REGLAMENTO DE CALIDAD DEL SERVICIO DE DISTRIBUCION DE ENERGIA ELECTRICA
Aprobado/a por: Resolución URSEA Nº 29/003 de 24/12/2003 artículo 1.
INDICE
SECCION I. DISPOSICIONES GENERALES 0
TITULO I. OBJETO 1
TITULO II. AMBITO DE APLICACION 2
TITULO III. DEFINICIONES 3
TITULO IV. IMPLEMENTACION DEL REGLAMENTO 4
SECCION II. CALIDAD DEL SERVICIO TECNICO 5
TITULO I DEFINICION Y CRITERIOS PARA EL
CALCULO DE LOS INDICADORES 6
CAPITULO I INDICADORES GLOBALES 7
CAPITULO II INDICADORES INDIVIDUALES 8
CAPITULO III CONTABILIZACION DE INTERRUPCIONES 9
TITULO II METAS DE CONTINUIDAD 10
TITULO III COMPENSACIONES A LOS USUARIOS 11
CAPITULO I CALCULO DE LAS COMPENSACIONES
DURANTE EL REGIMEN TRANSITORIO 12
CAPITULO II CALCULO DE LAS COMPENSACIONES
DURANTE EL REGIMEN PERMANENTE 13
TITULO IV ALMACENAMIENTO DE LOS DATOS
SOBRE LAS INTERRUPCIONES 14
TITULO V INFORMACION A REMITIR POR EL
DISTRIBUIDOR AL REGULADOR 15
TITULO VI INFORMACION A REMITIR EN LA
FACTURA DE LOS USUARIOS 16
SECCION III. CALIDAD DEL PRODUCTO TECNICO 17
TITULO I PERTURBACIONES 18
TITULO II NIVELES DE TENSION 19
CAPITULO I INDICADORES 20
CAPITULO II METAS 21
CAPITULO III COMPENSACIONES A LOS USUARIOS 22
CAPITULO IV CRITERIOS PARA LA MEDIDA Y
ALMACENAMIENTO DE LOS DATOS SOBRE
NIVELES DE TENSION 23
SECCION IV. CALIDAD DEL SERVICIO COMERCIAL 24
TITULO I GENERALIDADES 25
TITULO II CONEXION DE NUEVOS USUARIOS Y
AUMENTOS DE POTENCIA 26
TITULO III FACTURACION CON BASE EN
CONSUMO ESTIMADO 27
TITULO IV CORTES Y RECONEXIONES 28
TITULO V ERRORES DE FACTURACION 29
SECCION V. INCUMPLIMIENTOS EN ENTREGA
DE INFORMACION 30
SECCION VI. PROCEDIMIENTO SANCIONATORIO 31
ANEXO I FUERZA MAYOR 32
ANEXO II INFORMACION A REMITIR POR EL
DISTRIBUIDOR 33
ANEXO III FORMULARIO PARA INTERRUPCIONES
DE CARACTER EXCEPCIONAL 34
ANEXO IV CALIDAD DE PRODUCTO TECNICO 35
ANEXO V CALIDAD DE SERVICIO COMERCIAL 36
V.1 CONEXIONES A NUEVOS CONSUMIDORES Y
AUMENTOS DE POTENCIA 37
V.2 CORTES Y RECONEXIONES 38
V.3 ERRORES DE FACTURACION 39
V.4 FACTURACION CON BASE EN CONSUMOS ESTIMADOS 40
V.5 RECLAMACIONES 41
INDICE DE TABLAS
TABLA 1 METAS DE CONTINUIDAD EN EL
REGIMEN TRANSITORIO 42
TABLA 2 METAS DE CONTINUIDAD EN EL
REGIMEN PERMANENTE 43
TABLA 3 NIVELES DE TENSION: DESVIACIONES
ADMITIDAS EN EL REGIMEN TRANSITORIO 44
TABLA 4 NIVELES DE TENSION: DESVIACIONES
ADMITIDAS EN EL REGIMEN PERMANENTE 45
TABLA 5 PLAZOS PARA TRAMITE Y CONEXION 46
TABLA 6 CASOS CON INVOCACION DE CAUSAL POR
FUERZA MAYOR QUE HUBIESEN SIDO INFORMADAS
CON AJUSTE AL TITULO III DEL REGLAMENTO 47
TABLA 7 CODIGO DE CAUSALES 48
TABLA 8 INTERRUPCIONES (MENSUAL)* 49
TABLA 9 INTERRUPCIONES NO COMPUTABLES
(PERIODICIDAD A COORDINAR CON DISTRIBUIDOR) 50
TABLA 10 REPOSICIONES (MENSUAL) 51
TABLA 11 CENTROS DE TRANSFORMACION MT/BT
AFECTADOS (MENSUAL) 52
TABLA 12 CONSUMIDORES EN ST, MT Y BT AFECTADOS
(MENSUAL) 53
TABLA 13 INSTALACIONES DE MT PARA
CONFIGURACION DE RED NORMAL (MENSUAL) 54
TABLA 14 INSTALACIONES MT/BT PARA CONFIGURACION
DE RED NORMAL (MENSUAL) 55
TABLA 15 INSTALACIONES DE BT PARA CONFIGURACION
DE RED NORMAL (MENSUAL) 56
TABLA 16 RECLAMOS DE CONSUMIDORES
(MENSUAL, SOLO LOS CORRESPONDIENTES A FALTA
DE SUMINISTRO) 57
TABLA 17 INTERRUPCIONES POR CONSUMIDOR
(SEMESTRAL) 58
TABLA 18 COMPENSACIONES POR CONSUMIDOR
(SEMESTRAL) 59
TABLA 19 COMPENSACIONES POR CONSUMIDOR
(MENSUAL) 60
TABLA 20 INFORMACION POR CONSUMIDOR AFECTADO
POR INCUMPLIMIENTO (MENSUAL) 61
TABLA 21 INFORMACION PARA EL CALCULO
DE INDICADORES DE DESVIO GLOBAL POR NIVELES
DE TENSION (SEMESTRAL) 62
TABLA 22 INFORMACION POR CONSUMIDOR AFECTADO
POR INCUMPLIMIENTO (MENSUAL) 63
TABLA 23 INDICADOR GLOBAL DE DESVIO POR
DISTRITO (PERIODO SEMESTRAL DE CONTROL) 64
TABLA 24 INFORMACION POR CONSUMIDOR AFECTADO
POR INCUMPLIMIENTO (PERIODO SEMESTRAL DE
CONTROL) 65
TABLA 25 INFORMACION PARA EL CALCULO
DE INDICADORES GLOBALES DE DESVIO (PERIODO
SEMESTRAL DE CONTROL) 66
TABLA 26 INFORMACION POR CONSUMIDOR AFECTADO
POR INCUMPLIMIENTO (PERIODO SEMESTRAL DE
CONTROL) 67
TABLA 27 LISTA DE CAUSAS DE ESTIMACION DE
LECTURAS 68
TABLA 28 INFORMACION PARA EL CALCULO
DE INDICADORES GLOBALES DE DESVIO (PERIODO
SEMESTRAL DE CONTROL) 69
TABLA 29 INFORMACION POR CONSUMIDOR AFECTADO
POR INCUMPLIMIENTO (PERIODO SEMESTRAL DE
CONTROL) 70
TABLA 30 LISTAS DE CAUSALES DE RECLAMACIONES 71
TABLA 31 INFORMACION PARA EL CALCULO
DE INDICADORES GLOBALES DE DESVIO (PERIODO
SEMESTRAL DE CONTROL) 72
SECCION I. DISPOSICIONES GENERALES
TITULO I. OBJETO
Artículo 1. El presente Reglamento estatuye el régimen de calidad del
producto técnico suministrado, y de los servicios técnico y comercial
prestados bajo el cual se debe desarrollar la actividad de distribución,
con el objeto de lograr una prestación del servicio con niveles de
satisfacción adecuados para los Usuarios de Distribución.
TITULO II. AMBITO DE APLICACION
Artículo 2. El ámbito de aplicación de este cuerpo normativo es el de la
prestación de la actividad de distribución, comprensiva del Servicio
Público de Electricidad y del servicio público de transporte mediante
redes de distribución para suministros realizados por Participantes del
Mercado Mayorista de Energía Eléctrica.
TITULO III. DEFINICIONES
Artículo 3. Los términos propios del sector eléctrico que se utilizan en
este Reglamento deben entenderse, en cuanto estén contenidos, conforme al
sentido que se indica en el artículo 7º del Reglamento General del Marco
Regulatorio del Sistema Eléctrico Nacional aprobado por el Decreto Nº
276/002 de 28 de junio de 2002, a menos que tengan un sentido específico
previsto en el artículo siguiente.
Artículo 4. Las siguientes expresiones tendrán en el marco de este
Reglamento, el sentido que se indica:
Agrupamiento (a): Refiere a un conjunto de usuarios del Distribuidor.
Según el criterio de formación del conjunto, se definen cuatro tipos de
agrupamientos:
a) T1: Considera la totalidad de los Consumidores del servicio de
distribución.
b) T2: Considera los Consumidores de un área geográfica perteneciente a
la zona de servicio del Distribuidor, excluidos los consumidores
conectados directamente a la subtrasmisión. Inicialmente se
considerarán las áreas geográficas correspondientes a cada Distrito
administrativo de UTE.
c) T3: Considera los Consumidores pertenecientes a un Area de
Distribución Tipo (ADT) en cada Agrupamiento T2, excluidos los
consumidores
conectados directamente a la Subtrasmisión.
d) T4: Considera todos los Consumidores conectados directamente a la
Subtrasmisión.
Area de Distribución Típo Conjunto de zonas geográficas con
características de densidad de distribución similares.
Consumidor: Persona física o jurídica contratante del servicio de
distribución en un punto de conexión. Los Usuarios de Distribución
tendrán tantas veces esta condición como puntos de conexión. Sólo se
admitirán puntos de conexión sin medida en los casos previstos por la
estructura tarifaria aprobada por el Poder Ejecutivo.
Estado anormal de operación de un sistema eléctrico de distribución:
Condición de operación en que la suficiencia y seguridad de sus
instalaciones eléctricas no permiten abastecer en forma íntegra y
continua los consumos de sus usuarios, cuando se producen perturbaciones
en el sistema eléctrico de distribución de origen externo a la empresa de
distribución, según lo establece el artículo 90 del Reglamento de
Distribución.
Evento: Discontinuidad respecto de la tensión nominal disponible en
cualquiera de las fases de un circuito eléctrico que atiende a un
Consumidor.
Indicador: Indice que mide la calidad del producto o del servicio de
distribución.
Indicador Individual: Indice que mide la calidad del producto o del
servicio de distribución a nivel de Consumidor individual.
Indicador Global: Indice que mide la calidad del producto o del servicio
de distribución a nivel de Agrupamiento.
Interrupción: falta de tensión o disminución de la misma a valores
inferiores al 10% (diez por ciento) de la tensión nominal disponible en
cualquiera de las fases de un circuito eléctrico que atiende a un
Consumidor.
