Provincia de Buenos Aires

MINISTERIO DE INFRAESTRUCTURA

ORGANISMO DE CONTROL DE ENERGÍA ELÉCTRICA

Resolución Nº 269/09

 

La Plata, 26 de agosto de 2009.

 

POR 1 DÍA - VISTO el Marco Regulatorio de la Actividad Eléctrica de la Provincia de Buenos Aires, conformado por la Ley 11769 (T.O. Decreto N° 1868/04), su Decreto Reglamentario Nº 2479/04, el Contrato de Concesión suscripto, lo actuado en el expediente Nº 2429-4140/2007, y

 

CONSIDERANDO:

 

Que la EMPRESA DISTRIBUIDORA DE ENERGÍA ATLÁNTICA SOCIEDAD ANÓNIMA (EDEA S.A.) realizó una presentación ante este Organismo de Control  solicitando que se encuadren como fuerza mayor las interrupciones del suministro de energía eléctrica ocurridas en su área de distribución, el día 6 de julio de 2007, y que las mismas no sean motivo de las penalidades previstas en el Contrato de Concesión;

 

Que la Distribuidora informa que “…se produjo una falla en la línea de 132 kV Olavarría – Chillar propiedad de la empresa TRANSBA que no fue despejada por el interruptor correspondiente en el extremo Olavarría. Esto derivó en la apertura de la barra B de la ETOlavarría, abriendo consecuentemente el Transformador Nº 2 en 132 kV y las líneas Azul-Olavarría, Barker-Olavarría y Loma Negra-Olavarría.- Las fallas mencionadas provocaron la sobrecarga de la línea Olavarría – Tandil. A las 05:14 hs se produjo el desenganche de la mencionada línea generando oscilaciones en el área lo cual causó la salida de servicio de las líneas G. Chaves-Necochea, Las Armas–Tandil y Bragado–Saladillo…Por último desenganchó la línea de 132 kV Chascomús-Verónica…” (f. 2);

 

Que presenta como prueba documental: Análisis de Perturbaciones-Documento Preliminar emitido por CAMMESA (fs. 4/19), Informe de Situación (fs. 20/21) e Informe Preliminar de Corte Relevante (f. 22);

 

Que habiendo tomado intervención la Gerencia Control de Concesiones, informó que: "… La salida de servicio de una central, como de una línea o una Estación Transformadora del SADI, provoca disturbios e inestabilidad en la red y por lo tanto salidas de servicio esporádicos y no deseados en ella, pero todas estas anomalías entran dentro del funcionamiento diario del sistema y forman parte de sus novedades  periódicas, por lo que estos acontecimientos son previsibles en el SADI.-

 

Que asimismo señaló que el SADI (Sistema Argentino de Interconexión), provee energía eléctrica a gran parte del país, uniendo con líneas de alta tensión, las distintas centrales eléctricas ubicadas distantes entre sí, con la demanda provista por estaciones transformadoras y las empresas distribuidoras, situadas diversamente en la extensión geográfica que sirven.- Las potencias puestas en juego sobre las mencionadas líneas, con las cargas cambiando en forma instantánea por las demandas, ponen a prueba en forma permanente a todos los equipos componentes del SADI, comprobando su versatilidad para soportar las distintas contingencias de la red. No obstante, esta dispone de un sistema de protecciones eléctricas que cumplen variadas funciones tanto para las líneas propiamente dichas como para las centrales eléctricas en sus diferentes partes, así

como al SADI en general;

 

Que también indicó que la protección, correspondiente a la preservación del funcionamiento del SADI, se denomina de subfrecuencia, actuando ante una salida de servicio de una central eléctrica o una línea de interconexión, puesto que al no poder satisfacer la oferta a la demanda se produce una inestabilidad del SADI disminuyendo la frecuencia de onda de tensión en todo el sistema interconectado (cuyo valor normal es de 50 ciclos por segundos). Este efecto en la frecuencia es detectada por el mencionado relé y actúa despejando cargas, provocando “alivio” al sistema interconectado. De esta forma, el SADI puede continuar prestando servicio normal a otros puntos (nodos eléctricos).-…Los valores de potencia que deben despejar estos relés ante cada pequeño desvío de la frecuencia del sistema interconectado son recalculados por CAMMESA en forma periódica y comunicados a las transportistas que son las encargadas de regular los valores en los relés y a las distribuidoras para su conocimiento y efectos;

