivale a la suma de dos términos iguales:   RVTGhjg = RVTELGhjg + RPERDGhjg      siendo: * RVTELGhjg: Recaudación Variable por Energía Eléctrica Transportada del PAFTT 'j' correspondiente al generador 'g'. * RPERDGhjg: Reintegro del valor de pérdidas producidas al PAFTT 'j' por el generador 'g'. La recaudación total para cada PAFTT 'j' será:    RVTGTOj =      RVTGhjg      La recaudación total por Energía Eléctrica Transportada RVTELGTOj y el reintegro total del valor de pérdidas RPERDGTOj producidas al PAFTT por todos sus usuarios Generadores será en ambos casos:    RVTELGTOj = RPERDGTOj = RVTGTOj /2      b) Instalaciones Superiores de PAFTT que vinculen a Distribuidores que requieran la prestación no firme de la Función Técnica de Transporte (FTT). El OED calculará la Recaudación Variable mensual obtenida de un Distribuidor 'd' de un PAFTT 'j' (RVTSTjd) en función de la energía mensual del Distribuidor y la diferencia entre el Factor de Nodo promedio ponderado estacional del Distribuidor y el del PAFTT, determinada con la metodología indicada en el Anexo 3 de LOS PROCEDIMIENTOS, en cada banda horaria 'b'.   RVTSTjd =        FNbjd * Ebjd * PMPb    siendo: * Ebjd: Energía mensual recibida por el Distribuidor 'd' del PAFTT 'j' en la banda horaria 'b'.       FNbjd: diferencia del Factor de Nodo Estacional del Distribuidor    'd' en la banda horaria 'b'. PMPb: Precio de Mercado medio mensual para la banda horaria 'b'.      PMPb =      h ----  PMhb * Ehb ------------------     h  Ehb      * PMhb: Precio de Mercado horario en la banda 'b' si el nodo está conectado sin restricciones al Mercado, o el Precio Local horario si el nodo está en un área desvinculada. * Ehb: Energía total horaria del Mercado en la banda 'b'. Esta Recaudación se compone de dos términos iguales:    RVTSTjd = RVTELSjd + RPERDSjd    siendo: * RVTELSjd: Recaudación Variable por Energía Transportada del PAFTT 'j' correspondiente al Distribuidor 'd'. * RPERDSjd: Reintegro del valor de pérdidas producidas al PAFTT 'j' por el Distribuidor 'd'. La recaudación total para cada PAFTT 'j' será:   RVTSTOj =      d  RVTSTjd    La recaudación total por Energía Eléctrica Transportada RVTELSTOj y el reintegro total del valor de pérdidas RPERDSTOj producidas al PAFTT por todos sus usuarios Distribuidores de Instalaciones Superiores de vinculación Eléctrica será en ambos casos:   RVTELSTOj = RPERDSTOj = RVTSTOj /2    Cada Distribuidor 'd' abonará mensualmente un cargo variable asociado a las instalaciones superiores dado por:   CVFTSUd =      j  RVTSTjd    c) Instalaciones Inferiores de PAFTT que vinculen a Distribuidores que requieran la prestación no firme de la Función Técnica de Transporte (FTT). El OED calculará la Recaudación Variable por Transporte de Energía mensual para un PAFTT 'j' de un Distribuidor 'd' (RVTELjd) en función de la energía mensual del Distribuidor y el Factor de Pérdidas de Energía definido en el Anexo 27 de LOS PROCEDIMIENTOS, o en el contrato de concesión del servicio público de Distribución otorgado por el Poder Ejecutivo Nacional, para Media Tensión (KREMTbj), y para Alta Tensión (KREATbj), para cada banda horaria 'b'.   RVTELIjd =      b  KREbj * Ebjd * PMPb    siendo: * Ebjd: energía mensual entregada al Distribuidor 'd' por el PAFTT 'j' en el período tarifario 'b'. * KREbj: Factor de pérdidas del PAFTT 'j' en la banda horaria 'b' para instalaciones inferiores de vinculación eléctrica. con: KREMTbj - KREATbj KREbj = ----------------------------------- 1 + KREATbj A su vez determinará el reintegro del valor de pérdidas (RPERDIjd)   RPERDI jd = RVTELI jd    La recaudación total por Energía Eléctrica Transportada RVTELITOj y el reintegro total del valor de pérdidas RPERDITOj producidas al PAFTT por los Distribuidores en Instalaciones Inferiores de vinculación eléctrica será:    RPERDITOj = RVTELITOj =      d  RVTELIjd    Cada Distribuidor 'd' abonará mensualmente un cargo variable (CVFTIUd) asociado a las instalaciones inferiores dado por:   CVFTIUd =      j  (RVTELIjd + RPERDIjd)    d) Recaudación variable total de cada PAFTT. La recaudación variable por Energía Eléctrica Transportada RVTEj de un PAFTT 'j' resulta de la que se obtiene de la correspondiente a los Usuarios de la Función Técnica de Transporte (UFTT) no firme usuarios del PAFTT:   RVTEj = RVTELITOj + RVTELSTOj+ RVTEGTOj    e) Reintegro total por pérdida de energía de cada PAFTT 'j'. El valor total mensual que corresponde abonar directamente al PFTT por reintegro total por pérdidas de energía será igual a:    RPERDTj = RPERDITOj + RPERDSTOj + RPERDGTOj      3.2. Cargo Fijo por Conexión de las DISTRO y PAFTT. Los usuarios de una DISTRO y los Usuarios de la Función Técnica de Transporte (UFTT) no firme de los PAFTT deberán abonar un Cargo por Conexión (CPC) por su conexión y transformación al Sistema de DISTRO y a los PAFTT. En él se incluye, afectados por un factor de contingencia, los costos de operación y mantenimiento del equipamiento de conexión y transformación dedicado a vincular al usuario con el Sistema de Transporte por Distribución Troncal y con los PAFTT. En cada Programación Estacional y Reprogramación Trimestral el OED deberá calcular, en base a los importes establecidos en el Contrato de Concesión de la DISTRO y el Anexo 28 de LOS PROCEDIMIENTOS para los PAFTT, el Cargo por Hora de Conexión (CHCONEX) que corresponde para cada tipo de equipamiento para el correspondiente Período Estacional. La remuneración por Conexión para la DISTRO o el PAFTT será el total abonado por Cargos de Conexión. De haber una conexión 'i' compartida, cada Usuario 'k' de la misma abonará una parte del Cargo por Conexión del equipamiento proporcionalmente a su Potencia Máxima Requerida dentro de la sumatoria de las Potencias Máximas Requeridas del punto de conexión en el sentido del flujo de máximo requerimiento. La Potencia Máxima Requerida (PMAXREQik) se determina de acuerdo al tipo de usuario: * Para Grandes Usuarios y Distribuidores conectados a la DISTRO, y para los Usuarios de la Función Técnica de Transporte (UFTT) no firme conectados a los PAFTT el requerimiento se calcula como el máximo de las potencias máximas declaradas correspondientes al Período Base de Uso definido en el Anexo 18 de LOS PROCEDIMIENTOS. Para el caso de nuevos Agentes se utilizará para los meses del Período Base de Uso en que no haya pertenecido al MEM la potencia declarada por el Agente para dichos meses del próximo año programado de acuerdo a los datos suministrados al incorporarse al MEM. * Para los Generadores, se considerará como requerimiento su potencia nominal. El OED deberá determinar para cada Período Base de Uso, la participación de cada Usuario en base a su Potencia Máxima Requerida en ese período e informará el Factor de Proporción del Cargo de Conexión (FACTCik) que corresponde a cada uno de los Usuarios 'k'.       FACTCik =     PMAXREQik -------------------------------     k  PMAXREQik      El OED deberá calcular el cargo que abonará cada mes un usuario 'k' de la conexión 'i' multiplicando el cargo por hora, definido en la Programación Estacional o Reprogramación Trimestral, por las horas de disponibilidad reales del mes y restando las sanciones a la DISTRO o descuentos al PAFTT por conexión que corresponden a dicho equipamiento (DESCON), afectado por el factor de proporcionalidad definido.   