Interrupción programada: Es toda aquella interrupción del servicio
llevada a cabo por el Distribuidor, que es comunicada por el mismo con
una antelación no inferior a 2 (dos) días hábiles, a través de medios de
comunicación que tengan en forma conjunta un alcance no menor al 50%
(cincuenta por ciento) de la población a afectar. La comunicación debe
contener, al menos, la información de días y horas de inicio y de
finalización previstas así como de área o áreas afectadas. La
comunicación deberá ser hecha en forma individual, a aquellos servicios o
usuarios con especial dependencia de la energía eléctrica, tales como
hospitales, personas dependientes de aparatos médicos con riesgo vital, u
otros de similares características. Para ello el Distribuidor deberá
obtener listados de estos usuarios, para cuya confección realizará
campañas de difusión, otorgando plazo a los mismos para que denuncien tal
situación y se registren. Todas las comunicaciones deberán quedar
registradas. Será responsabilidad del Distribuidor comunicar las
interrupciones programadas del Trasmisor.
Metas: Valores límites admisibles para los Indicadores Globales e
Individuales por fuera de los cuales el Distribuidor debe compensar a los
usuarios de acuerdo con lo establecido en este Reglamento.
Período: Es un intervalo de tiempo utilizado a los efectos del cálculo de
Indicadores.
Período de control: Período de control de las Metas. Inicialmente se fija
un período de control de 6 (seis) meses.
TITULO IV. IMPLEMENTACION DEL REGLAMENTO
Artículo 5. En el período de 6 (seis) meses siguientes a la aprobación
del presente Reglamento, el Distribuidor deberá desarrollar los sistemas
de bases de datos y de información necesarios para asegurar la
operatividad del control del régimen de calidad. Durante un período de 12
(doce) meses a partir de la aprobación del presente reglamento
continuarán rigiendo los criterios de calidad y las compensaciones que
UTE viene aplicando a sus clientes.
Transcurrido el período de doce meses antes referido, en los 24
(veinticuatro) meses siguientes, tendrá vigencia un régimen transitorio
de requerimientos en lo que se refiere a calidad de producto y calidad
del servicio técnico, que se especifica en cada caso. Finalizado el
régimen transitorio, será aplicable integralmente el régimen permanente
que se establece.
No se define régimen transitorio general para la calidad de servicio
comercial. Transcurrido el período de doce meses antes referido, tendrán
vigencia los requerimientos permanentes establecidos, excepto en lo que
se refiere a los plazos para la conexión de nuevos usuarios y aumentos de
potencia, para los que se define un régimen con metas transitorias que
regirán durante un período de 12 (doce meses) de duración. Culminado este
período de transición, tendrán vigencia las metas permanentes
establecidas.
(*)Notas:
Fe de erratas publicada/s: 12/08/2004.
Ver vigencia:
Resolución URSEA Nº 88/005 de 28/12/2005 artículo 2,
Resolución URSEA Nº 5/005 de 17/01/2005.
SECCION II. CALIDAD DEL SERVICIO TECNICO
TITULO I DEFINICION Y CRITERIOS PARA EL CALCULO DE LOS INDICADORES
Artículo 6. A los efectos de la evaluación de la Calidad del Servicio
Técnico se utilizarán los indicadores globales e individuales que se
definen en este Título.
CAPITULO I INDICADORES GLOBALES
Artículo 7. Se define Frecuencia media de interrupción por consumidor en
un Agrupamiento (a), Fca, como el promedio de interrupciones por
consumidor ocurridas en dicho Agrupamiento, calculado en el período
considerado:
donde,
Cak, es el número de consumidores del Agrupamiento a interrumpidos en un
evento k, en el Período en consideración
Ca, es el número total de consumidores del agrupamiento a al final del
Período en consideración
m, es el número total de interrupciones en el período en consideración
(*)Notas:
Ampliar información en imagen electrónica: Resolución URSEA Nº
29/003 de 24/12/2003.
Artículo 8. Se define tiempo medio total de interrupción por consumidor
en un Agrupamiento a, Tca, como el tiempo promedio de interrupción por
consumidor, calculado en el período considerado:
donde,
Cak, Ca y m, son los definidos en el Artículo 7
tk, es la duración de cada interrupción k, en el Período en
consideración
(*)Notas:
Ampliar información en imagen electrónica: Resolución URSEA Nº
29/003 de 24/12/2003.
CAPITULO II INDICADORES INDIVIDUALES
Artículo 9. Se define frecuencia de interrupción de un consumidor, Fci,
como el número total de interrupciones sufridas por el consumidor en el
período en consideración:
Fci = n
n, es el número total de interrupciones del consumidor, en el Período en
consideración i
(*)Notas:
Fe de erratas publicada/s: 12/08/2004.
Artículo 10. Se define tiempo total de interrupción de un consumidor,
Tci, como la suma de las duraciones de todas las interrupciones sufridas
por el consumidor en el período en consideración:
donde,
tk, es la duración de la interrupción k del consumidor, en el Período en
consideración
n, es el definido en el Artículo 9
(*)Notas:
Ampliar información en imagen electrónica: Resolución URSEA Nº
29/003 de 24/12/2003.
Fe de erratas publicada/s: 12/08/2004.
Artículo 11. Se define tiempo máximo de interrupción de un consumidor,
Dmaxi, como:
Dmaxi = tM
donde,
M, es la interrupción de mayor duración en el Período en consideración
i.
(*)Notas:
Fe de erratas publicada/s: 12/08/2004.
CAPITULO III CONTABILIZACION DE INTERRUPCIONES
Artículo 12. Hasta la finalización del primer período tarifario, para el
cálculo de los indicadores se tendrán en cuenta todas las interrupciones
de duración superior o igual a 3 (tres) minutos.
Artículo 13. Las interrupciones a considerar se contabilizarán a partir
del momento que el Distribuidor tome conocimiento de las mismas, ya sea
por medios informáticos (sistemas de supervisión remotos) o por otros
medios, por ejemplo primer aviso telefónico.
Se considerarán las interrupciones programadas y no programadas, excepto
aquellas comprendidas en los supuestos de perturbación que provocan un
Estado Anormal de Operación de un Sistema Eléctrico de Distribución. Se
considerará configurada de pleno derecho la Fuerza Mayor, en los casos de
interrupciones del suministro de electricidad que hayan sido consecuencia
de temperaturas superiores a 45ºC o inferiores a -10ºC, o de vientos de
velocidad superior a 130 km/h o de inundaciones de carácter excepcional.
Las temperaturas referidas corresponden a la máxima y mínima diaria
respectivamente (temperatura ambiental al abrigo meteorológico, cerca a
la superficie de la tierra). Las interrupciones programadas serán
consideradas de forma especial en el régimen de compensaciones aplicable,
establecido en el TITULO III, siempre que no superen el 15% (quince por
ciento) de tiempo total de interrupción contabilizado para el cálculo de
los indicadores en el Período de Control. Cuando se trate de un corte
programado que afecta exclusivamente a un Consumidor, el Distribuidor
deberá coordinar con el mismo procurando minimizar la afectación.
Asimismo, serán contabilizadas las interrupciones provocadas por usuarios
de la red de Distribución que afecten a terceros usuarios conectados a
dicha red.
Se excluirán del cómputo de los indicadores las interrupciones originadas
por obras de interés del usuario y que lo afecten exclusivamente, las
interrupciones relacionadas con usuarios en situación de corte de
suministro dispuesto por el Distribuidor como consecuencia de su estado
de morosidad o de otras causas autorizadas por el Reglamento de
Distribución, y aquellas que hubieren sido ordenadas por el Regulador u
otra autoridad competente, así como las comprendidas en todos los
supuestos de perturbación que provocan un Estado Anormal de Operación de
un Sistema Eléctrico de Distribución.
Artículo 14. El Distribuidor deberá notificar fehacientemente al
Regulador, dentro de los tres (3) días hábiles siguientes, el
acaecimiento o toma de conocimiento del caso de Fuerza Mayor,
estableciendo la duración y alcance de la interrupción en forma precisa.
La omisión de dicha notificación será considerada como renuncia a la
configuración de Fuerza Mayor para la o las interrupciones
correspondientes al caso de que se trate.
TITULO II METAS DE CONTINUIDAD
Artículo 15. Con el objeto de mantener y mejorar la continuidad del
servicio de distribución de energía eléctrica, se establecen Metas de
continuidad semestrales para los Indicadores Globales e Individuales.
Estas Metas podrán ser modificadas en cada revisión tarifaria.
Artículo 16. En el período de 6 (seis) meses siguientes a la aprobación
de este Reglamento, el Distribuidor deberá desarrollar los sistemas de
bases de datos y de información necesarios para asegurar la operatividad
del control de la calidad de servicio. A partir de ese plazo, se
determinarán los indicadores de calidad de servicio definidos, pero,
hasta transcurridos 12 (doce) meses desde la aprobación del Reglamento,
no serán aplicables las compensaciones por superar las metas
establecidas. Los valores de las Metas de continuidad que regirán a
partir de los 12 (doce) meses de la aprobación de este Reglamento son los
que se establecen a continuación. Durante el régimen transitorio, el
Distribuidor sólo deberá cumplir las metas correspondientes a los
Indicadores Globales para los agrupamientos T3 indicados y T4, y la Meta
individual de duración máxima de interrupción.
AGRUPAMIENTOS TIPO T3 PARA CADA DISTRITO:
a1MT: Conjunto de los Consumidores del ADT1 conectados directamente en MT
a1BT: Conjunto de los Consumidores del ADT1 conectados directamente en BT
a2MT: Conjunto de los Consumidores del ADT2 conectados directamente en MT
a2BT: Conjunto de los Consumidores del ADT2 conectados directamente en BT
a3MT: Conjunto de los Consumidores del ADT3 conectados directamente en MT
a3BT: Conjunto de los Consumidores del ADT3 conectados directamente en BT
a4MT: Conjunto de los Consumidores de las ADT4 y ADT5 conectados
directamente en MT
a4BT: Conjunto de los Consumidores de las ADT4 y ADT5 conectados
directamente en BT
T4A Conjunto de los Consumidores conectados a la Subtrasmisión a una
distancia menor o igual a 60 km del punto de alimentación de
trasmisión
T4B Conjunto de los Consumidores conectados a la Subtrasmisión a una
distancia mayor a 60 km del punto de alimentación de trasmisión
Tabla 1 Metas de continuidad en el régimen transitorio
Indicador/ a1BT a1MT a2BT a2MT a3BT a3MT a4BT A4MT T4A T4B
agrupamiento
Tca (horas) 4 2,5 11 6,8 20 14 31 28 2 3,5
Fca 2 1,5 5 4 8 7 12 11 1,5 2
Dmaxi 10 10 10 10 10 10 14 14 6 6
Tabla 2 Metas de continuidad en el régimen permanente
Indicador/ a1BT a1MT a2BT a2MT a3BT a3MT a4BT a4MT T4A T4B
agrupamiento
Tca (horas) 3 2,5 8 5 16 10 21 18 1,5 3
Fca 1,5 1 3 2 4 3 6 5 1 1,5
Tci (horas) 11 9 20 15 33 22 45 40 3 6
Fci 5 3 8 6 9 7 14 11 2,5 4
Dmaxi 8 8 8 8 8 8 12 12 5 5
Para los conjuntos de Consumidores a4BT y a4MT las metas para el período
transitorio tendrán validez por 36 meses a partir de la vigencia del
presente Reglamento, y las del período permanente hasta la siguiente
revisión tarifaria.
(*)Notas:
Tabla 1 se modifica/n por: Resolución URSEA Nº 88/005 de 28/12/2005
artículo 1.
Tablas 1 y 2 T4a T4b se modifica/n por: Resolución URSEA Nº 36/006 de
10/11/2006.