 

Que las distribuidoras (como el caso de EDEN, EDES, EDEA y muchas de las grandes Cooperativas en nuestra provincia) son actores del MEM (Mercado Eléctrico Mayorista) y por lo tanto tienen derechos y deberes que cumplir dentro del mismo y del SADI, por lo que todas las decisiones que se adopten para su preservación deben ser acatadas por todos sus actores...” (f. 27);

 

Que consecuentemente, concluyó: “…Por lo expuesto, cuando actúan los relés de subfrecuencia, no hacen más que preservar el sistema interconectado y los alimentadores y lugares a afectar con los cortes de suministro que puedan ocasionar estaba previsto por sus actores (las Distribuidoras), mucho antes que deban ocurrir. La salida de servicio de una central, como de una línea o una Estación Transformadora del  SADI, provoca disturbios e inestabilidad en la red y por lo tanto salidas de servicio esporádicos y no deseados en ella pero todas estas anomalías entran dentro del funcionamiento diario del sistema y forman parte de sus novedades periódicas, por lo que estos acontecimientos son previsibles en el SADI. Es por ello, que las empresas eléctricas deben tener previstas estas contingencias y poseer instalaciones que puedan responder de manera tal de absorber la demanda por medios alternativos…”;

 

Que llamada a intervenir la Gerencia de Procesos Regulatorios se expidió compartiendo

las consideraciones expuestas por la Gerencia preopinante agregando, que la fuerza mayor debe ser interpretada restrictivamente y que la Distribuidora tiene una  responsabilidad objetiva de cumplimiento obligatorio frente a la continuidad del servicio (fs.33/36);

 

Que la responsabilidad de la Distribuidora es objetiva respecto a su obligación de suministrar energía eléctrica al usuario. La singular vinculación existente entre "usuarioprestador" está esencialmente constituida por un poder de exigir, condicionado por la existencia de una obligación jurídica que pesa sobre la Empresa Concesionaria y por el hecho de que esta obligación resultó establecida en interés del usuario;

 

Que esto es así ya que el principio general en nuestro ordenamiento jurídico es el de la responsabilidad de los actos, con lo cual la exclusión de la misma sólo reviste carácter excepcional;

Que asimismo, cabe considerar que la invocación de un hecho eximente de esponsabilidad debe ser acreditada en forma contundente por quien lo solicita;

 

Que, la jurisprudencia de nuestros tribunales ha resuelto: “…El caso fortuito o fuerza mayor debe ser probado por el deudor que lo invoca, al acreedor le basta con probar el incumplimiento” (Bori Manuel c/ Asociación Civil Club Campos de Golf Las Praderas de Luján s/ Daños y perjuicios);

 

Que, por su parte, cabe considerar que las fallas originadas en instalaciones aguas arriba no pueden ser consideradas por sí mismas como causal de caso fortuito o fuerza mayor,  sino que las fallas externas sólo constituyen un eximente de responsabilidad para la Distribuidora cuando lo son para la Transportista, bajo las condiciones propias de acreditación del caso;

 

Que, cabe mencionar como antecedente Resoluciones dictadas por el Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) en la misma temática, donde la solicitud de encuadramiento en la causal de caso fortuito o fuerza mayor de interrupciones originadas en fallas de líneas de Alta Tensión, son rechazadas, por considerar que las fallas externas a la red de distribución no constituyen por sí mismas tales causales (Resolución ENRE 0481/2006);

 

Que, el referido Ente expresa en la Resolución citada que “…Ello se desprende tanto del esquema adoptado para la privatización del sector eléctrico argentino, de la situación preexistente a dicha privatización, -circunstancia esta que los adquirentes del paquete mayoritario de las Distribuidoras bajo jurisdicción federal debieron conocer al momento

de presentar sus ofertas-, como del Marco Regulatorio Eléctrico del sector eléctrico (Ley Nº 24.065, su decreto reglamentario, los Pliegos de Bases y Condiciones para la Venta del paquete mayoritario de las Distribuidoras, los respectivos Contratos de Concesión y las normas reglamentarias dictadas en consecuencia de la Ley mencionada)…”;

 

Que asimismo destaca “…En este sentido el punto 3.1 del Subanexo 4 del Contrato de Concesión prevé que “Para el cálculo de los índices se computarán tanto las fallas en la red de distribución como el déficit de abastecimiento (generación y transporte), no imputable a causas de fuerza mayor”…”.