CPCik = [CHCONEXi * (HRSPER-HINDISPi) - DESCONi] * FACTCik   siendo: * HRSPER: número de horas del mes. * HINDISPi: horas de indisponibilidad registradas en el mes. 3.3. Cargo Complementario de las DISTRO y PAFTT. Los usuarios de las DISTRO y los Usuarios de la Función Técnica de Transporte (UFTT) no firme de los PAFTT deben abonar por cada línea y equipamiento no dedicado de las estaciones transformadoras asociadas a la FTT, un Cargo Complementario (CC) compuesto por el monto a abonar a la PFTT en concepto de Capacidad de Transporte (RTCT) más la diferencia necesaria, ya sea positiva o negativa, para completar el monto fijo establecido como Remuneración por Energía Eléctrica Transportada. El Cargo Complementario total necesario es la suma de la remuneración mensual por Energía Eléctrica Transportada (RAEET) y la Remuneración por Capacidad de Transporte del mes (RTCT), menos la recaudación mensual por ingresos variables (RVTE) y el estado de la Cuenta de Apartamientos (SCAP). En cada mes 'm' y para cada línea '|', el OED deberá calcular el Cargo Complementario Horario (CCHTL|j) en base al monto horario establecido como Remuneración por Capacidad de Transporte (RHCT|) para la DISTRO o el PAFTT y los Transportistas Independientes en Período de Explotación, afectado a un factor (FRTmj) que representa la proporción que falta o sobra para cubrir la remuneración total del Transportista en dicho mes. RAEETMj + RTCTj - SCAPj - RVTEj FRTmj = máx (--------------------------------------------------; 0) RTCTj En consecuencia   CCHTL|j = FRTmj * RHCT|    siendo: * RAEETMj = remuneración mensual por energía eléctrica transportada del PAFTT 'j', o sea RAEETj dividido 12. * RVTEj = recaudación por ingresos variables abonados en el mes 'm'. 3.3.1. Instalaciones Inferiores y Superiores del PAFTT que vinculen Generadores, Instalaciones Inferiores que vinculen a Usuarios de la Función Técnica de Transporte (UFTT) no firme y Sistemas de Transporte por Distribución Troncal. La asignación, para cada Generador 'g' usuario de la DISTRO o del PAFTT 'j', del Cargo Complementario de cada línea '|' (CCH|g), se calculará mensualmente utilizando la misma metodología que la aplicada para la remuneración del Transporte en Alta Tensión del Anexo 18 de LOS PROCEDIMIENTOS. Para la asignación del Cargo Complementario, para cada Gran Usuario o Distribuidor 'd' conectado a la DISTRO o para cada Usuario de la Función Técnica de Transporte (UFTT) no firme 'd' conectado al PAFTT 'j', el OED debe determinar en cada Programación Estacional y Reprogramación Trimestral su participación en el pago del Cargo Complementario, como un valor mensual a aplicar en cada uno de los tres primeros meses del período programado, calculado en base el uso efectuado de la FTT durante el correspondiente Período Base de Uso. Para la determinación de dicho uso, el OED deberá utilizar como dato la energía consumida por cada Gran Usuario o Distribuidor 'd' conectado a la DISTRO o para cada Usuario de la Función Técnica de Transporte (UFTT) no firme 'd' conectado al PAFTT 'j', durante el Período Base de Uso en cada banda horaria. Con las correspondientes potencias medias realizará los flujos de potencia de cada banda horaria 'b'. Mediante el método de Área de influencia del Anexo 18 de LOS PROCEDIMIENTOS, el OED determinará en cada línea '|', y para cada banda horaria considerada 'b' la participación (%PMUbdj) que le corresponde en el trimestre a cada usuario 'd' conectado con un nodo 'i' dentro del Área de influencia de la línea. El Factor de Participación (%PARTIbd|) del Gran Usuario o Distribuidor 'd' conectado a la DISTRO o del Usuario de la Función Técnica de Transporte (UFTT) no firme 'd' conectado al PAFTT 'j', en el pago del Cargo Complementario de la línea '|', en la banda horaria 'b', en el trimestre, está dada por la participación obtenida en cada banda horaria, ponderado por la duración de la misma y la potencia transportada en la línea.       %PARTIbd| =      %PMUbjd| * HAb * (PRLb|)2      b  HAb * (PRLb|)2      siendo: * HAb = número de horas que corresponden a la banda horaria 'b' durante el Período Base de Uso. * PRLbI = potencia media durante la banda horaria 'b' en la línea 'I'. El Cargo Complementario (CCMTbIj) a pagar por todos los Grandes Usuarios o Distribuidores 'd' conectados a la DISTRO o todos los Usuarios de la Función Técnica de Transporte (UFTT) no firme 'd' conectados al PAFTT 'j', por la línea 'I', en el mes 'm', para la banda horaria 'b', se determina multiplicando el cargo horario definido (CCHTLIj) por las horas de disponibilidad del mes y descontando las penalidades por capacidad puesta a disposición que correspondan (DESCAPI):   CCMTbIj =[CCHTLIj*(HRSPER-HINDISPI)-DESCAPI] *      d  %PARTIbdI)    Cada Gran Usuario o Distribuidor 'd' conectado a la DISTRO o cada Usuario de la Función Técnica de Transporte (UFTT) no firme 'd' conectado al PAFTT 'j', pagará su alícuota de Cargo Complementario de las líneas del PAFTT 'j' (CCMbjd) asignadas al conjunto de esos usuarios en la banda horaria 'b' en la proporción de su potencia media (PDMbd), en el Período Base de Uso, dentro del total de tales potencias medias de esos usuarios.       | CCMTbIj   CCMbjd = PDMbd * ----------------       d PDMbd    El Cargo Complementario mensual (CCMTOjd) que corresponde a cada Gran Usuario o Distribuidor 'd' conectado a la DISTRO o a cada Usuarios de la Función Técnica de Transporte (UFTT) no firme 'd' conectado al PAFTT 'j' resulta:   CCMTOjd =     b  CCMbjd    En cada Programación Estacional o Reprogramación Trimestral el OED indicará para cada equipamiento el Cargo por Capacidad de Transporte por hora de capacidad puesta a disposición, y para cada usuario el factor de proporción que les corresponde. 3.3.2. Instalaciones Inferiores de Vinculación Eléctrica que vinculen a Distribuidores que requieran la prestación no firme de la Función Técnica de Transporte (FTT). La asignación para cada Distribuidor 'd' del PAFTT 'j' del Cargo Complementario se calculará mensualmente. En cada mes 'm', el OED deberá calcular el Cargo Complementario (CCMTLI) en base al monto establecido como Remuneración por Capacidad de Transporte para el PAFTT 'j' por sus Instalaciones Inferiores de vinculación eléctrica que vinculen a Distribuidores.   CCMTLIj = FRTmj *     |  RTCTIjm      siendo:  * RTCTIjm = Remuneración mensual por Capacidad de Transporte del mes 'm' de la línea '|'. El OED debe determinar en cada Programación Estacional y Reprogramación Trimestral la participación en el pago del Cargo Complementario de cada Distribuidor con un valor a aplicar en el período programado, calculado en base al uso efectuado del PAFTT durante el correspondiente Período Base de Uso. Para la determinación de dicho uso, el OED deberá utilizar como dato la energía total consumida por cada Distribuidor en los nodos correspondientes durante el Período Base de Uso en cada banda horaria. El factor de Participación del Distribuidor 'd' en el pago del Cargo Complementario del PAFTT 'j' en la banda 'b', en el trimestre está dado por:   Eabjd * (  d Eabjd) / HAb   %PARTIbjd = ------------------------------------------      b (  d Eabjd)2 / HAb    siendo: * HAb = número de horas que corresponden a la banda horaria 'b' durante el Período Base de Uso. * Eabjd = energía recibida por el Distribuidor 'd' del PAFTT 'j' durante el Período Base de Uso en la banda horaria 'b'. El Factor de Participación del Distribuidor 'd' en el pago del Cargo Complementario del PAFTT 'j', en el trimestre está dado por:   %PARTIjd =      b  %PARTIbjd    El Cargo Complementario a pagar por cada Distribuidor 'd' al PAFTT 'j' en el mes 'm' será:   CCMTOjd = (CCMTLIj - DESCAPjm) * %PARTIjd   siendo: * DESCAPjm = los descuentos por calidad de servicio para el PAFTT 'j' en el mes 'm'. En cada Programación Estacional o Reprogramación Trimestral el OED indicará para cada PAFTT el Cargo Total por Capacidad de Transporte puesta a disposición, y para cada usuario el factor de proporción que le corresponde para dicho período. 