TITULO III COMPENSACIONES A LOS USUARIOS
Artículo 17. Durante la vigencia del régimen transitorio se calcularán
los Indicadores Globales, Tca y Fca, para los Agrupamientos T3 definidos
en el presente Reglamento, así como el Indicador Individual Dmaxi,
tomando como Período de Control el semestre correspondiente. Si los
valores calculados resultaren superiores a las Metas de Continuidad
establecidas para dichos indicadores, el Distribuidor deberá compensar a
los usuarios mediante los mecanismos que se establecen en el presente
Título.
Si se excedieren las Metas de continuidad para ambos indicadores (Tca y
Fca), se calculará el monto correspondiente a las compensaciones con los
dos indicadores y se aplicará el mayor de ellos.
Artículo 18. Transcurrido el plazo en que rige el régimen transitorio,
para cada Período de Control semestral se calcularán, además de los ya
mencionados, los Indicadores Individuales Tci y Fci para cada usuario Si
los valores calculados resultaren superiores a las Metas de continuidad
establecidas para dichos indicadores, el Distribuidor deberá compensar a
los usuarios mediante los mecanismos que se establecen en el presente
Título.
Si se excedieran las Metas de continuidad para un par de indicadores
(Tca, Fca o Tci, Fci), se calculará el monto correspondiente a las
compensaciones con los dos indicadores y se aplicará el mayor de ellos.
Tanto durante la vigencia del régimen transitorio como del régimen
definitivo, la compensación por concepto de duración máxima de
interrupción se aplicará siempre que se supere el correspondiente
indicador, independientemente del resultado de los indicadores Tca, Fca,
Tci y Fci en el mismo período.
Artículo 19. Las compensaciones se implementarán como descuentos en la
facturación de los usuarios afectados. Estos descuentos se realizarán en
la primera factura posterior a la notificación al Distribuidor de que las
mismas han sido dispuestas. En caso de que las compensaciones superaren
el monto de aquella, los descuentos deberán realizarse en las siguientes
facturas hasta completar la compensación.
CAPITULO I CALCULO DE LAS COMPENSACIONES DURANTE EL REGIMEN TRANSITORIO
Artículo 20. Si el valor calculado del Tiempo medio total de interrupción
por consumidor en un Agrupamiento (Tca) resultare superior al valor de la
Meta de continuidad correspondiente a este indicador (Tca), se compensará
a todos aquellos Consumidores afectados cuyo Tiempo total de interrupción
ponderado con la correspondiente afectación de las interrupciones
programadas sea superior a Tca, de acuerdo con la siguiente
expresión:
donde,
$Ci, es el monto en $ de la compensación correspondiente al Consumidor
i
tk, es la duración de cada interrupción k, en el Período en
consideración
fk, es un factor igual a 1 para interrupciones no programadas. Para
interrupciones programadas se adoptará un valor igual a 0.75 durante el
régimen transitorio
wk es un factor ponderador que depende de la hora y de la tarifa
aplicable. Su valor inicial se fija en 1 (uno) y en el futuro será
determinado por el Regulador con una anticipación no inferior a 6 (seis)
meses respecto de su aplicación.
FMPi, se calcula como el promedio de los distintos cargos mensuales
(fijos y variables) abonados por el Consumidor en las facturas de los
últimos 6 (seis) meses, valorizados según la tarifa vigente al momento
del pago de la compensación. El cálculo no incluye impuestos.
fVENS, es un factor de amplificación que tiene en cuenta la relación
entre el valor de la energía no suministrada y el precio de la energía.
Durante el régimen transitorio se adoptará un factor igual a 15.
(*)Notas:
Ampliar información en imagen electrónica: Resolución URSEA Nº
29/003 de 24/12/2003.
Fe de erratas publicada/s: 12/08/2004.
Artículo 21. Si el valor calculado de la Frecuencia media de interrupción
por consumidor en un Agrupamiento (Fca) resultare superior al valor de la
Meta de continuidad correspondiente a este indicador (Fca), se compensará
a todos aquellos Consumidores afectados cuya Frecuencia de interrupción
(Fci) sea superior a Fcai, de acuerdo con la siguiente expresión:
donde,
$Ci, es el monto en $ de la compensación correspondiente al Consumidor i
fj es un factor igual a 1 para interrupciones no programadas. Para
interrupciones programadas se adoptará un valor igual a 0,75 durante el
régimen transitorio y de 0.8 durante el régimen permanente
correspondiente al primer período tarifario.
Los demás parámetros tienen el significado antes definido.
(*)Notas:
Ampliar información en imagen electrónica: Resolución URSEA Nº
29/003 de 24/12/2003.
Fe de erratas publicada/s: 12/08/2004.
Artículo 22. Si el valor del Tiempo máximo de interrupción de un
consumidor Dci resultare superior al de la Meta correspondiente Dci, se
compensará al Consumidor afectado, de acuerdo a la siguiente expresión:
donde,
$Ci, es el monto en $ de la compensación correspondiente al Consumidor i
Los demás parámetros tienen el significado antes definido.
(*)Notas:
Ampliar información en imagen electrónica: Resolución URSEA Nº
29/003 de 24/12/2003.
Fe de erratas publicada/s: 12/08/2004.
CAPITULO II CALCULO DE LAS COMPENSACIONES DURANTE EL REGIMEN PERMANENTE
Artículo 23. Si el valor calculado del Tiempo total de interrupción
ponderado con la correspondiente afectación de las interrupciones
programadas resultare superior al valor de la Meta de continuidad (Tci),
se compensará al Consumidor afectado, de acuerdo con la siguiente
expresión:
donde,
$Ci, es el monto en $ de la compensación correspondiente al usuario i
tk, es la duración de cada interrupción k, en el Período en
consideración
fk, es un factor igual a 1 para interrupciones no programadas. Para
interrupciones programadas se adoptará un valor igual a 0.90 durante el
régimen permanente
wk es un factor ponderador que depende de la hora y de la tarifa. Su
valor inicial se fija en 1 (uno) y en el futuro será determinado por el
Regulador con una anticipación no inferior a 6 (seis) meses respecto de
su aplicación.
FMPi, se calcula como el promedio de los distintos cargos mensuales
(fijos y variables) abonados por el Consumidor en las facturas de los
últimos 6 (seis) meses, valorizados según la tarifa vigente al momento
del pago de la compensación. El cálculo no incluye impuestos.
fVENS, es un factor de amplificación que tiene en cuenta la relación
entre el valor de la energía no suministrada y el precio de la energía.
El valor de este factor que regirá en el régimen permanente será
determinado por el Regulador con una anticipación no inferior a 6 (seis)
meses respecto de su aplicación.
Los demás parámetros tienen el significado definido en el artículo
anterior.
(*)Notas:
Ampliar información en imagen electrónica: Resolución URSEA Nº
29/003 de 24/12/2003.
Artículo 24. Si el valor calculado de la Frecuencia de interrupción del
consumidor (Fci) resultare superior al valor de la Meta de Continuidad
correspondiente a este indicador (Fci), se compensará al usuario
afectado, de acuerdo con la siguiente expresión:
donde,
$Ci, es el monto en $ de la compensación correspondiente al usuario i
Los demás parámetros tienen el significado definido en este capítulo.
(*)Notas:
Ampliar información en imagen electrónica: Resolución URSEA Nº
29/003 de 24/12/2003.
Artículo 25. Si el valor calculado del Tiempo total de interrupción por
consumidor en un Agrupamiento (Tca) resultare superior al valor de la
Meta de Continuidad correspondiente a este indicador (Tca), se compensará
a todos aquellos Consumidores afectados cuyo Tiempo total de interrupción
ponderado con la correspondiente afectación de las
interrupciones programadas
sea superior a Tca, de acuerdo con las siguientes expresiones:
donde,
$Ci, es el monto en $ de la compensación correspondiente al usuario i
Los demás parámetros tienen el significado antes definido en este
capítulo.
(*)Notas:
Ampliar información en imagen electrónica: Resolución URSEA Nº
29/003 de 24/12/2003.
Fe de erratas publicada/s: 12/08/2004.
Artículo 26. Si el valor calculado de la Frecuencia media de interrupción
por consumidor en un Agrupamiento (Fca) resultare superior al valor de la
Meta de Continuidad correspondiente a este indicador (Fca), se compensará
a todos aquellos usuarios afectados cuya Frecuencia de interrupción (Fci)
sea superior a Fca, de acuerdo con las siguientes expresiones:
i. Si Fci < Fci, entonces:
ii. Si Fci ü Fci, entonces:
donde,
$Ci, es el monto en $ de la compensación correspondiente al usuario i
Los demás parámetros tienen el significado antes definido.
(*)Notas:
Ampliar información en imagen electrónica: Resolución URSEA Nº
29/003 de 24/12/2003.
Fe de erratas publicada/s: 12/08/2004.
Artículo 27. Si el valor del Tiempo máximo de interrupción de un
consumidor Dci resultare superior al de la Meta correspondiente Dci, se
compensará al usuario afectado, de acuerdo a la siguiente expresión:
donde,
$Ci, es el monto en $ de la compensación correspondiente al usuario i
Los demás parámetros tienen el significado antes definido.
(*)Notas:
Ampliar información en imagen electrónica: Resolución URSEA Nº
29/003 de 24/12/2003.
Fe de erratas publicada/s: 12/08/2004.
TITULO IV ALMACENAMIENTO DE LOS DATOS SOBRE LAS INTERRUPCIONES
Artículo 28. En un plazo no mayor a 6 (seis) meses desde la aprobación de
este Reglamento, el Distribuidor deberá contar con procedimientos
auditables para el almacenamiento de los datos sobre las interrupciones,
que contemplen desde la recolección de los mismos hasta su transformación
en indicadores.
Artículo 29. Se almacenará la información correspondiente a todas las
interrupciones de duración mayor o igual a 1 minuto, si bien el cálculo
de los indicadores se realizará únicamente para aquellas cuya duración se
establece en el Artículo 12.
Dicho almacenamiento se realizará a través de bases de datos. Se
desarrollarán dos: una con los datos de las contingencias de la red y
otra con el esquema de alimentación de cada usuario, de forma tal que
permitan identificar los usuarios afectados ante cada falla de la red. La
base de datos de contingencias se conformará con la información de los
equipos afectados, inicio y fin de las mismas y equipos operados a
consecuencia de la contingencia para reponer el suministro de la mayor
cantidad posible de usuarios afectados (modificaciones transitorias al
esquema operativo de la red). La base de datos sobre el esquema de
alimentación de cada usuario contendrá los equipos e instalaciones que le
abastecen, con el siguiente nivel de agregación:
a) Alimentador BT
b) Centro de transformación MT/BT
c) Alimentador MT
d) Transformador MT/MT
e) Subestación MT/MT
f) Red ST
Estas bases de datos se relacionarán con los archivos de facturación y
deben permitir el cálculo de las compensaciones a cada uno de los
usuarios afectados a los efectos de aplicar lo establecido en el Título
anterior. El Regulador deberá aprobar los criterios de diseño y la
implementación de las mismas, y podrá auditar las tareas de relevamiento
de información básica y de procesamiento, en cualquiera de sus etapas.
Artículo 30. Los datos sobre las interrupciones deberán ser almacenados
por un mínimo de 2 (dos) años.
TITULO V INFORMACION A REMITIR POR EL DISTRIBUIDOR AL REGULADOR
Artículo 31. Con el fin del seguimiento y control que efectuará el
Regulador para verificar el cumplimiento de las obligaciones del
Distribuidor, éste deberá suministrar la información sobre interrupciones
ocurridas cada día. El plazo para cumplir esta obligación es de 5 (cinco)
días hábiles en el régimen transitorio, y de 2 (dos) días hábiles en el
régimen permanente. Adicionalmente, brindará la información acumulada en
forma mensual y semestral, proporcionando en cada caso los valores de los
indicadores definidos en el TITULO I de esta Sección, calculados en el
Período correspondiente. Para los Indices Globales, se tendrán en cuenta
las Agrupaciones tipo T1, T2, T3 y T4. Para el régimen transitorio solo
se exigirá el cálculo de los Indices Globales.