 

Que resalta también que “…en el punto 2.3 de la Base metodológica para el Control de Calidad del Servicio Técnico Etapa 2, adoptada por la Resolución ENRE Nº 527/1996 se establece que “Las interrupciones con origen en el sistema externo de la  Distribuidora serán consideradas para el cálculo de los indicadores de Calidad del Servicio Técnico”…”;

 

Que por otro lado, manifiesta que “…el punto 2.4 de la referida Base se indica claramente que “La Distribuidora” no podrá invocar el abastecimiento insuficiente de energía eléctrica como eximente de responsabilidad por incumplimiento de las normas de Calidad de Servicio establecidas en el Contrato de Concesión, dado que es de su competencia realizar las inversiones necesarias para asegurar la prestación del Servicio

Público conforme a los niveles de calidad establecidos”…Las fallas externas sólo constituyen Caso Fortuito o Fuerza Mayor y eximente de responsabilidad para las

Distribuidora, cuando lo son para la transportista…”;

 

Que continúa expresando en los Considerandos de dicha Resolución que “…De conformidad con el Marco Regulatorio del Sector Eléctrico de nuestro país los transportistas no están obligados a la expansión de sus redes e instalaciones, sino que la expansión recae sobre la oferta (generadores) y la demanda (Distribuidoras y grandes usuarios) del mercado eléctrico… en lo que respecta al servicio de distribución bajo jurisdicción federal, las Distribuidoras están obligadas a satisfacer toda demanda que se genere y a prestar el servicio en las condiciones de calidad establecidas en el Subanexo 4 de los respectivos Contratos de Concesión y no pueden invocar el abastecimiento insuficiente de energía eléctrica como eximente de responsabilidad por incumplimiento de las normas de Calidad de Servicio establecidas en el Contrato de Concesión, dado que es de su competencia realizar las inversiones necesarias para asegurar la prestación del Servicio Público, conforme a los niveles de calidad establecidos (art. 21 del Decreto

Reglamentario de la Ley Nº 24.065 y art. 25 inc. b) y g) del Contrato de Concesión)…”;

 

Que, por último, aclara que “…Esta aparente diferencia en el tratamiento de las obligaciones del transportista respecto de las de las Distribuidoras, tienen su fundamento en, por una parte, la división horizontal –SIC- (generación, transporte y distribución) de las actividades del proceso de producción del sector eléctrico, establecido en la Ley 24.065, y, por la otra, que con anterioridad a la privatización tales actividades eran realizadas indistintamente por tres empresas públicas cuya privatización dispuso la referida ley (SEGBA, Agua y Energía Eléctrica e HIDRONOR S.A.)…”;

Que, asimismo, concluye que “… Además de conocer los adquirentes del paquete mayoritario de cada Distribuidora, al momento de la privatización, las características del

marco Regulatorio eléctrico y las circunstancias preexistentes, cabe tener presente que las diferencias se refieren a la responsabilidad frente a los usuarios finales, en consonancia con lo previsto en el artículo 2 de la Ley 24.065…del conjunto del marco Regulatorio, las Distribuidoras cuentan con elementos como para equilibrar las diferencias, tal como la asunción del Caso Fortuito o Fuerza Mayor por las transportistas y los márgenes de tolerancia a las condiciones de calidad previstos en el Contrato de Concesión…”;

 

Que, por todo ello cabe resaltar que nuestro Marco Regulatorio Eléctrico, contiene normas similares a saber: Artículo 2 y Artículo 30 de la Ley 11769, Artículo 30 del Decreto Reglamentario, Artículo 19 y Artículo 28 inciso g) del Contrato de Concesión Provincial, entre otras;

 

Que, al respecto corresponde decir que si bien el corte se produjo en el sistema de transporte, para ser considerado Fuerza Mayor y eximirse de responsabilidad, la Distribuidora debió acreditar expresamente, que la falla externa, constituyó caso fortuito o fuerza mayor para el transportista, o en su caso, podría repetir de ésta, las sumas correspondientes por el costo de la interrupción;