4. RÉGIMEN TARIFARIO PARA LOS USUARIOS DE AMPLIACIONES EN DISTRO Y PARA USUARIOS DE LA FUNCIÓN TÉCNICA DE TRANSPORTE (UFTT) NO FIRME USUARIOS DE AMPLIACIONES EN PAFTT. La remuneración de las ampliaciones de DISTRO e Instalaciones Superiores e Inferiores que vinculen Generadores de PAFTT, será determinada utilizando la misma metodología aplicada para la remuneración de las ampliaciones del Sistema de Transporte en Alta Tensión establecida en el Anexo 18 de LOS PROCEDIMIENTOS. Los Cargos Complementarios serán abonados exclusivamente por los beneficiarios de dichas ampliaciones durante el Período de Amortización. Las ampliaciones de Instalaciones de PAFTT 'j' que vinculen a Distribuidoras que requieran la prestación no firme de la Función Técnica de Transporte (FTT), deberán contar con la autorización del ENRE, quién deberá aprobar el Canon Anual correspondiente. El Canon mensual de la ampliación (CANONMj) será abonado por los Distribuidores 'd' del PAFTT 'j' en la misma proporción en que abonan los cargos complementarios.   CCPjd = CANONMj * %PARTIjd    siendo: * CANONMJ = Canon mensual del equipamiento 'i' del PAFTT 'j', calculado como el Canon Anual dividido 12. * CCPjd: Cargo Complementario a pagar por la Ampliación por cada Distribuidor 'd' durante el Período de Amortización. ANEXO III  ANEXO 27: REGLAMENTACIÓN APLICABLE A LA PRESTACIÓN ADICIONAL DE LA FUNCIÓN TÉCNICA DE TRANSPORTE DE ENERGÍA ELÉCTRICA 'FIRME' EN EL MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA (MEM) 1. INTRODUCCIÓN. Las tarifas remunerativas de la FUNCIÓN TÉCNICA DE TRANSPORTE DE ENERGÍA ELÉCTRICA (FTT) que se establecen en la presente norma, que en adelante se denominarán 'Tarifas de Peaje por Transporte Firme', son los valores máximos aplicables, a falta de acuerdo entre partes por valores menores, en los casos que un agente del MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA (MEM), al que en adelante se identificará como USUARIO DE LA FUNCIÓN TÉCNICA DE TRANSPORTE DE ENERGÍA ELÉCTRICA (UFTT), que no está conectado directamente el SISTEMA ARGENTINO DE INTERCONEXIÓN (SADI) requiera en forma firme el uso de instalaciones superiores o inferiores de vinculación eléctrica pertenecientes a otros agentes no Transportistas del MEM, o interconectadas con éstas. Cada agente no Transportista responsable de la prestación antedicha se identificará como PRESTADOR ADICIONAL DE LA FUNCIÓN TÉCNICA DE TRANSPORTE DE ENERGÍA ELÉCTRICA (PAFTT). La FTT prestada mediante el uso de instalaciones que forman parte del Sistema de Transporte de Energía Eléctrica en Alta Tensión y de los Sistemas de Transporte de Energía Eléctrica por Distribución Troncal continuará rigiéndose exclusivamente por la regulación pertinente contenida en LOS PROCEDIMIENTOS, no siéndole aplicable los contenidos del presente Anexo. La FTT prestada mediante el uso de instalaciones de empresas titulares de Concesiones de Servicio Público de Distribución otorgadas por el PODER EJECUTIVO NACIONAL en el marco de las Leyes N° 15.336 y N° 24.065, en cuanto sirva a Grandes Usuarios del MEM ubicados en sus respectivas área de Concesión, continuará rigiéndose por los términos de las respectivas concesiones no siéndole aplicable el presente Anexo. Se define como 'Transporte Firme' al servicio de transporte prestado un PAFTT a un UFTT en condiciones donde: a) la prioridad en el uso de las instalaciones del PAFTT sea igual a la que rigen para el abastecimiento de su propia demanda o de otros usuarios de transporte firme.  b) existe obligación por parte del PAFTT de expansión de la capacidad de transporte de sus instalaciones para prestar el servicio al UFTT, con idéntico carácter a la expansión debida a la atención de sus propios usuarios. Si el PAFTT fuera un agente no Distribuidor, las características del servicio detalladas más arriba serán reemplazadas por las características técnicas de las prestaciones equivalentes efectuadas por el Distribuidor que sirve la región donde se encuentran las instalaciones del UFTT para con sus propios usuarios finales. 1.1. ÁMBITO DE APLICACIÓN. La presente norma será de aplicación a los agentes cuyos suministros se efectúen en media o en alta tensión, entendiéndose por tal lo siguiente:   MEDIA TENSIÓN 1kV     V < 66kV   ALTA TENSIÓN   66 kV  V  132 kV    La tarifa de Peaje por transporte firme correspondiente a cada PAFTT, será determinada, junto con cada programación estacional, sobre la base de los coeficientes denominados COSTO PROPIO DE DISTRIBUCIÓN que se indican en el punto 4.2.1. y su cálculo será efectuado por el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED). Dichos coeficientes podrán ser revisados por el ENTE NACIONAL REGULADOR DE LA ELECTRICIDAD (ENRE) para su aplicación en el período estacional que se inicia el 1° de mayo de cada año. Los PAFTT o los UFTT podrán solicitar al ENRE tal revisión, con por lo menos TRES (3) meses de anticipación al inicio del período estacional mencionado. 2. SOLICITUD DE PRESTACIÓN ADICIONAL DE LA FUNCIÓN TÉCNICA DE TRANSPORTE DE ENERGÍA ELÉCTRICA FIRME. El usuario que requiera de la PRESTACIÓN ADICIONAL DE LA FUNCIÓN TÉCNICA DE TRANSPORTE DE ENERGÍA ELÉCTRICA FIRME (PAFTT FIRME), deberá solicitar tal servicio al prestador de tal función al cual se halle vinculado, acompañando su solicitud con los datos técnicos necesarios para evaluar la misma. Las condiciones bajo las cuales se llevará a cabo la prestación de tal servicio, pueden ser acordadas entre las partes teniendo en cuenta los valores topes de peaje fijados en el presente Anexo. De haber acuerdo el prestador deberá realizar la facturación del peaje aludido directamente al usuario. De no alcanzarse un acuerdo, a solicitud de cualquiera de las partes, la SECRETARÍA DE ENERGÍA Y TRANSPORTE fijará tales condiciones, conforme a lo establecido en la presente reglamentación. Se considerará que la capacidad de transporte es suficiente para atender la solicitud de todo usuario que estuviese recibiendo energía en el momento de presentar la solicitud de ingreso al MEM. En el caso que ante un nuevo consumo la capacidad sea insuficiente, el PAFTT titular de las instalaciones afectadas por la solicitud deberá demostrar que no existe la capacidad de transporte remanente para atender las necesidades del solicitante. 3. PRECIO DE LA POTENCIA Y DE LA ENERGÍA. A los efectos del cálculo de la tarifa de peaje, se define el precio de la potencia y de la energía a utilizar en cada Período Trimestral. 