Artículo 32. La información será organizada en tablas (base de datos)
tomando como base conceptual los formatos que se encuentran detallados en
el ANEXO II del presente Reglamento.
Antes de los 3 (tres) meses de aprobado este Reglamento, el Distribuidor
deberá presentar para su aprobación los formatos, tamaños y descripción
de los campos correspondientes a cada tabla, acorde al modelo establecido
para la remisión de información.
(*)Notas:
Fe de erratas publicada/s: 12/08/2004.
Artículo 33. El día 15 (quince) de cada mes, o el siguiente hábil si
aquel fuere inhábil, el Distribuidor deberá remitir al Regulador la
información mensual que se detalla en la Tabla 6, referente a lo ocurrido
el mes calendario anterior en lo que respecta a los casos de Fuerza
Mayor. Asimismo, deberá proporcionar al Regulador todas las pruebas
conducentes al encuadramiento bajo la figura Caso de Fuerza Mayor de las
interrupciones ocurridas.
Artículo 34. En la misma fecha, el Distribuidor deberá remitir al
Regulador la información que se detalla en las tablas con periodicidad
mensual del ANEXO II, referente a lo ocurrido el mes calendario anterior.
Artículo 35. Vencido el Período de Control semestral, el Regulador
dictaminará sobre los casos de exclusión por causales de Fuerza Mayor
presentados por el Distribuidor en ajuste a lo establecido, instruyendo
al Distribuidor para que:
a) Excluya del cálculo de los indicadores las interrupciones calificadas
como de Caso de Fuerza Mayor y proceda al cálculo correspondiente al
Período de Control
b) Hecho lo precedente, realice el cálculo de las compensaciones a los
usuarios que correspondieren, en los términos establecidos en el TITULO
III de esta Sección
El Regulador dispondrá de un plazo de 3 (tres) meses para dictaminar
sobre las reclamaciones por Fuerza Mayor presentadas por el
Distribuidor.
A los 20 (veinte) días hábiles de notificado el dictamen del Regulador a
que se refiere el primer párrafo de este artículo, el Distribuidor deberá
presentar los resultados de los cálculos efectuados y la información que
se detalla en las tablas de periodicidad semestral del ANEXO II del
presente Reglamento.
Previo contralor de los cálculos realizados por el Distribuidor, se
tramitarán las actuaciones reguladas en la SECCION VI de este Reglamento
Artículo 36. En el caso de emergencias en el sistema eléctrico o a pedido
especial del Regulador, el Distribuidor deberá remitir la información
señalada en el formulario que se adjunta en el ANEXO III del presente
Reglamento, y de acuerdo al formato en él establecido.
Se considerará que el sistema eléctrico está en emergencia cuando una
contingencia produzca una interrupción en el suministro a un número
superior a 25000 (veinticinco mil) usuarios, o cuando se produzca la
salida de servicio de una instalación de potencia instalada de al menos 5
MVA.
En tales casos el Distribuidor, en un plazo que no exceda la hora de
producida la contingencia (entre las 8 y las 21 horas), deberá remitir al
Regulador vía telefax o por vía electrónica la información preliminar de
lo ocurrido (de acuerdo al formulario del Anexo III, especificando hora
del evento y cantidad de Usuarios afectados). Una vez se produzca la
normalización completa de la contingencia, el Distribuidor remitirá,
también por las mismas vías, la información requerida en el formulario
citado precedentemente con la información actualizada. El mismo deberá
contener información ampliada de la preliminar, en caso que ésta hubiera
resultado insuficiente o alterada por el conocimiento de nuevos hechos.
Finalizada la emergencia, el Distribuidor, en un plazo no mayor de 3
(tres) días hábiles, deberá entregar al Regulador un informe
pormenorizado del acontecimiento y de sus consecuencias.
TITULO VI INFORMACION A REMITIR EN LA FACTURA DE LOS USUARIOS
Artículo 37. El Distribuidor deberá incluir en la factura de los
usuarios, en forma clara y auto-explicativa, los siguientes datos:
a) Nombre del Agrupamiento de tipo T3 al cual pertenece el Consumidor
b) Metas semestrales de los Indicadores Globales para el Agrupamiento
tipo T3 correspondiente
c) Valores de los Indicadores Globales para el Agrupamiento tipo T3 en
consideración, registrados en el último Semestre de Control
(*)Notas:
Se modifica/n por: Resolución URSEA Nº 44/006 de 15/12/2006 artículo 1.
Artículo 38. Una vez finalizado el Régimen Transitorio, el Distribuidor
deberá incluir además en la factura de los usuarios, los siguientes
datos:
a) Metas semestrales para los Indicadores Individuales correspondientes al
Consumidor
b) Valores de los Indicadores Individuales del Consumidor registrados en
el último Semestre de Control
(*)Notas:
Se modifica/n por: Resolución URSEA Nº 44/006 de 15/12/2006 artículo 1.
SECCION III. CALIDAD DEL PRODUCTO TECNICO
Artículo 39. Los aspectos de calidad del producto técnico que se
controlarán son las perturbaciones y el nivel de tensión.
TITULO I PERTURBACIONES
Artículo 40. Las perturbaciones que se controlarán son las variaciones
rápidas de tensión (flicker), las caídas (sag) o subidas (swell) de
tensión de corta duración, las armónicas, los impulsos transitorios y los
desequilibrios.
Artículo 41. El Distribuidor será responsable de mantener, para cada tipo
de perturbación, un nivel inferior al Nivel de Referencia. Se considerará
que el nivel de perturbaciones para un tipo dado es inferior al Nivel de
Referencia si lo es con una ocurrencia no inferior al 95% (noventa y
cinco por ciento).
Los límites admisibles para los niveles de referencia que regirán en el
régimen permanente se fijarán teniendo en cuenta las normas
internacionales.
El Distribuidor deberá adoptar medidas conducentes a:
a. Alcanzar límites de emisión (niveles máximos de perturbación que un
aparato puede generar o inyectar en el sistema de alimentación) para
sus propios equipos y los de los usuarios, compatibles con los valores
definidos en la reglamentación vigente.
b. Controlar a los Grandes Consumidores conectados en la red de
distribución.
c. Impulsar, conjuntamente con el Regulador, la aprobación de normas de
fabricación y su adopción en la adquisición de equipos propios y de los
usuarios.
Artículo 42. Al finalizar el régimen transitorio, tendrán aplicación los
niveles de referencia que se hayan fijado, los que serán medidos de
acuerdo con la metodología y en los lugares que la normativa aplicable
defina.
Según lo prevé la Sección II, Capítulo III del Reglamento de
Distribución, el Distribuidor podrá interrumpir el servicio a un usuario
que exceda los límites de emisión fijados.
TITULO II NIVELES DE TENSION
Artículo 43. Los valores de las tensiones nominales de suministro son los
siguientes:
a. Subtrasmisión: 31.5 kV y 60 kV
b. Distribución MT: 22 kV, 15 kV y 6.4 kV
c. Distribución BT: 230 V, 400 V
CAPITULO I INDICADORES
Artículo 44. El indicador para evaluar la tensión en un punto de la red
del Distribuidor, en un intervalo de medición k de 15 (quince) minutos de
duración, será la diferencia (DVk) entre la media de los valores eficaces
medidos en el punto considerado (Vk) y el valor de la tensión nominal
(Vn) del mismo. Este indicador estará expresado como un porcentaje de la
tensión nominal del punto:
Donde Vk es el valor eficaz promediado durante el intervalo de 15
minutos, definido por la norma internacional IEC 60050-101-14-16. El
error máximo del equipo de medida deberá ser de 1% en condiciones de red
(distorsión armónica total menor o igual a 10%).
El valor Vk deberá ser obtenido con medidas tomadas como máximo cada 30
segundos (un mínimo de 30 valores en los 15 minutos).
(*)Notas:
Ampliar información en imagen electrónica: Resolución URSEA Nº
29/003 de 24/12/2003.
CAPITULO II METAS
Artículo 45. Se considerará que una medición presenta mala calidad
respecto al nivel de tensión si el indicador definido en el artículo
anterior no está dentro de los rangos admisibles establecidos en las
siguientes tablas:
Tabla 3 Niveles de tensión: desviaciones admitidas en el régimen
transitorio
Rango admitido Factor de peso
de desviación
DV (%) Ap
DV < -18 15
-18£DV < -12 5
Subtrasmisión -12£DV < -7 1
31.5 y 60 kV -7£DV£+7 7 < DV£12 1
12 < DV£18 5
DV > 18 15
DV < -18 15
ADT1 -18£DV < -12 5
Media Tensión ADT2 -7£DV£+7 -12£DV < -7 1
6,6 kV ADT3 7 < DV£12 1
15 kV 12 < V£18 5
22 kV DV > 18 15
DV < -18 15
ADT4 -10£DV£+10 -18£DV < -10 5
ADT5 10 < DV£18 5
DV > 18 15
DV < -18 15
ADT1 -18£DV < -10 5
ADT2 -12£DV£+6 6 < DV£12 1
Baja Tensión ADT3 12 < DV£18 5
230V DV > 18 15
400V DV < -18 15
-18£DV < -12 5
ADT4 -14£DV£+6 6 < DV£12 1
ADT5 12 < DV£18 5
DV > 18 15
Tabla 4 Niveles de tensión: desviaciones admitidas en el régimen
permanente
Rango admitido Factor de peso
de desviación
AV(%) Ap
DV < -18 15
-18£DV < -12 5
Subtrasmisión -12£DV < -5 1
31.5 y 60 kV -5£DV£+5 5 < DV£12 1
12 < DV£18 5
DV > 18 15
DV < -18 15
ADT1 -18£DV < 12 5
ADT2 -5£DV£+5 -12£DV < -5 1
Media Tensión ADT3 5 < DV£12 1
6,6 kV 12 < DV£18 5
15 kV DV > 18 15
22 kV DV < -18 15
-18£DV < -12 5
ADT4 -7£DV£+7 -12£DV < -7 1
ADT5 7 < DV£12 1
12 < DV£18 5
DV > 18 15
DV < -18 15
ADT1 -18£DV < -18 5
ADT2 -10£DV£+6 6£DV < 12 1
Baja Tensión ADT3 12 < DV£18 5
230 V DV > 18 15
400 V DV < -18 15
-18£DV < -10 5
ADT4 -10£DV£6 6£DV < 12 1
ADT5 12 < DV£18 5
DV > 18 15
(*)Notas:
Fe de erratas publicada/s: 12/08/2004.
CAPITULO III COMPENSACIONES A LOS USUARIOS
Artículo 46. Si el porcentaje de mediciones con mala calidad es superior
al 3% (tres por ciento) del total en el Período de Medición, el
Distribuidor deberá compensar a los usuarios afectados de acuerdo con la
siguiente expresión:
donde:
$CVTi, es el monto en $ de la compensación correspondiente al Consumidor
i
Tmci, es el porcentaje del tiempo del Período de Medición con mediciones
con mala calidad
FMPi, es el monto total en pesos ($) de la factura mensual promedio
correspondiente al Consumidor i calculada con el consumo promedio de
dicho usuario en los últimos seis meses y con el valor de los distintos
cargos tarifarios vigentes al momento del pago de la compensación
Ap, es un factor de peso, dependiente de la variación porcentual de
tensión alcanzada, cuyo valor se detalla en las Tablas del Capítulo
anterior.