 

Que asimismo, es necesario destacar que la Provincia de Buenos Aires se integra con las bases esenciales del Marco Regulatorio Federal (v. art. 3º inciso c) de la Ley 11769), como también ha adherido a los principios tarifarios de aquella jurisdicción, conforme el Decreto Nº 3.730/92, ratificado por la Ley 11515;

Que el sector eléctrico, sin perjuicio de las facultades locales de regulación y control,

se rige por imperativos de unidad propios de un sistema interconectado, con obligaciones y responsabilidades para cada uno de los agentes del mercado: generadores, transportistas y distribuidores;

 

Que como resultado de ello, los distribuidores, en este caso la EMPRESA DISTRIBUIDORA DE ENERGÍA ATLÁNTICA SOCIEDAD ANÓNIMA (EDEA S.A.), no puede descargar su responsabilidad aguas arriba del sistema, no pudiendo por contrato de concesión, invocar el abastecimiento insuficiente de energía eléctrica como eximente de responsabilidad, dado que es de su competencia realizar las inversiones necesarias para asegurar la prestación;

 

Que tal criterio se reafirma en el libro “Transformación del Sector Eléctrico Argentino”

(Pág. 213), escrito por Bastos y Abdala; Que, la Distribuidora no cumplió con su carga probatoria de acreditar expresamente, que la mencionada falla externa haya constituido un caso fortuito o de fuerza mayor para la Transportista;

 

Que la ausencia de este elemento esencial conlleva a considerar que, el encuadramiento

solicitado, no deviene en su tratamiento, como eximente de responsabilidad a la Distribuidora y, en consecuencia, debe ser rechazado;

 

Que el Contrato de Concesión Provincial establece, entre otras obligaciones, las siguientes: (I) Prestar el servicio público de energía eléctrica conforme a los niveles de calidad detallados en el Contrato de Concesión (art. 28 inc. a) y (II) Adoptar las medidas necesarias para asegurar la provisión y disponibilidad del suministro (art. 28 inc. g), originando su incumplimiento la aplicación de sanciones (art. 39);

 

Que concluye la Gerencia de Procesos Regulatorios que debe desestimarse la petición de la Distribuidora Provincial, ordenando la inclusión de las citadas interrupciones a los efectos del cálculo para el cómputo de los indicadores (Conf. art. 3.1, Subanexo D, del Contrato de Concesión Provincial);

 

Que la presente se dicta en el ejercicio de las facultades conferidas por artículo 62 de

la Ley 11769 y el Decreto Reglamentario Nº 2479/04;

 

Por ello,

 

EL DIRECTORIO DEL ORGANISMO DE CONTROL

DE ENERGÍA ELÉCTRICA DE LA PROVINCIA

DE BUENOS AIRES, RESUELVE:

 

ARTÍCULO 1º. Rechazar la solicitud de encuadramiento en la causal de fuerza mayor, presentada por la EMPRESA DISTRIBUIDORA DE ENERGÍA ATLÁNTICA SOCIEDADANÓNIMA (EDEA S.A.), por las interrupciones del suministro de energía eléctrica acaecidas en su ámbito de distribución, el día 6 de julio de 2007.

 

ARTÍCULO 2º. Ordenar que los citados cortes sean incluidos por la EMPRESA DISTRIBUIDORA DE ENERGÍA ATLÁNTICA SOCIEDAD ANÓNIMA (EDEA S.A.) a los efectos del cálculo para el cómputo de los indicadores para su correspondiente penalización, de acuerdo a los términos del Subanexo D, Normas de Calidad del Servicio Público y Sanciones, del Contrato de Concesión Provincial.

ARTÍCULO 3º. Registrar. Publicar. Dar al Boletín Oficial y al SINBA. Notificar a la EMPRESA DISTRIBUIDORA DE ENERGÍA ATLÁNTICA SOCIEDAD ANÓNIMA (EDEA S.A.). Comunicar a la Gerencia Control de Concesiones. Cumplido, archivar.

 

ACTA N° 593.

Marcelo Fabián Sosa, Presidente; Alfredo Oscar Cordonnier, Vicepresidente; Carlos Pedro González Sueyro, Director; José Luis Arana, Director; Alberto Diego Sarciat, Director.

 

C.C. 9.924