3.1. PRECIO DE LA POTENCIA Dentro de cada Período Trimestral, el precio a utilizar para la potencia, denominado PPOT y expresado en U$S/kW-mes, será el precio que corresponda al prestador como precio de referencia de la potencia para las tarifas a sus usuarios finales ($POTREF). 3.2. PRECIO DE LA ENERGÍA. Para cada banda horaria de horas de valle, horas de pico y horas restantes, la energía tendrá un precio (PE) para cada prestador.   PEb (U$S/kWh) = PEESTb + PF   dónde: * b: banda horaria de punta, valle o resto. * PEESTb = $PESTb: Precio de referencia estacional de la energía para las tarifas a usuarios finales para la banda horaria 'b' en el nodo del PAFTT. * PF: Tasa que debe aportar el PAFTT al Fondo Nacional de la Energía Eléctrica creado por la Ley N° 24.065. 4. RÉGIMEN TARIFARIO. La tarifa de Peaje por 'Transporte Firme' incluye los costos de expansión de las redes dispuestas para ello, necesarias para mantener la calidad de servicio. La tarifa incluye además los cargos fijos que al UFTT le corresponde abonar por el uso de otros sistemas de transporte de energía eléctrica, tales como los sistemas de transporte por distribución troncal y transporte en alta tensión. El UFTT deberá abonar el peaje al PAFTT al cual se halle vinculado, siendo éste último el que asume la responsabilidad de abonar los cargos correspondientes al resto de los prestadores de servicio de transporte. La tarifa de peaje se compone de: * un cargo mensual por uso de la capacidad de transporte; * un cargo por energía transportada; * un cargo adicional por el uso de sistemas de transporte de otros agentes. Los cargos variables de transporte que el UFTT debe abonar a los PRESTADORES DE LA FUNCIÓN TÉCNICA DE TRANSPORTE DE ENERGÍA ELÉCTRICA (PFTT) que son Transportistas del MEM por el uso del Sistema de Transporte de Energía Eléctrica en Alta Tensión y/o Sistemas de Transporte de Energía Eléctrica por Distribución Troncal no están incluidos en la tarifa de Peaje. Tales cargos serán cobrados al UFTT directamente por el OED por cuenta y orden de los Transportistas y serán calculados utilizando el nodo del MEM correspondiente al del PAFTT al cual se halle vinculado el UFTT. 4.1. DIFERENTES ALTERNATIVAS QUE PUEDEN PRESENTARSE EN LA PRESTACIÓN ADICIONAL DE LA FUNCIÓN TÉCNICA DE TRANSPORTE DE ENERGÍA ELÉCTRICA: * ALTERNATIVA A: PAFTT realizada exclusivamente mediante instalaciones de AT. * ALTERNATIVA B: PAFTT realizada mediante instalaciones de AT, la transformación AT/MT e instalaciones de MT. * ALTERNATIVA C: PAFTT realizada mediante la transformación AT/MT e instalaciones de MT. * ALTERNATIVA D: PAFTT realizada exclusivamente mediante instalaciones MT. 4.2. PARÁMETROS PARA EL CÁLCULO DE LA TARIFA DE PEAJE POR TRANSPORTE FIRME. 4.2.1. CARGO MENSUAL POR USO DE LA CAPACIDAD DE TRANSPORTE. El cargo por uso de la capacidad de transporte (CFPP) será calculado por el OED en cada período trimestral en base a los valores de la potencia para dicho período calculado conforme lo establecido en el punto 3.1.   CFPP = PPOT * KRP + CDF   dónde:  * KRP: Factor de pérdida de potencia por peaje determinado para el nivel de tensión de alimentación. Los valores corresponden a la alimentación desde el SADI. Los valores de aplicación para las distintas ALTERNATIVAS son los indicados en la tabla siguiente:   ALTERNATIVA      A  B  C  D   KRP  0,03  0,079  0,0475  0,0166    * CDF: Costo propio de distribución asignable al cargo por potencia, expresado en U$S/kW-mes. Los valores de aplicación para cada PAFTT, conforme la provincia en la cual se halle radicado y para cada ALTERNATIVA, son los indicados en la siguiente tabla:    ALTERNATIVA      A  B  C  D   Buenos Aires  0,86  5,1  4,2  2,98   Catamarca  0,86  5,8  4,9  3,47   Córdoba  0,86  5,1  4,2  2,98   Corrientes  0,86  5,1  4,2  2,98   Chaco  0,86  5,4  4,5  3,2   Chubut  0,86  5,8  4,9  3,47   Entre Ríos  0,86  5,8  4,9  3,47   Formosa  0,86  5,4  4,5  3,2   Jujuy  0,86  5,8  4,9  3,47   La Pampa  0,86  5,8  4,9  3,47   La Rioja  0,86  5,8  4,9  3,47   Mendoza  0,86  5,4  4,5  3,2   Neuquén  0,86  5,4  4,5  3,2   Río Negro  0,86  5,4  4,5  3,2   Salta  0,86  5,4  4,5  3,2   San Luis  0,86  5,8  4,9  3,47   Santa Cruz  0,86  5,8  4,9  3,47   Santa Fé  0,86  5,1  4,2  2,98   S. del Estero  0,86  5,4  4,5  3,2   San Juan  0,86  5,4  4,5  3,2   Tucumán  0,86  5,1  4,2  2,98      4.2.2. CARGO POR ENERGÍA TRANSPORTADA. El cargo por energía transportada (CVPE) será calculado por el OED en cada Período Trimestral para cada banda horaria de horas de pico, de valle y restantes, en base a los valores de la energía calculados en el punto 3.2.   CVPEb (U$S/kWh) = PEb * KRE   dónde: * KRE: factor de pérdida de energía para cada ALTERNATIVA. Los valores corresponden a la alimentación desde el SADI. Los valores de aplicación para todas las jurisdicciones son los siguientes:   ALTERNATIVA      A  B  C  D   KRE  0,028  0,072  0,0428  0,0148    4.2.3. CARGO FIJO ADICIONAL POR EL USO DE SISTEMAS DE TRANSPORTE DE OTROS AGENTES. A los efectos de calcular los cargos que el UFTT debe abonar en concepto de cargos fijos de transporte prestado por concesionarios de servicios públicos de transporte, se considerará a la demanda del UFTT como formando parte de la del PAFTT al cual se halle directamente conectado. El UFTT participará del pago de los CARGOS COMPLEMENTARIOS y de CONEXIÓN del Sistema de Transporte de Energía Eléctrica en Alta Tensión y/o de los Sistemas de Transporte de Energía Eléctrica por Distribución Troncal correspondientes al PAFTT al cual se halle vinculado, proporcionalmente a su potencia máxima requerida definida en los términos del Anexo 18 de LOS PROCEDIMIENTOS. El cargo adicional por el uso de sistemas de transporte de otros agentes (CUST) cuando existen varios agentes cumpliendo la función de transporte para la vinculación del UFTT al MEM será calculado por el OED para cada Período Trimestral para las Transportistas 'i'.   CUST =      i  (CCONEXi + CCOMPLi) + PDA    Dónde: * CCONEXi: Cargos de conexión y transformación que debe abonar el PAFTT al cual este directamente conectado el UFTT a la Transportista 'i' del cual es usuario directo o indirecto. * CCOMPLi: Cargos complementario que debe abonar el PAFTT al cual este directamente conectado el UFTT a la Transportista 'i' del cual es usuario directo o indirecto. * PDA: Potencia máxima requerida del PAFTT al cual se halle directamente conectado el UFTT más la suma de potencias máximas requeridas de los otros agentes que requieran transporte firme incluidos en la red del prestador. Los montos que en concepto de cargo adicional por el uso de sistemas de transporte de otros agentes abone el UFTT, serán cobrados por el PAFTT al cual este directamente conectado. 4.3. VALOR DEL PEAJE. El monto que en concepto de peaje (MP) deberá abonar cada mes un UFTT 'j', que requiera transporte firme, será el siguiente:   MPj = PMAGUj * CFPP +      b  (CVPEjb * ERMjb) + PMAGUj * CUST     dónde: * PMAGUj: Potencia máxima requerida del UFTT'j'. * CFPP: Cargo fijo mensual por uso de la capacidad de transporte. * ERMjb: Energía consumida por el UFTT'j' en la banda horaria 'b'. * CVPEjb: Cargo por energía transportada del UFTT'j' en la banda horaria 'b'. * CUST: Cargo adicional por el uso de sistemas de transporte a los que no está directamente conectado el UFTT. Cuando la FTT regida por esta norma sea prestada por más de un PAFTT, el pago que realiza un UFTT por el uso de tal servicio será repartido de manera tal que cada uno de los prestadores cobrará el monto del peaje del (de los) segmento(s) de PAFTT que presta en forma exclusiva y compartirán en partes iguales el monto del peaje del segmento de PAFTT que presten en forma conjunta. 