(*)Notas:
Ampliar información en imagen electrónica: Resolución URSEA Nº
29/003 de 24/12/2003.
Artículo 47. Si la tensión en un punto de medición es muy baja, todos los
usuarios del o los alimentadores desde ese punto hasta el punto de la
próxima medición en dirección a la carga, serán elegibles para ser
compensados, basándose en el nivel de tensión de ese primer punto. Si la
tensión en un punto de medición es muy alta, todos los clientes del
alimentador desde ese punto hasta el punto de la próxima medición en
dirección a la estación transformadora, serán elegibles para ser
compensados, basándose en el nivel de tensión de ese primer punto.
Artículo 48. Las compensaciones se implementarán como descuentos en la
facturación de los usuarios afectados, de acuerdo con lo especificado en
el Artículo 19. Las mismas se aplicarán hasta tanto se compruebe la
corrección de la situación de infracción.
Artículo 49. Independientemente del pago de las compensaciones, el
Distribuidor deberá tomar las medidas necesarias para la corrección de
las desviaciones constatadas. Una vez adoptadas las mismas, deberá
realizar medidas de verificación y comunicarlas al Regulador y al usuario
cuando su reclamo haya sido el origen de las medidas. Este proceso no
deberá ser mayor a 120 días; el incumplimiento del plazo citado dará
lugar a la aplicación de sanciones en el marco de competencia del
Regulador.
CAPITULO IV CRITERIOS PARA LA MEDIDA Y ALMACENAMIENTO DE LOS DATOS SOBRE
NIVELES DE TENSION
Artículo 50. A partir de los 6 (seis) meses de la aprobación de este
Reglamento, el distribuidor deberá llevar un registro continuo e
informatizado de las tensiones de salida de todas las barras de todas las
estaciones de subtrasmisión y trasmisión y efectuar mensualmente un
registro informatizado de la tensión en las barras de salida de por lo
menos el 1% (uno por ciento) de los centros de transformación MT/BT
urbanos y por lo menos el 0.2% (cero punto dos por ciento) de los centros
de transformación MT/BT rurales, durante un período no inferior a 7
(siete) días corridos (Período de Medición). El Distribuidor registrará,
además, el nivel de tensión en hasta 50 (cincuenta) puntos de la red
seleccionados por el Regulador.
Artículo 51. Los niveles de tensión se determinarán al nivel de
suministro mediante campañas de medición que permitirán adquirir y
procesar información. A efectos de recolectar información para
determinación de curvas de carga, una parte de los registradores deberá
tener capacidad de obtener y procesar información para dichos fines. Las
campañas de medida serán implementadas por el Distribuidor, que además
procesará la información adquirida, con las directivas y bajo la
supervisión del Regulador.
Artículo 52. A partir de la finalización del régimen transitorio el
Distribuidor deberá tener al menos 1 (un) punto de medición por cada 4000
(cuatro mil) puntos de entrega que variarán su ubicación mensualmente,
cubriendo adecuadamente las distintas localidades de la zona de servicio.
La razón de medidores monofásicos a medidores trifásicos debe
corresponder a la relación del número de clientes de estos tipos, con la
salvedad de que deberá existir al menos uno de cada tipo.
La información correspondiente será remitida al Regulador dentro de los
primeros quince días del mes siguiente, junto con el cálculo de las
compensaciones a los usuarios a que da lugar la aplicación de lo
dispuesto en el capítulo anterior.
El lapso mínimo de medición de la tensión en cada punto será de 7 (siete)
días corridos (Período de Medición).
Artículo 53. El Distribuidor deberá mantener suficientes medidores de
reserva para poder responder a las quejas de los clientes, para realizar
re-mediciones en los lugares con problemas de tensión y para cubrir las
fallas de los medidores en servicio.
Artículo 54. Los datos sobre las mediciones de los niveles de tensión
deberán ser almacenados por un tiempo mínimo de 1 (año).
Artículo 55. Todo Consumidor podrá tener un registrador independiente en
su punto de suministro, a efectos de contrastar los registros con los
valores obtenidos por el Distribuidor.
Este registrador deberá ser homologado según la normativa que establezca
el Regulador, y la instalación deberá ser aprobada por el Distribuidor.
La extracción y evaluación de la información del registrador deberá ser
realizada en presencia del Distribuidor y según pautas establecidas en el
presente Reglamento a efectos de su validación. El Distribuidor podrá
formular observaciones al procedimiento, las que serán consideradas por
el Regulador previo a definir la eventual aplicación de compensaciones.
SECCION IV. CALIDAD DEL SERVICIO COMERCIAL
TITULO I GENERALIDADES
Artículo 56. Sin perjuicio de las otras responsabilidades del
Distribuidor respecto de sus Usuarios, los aspectos de la Calidad de
Servicio Comercial que se controlarán son los plazos en la conexión de
nuevos usuarios y aumentos de potencia, facturación estimada, plazos de
cortes y reconexiones, errores de facturación y respuestas ante
reclamaciones.
Artículo 57. Será también responsabilidad del Distribuidor emitir
facturas que contengan como mínimo la siguiente información:
- Identificación del Consumidor
- Identificación de la tarifa aplicable
- Potencia autorizada
- Consumo mensual de energía
- Discriminación de las componentes de costos que inciden en la factura,
de acuerdo con la normativa específica que oportunamente emitirá el
Regulador.
- Información relativa a calidad de servicio técnico, según lo estipulado
en el Título VI de la SECCION II del presente Reglamento.
- Devoluciones o compensaciones por incumplimiento de metas de calidad de
servicio, adecuadamente detalladas
El Regulador supervisará la forma en que el Distribuidor implemente la
inclusión de la información precedente en la factura. Dicha
implementación deberá estar finalizada y puesta en práctica, previa
aprobación del Regulador, cumplido el sexto mes de vigencia del período
transitorio.
Artículo 58. La factura deberá ser entregada al Usuario al menos 7
(siete) días antes de la fecha de vencimiento en las zonas urbanas y
suburbanas, y 5 (cinco) días antes de la fecha de vencimiento en zonas
rurales.
Artículo 59. Es obligación del Distribuidor informar y asesorar
correctamente a los usuarios sobre la modalidad más conveniente de tarifa
y potencia a contratar en cada caso.
Artículo 60. El Distribuidor deberá implementar mecanismos de atención de
reclamaciones de los usuarios, que podrán ser personalizados o
telefónicos. Asimismo deberá tener implementado un procedimiento de
recepción y tramitación de reclamaciones por escrito, según lo prevé el
Art. 7 del Reglamento de Distribución. En cualquier caso, las
reclamaciones deben quedar adecuadamente registradas e identificadas. La
identificación será proporcionada al usuario, de forma que éste disponga
de una referencia para consulta y para acceder a un comprobante de la
reclamación efectuada.
Artículo 61. El Distribuidor dará respuesta a las reclamaciones dentro
del plazo estipulado en el Reglamento de Distribución. La respuesta
deberá contener información relativa a la causa del problema que generó
la reclamación, y, cuando corresponda, el plazo previsto para
subsanarlo.
Artículo 62. Cuando el Distribuidor incumpla el plazo máximo estipulado
para dar respuesta, compensará al Usuario afectado con un monto igual al
30% de su facturación promedio diaria en los últimos seis meses por cada
día de atraso. Dicha facturación promedio diaria será calculada con los
cargos tarifarios vigentes a la fecha de pago de la compensación.
Artículo 63. En las Tablas del Anexo V se indica la información mínima a
entregar por el Distribuidor al Regulador con relación a la calidad de
servicio comercial, con la periodicidad y plazos indicados en cada caso.
Artículo 64. El día 15 (quince) de cada mes, o el siguiente hábil si
aquel fuere inhábil, el Distribuidor deberá remitir al Regulador la
información mensual que se detalla, referente a lo ocurrido el mes
calendario anterior, indicando los apartamientos de las metas
individuales que se hayan configurado (para plazos de respuesta de
reclamaciones, de conexión de nuevos servicios y aumentos de carga,
plazos de cortes y reconexiones y errores de facturación) y calculando
las correspondientes compensaciones. Asimismo, deberá proporcionar al
Regulador todas las pruebas conducentes al encuadramiento bajo la figura
Caso de Fuerza Mayor de las situaciones ocurridas. El Regulador
dictaminará sobre los casos de exclusión por causales de Fuerza Mayor
presentados por el Distribuidor, y determinará las compensaciones que
corresponda abonar a los usuarios.
Artículo 65. Vencido el Período de Control, el Regulador instruirá al
Distribuidor para que:
a) Excluya del cálculo de los indicadores de control semestral las
situaciones de incumplimiento calificadas como de Caso de Fuerza Mayor
y proceda al cálculo correspondiente al Período de Control
b) Hecho lo precedente, realice el cálculo de las compensaciones a los
usuarios que correspondieren, en los términos establecidos en esta
Sección
A los 20 (veinte) días hábiles de notificado el dictamen del Regulador a
que se refiere el primer párrafo de este artículo, el Distribuidor deberá
presentar los resultados de los cálculos efectuados.
Previo contralor de los cálculos realizados por el Distribuidor, se
tramitará las actuaciones reguladas en la SECCION VI.
Artículo 66. Las compensaciones se implementarán como descuentos en la
facturación de los consumidores afectados. Estos descuentos se realizarán
en la primera factura posterior a la notificación al Distribuidor de que
las mismas han sido dispuestas. En caso de que las compensaciones
superaren el monto de aquella, los descuentos deberán realizarse en las
siguientes facturas hasta completar la compensación.
En la contabilización de los plazos previstos en esta sección se
excluirán del cómputo los tiempos atribuibles a Fuerza Mayor.
TITULO II CONEXION DE NUEVOS USUARIOS Y AUMENTOS DE POTENCIA
Artículo 67. Se establecen plazos máximos de atención a una solicitud de
nueva carga o de aumento de la existente, especificando límites para el
período transcurrido desde la solicitud hasta la comunicación del
Distribuidor de la habilitación para el pago, y para el período entre el
pago y la efectiva disponibilidad de la instalación para su conexión. Se
considerarán para el establecimiento de estos plazos las eventuales obras
a realizar para la conexión o el aumento de potencia solicitados.
En aquellos casos en que un grupo de solicitudes individuales por su
ubicación física formen un conjunto que requiera una obra en común para
atenderlas, se agruparán las mismas, considerándolas como una única
solicitud a los efectos de definir el tipo de obra y el plazo máximo de
ejecución asociado.
Cuando para la ejecución de obras se requiera de permisos de organismos
Municipales o Nacionales, o de particulares, concesionarios de servicios
o espacios públicos o propietarios de terrenos donde es indispensable
establecer servidumbres o ingresar para ejercer el derecho a usufructuar
de las mismas, los tiempos necesarios para su obtención no serán
computados en los plazos máximos de ejecución asociados.
El Distribuidor deberá presentar comprobantes del trámite de los
mencionados permisos, en los que constará la fecha de la solicitud y
aprobación, así como documentación probatoria de los impedimentos
señalados.
Serán excluidos también del cómputo, aquellos tiempos atribuibles al
solicitante del suministro. El Distribuidor deberá acreditar la
circunstancia ante el Regulador.
Se excluirán asimismo los días fijados para la licencia de la
construcción según lo establecido en los convenios laborales homologados
por el Ministerio de Trabajo y Seguridad Social.
Artículo 68. En aquellos casos en que se requiera la obtención de
permisos municipales o nacionales, se excluirán del cómputo del plazo los
tiempos atribuibles a los mismos. El Distribuidor deberá presentar
comprobantes del trámite de los mencionados permisos, en los que
constarán las fechas de solicitud y aprobación.
Artículo 69. Cuando para la atención de un nuevo suministro o aumento de
carga sea necesario contar con un nuevo local o espacio para un centro de
transformación y existan dificultades para la obtención del mismo, el
Distribuidor deberá comunicarlo al Regulador previo al vencimiento del
plazo límite fijado, aportando los antecedentes que correspondan.
Artículo 70. Los límites admisibles de plazos para trámite y conexión de
nuevos usuarios y aumentos de carga de usuarios existentes se indican en
la Tabla 5.
Tabla 5 Plazos para trámite y conexión
Nivel de tensión Potencia solicitada Plazo en días hábiles
Transitorio Permanente
Baja tensión P£8,8 kW 6 6
TRAMITE 8,8kW < P£50kW 10 10
P > 50kW sin centro de 15 15
transformación 25 20
P < 50kW sin centro de
transformación
Media tensión 30 30
Subtrasmisión 75 60
Baja tensión sin P£8,8 kW 5 5
modificación de red P > 8,8 kW 15 15
CONEXION Sin subestación P£ 50 kW 20 20
Baja tensión con P > 50 kW 30 30
modificación de red Con Subestación 50 40
Media tensión 70 60
(*)Notas:
Fe de erratas publicada/s: 12/08/2004.
Ver vigencia: Resolución URSEA Nº 88/005 de 28/12/2005 artículo 6.
Artículo 71. En casos excepcionales, cuando la magnitud de la obra de
ampliación de la red así lo justifique, el Distribuidor podrá solicitar
al Regulador el otorgamiento de plazos mayores con la correspondiente
fundamentación. El Regulador resolverá el plazo máximo admisible
aplicable en cada caso. Si el Regulador no se pronunciara dentro de los
15 días hábiles de recibida dicha solicitud, se reputará concedido el
plazo peticionado.
Artículo 72. Cuando incumpla el plazo establecido para el trámite, el
Distribuidor compensará al Consumidor según se indica a continuación:
$Ct=Fdp x Nda
donde,
$Ct es el monto de la compensación a abonar al Usuario, en $
Fdp es la facturación promedio diaria correspondiente a los Consumidores
de igual tarifa y rango de potencia que el Consumidor afectado para los
últimos seis meses, calculada con la tarifa vigente a la fecha de pago de
la compensación
Nda es el número de días de atraso respecto del plazo límite fijado
Artículo 73. Cuando incumpla el plazo establecido para la conexión, el
Distribuidor compensará al Consumidor según se indica a continuación:
CCo
$Ct=Nda x
(Pc x 2)
donde,
$Cc es el monto de la compensación a abonar al Consumidor en $
CCo es el costo de conexión, actualizado a la fecha del pago de la
compensación, en $
Pc es el plazo límite establecido para realizar la conexión, en días
Nda es el número de días de atraso respecto del plazo límite fijado
Cuando el atraso supere dos veces el plazo máximo establecido, el
Distribuidor compensará al Consumidor con un monto diario igual a dos
veces la compensación establecida en el primer tramo; la compensación en
este período, que será adicionada a la antes especificada, será calculada
según:
CCo
$Ct= Nda x
Pc
donde Nda corresponde ahora a los días de atraso adicionales respecto a
dos veces el plazo máximo establecido
(*)Notas:
Fe de erratas publicada/s: 12/08/2004.
TITULO III FACTURACION CON BASE EN CONSUMO ESTIMADO
Artículo 74. El Distribuidor realizará las lecturas de consumos con
periodicidad bimestral, aunque la facturación será mensual, por lo que el
consumo correspondiente a cada mes intermedio sin lectura será estimado,
en base a los criterios que establecerá el Regulador.
Artículo 75. En los suministros que tengan medida con registro de
potencia máxima, cuando el Consumidor lo solicite, la lectura será
mensual. El sobrecosto resultante será tenido en cuenta en el cargo fijo
de la factura.
Artículo 76. Se establecen como límites máximos admisibles en cada
Período de Control: para cada usuario con medida bimestral, una
estimación de consumo adicional a la que resulta de la propia
periodicidad; para usuarios con medida mensual, dos estimaciones de
consumo. En ambos casos el plazo máximo sin lectura no debe exceder los 4
meses en el Período de Control semestral. Los consumos informados por los
Consumidores no se computarán como estimados.
Artículo 77. Para que la estimación reiterada de consumos en un período
sea considerada como no penalizable deberá cumplirse el siguiente
procedimiento: en el correspondiente Período de Control, el Distribuidor
deberá haber comunicado al menos dos veces al Usuario la imposibilidad de
la toma de consumo, y enviado al mismo un aviso de las medidas a tomar
para evitar el problema en el futuro. Todas las medidas que se adopten y
los gastos derivados se regirán por lo dispuesto en el Reglamento de
Distribución.
Artículo 78. Además del control de las metas antes establecidas para cada
usuario, se realizará un control global de la cantidad de facturas
emitidas con base en consumos estimados, en cada zona de aplicación (T3),
a través de los siguientes indicadores:
Nceb
ICEb= 2 x x 100 para consumidores con medida bimestral
NÝeb
donde,
Nceb es el número total de consumos estimados en el período de control
para Consumidores con medida bimestral
NÝeb es el número total de facturas emitidas en el período de control
para Consumidores con medida bimestral
Ncem es el número total de consumos estimados en el período de control
para Consumidores con medida mensual
NÝem es el número total de facturas emitidas en el período de control
para Consumidores con medida mensual
(*)Notas:
Fe de erratas publicada/s: 12/08/2004.
Artículo 79. Cuando el indicador IFE supere el 5% en el período de
control semestral, el Distribuidor compensará a todos los Consumidores
que hubieren tenido facturaciones basadas en consumos estimados por más
de dos meses consecutivos, con un monto igual al 10 (diez) por ciento de
la facturación del tercer mes y siguientes en que no se leyó el consumo.
(*)Notas:
Fe de erratas publicada/s: 12/08/2004.
Artículo 80. Cuando el Distribuidor incumpla alguno de los límites
establecidos para la estimación de consumos de un Usuario en el período
de control semestral, lo compensará con un 30% de la facturación
correspondiente a los consumos estimados incumpliendo los límites
fijados.
Artículo 81. Se deducirá de la compensación por concepto de
incumplimiento de la meta global, el monto correspondiente a las
compensaciones recibidas por los Consumidores por el incumplimiento de
los límites fijados a nivel individual en el mismo período de control.
Cuando las compensaciones recibidas por incumplimiento de límites a nivel
individual superen la compensación que resultaría por este concepto, el
Consumidor solo percibirá las primeras.
TITULO IV CORTES Y RECONEXIONES
Artículo 82. El corte por no pago deberá ser comunicado con una
antelación que respete los plazos establecidos en el Reglamento de
Distribución, estableciéndose claramente la fecha prevista de corte y la
última fecha admisible de pago para evitarlo.
Artículo 83. Una vez efectuado el pago, el Distribuidor deberá proceder a
la reconexión en un plazo máximo de 24 horas. Cuando el pago se haya
realizado en locales no pertenecientes a la Distribuidora, el plazo
máximo admisible se extenderá a 48 horas.
Cuando no sea posible realizar la conexión en el plazo establecido por
causas atribuibles al Usuario, no se considerará a los efectos de la
compensación. El Distribuidor deberá presentar ante el Regulador las
pruebas que acrediten tal circunstancia.
(*)Notas:
Se modifica/n por: Resolución URSEA Nº 88/005 de 28/12/2005 artículo 5.
Artículo 84. Cuando el Distribuidor efectúe el corte del servicio de un
Consumidor (sin mediar solicitud del mismo) antes del plazo estipulado en
el aviso, o no haya dado aviso anticipado de corte, deberá compensar al
Consumidor con un monto igual al 30% de la primera factura impaga,
actualizada con los cargos tarifarios vigentes al momento del pago de la
compensación.
Artículo 85. Cuando la reconexión de un servicio se realice más allá del
plazo máximo establecido, el Distribuidor compensará al Consumidor con un
monto por día de atraso igual a 5 (cinco) veces la facturación promedio
diaria del Consumidor afectado en los últimos seis meses. Dicha
facturación promedio diaria será calculada con los cargos tarifarios
vigentes a la fecha de pago de la compensación.
TITULO V ERRORES DE FACTURACION
Artículo 86. Cuando exista una reclamación de un Consumidor por presunto
error de facturación, las fecha de vencimiento de la factura se
prorrogará al día hábil inmediato siguiente al de la respuesta y eventual
refacturación por parte del Distribuidor.
Artículo 87. El desempeño global del Distribuidor con relación a errores
de facturación será evaluado en función del siguiente indicador:
NÝe
IFE= x 100
NtÝ
Donde,
IFE es el indicador de facturas con errores sobre el total de facturas
emitidas
NÝe es el número total de facturas con error en el período semestral de
control
NtÝ es el número total de facturas emitidas en el período semestral de
control.
Los desvíos entre el consumo real y el facturado de acuerdo con los
criterios de estimación fijados por el Regulador no serán considerados
errores de facturación.
El indicador IFE no deberá superar el 1.2%.
Artículo 88. Cuando se confirme la existencia de un error de facturación
en una factura ya paga por el usuario, la devolución correspondiente
deberá ser realizada con la factura del mes siguiente, actualizada con la
tarifa vigente al momento de la devolución.
Artículo 89. Cuando el índice global de control IFE supere el 1.2%, se
aplicará al Distribuidor una multa igual al 10% de las devoluciones
realizadas por errores de facturación en el semestre de control,
actualizadas con la tarifa vigente al momento de la aplicación de la
multa, por cada 0.5% adicional. La multa máxima no superará el 100% de
las devoluciones efectuadas, debidamente actualizadas.
SECCION V. INCUMPLIMIENTOS EN ENTREGA DE INFORMACION
Artículo 90. Constituyen infracciones pasibles de la aplicación de
sanciones los siguientes supuestos de incumplimiento de la obligación de
suministro de información al Regulador:
a. No suministro de toda la información requerida por este Reglamento
b. No suministro de esa información en el plazo especificado en cada caso
c. Entrega de información no fidedigna o con errores significativos
Artículo 91. Las sanciones a aplicar por la comisión de las infracciones
previstas en el artículo precedente, se graduarán atendiendo a la entidad
del incumplimiento. Si la misma fuere una multa, su cuantía estará
relacionada especialmente, sin perjuicio de otras circunstancias, con el
impacto sobre el régimen de control previsto y el cálculo de las
compensaciones que deben pagarse a los usuarios, teniendo como límite
máximo el tope dispuesto legalmente.
Artículo 92. El suministro de información no fidedigna realizado con dolo
o culpa grave, será considerado infracción gravísima, que habilita según
sea la importancia de la información de que se trate a la aplicación de
multas de la máxima cuantía.
SECCION VI. PROCEDIMIENTO SANCIONATORIO
Artículo 93. Previo a adoptar sanción contra el Distribuidor por
incumplimiento de disposiciones del presente régimen de calidad, o a
proponer su adopción al Poder Ejecutivo, el Regulador conferirá vista al
Distribuidor, estándose en todos los aspectos procedimentales a lo
previsto en el Decreto Nº 500/991 de 27 de setiembre de 1991.