5. NORMAS DE CALIDAD DEL SERVICIO Y MODIFICACIONES DE LOS PRECIOS DE LOS PEAJES. El valor de la Tarifa de Peaje, calculada según lo establecido en los puntos precedentes, corresponde a un nivel de calidad de servicio satisfactorio. Si la calidad de la FTT medida por los indicadores que se incluyen en esta regulación, no alcanza dicho nivel, la Tarifa de Peaje será equivalente al aludido valor reducido según corresponda conforme la presente norma. El ENRE verificará las condiciones de calidad de servicio a solicitud de los UFTT afectados o de oficio cuando lo considere conveniente. En los casos en que el ENRE detecte que un PAFTT, no está cumpliendo con niveles de calidad satisfactorios según los indicadores que se incluyen más abajo, instruirá al OED a recalcular la tarifa de peaje que corresponda a una menor calidad del servicio, conforme a los mecanismos que se detallan en los puntos 5.1.2. y 5.2.2. La verificación de las condiciones de calidad de servicio de la FTT podrá realizarse por los siguientes medios. * La información que suministre el UFTT con sus equipos de medición. * La medición y relevamiento de curvas de carga y tensión, realizadas por si o por medio de terceros por el PAFTT al cual el UFTT se halle directamente conectado. * La medición y relevamiento de curvas de carga y tensión realizadas por el ENRE, por si o por medio de terceros, ante casos de denuncia de incumplimientos. La medición de la calidad de servicio de la FTT, se realizará sobre los siguientes indicadores: * Calidad de la tensión: entendiendo por tal el nivel de tensión en el punto de alimentación y las perturbaciones (variaciones rápidas, caídas lentas de tensión, y armónicas). * Nivel de fallas: entendiendo por tal a la frecuencia y duración de las interrupciones en el suministro debidas a limitaciones o indisponibilidades del transporte. 5.1. CALIDAD DE LA TENSIÓN.- Los indicadores de calidad de la tensión que se controlarán son las perturbaciones y el nivel de tensión. Las perturbaciones que se controlarán son las variaciones rápidas de tensión, las caídas lentas de tensión y las armónicas. El PAFTT, será responsable de definir, para cada tipo de perturbación, el Nivel de Referencia que fija el límite aceptable, compatible con las características de sus redes. Dichos valores serán aprobados por el ENRE, teniendo en cuenta las normas internacionales e internas de empresas similares. 5.1.1. NIVELES DE TENSIÓN ADMITIDOS. Las variaciones porcentuales de la tensión admitidas, con respecto al valor nominal, son las siguientes.   MEDIA TENSIÓN, líneas aéreas  -10,0% + 10,0%   MEDIA TENSIÓN, líneas subterráneas  -7,0% + 7,0%   ALTA TENSIÓN  -7,0% + 7,0%      5.1.2. REDUCCIÓN DEL VALOR DEL PEAJE ANTE EL INCUMPLIMIENTOS DE LA CALIDAD DE TENSIÓN. Los precios del peaje que tendrá derecho a cobrar el PAFTT, por la prestación de la FTT, se considerará que corresponden a una calidad de servicio satisfactorio sólo cuando los niveles de tensión se encuentren fuera de los límites definidos en 5.1.1. durante un tiempo máximo equivalente al TRES POR CIENTO (3%) del período en que se efectúa la evaluación de las mediciones (mínimo 1 semana). Los períodos de control y bonificación al UFTT serán iguales a los períodos estacionales semestrales. Las reducciones de las tarifas de peaje, se incluirán en las facturas del semestre inmediatamente posterior al período en que se detectó la falla. El cálculo se realizará aplicando a la energía entregada con niveles de tensión fuera de límites los siguientes valores: Media Tensión (alimentación, subterránea) y alta tensión     0,07  <  Tol < 0,08  0,008 U$S/kWh   0,08       Tol < 0,09  0,015 U$S/kWh   0,09     Tol < 0,10  0,023 U$S/kWh   0,10      Tol < 0,11  0,030 U$S/kWh   0,11      Tol < 0,12  0,038 U$S/kWh   0,12      Tol < 0,13  0,045 U$S/kWh   0,13      Tol < 0,14  0,060 U$S/kWh   0,14      Tol < 0,15  0,075 U$S/kWh   0,15      Tol < 0,16  0,300 U$S/kWh   0,16     Tol < 0,18  0,900 U$S/kWh   0,18     Tol  1,500 U$S/kWh      Media tensión (alimentación aérea)    0,10  <  Tol     0,11  0,012 U$S/kWh   0,11     Tol     0,12  0,023 U$S/kWh   0,12     Tol     0,13  0,033 U$S/kWh   0,13      Tol      0,14  0,045 U$S/kWh   0,14      Tol      0,15  0,065 U$S/kWh   0,15      Tol      0,16  0,075 U$S/kWh   0,16      Tol      0,18  0,750 U$S/kWh   0,18      Tol    1,500 U$S/kWh    Donde: * Tol = VABS (TS-TN) / TN * TS = tensión real del suministro * TN = la tensión nominal de la alimentación * VABS (TS-TN): valor absoluto de la diferencia entre la TS y TN 5.2. NIVELES DE FALLAS. Los niveles de fallas se evaluarán en base a los siguientes indicadores: a) Frecuencia de interrupciones (cantidad de veces que en un período determinado se interrumpe el suministro a un UFTT por causas asociadas al PAFTT al cual esté directamente conectado. b) Duración total de la interrupción (tiempo total sin suministro) por causas asociadas al PAFTT al cual esté directamente conectado. El PAFTT deberá llevar un registro de las fallas que afecten las alimentaciones de los UFTT del MEM conectados a sus redes y ponerlas a disposición del ENRE ante su requerimiento. 5.2.1. NIVELES DE FALLAS ADMITIDOS. Los niveles de fallas máximos admitidos para cada UFTT, según se encuentre conectado a alta o media tensión, son los siguientes: a) Frecuencia de interrupciones:   ALTA TENSIÓN  3 interrupciones/semestre   MEDIA TENSIÓN  4 interrupciones/semestre      b) Tiempo máximo de interrupción:    ALTA TENSIÓN  2 horas/interrupción   MEDIA TENSIÓN  3 horas/interrupción      No se computarán las interrupciones menores a TRES (3) minutos. Si la interrupción fuera de TRES (3) minutos o más, se computará la totalidad de su duración. 5.2.2. REDUCCIONES POR INCUMPLIMIENTOS CON LOS NIVELES DE FALLAS. Si en un semestre, un UFTT sufriera más interrupciones mayores a TRES (3) minutos que las establecidas en el cuadro a) y/o estuviera sin suministro más tiempo que el indicado en el cuadro b) del punto anterior, los precios del peaje que tendrá derecho a cobrar el PAFTT por la prestación de la FTT, serán menores que los correspondientes a un nivel de calidad de servicio satisfactorio. En tales casos, durante el semestre inmediatamente posterior al controlado, la Tarifa de Peaje por transporte firme que dicho UFTT abonará al PAFTT al cual este directamente conectado, se calculará restándole al monto que correspondería a un nivel de calidad de servicio satisfactorio, una cantidad igual al valor de la energía no recibida en el semestre controlado, valorada al costo de la energía no suministrada en el MEM, dividido SEIS (6). La energía no suministrada se calculará de la siguiente forma:   ENS (kWh) = (EA/525.600) *      n  MINn    dónde: * MINn: tiempo en minutos en que el usuario no tuvo servicio durante la interrupción 'n'. * EA: total de energía consumida por el usuario en los últimos doce meses. Las interrupciones a considerar son aquellas originadas en las redes bajo responsabilidad del PAFTT. 