Artículo 94. Cuando corresponda, la o las resoluciones sancionatorias
dispondrán la aplicación de multa contra el Distribuidor y el
consiguiente mandato de cumplimiento de la misma, mediante conferimiento
de compensaciones a los Usuarios de Distribución.
ANEXOS
ANEXO I FUERZA MAYOR
Mes: .............
CASOS DE FUERZA MAYOR
CASO Nº ..........
Datos identificatorios
Identificación de la interrupción: .......... Fecha de inicio: ..........
Instalación afectada: ....................... Hora de inicio: ...........
Cantidad de usuarios afectados: ............. Duración en horas: ........
Causal
Causa: ..................................................................
Detalle: ................................................................
Breve descripción del hecho: ............................................
.........................................................................
.........................................................................
.........................................................................
Resumen de pruebas aportadas
Fotografías certificadas:
Exposición Civil ante la Policía que contenga testimonios de terceros
ajenos al Distribuidor: .................................................
Acta notarial de constatación: ..........................................
Formulario de testimonio de personal: ...................................
Oficios (indicar al destinatario del pedido de información): ............
Copia de causa judicial, certificada por el Distribuidor: ...............
Juzgado interviniente: ..................................................
Reservado para URSEA
Resultado: ..............................................................
Comentarios: ............................................................
.........................................................................
.........................................................................
Tabla 6 Casos con invocación de causal por Fuerza Mayor que hubiesen sido
informadas con ajuste al Título III del Reglamento
Campo Descripción
Empresa Nombre de la empresa
Mes Mes al que corresponde el caso
Caso Nº correlativo de caso dentro del mes
Id Inter. Identificación de la interrupción
Instalación afectada Instalaciones afectadas (SE, alim, etc)
Consumidores afectados Cantidad de consumidores afectados
Fecha i Fecha de inicio de la interrupción
Hora i Hora de inicio de la interrupción
Duración Duración en horas de la interrupción
Causal Código de causa de Fuerza Mayor
Detalle Descripción del código
Descripción Breve descripción de los hechos
P-foto Aporta fotografías certificadas
P-acta Aporta Acta notarial
P-formulario Aporta formulario de testimonio de personal
P-exp-civil Aporta Exposición Civil ante Policía
P-oficios Aporta Oficios
P-causa Aporta copia de causa judicial
Resultado-URSEA
Expediente-URSEA
Tabla 7 Código de Causales
Causal Descripción
011 Terceros - Vandalismo
012 Terceros - Cometas
013 Terceros - Boleadoras
014 Terceros - Alambres
015 Terceros - Cables Telefónicos
016 Terceros - Trabajos en la vía pública
017 Terceros - Embestidas
018 Terceros - Poda
021 Condiciones Climáticas Extremas - Vientos
022 Condiciones Climáticas Extremas - Inundaciones
023 Condiciones Climáticas Extremas - Temperaturas
024 Condiciones Climáticas Extremas - Descargas Atmosféricas
030 Incendio
040 Solicitado por el cliente
050 Autorizado / ordenado por URSEA o autoridad competente
060 Afectación instalaciones subterráneas - Obstrucciones de
desagües
062 Afectación instalaciones subterráneas - Filtración por
rotura de desagüe o ducto de agua
070 Otros
DECLARACION TESTIMONIAL DE PERSONAL DEL DISTRIBUIDOR SOBRE CONTINGENCIAS
EN EL SERVICIO TECNICO
* Empresa:
* Dependencia interna:
* Fecha de interrupción:
* Hora:
* Duración de la interrupción:
* Nómina del personal actuante:
* Designación y ubicación de la o las instalaciones afectadas:
* Descripción de la contingencia:
* Causa de la contingencia, aclarando cómo o por qué lo sabe:
* Datos identificatorios del o los terceros causantes de la contingencia,
aclarando cómo y por qué lo sabe:
* Especificar las medidas de prevención que existían, en caso que las
hubiere, para evitar el hecho:
* Otros datos que considere de interés aportar:
A los fines de su presentación ante la UNIDAD REGULADORA DE SERVICIOS DE
ENERGIA Y AGUA declaro bajo juramento que la información que antecede es
verdadera. En.........., a los..........días del
mes...........................de........... .
.......................
Firma y aclaración
CI N°: ................
En mi carácter de ..... certifico que la firma que antecede es auténtica
.......................
Firma y aclaración de superior jerárquico del declarante
ANEXO II INFORMACION A REMITIR POR EL DISTRIBUIDOR
Tabla 8 Interrupciones (mensual)*
Campo Descripción
Id_Inter Identificación de la interrupción (unívoca para cada
interrupción)
Sistema ST-MT-BT
Origen Externa - Interna
Tipo Intempestivo - Programado
Fecha_In Fecha y Hora de inicio de la interrupción
Conf_red Configuración de la red - Normal o Alterada
Id_elem Identificación del elemento de red origen de interrupción
Tipo_elem Descripción del elemento de red orígen de interrupción
(interruptor, fusible, puente, caja, esquinera, etc.)
SSEE Subestación AT/MT, Nº de transformador y Nº de barra desde
donde se alimenta el elemento de red origen de la
interrupción.
Alimentador Nº de alimentador desde donde se alimenta el elemento de
red origen interrupción.
SE_MTBT Nº de centro MT/BT, Nº de barra, Nº de transformador y Nº
de salida desde donde se alimenta el elemento de red
origen de la interrupción.
(*) Incluye aquellas para las que se invoca fuerza mayor
Tabla 9 Interrupciones no computables (periodicidad a coordinar con
Distribuidor)
Campo Descripción
Id_Inter Identificación de la interrupción (unívoca para cada
interrupción)
Causa Interrupción con origen en la instalación propia del
Consumidor (sin afectar a otros consumidores), reclamo de
Consumidor por interrupción no válido, interrupción con
duración menor a 3 minutos y menor a 1 minuto,
interrupción con origen en la red de transmisión.
Tabla 10 Reposiciones (mensual)
Campo Descripción
Id_Inter Identificación de la interrupción (unívoca para cada
interrupción)
Id_Repos Identificación de la reposición (unívoca para cada
reposición e interrupción)
Fecha_Rp Fecha y Hora de la reposición
Id_elem Elemento maniobrado para reposición
Tipo_elem Descripción del elemento de red origen de la reposición
(interruptor, fusible, puente, caja, esquinera, etc.)
Estación Estación AT/ MT, Nº de transformador y Nº de barra desde
donde se alimenta el elemento maniobrado para reposición.
Alimentador Nº de alimentador desde donde se alimenta el elemento
maniobrado para reposición.
SE_MTBT Nº de centro MT/BT, Nº de barra, Nº transformador y Nº
salida desde donde se alimenta el elemento maniobrado para
reposición.
Cons_BT Cantidad de Consumidores de BT repuestos
Tabla 11 Centros de transformación MT/BT afectados (mensual)
Campo Descripción
Id_Inter Identificación de la interrupción (unívoca para cada
interrupción)
Id_Repos Identificación de la reposición (unívoca para cada
reposición e interrupción)
SEMTBTrp Nº de centro MT/BT, Nº barra y Nº de transformador
repuesto
KVA_Rp kVA del transformador repuesto
Cons_AT/MT Cantidad de Consumidores de BT repuestos por cada
transformador para interrupciones que afecten al sistema
en AT o MT
Tabla 12 Consumidores en ST, MT y BT afectados (mensual)
Campo Descripción
Id_Inter. Identificación de la interrupción (unívoca para cada
interrupción)
Id_Repos Identificación de la reposición (unívoca para cada
reposición e interrupción)
Id_ST, MT, BT Cantidad de Consumidores AT, MT y BT
Pot_cont Potencia contratada en Kw
Tens_ali Tensión de alimentación al usuario
Tabla 13 Instalaciones de MT para configuración de red normal (mensual)
Campo Descripción
Cód alim Nº o código del alimentador de MT
Localidad (*) Nombre de la localidad a la que pertenece el alimentador
Zona Código o nombre de zona
Estación Código o identificación de la estación ST/MT a la que
pertencec el alimentador
Trafos Cantidad total de transformadores MT/BT por alimentador
para la configuración de red normal
kVA inst Total de kVA instalados en el alimentador como suma de
potencias nominales de los trafos MT/BT para configuración
red normal
Cant Cons Cantidad total de Consumidores MT por alimentador para
configuración red normal
Tabla 14 Instalaciones MT/BT para configuración de red normal (mensual)
Campo Descripción
Cód SE Nº o código del centro de transformación MT/BT
Localidad(*) Nombre de la localidad a la que pertenece el centro de
transformación
Zona Código o nombre de zona
Alim MT Código o identificación del alimentador del centro de
transformación
kVA inst Potencia del centro de transformación
Salid BT Cantidad de salidas de BT del centro de transformación
Tot Cons Cantidad total de Consumidores BT en centro de
transformación para configuración red normal
Pot total Potencia total contratada de usuarios de BT
Tabla 15 Instalaciones de BT para configuración de red normal (mensual)
Campo Descripción
Cód alim Nº o código de salida de BT
Localidad(*) Nombre de la localidad a la que pertenece la salida de BT
Zona Código o nombre de zona
SE Código o identificación de la subestación MT/BT a la que
pertence la salida de BT
Cant Cons Cantidad total de Consumidores de la salida de BT para la
configuración de red normal
Pot total Potencia total contratada de Consumidores BT por salida de
BT para configuración red normal
Tabla 16 Reclamos de consumidores (mensual, solo los correspondientes a
falta de suministro)
Campo Descripción
N reclamo Nº de reclamo asignado por el DISTRIBUIDOR
Consumidor Nombre del Consumidor que reclama por corte de suministro
Direc_Cons Dirección del Consumidor que reclama por corte de
suministro
Localidad (*) Localidad del Consumidor que reclama por corte de
suministro
Fecha_Re Fecha y Hora de ingreso del reclamo
Id_Inter.. Identificación de la interrupción motivo del reclamo
(unívoca para cada interrupción
Tabla 17 Interrupciones por Consumidor (semestral)
Campo Descripción
Id_Consumidor Nº de identificación única del Consumidor (NIC)
Id_Inter. Identificación de la interrupción (unívoca para cada
interrupción)
Id_Repos Identificación de la reposición (unívoca para cada
reposición e interrupción)
Tabla 18 Compensaciones por Consumidor (semestral)
Campo Descripción
Id_Cons Nº de identificación única del Consumidor (identificador,
Nº de cuenta, etc. Según corresponda)
Nombre Nombre completo del Consumidor
Direc_Cons Dirección completa del Consumidor
Cód post Código Postal
Localidad(*) Localidad
Tarifa Tarifa
Pot_cont Potencia contratada
Tens_ali Tensión de alimentación al Consumidor
Co_anual Consumo en kWh de los últimos 6 meses
SE_MTBT Nº de centro MT/BT, Nº de transformador y Nº de salida que
alimenta al Consumidor en configuración red normal
Causa efect Incumplimiento que da lugar a la compensación calculada
(**)
Comp inc Compensación por el incumplimiento informado (**)
Comp total Compensación total a recibir por el Consumidor
(*) Las Localidades son aquellas indicadas en la Resolución de UREE de
fecha 26 de junio de 2001.
Los campos (**) deberán repetirse en la tabla tantas veces como causales
distintas de compensación haya para el Consumidor en el período de
control informado.
ANEXO III FORMULARIO PARA INTERRUPCIONES DE CARACTER EXCEPCIONAL
EMPRESA:
INFORME A LA UNIDAD REGULADORA DE SERVICIOS DE ENERIA Y AGUA DE LAS
ANORMALIDADES a las hs.
DIA:
TOTAL:
TOTAL CLIENTES AFECTADOS POR LAS ANORMALIDADES
ANEXO IV CALIDAD DE PRODUCTO TECNICO
Tabla 19 Compensaciones por Consumidor (mensual)
Campo Descripción
Id_Cons Nº de identificación única del Consumidor
Nombre Nombre completo del Consumidor
Direc_us Dirección completa del Consumidor
Cód post Código Postal
Localidad(*) Localidad
Tarifa Tarifa
Pot_cont Potencia contratada
Tens_ali Tensión nominal de alimentación al Consumidor
ADT_Cons ADT a la que pertenece el Consumidor
Co_anual Consumo anual en kWh de los 2 últimos 12 meses
SE_MTBT Nº de centro MT/BT, Nº de transformador y Nº de salida que
alimenta al Consumidor en configuración red normal
Desv mín Desvío mínimo de la tensión admitido para el Consumidor
Desv máx Desvío máximo de la tensión admitido para el Consumidor
Desvío Desvío de la tensión medido
Tiempo_d Porcentaje del tiempo en que se constató desvío mayor que
el admitido
Comp inc Compensación por el incumplimiento informado
Comp total Compensación total a recibir por el Consumidor
(*) Las Localidades son aquellas indicadas en la Resolución de UREE de
fecha 26 de junio de 2001
ANEXO V CALIDAD DE SERVICIO COMERCIAL
V.1 CONEXIONES A NUEVOS CONSUMIDORES Y AUMENTOS DE POTENCIA
Tabla 20 Información por Consumidor afectado por incumplimiento
(mensual)
Campo Descripción
Id_Cons Nº de identificación única del Consumidor (NIC)
Nombre Nombre completo del Consumidor
Direc_Cons Dirección completa del Consumidor
Cód post Código Postal
Localidad(*) Localidad
Tarifa Tarifa
Pot_cont Potencia contratada
Mod red Modificación necesaria en la red
Fech inic Fecha de inicio del trámite
Fech p/pag Fecha de puesta al pago
Plazo máx Plazo máximo admitido (en días hábiles)
Desvío tra Desvío plazo de trámite (si corresponde) Ndat
Fech pago Fecha de pago del Consumidor
Fech últ act Fecha de última actuación por parte del Distribuidor para
finalizar conexión
Ült act Descripción de última actuación
Desvío con Desvío plazo de conexión (si corresponde) Ndac
Fpd Facturación promedio diaria
CCo Costo de conexión, actualizado a fecha de compensación
Comp Cons Compensaciones del semestre al Consumidor por concepto de
atraso en plazos de trámites o conexiones de un nuevo
servicio o ampliación de potencia contratada
Observac Observaciones (permisos, otros)
Tabla 21 Información para el cálculo de indicadores de desvío global por
niveles de tensión (semestral)
Campo Descripción
Baja Tensión
Nti (Nci) Número de trámites (conexiones) iniciados en el período
NtÝ (NcÝ) Número de trámites (conexiones) finalizados en el período
NtÝp (NcÝp) Número de trámites (conexiones) fuera de plazo en el
período
Idpt (Idpc) Indicador de desvío de plazo de trámite (conexión)
Media tensión
Nti (Nci) Número de trámites (conexiones) iniciados en el período
NtÝ (NcÝ) Número de trámites (conexiones) finalizados en el período
NtÝp (NcÝp) Número de trámites (conexiones) fuera de plazo en el
período
Idpt (Idpc) Indicador de desvío de plazo de trámite (conexión)
Subtrasmisión
Nti (Nci) Número de trámites (conexiones) iniciados en el período
NtÝ (NcÝ) Número de trámites (conexiones) finalizados en el período
NtÝp (NcÝp) Número de trámites (conexiones) fuera de plazo en el
período
Idpt (Idpc) Indicador de desvío de plazo de trámite (conexión)
Los indicadores globales de desvío que se calcularán son los que se
indican a continuación:
NtÝp
Idpt= 2 x 100 x
(Nti + NtÝ)
NcÝp
Idpc= 2 x 100 x
(Nci + NcÝ)
V.2 CORTES Y RECONEXIONES
Tabla 22 Información por Consumidor afectado por incumplimiento
(mensual)
Campo Descripción
Id_Cons Nº de identificación única del Consumidor (NIC)
Nombre Nombre completo del Consumidor
Direc_Cons Dirección completa del Cons
Cód post Código Postal
Localidad(*) Localidad
Tarifa Tarifa
Pot_cont Potencia contratada
Fecha corte Fecha de corte
Causa Causa del corte
Fecha pago Fecha de pago del Consumidor
Lugar pago Lugar de pago
Fecha rec Fecha de reconexión
Plazo máx Plazo máximo admitido
Desvío Desvío
Obs Observaciones
Tabla 23 Indicador global de desvío por Distrito (período semestral de
control)
Campo Descripción
Distrito Nombre del Distrito para el que se suministra la ADT 1 ADT
2,3 ADT 4,5 información
Tarifa (**) Tarifa del grupo para el que se suministra la información
Ct Número de cortes del período
Rt Número de reposiciones del período
RÝp Número de reposiciones fuera de plazo del período
Icr Indicador de desvío
El indicador global de desvío que se calculará es el que se indica a
continuación:
RÝp
Icr = x 100
Rt
V.3 ERRORES DE FACTURACION
Tabla 24 Información por Consumidor afectado por incumplimiento (período
semestral de control)
Campo Descripción
Id_Cons Nº de identificación única del Consumidor (NIC)
Nombre Nombre completo del Consumidor
Direc_Cons Dirección completa del Consumidor
Cód post Código Postal
Localidad(*) Localidad a la cual pertenece el Consumidor
Tarifa Tarifa aplicable al Consumidor
Pot_cont Potencia contratada
Caus err Causa del error
Fecha rec Fecha del reclamo
Fecha com Fecha de respuesta comunicando resolución
Plazo máx Plazo máximo admitido
Desvío Desvío (si corresponde)
Fech próx. Fecha de próxima facturación
Monto error Monto del error de facturación
3 últ errores Fecha de los 3 últimos errores de facturación al usuario
Tabla 25 Información para el cálculo de indicadores globales de desvío
(período semestral de control)
Campo Descripción
NÝe Número total de errores de facturación del período
NtÝ Número total de facturas emitidas en el período
IFE Indicador de desvío global errores de facturación
El indicador global de desvío IEC se calculará y remitirá al Regulador:
NÝe
IFE= x 100
NtÝ
V.4 FACTURACION CON BASE EN CONSUMOS ESTIMADOS
Tabla 26 Información por Consumidor afectado por incumplimiento (período
semestral de control)
Campo Descripción
Id_Cons Nº de identificación única del Consumidor (NIC)
Nombre Nombre completo del Consumidor
Direc_Cons Dirección completa del Consumidor
Cód post Código Postal
Localidad(*) Localidad a la que pertenece el Consumidor
Tarifa Tarifa aplicable al Consumidor
Pot_cont Potencia contratada
Causa est Causa de estimación
Fecha conc Fecha de concurrencia del tomaconsumos
kWh est kWh estimados
Fecha 3 últ Fecha de las 3 últimas estimaciones
Plazo máx Plazo máximo entre lecturas de consumo
Núm Fac. Número de facturaciones con base en consumos estimados en
el período
Desvío Desvío
Obs Observaciones
Tabla 27 Lista de causas de estimación de lecturas
Descripción
Medidor no encontrado
Medida sin acceso
Medidor con defecto
Otros
Tabla 28 Información para el cálculo de indicadores globales de desvío
(período semestral de control)
Campo Descripción
Nmne Número total de consumos estimados por medidor no
encontrado del período
Nnam Número total de estimación de consumos por no acceso al
medidor
Nmd Número total de consumos estimados por medidor defectuoso
No Número total de consumos estimados por otras causas
Nce Número total de consumos estimados en el período
NÝe Número total de facturas emitidas del período
ICEb Indicador de desvío global
Imne Indicador de desvío por medidor no encontrado
Inam Indicador de desvío por no acceso a medidos
Imd Indicador de desvío por medidor defectuoso
Io Indicador de desvío de otras causas
Los indicadores globales de desvío que se calcularán y remitirán al
Regulador son los que se indican a continuación:
Nce
ICEb= 2 x x 100
NÝe
Nmne
Imne= x100
Nce
Nnam
Inam= x100
Nce
Nmd
Imd= x100
Nce
No
Io= x100
Nce
V.5 RECLAMACIONES
Tabla 29 Información por Consumidor afectado por incumplimiento (período
semestral de control)
Campo Descripción
Id_Cons Nº de identificación única del Consumidor (NIC)
Nombre Nombre completo del Consumidor
Direc_Cons Dirección completa del Consumidor
Cód post Código Postal
Localidad(*) Localidad a la que pertenece el Consumidor
Tarifa Tarifa aplicable al Consumidor
Ident recl Identificación reclamo (Nº)
Tipo recl Tipo de reclamo
Fecha recl Fecha del reclamo
Fecha resp Fecha de respuesta de resolución
Tiempo res Tiempo de resolución y respuesta
Desvío Desvío
Fecha res Fecha comprometida para resolución de problema (si
corresponde)
Obs Observaciones
Tabla 30 Listas de causales de reclamaciones
Descripción
Irregularidad en recepción de factura
Incumplimiento de conexión
Corte indebido o sin aviso
Incumplimiento de reconexión
Instalación de distribución defectuosa
Otros
Tabla 31 Información para el cálculo de indicadores globales de desvío
(período semestral de control)
Campo Descripción
Ntr Número total de reclamaciones del período
NrirÝ Número total de reclamaciones por irregularidad en la
recepción de facturas
Nric Número total de reclamaciones por incumplimiento en la
conexión
Nrir Número total de reclamaciones por incumplimiento en
reconexión
Nrci Número total de reclamaciones por corte indebido o sin
aviso
Nrdd Número total de reclamaciones por instalaciones de
distribución en mal estado
Nro Número total de reclamaciones por otras causas
IR Indicador de desvío global
IrirÝ Indicador de desvío por irregularidades en la recepción
de facturas
Iric Indicador de desvío por incumplimientos en la conexión
Irir Indicador de desvío por incumplimientos en la reconexión
Irci Indicador de desvío por cortes indebidos o sin aviso
Irdd Indicador de desvío por reclamos de instalaciones de
distribución en mal estado
Iro Indicador de desvío por reclamaciones de otras causas
Los indicadores globales de desvío que se calcularán y remitirán al
Regulador son los que se indican a continuación:
Ntr
IR= x 100 Con N = número total de Consumidores
N
NrirÝ
IrirÝ= x 100
Ntr
Nric
Iric= x 100
Ntr
Nrir
Irir= x 100
Ntr
Nrci
Irci= x 100
Ntr
Nrdd
Irdd= x100
Ntr
Nro
Iro= x 100
Ntr
Notas:
(1) se excluyen las reclamaciones por errores de facturación
(2) los plazos indicados en este Anexo V se contabilizan en días hábiles
(*) Las Localidades son aquellas indicadas en la Resolución de UREE de
fecha 26 de junio de 2001.
(**) Las filas con la información por grupos de la misma tarifa deberán
repetirse tantas veces como categorías tarifarias haya en el Distrito.
(*)Notas:
Ampliar información en imagen electrónica: Resolución URSEA Nº
29/003 de 24/12/2003.
Ayuda