6. MONTO MÁXIMO DE LAS REDUCCIONES. El monto total de las reducciones semestrales que, por aplicación de lo establecido en los puntos 5.1.2. y 5.2.2., sufra la Tarifa de Peaje del PAFTT al cual este directamente conectado el UFTT, no podrá ser superior al CINCUENTA POR CIENTO (50%) del monto percibido de dicho usuario por el concepto de COSTO PROPIO DE DISTRIBUCIÓN (CDF) que forma parte del CARGO MENSUAL POR USO DE LA CAPACIDAD DE TRANSPORTE según lo indicado en el punto 4.2.1. precedente, durante el semestre controlado. 7. FACTOR DE POTENCIA. El UFTT deberá cumplir en los nodos de vinculación con el PAFTT, los límites en cuanto a factor de potencia que se definen como 'valores tolerados' en el Anexo 4 de LOS PROCEDIMIENTOS. Ante el incumplimiento de tales límites, el PAFTT podrá, con autorización previa del ENRE, aplicar sanciones al UFTT, e incluso llegar a disponer la interrupción del suministro. La modalidad y valores máximos de tales sanciones no podrán exceder a los establecidos en LOS PROCEDIMIENTOS. 8. CÁLCULOS Y FACTURACIÓN Los cálculos requeridos para la facturación de los servicios incluidos en la presente norma, serán efectuados por el OED y serán publicados en el documento de transacciones económicas. En el caso que el PAFTT sea un agente del MEM, la facturación y cobranza de estos servicios, de no mediar una solicitud en contrario unánime y expresa de las partes, las efectuará el OED. Si el PAFTT no fuera un agente del MEM el OED podrá efectuar la facturación y cobranza de estos servicios, de mediar una solicitud expresa del Prestador. El OED acreditará directamente en la cuenta del PAFTT los montos que le corresponden y en las cuentas de los demás agentes que presten servicios de transporte los montos que se determinan conforme lo establecido en el punto 4.3. El OED facturará por separado los servicios aludidos en el párrafo precedente. Las facturas presentadas al cobro a los agentes deudores de los servicios correspondientes a la prestación de la FTT vencerán a los quince (15) días corridos contados a partir del último día del mes al que se refieren las transacciones facturadas. Dicho plazo de vencimiento se desplazará en el mismo número de días en que se demore el envío de las facturas después del tercer día hábil posterior al día de la emisión del Documento de Transacciones Económicas (DTE) al que se refieren las transacciones facturadas. El OED remitirá a cada agente del mercado, por medio de FAX o Correo Electrónico según acuerde con cada uno, las respectivas facturas (a deudores) y liquidaciones (a los acreedores), valiendo esta fecha para los fines establecidos en el párrafo anterior. Simultáneamente remitirá los documentos indicados por vía postal expresa. Los agentes obligados al pago de los montos facturados por el servicio de FTT podrán efectuarlo directamente al PAFTT y el OED lo tendrá por cumplido contra la presentación de los correspondientes recibos u otra forma de acreditación fehaciente que indique el efectivo pago a satisfacción del PAFTT, dentro de los plazos indicados en los párrafos precedentes. Los intereses y demás sanciones por mora o incumplimiento de los pagos serán las establecidas para las obligaciones de pago por transacciones de energía eléctrica en el MEM en LOS PROCEDIMIENTOS. ANEXO IV  ANEXO 28: REGLAMENTACIÓN APLICABLE A LA PRESTACIÓN DE LA FUNCIÓN TÉCNICA DE TRANSPORTE 'NO FIRME' EN EL MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA (MEM). INTRODUCCIÓN Las tarifas remunerativas de la FUNCIÓN TÉCNICA DE TRANSPORTE DE ENERGÍA ELÉCTRICA (FTT) no firme que se establecen en la presente norma, son los valores máximos aplicables, a falta de acuerdo entre partes, en los casos en que un agente del MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA (MEM), al que en adelante se identificará como USUARIO DE LA FUNCIÓN TÉCNICA DE TRANSPORTE DE ENERGÍA ELÉCTRICA (UFTT), que no está conectado directamente al SISTEMA ARGENTINO DE INTERCONEXIÓN (SADI) requiera, para su vinculación física, el uso de instalaciones superiores o inferiores de vinculación eléctrica pertenecientes a otros agentes no Transportistas del MEM o interconectadas con tales instalaciones. Cada agente no Transportista responsable de la prestación antedicha se identificará como PRESTADOR ADICIONAL DE LA FUNCIÓN TÉCNICA DE TRANSPORTE DE ENERGÍA ELÉCTRICA (PAFTT). LOS PROCEDIMIENTOS PARA LA PROGRAMACIÓN DE LA OPERACIÓN, EL DESPACHO DE CARGAS Y EL CÁLCULO DE PRECIOS (LOS PROCEDIMIENTOS) que como Anexo I integran la Resolución ex-SECRETARÍA DE ENERGÍA ELÉCTRICA N° 61 del 29 de abril de 1992 modificada por la Resolución ex-SECRETARÍA DE ENERGÍA N° 137 del 30 de noviembre de 1992, sus modificatorias y complementarias, así como las reglamentaciones de CONEXIÓN Y USO DEL SISTEMA DE TRANSPORTE DE ENERGÍA ELÉCTRICA, EL REGLAMENTO DE ACCESO A LA CAPACIDAD EXISTENTE Y DE AMPLIACIÓN DEL SISTEMA DE TRANSPORTE DE ENERGÍA ELÉCTRICA (en adelante REGLAMENTO DE ACCESO) se aplicarán a la FTT reglada por el presente Anexo sujetas a lo indicado en éste. A efectos de suministrar la información que los UFTT requieren de la red del PAFTT, este deberá cumplimentar anualmente el Anexo 20 'Guía de Referencia del Sistema de Transporte' de LOS PROCEDIMIENTOS. La FTT prestada mediante el uso de instalaciones que forman parte del Sistema de Transporte de Energía Eléctrica en Alta Tensión y de los Sistemas de Transporte de Energía Eléctrica por Distribución Troncal continuará rigiéndose exclusivamente por la regulación pertinente contenida en los PROCEDIMIENTOS no siéndole aplicable los contenidos del presente Anexo. 1. ACCESO A LA CAPACIDAD EXISTENTE Y AMPLIACIONES DE REDES AFECTADAS A LA FUNCIÓN TÉCNICA DE TRANSPORTE. Se define como 'transporte no firme' al servicio de transporte prestado por un PAFTT a un UFTT en condiciones donde: a) la prioridad en el uso de las instalaciones del PAFTT corresponde al abastecimiento de su propia demanda o de otros usuarios de transporte firme, destinando al servicio al UFTT la capacidad de transporte remanente. b) no existe obligación por parte del PAFTT de expansión de la capacidad de transporte de sus instalaciones para prestar el servicio al UFTT. En el momento del establecimiento de la FTT se deberán establecer los criterios operativos de la prestación a efectuar por el PAFTT, de acuerdo a lo establecido en el Anexo 25 de LOS PROCEDIMIENTOS. En lo que respecta a los UFTT Distribuidores, el PAFTT podrá establecer, al momento del establecimiento de la FTT, la magnitud de la demanda del usuario cuyo abastecimiento será considerado firme mínimo, valor que podrá ser igual a cero. Para los UFTT Generadores, en todos los casos, el valor de transporte firme mínimo será igual a cero. Estacionalmente, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) deberá fijar la prestación de transporte firme que puede disponer el UFTT, evaluando la capacidad remanente de las instalaciones a partir de la máxima demanda de transporte firme propia del PAFTT y de terceros para ese período. Este valor no será inferior para los UFTT Distribuidores a la demanda cuyo abastecimiento firme se estableció como mínimo. La demanda del UFTT cuyo establecimiento se estableció como firme mínimo o estacional tendrá la misma prioridad de suministro que la demanda propia o prestada a terceros en carácter de firme por el PAFTT. Las ampliaciones de la capacidad de transporte existente a realizar en el ámbito de actuación de un PAFTT, solicitadas por agentes del MEM, podrán realizarse mediante el mecanismo del CONTRATO ENTRE PARTES previsto en el TÍTULO II del REGLAMENTO DE ACCESO, siguiendo alguno de los siguientes procedimientos: a) Siendo el PAFTT responsable de la Construcción, Operación y Mantenimiento de la ampliación. b) A opción del solicitante, construyendo este a su costo las instalaciones requeridas, dejando a cargo del PAFTT, con su acuerdo, la operación y mantenimiento. En cualquier caso, el UFTT que concurra al soporte de los costos de una ampliación tendrá asignada la capacidad de transporte que resulte de dicha ampliación en la medida de su participación en dichos costos, como capacidad de transporte firme mínimo. Este valor será establecido por el ENTE NACIONAL REGULADOR DE LA ELECTRICIDAD (ENRE). En caso de UFTT Distribuidores que ya estuvieran recibiendo la prestación adicional de la Función Técnica de Transporte, de no haber sido establecido el valor de demanda cuyo abastecimiento se considera firme mínimo al iniciar la prestación y no existir acuerdo, dicha magnitud será la que establezca el ENRE. Hasta que el citado Ente no establezca dicha magnitud el UFTT Distribuidor tendrá la misma prioridad de suministro que la demanda propia o prestada a terceros en carácter de firme por el PAFTT. 2. RÉGIMEN REMUNERATORIO. La tarifa no incluye los costos de expansión de las redes. Tampoco incluye los cargos fijos que le corresponderá abonar por el uso de otros sistemas de transporte de energía eléctrica, tales como los sistemas de transporte por distribución troncal y transporte en alta tensión, cargos que serán calculados por el OED proporcionalmente a su potencia máxima requerida definida en los términos del Anexo 18 y facturados directamente a dicho UFTT. La remuneración que perciben los PAFTT por prestar la FUNCIÓN TÉCNICA DE TRANSPORTE DE ENERGÍA ELÉCTRICA (FTT) no firme, estará integrada por los siguientes conceptos: a) Conexión: es la remuneración que percibe por operar y mantener, todo el EQUIPAMIENTO DE CONEXIÓN Y TRANSFORMACIÓN dedicado a vincular con la red a los agentes del MEM ubicados en sus instalaciones de transporte propiamente dichas. La remuneración es variable en función del nivel de calidad resultante del servicio prestado. b) Capacidad de Transporte: es la remuneración que perciben por operar y mantener, el equipamiento dedicado a la FTT. La remuneración es variable en función del nivel de calidad resultante del servicio prestado. c) Energía Eléctrica Transportada: esta remuneración se calcula con la diferencia entre el valor de la energía recibida en el nodo receptor y el de la suministrada en el nodo de entrega. La remuneración por Energía Eléctrica Transportada se fijará BIANUALMENTE promediando los ingresos anuales pronosticados como referencia para dicho período. Los cálculos serán realizados por el OED y elevados con opinión del PAFTT a aprobación del ENRE. De existir períodos diferenciados con distintos equipamientos en una misma área, el ENRE podrá ajustar el período de asignación para simplificar su administración. A las AMPLIACIONES realizadas por el régimen del CONTRATO ENTRE PARTES, conforme lo dispuesto en el TÍTULO II del REGLAMENTO DE ACCESO corresponderá el mismo régimen remuneratorio que para el sistema existente. El PAFTT percibirá, por toda AMPLIACIÓN, la remuneración por supervisión de su construcción que establece el REGLAMENTO DE ACCESO. Este importe será abonado al PAFTT por el COMITENTE del CONTRATO ENTRE PARTES. Cuando el PAFTT sea el encargado de ejecutar la AMPLIACIÓN no tendrá derecho a percibir esta remuneración. Las liquidaciones de los montos a percibir mensualmente por el PAFTT, serán efectuados por el OED. La gestión de recaudación entre los agentes del MEM, de los recursos necesarios para abonar al PAFTT su remuneración mensual, aplicando el principio de proporcionalidad de pago, será efectuada por el OED, en los términos que se establecen en LOS PROCEDIMIENTOS. El OED administrará la CUANTA DE APARTAMIENTOS del PAFTT a los efectos de absorber las diferencias que mensualmente surjan entre la remuneración del PAFTT y los montos que conforme la citada reglamentación les corresponda abonar a los usuarios de la función técnica de transporte. Si el monto mensual facturado a los UFTT por el OED resultare inferior al ingreso por el cual es acreedor el PAFTT, el OED debitará el faltante de la CUENTA DE APARTAMIENTOS del PAFTT. Si tal CUENTA no tuviera recursos suficientes, hasta tanto disponga de ellos, quedará un crédito a favor del PAFTT. Dichos créditos devengarán un interés mensual que se calculará sobre la base de la tasa fijada por el BANCO DE LA NACIÓN ARGENTINA para sus operaciones de descuento a TREINTA (30) días de plazo. 2.1. VALORES NOMINALES APLICABLES EN EL RÉGIMEN REMUNERATORIO. Los valores base referidos a mayo de 1994, expresados en pesos son los indicados a continuación: Conexión   - por cada salida de 220 kV  CUATRO PESOS POR HORA ($ 4/hora).   - por cada salida de 132 kV o 66 kV  DOS PESOS POR HORA ($ 2/hora).   - por cada salida       a 33kV  UN PESO CON CINCUENTA CENTAVOS POR HORA ($ 1,5/hora).   - por transformador de rebaje dedicado   QUINCE CENTAVOS POR HORA por MVA (0,15/hora) por MVA.     Capacidad de transporte.    - para líneas de 220 kV   CUARENTA Y CINCO PESOS POR HORA ($ 45,00/hora) cada 100 Km.   - para líneas de      a 132 kV  CUARENTA Y TRES PESOS POR HORA ($ 43,00/hora) cada 100 Km.   - para cables de 220 kV   NOVENTA PESOS POR HORA ($ 90,00/hora) cada 100 Km.   - para cables de     a 132 kV  OCHENTA Y CINCO PESOS POR HORA ($ 85,00/hora) cada 100 Km.      Estos ingresos incluyen un seguro por contingencia equivalente al UNO POR CIENTO (1%) del valor de reposición de dichos EQUIPAMIENTOS. 3. CALIDAD DE SERVICIO Y SU VINCULACIÓN CON LA REMUNERACIÓN DE LA FUNCIÓN TÉCNICA DE TRANSPORTE DE ENERGÍA ELÉCTRICA (FTT). Será responsabilidad del PAFTT prestar la FTT con un nivel de calidad satisfactorio. Tal calidad se medirá en base a la disponibilidad del equipamiento de transporte, conexión y transformación y su capacidad asociada. Si la calidad de la FTT, medida por los indicadores que se incluyen en esta regulación, no alcanza dicho nivel, los precios que remuneran la FTT se reducirán mediante los descuentos que correspondan conforme la presente norma. 3.1. DISPONIBILIDAD E INDISPONIBILIDAD DEL EQUIPAMIENTO. Se considera que un equipamiento está disponible cuando está fuera de servicio por causa propia o por la de un equipo asociado a su protección o maniobra. Todo equipamiento asociado a la FTT que se encuentre fuera de servicio como consecuencia de los mantenimientos programados conforme a LOS PROCEDIMIENTOS, será considerado en condición de INDISPONIBILIDAD PROGRAMADA. Todo equipamiento asociado a la FTT que se encuentre fuera de servicio sin que tal situación proviniera de las órdenes de operación impartidas por el OED o en condición de INDISPONIBILIDAD PROGRAMADA, será considerado en condición de INDISPONIBILIDAD FORZADA. Los valores nominales aplicables al régimen remuneratorio expresados en el punto 2.1. precedentes, corresponden a prestaciones con cero indisponibilidad. Los montos que se abonen en concepto de CONEXIÓN y de CAPACIDAD DE TRANSPORTE serán variables en función de las indisponibilidades del equipo producidas durante el período y se tendrán en cuenta para ello los siguientes aspectos: * La duración de la indisponibilidad en minutos * El número de salidas de servicio forzadas. El valor de los descuentos para líneas o cables (en adelante líneas) en condición de INDISPONIBILIDAD FORZADA no será inferior al que corresponde a una longitud de línea de VEINTICINCO (25) Km. La INDISPONIBILIDAD FORZADA de líneas implicará descuentos acumulativos según los siguientes conceptos: a) Salida de servicio. El descuento será equivalente a la de UNA (1) hora de indisponibilidad, computada al valor horario correspondiente a las TRES (3) primeras horas, por cada salida de servicio. b) Duración de la indisponibilidad. La duración de la indisponibilidad será apreciada al minuto y el valor horario del descuento será mayor para las TRES (3) primeras horas que para las subsiguientes. Este descuento no será aplicado si la duración de la indisponibilidad en menor de DIEZ (10) minutos. El descuento a aplicar en caso de INDISPONIBILIDAD FORZADA de líneas será proporcional a la remuneración que percibirá el PAFTT en concepto de CAPACIDAD DE TRANSPORTE. Los coeficientes aplicables para el cálculo del valor horario de estas sanciones, son los que se definen en el PUNTO 4. del presente. Cuando existiesen REDUCCIONES DE LA CAPACIDAD DE TRANSPORTE, entendiéndose por tales las limitaciones parciales de la capacidad de transporte de una línea debido a la indisponibilidad total o parcial de un equipamiento asociado, se aplicarán los descuentos por INDISPONIBILIDAD FORZADA de líneas, afectadas por un coeficiente de reducción, calculado como la unidad menos el cociente entre la capacidad de transporte reducida, o sea la de la línea con la indisponibilidad del equipamiento asociado y la capacidad máxima de tal línea con el equipamiento totalmente disponible. La capacidad máxima y la reducida serán las determinadas por el OED con los criterios de operación y confiabilidad para condiciones normales. El descuento a aplicar en caso de INDISPONIBILIDAD FORZADA DE EQUIPAMIENTOS DE CONEXIÓN o de TRANSFORMACIÓN, será proporcional a la remuneración que percibirá el PAFTT por tales conceptos. Adicionalmente por cada salida de servicio no programada o no autorizada por el OED, se descontará con un monto igual a UNA (1) hora de indisponibilidad de equipamiento de conexión o transformación. Los coeficientes aplicables para el cálculo del valor horario de estos descuentos, son los definidos en el punto 4. del presente. Para salidas de transformadores y en el caso de que su INDISPONIBILIDAD FORZADA no produzca ENERGÍA NO SUMINISTRADA, el coeficiente arriba mencionado, se reducirá a un DIEZ POR CIENTO (10%) del valor allí indicado. Se considera que un equipo da origen a ENERGÍA NO SUMINISTRADA cuando por su causa se ve limitado parcial o totalmente el suministro de energía eléctrica requerido por el UFTT. Cuando existiesen REDUCCIONES A LA CAPACIDAD DE TRANSFORMACIÓN, entendiéndose por tales a las limitaciones parciales de la capacidad de transformación que produzcan restricciones al usuario, debido a causas propias o del equipamiento dedicado, se aplicarán los mismos descuentos establecidos en el Artículo precedente pero afectadas por un coeficiente de reducción igual a la unidad menos el cociente entre la capacidad reducida y la nominal de transformación. La capacidad reducida será determinada por el OED. Cuando el PAFTT, operando en condiciones normales y por causas que le fueren imputables, no se cumpliere con los niveles de tensión estipulados en LOS PROCEDIMIENTOS, se le aplicará un descuento durante todo el período estacional correspondiente, igual al que se aplicaría por INDISPONIBILIDAD FORZADA del equipamiento que fuere necesario instalar para cumplir con tales niveles de tensión. El descuento a aplicar sobre todo equipamiento considerado en INDISPONIBILIDAD PROGRAMADA, será igual al DIEZ POR CIENTO (10%) del que correspondería si tal INDISPONIBILIDAD fuera FORZADA. El descuento aplicable para líneas, por todo el tiempo de su INDISPONIBILIDAD PROGRAMADA, será igual al DIEZ POR CIENTO (10%) del monto que correspondería descontar para las horas subsiguientes a las TRES (3) primeras si tal INDISPONIBILIDAD fuera FORZADA. Si el PAFTT realiza tareas de mantenimiento en horas en las cuales el equipamiento debe estar fuera de servicio por exigencias operativas, de acuerdo a la Programación Diaria de Operación del OED, no se aplicará descuento alguno. El PAFTT deberá comunicar al OED en forma fehaciente, toda situación de indisponibilidad de un equipamiento efectuado a la FTT dentro de los QUINCE (15) minutos a partir del hecho que la produjo. En caso de comprobarse que el PAFTT hubiera omitido efectuar tal notificación, se le duplicará el descuento correspondiente. Los coeficientes consignados en el punto 4. serán de aplicación en caso que la tasa de indisponibilidad forzada de líneas, como promedio para todas las líneas o cables del sistema en los últimos DOCE (12) meses, no supere el valor de CUATRO (4) SALIDAS por año y por CIEN KILÓMETROS (100 Km). En caso de superarse el valor indicado de cuatro salidas por año y cien kilómetros, los coeficientes aplicables para el cálculo de todos los descuentos se duplicarán. El monto de los descuentos que por todo concepto se hiciera pasible el PAFTT, no podrá superar en un mes el CINCUENTA POR CIENTO (50%) de sus ingresos nominales mensuales ni en un año al DIEZ POR CIENTO (10%) de su ingreso nominal anual antes de los descuentos. El ENRE controlará el cumplimiento de las pautas establecidas e informará al OED los descuentos a aplicar. Al finalizar cada mes, el OED informará al ENRE las indisponibilidades del equipamiento del PAFTT y los descuentos que corresponderían a dichas indisponibilidades. A tales efectos deberán tenerse en cuenta los procedimientos contenidos en la Resolución ex-SECRETARÍA DE ENERGÍA N° 42 del 10 de marzo de 1994 y la Resolución ENRE N° 23 del 16 de marzo de 1994. 4. CUADRO DE DESCUENTOS. Los coeficientes para el cálculo del valor horario de los descuentos aplicables en los casos de INDISPONIBILIDAD FORZADA DE LÍNEAS, expresados en número de veces la remuneración horaria por cada CIEN KILÓMETROS (100 Km) en concepto de CAPACIDAD DE TRANSPORTE serán los siguientes: a) primeras TRES (3) horas: TREINTA (30) veces. b) a partir de la cuarta hora: TRES (3) veces. Los coeficientes para el cálculo del valor horario de los descuentos aplicables en casos de INDISPONIBILIDAD DE EQUIPAMIENTOS DE CONEXIÓN Y TRANSFORMACIÓN, expresados en número de veces de sus respectivas remuneraciones horarias, serán los siguientes:    Transformador de rebaje dedicado  30 veces   Conexión de 220 kV  60 veces   Conexión de 132 kV  50 veces   Conexión de 66 kV  50 veces   Conexión de 33 kV  25 veces   Conexión de 13,2 kV y menores  20 veces