Provincia de
Buenos Aires
ORGANISMO DE CONTROL DE ENERGIA
ELECTRICA OCEBA
Resolución Nº 18/09
VISTO el Marco
Regulatorio de
CONSIDERANDO:
Que por las actuaciones indicadas en el Visto, tramita un procedimiento sumario
deducido contra
Que de las constancias del expediente, surge lo informado por
Que dicha Gerencia adujo que, diversas circunstancias rodearon el hecho, que se
vuelcan en la exposición, producto de informes preliminares de
Que, asimismo, manifestó que partiendo de dichos elementos, surge que “… la
falla que derivara en la interrupción… se produjo en la celda de media tensión
13,2 Kv Nº 11 de
Que también expresó que, “… Sin perjuicio del alcance de la interrupción, que
según datos preliminares la falla afectó 45% de la demanda abastecida en ese
momento, siendo repuesta la misma en un 50% a los 30 minutos de producido el
corte, mientras que el resto fue ingresando en forma escalonada hecho que
demandó alrededor de 2 horas…”;
Que, asimismo, destacó que “…mediante
Que, finalmente, manifestó que “… Si bien el aviso del personal de OCEBA
permitió el inicio del procedimiento de comunicación interno lo que posibilitó
que
Que concluyó en la necesidad de esclarecer las causas de la mencionada
contingencia para ponderar el accionar de
Que ello mereció el dictado de
Que dicho acto administrativo fue notificado a
Que el instructor designado formuló cargos, resaltando que “…Resulta “prima
facie” responsable de dichas deficiencias en
Que, de dicha formulación de cargos, se dio traslado a
Que
Que, en cuanto al evento del día 22 de noviembre de 2006, lo inició con un
relato de la interrupción, adjuntando informe sobre la misma, que contiene una
síntesis del evento, configuración de la red previa a la falla, descripción de
los sucesos en orden cronológico, configuración de la red posterior a la falla,
cronología de las maniobras para normalizar el servicio, análisis de la
reposición del servicio y de la actuación de las protecciones, potencia cortada
y energía no suministrada, medidas adoptadas y acciones correctivas tomadas y
las conclusiones;
Que, asimismo, expresó que el Marco Regulatorio eléctrico prevé la existencia
de fallas (materiales o humanos) que generen cortes y deficiencias en la
calidad de producto (tensión) y servicio (interrupciones) técnico, también
sanciones a la distribuidora para el caso de incumplimientos o deficiencias en
cuanto a la calidad de producto (punto 2 del Subnaexo
D) y calidad de servicio técnico (punto 3 del Subanexo D);
Que también destacó que los puntos 2 y 5.5.1 del Subanexo D establecen las
penalidades a abonar por la distribuidora en caso de deficiencias en la calidad
del producto y los puntos 3 y 5.5.2 en la calidad de servicio técnico y que la
interrupción ya fue computada por la distribuidora para el cálculo de las
penalidades establecidas por dichos artículos;
Que manifestó que ésta es la única sanción que, conforme a Contrato de
Concesión, corresponde abonar a la empresa;
Que agregó que, dicha penalidad cumple con su objeto de disuadir a la empresa
de reincidir en el hecho;
Que, por último, resaltó que una nueva sanción por el mismo hecho, no solo que
no genera ningún beneficio extra sino que más bien la perjudica, toda vez que
priva a la empresa de fondos necesarios para nuevas inversiones, lo contrario,
entendió que se estaría afectando el principio constitucional del “non bis in
idem”, que establece que nadie puede ser juzgado, por ende penado, dos veces
por el mismo hecho;
Que concluyó solicitando que OCEBA se abstenga de aplicar otras sanciones no
previstas en el Marco Regulatorio Eléctrico;
Que respecto al acatamiento de
Que, asimismo, agregó que ha informado adecuadamente al Organismo de Control,
primero informalmente en el lugar del hecho y luego vía mail, por lo que
entendió se está ante un conocimiento oportuno de la interrupción, que no
merece aplicación de sanción alguna;
Que se expidió
Que, advirtió, que se debe precisar “…Las razones por las cuales se verificara
la citada inversión en las salidas de señalización y disparo por falla del
interruptor…Las razones técnicas y económicas por las cuales no se dispone de
interruptor en 132 kV en ET Pueyrredón, de forma tal
que las fallas en dicho nivel de tensión o las que se propaguen al mismo, sin
perjuicio de la presunta actuación incorrecta del presente caso, no impliquen
necesariamente la salida de servicio de ambas estaciones transformadoras…”;
Que, finalmente, estimó la conveniencia de que la distribuidora aporte los
elementos pertinentes, a fin de esclarecer las cuestiones antes enunciadas;
Que la concesionaria amplió su informe adjuntando copia de documentación
extraída de los manuales de los relés, en relación a
las características y esquemas de conexión de los mismos (fs. 80/81);
Que, en cuanto a las razones por las cuales se verificó la inversión en las
salidas de señalización y disparo por falla de interruptor, alegó que, conforme
lo señalara oportunamente, en el punto 7 “Análisis de las actuaciones de
protecciones” del informe de perturbación, la inversión obedeció a un error de
programación en los relés;
Que, respecto de la falta de interruptor en el nivel de 132 kV
de ET Pueyrredón, expresó que dicha Estación Transformadora “…no cuenta con
interruptores en el nivel de 132 kV. Además se
describe la evolución prevista de la red de 132 kV de
la ciudad de Mar del Plata donde puede verse que se pasará a un esquema donde
cualquier falla simple en la red de 132 kV provocará
la desenergización de un solo transformador. En el
planeamiento inicial del sistema de 132 kV de la
ciudad de Mar del Plata, realizado en la década del 70 estaba previsto un
sistema de doble terna en 132 kV sin ningún
interruptor intermedio y con dos transformadores por estación transformadora
con 100% de reserva de capacidad de transformación…”;
Que, asimismo, agregó que “…De este modo una falla en el nivel de 132 kV provocaría la desenergización
de una terna completa, desde ET Jara hasta
Que, por último, resaltó que “…Este esquema llegó a implementarse parcialmente
con la construcción de las estaciones transformadoras Pueyrredón y Jara, pero
con la llegada de las interconexiones al sistema de 132 kV
de la provincia y la construcción de
Que también manifestó que “…Al momento de construir la estación transformadora
Terminal en la década del 90, con lo que quedaría completo el esquema,
surgieron los siguientes inconvenientes:…El crecimiento de la demanda hizo que
ya no se pudiera cumplir con el criterio de 100% de reserva con la capacidad de
transformación instalada (2 x 44 MVA) y no se cuenta con espacio físico para
aumentar los módulos de potencia…Es extremadamente difícil conseguir espacios
para emplazar nuevas estaciones transformadoras sobre la traza de la doble
terna de 132 kV debido a la alta urbanización de la
zona… El desarrollo urbano de la ciudad en la zona norte requirió el
emplazamiento de una nueva estación transformadora de 132 kV
(ET Ruta 2) alejada del anillo de 132 kV original
pero que debe vincularse a este…”;
Que, finalmente, resaltó que “…Los inconvenientes arriba mencionados llevaron a
replantear el esquema original previsto pasando a un esquema con un interruptor
de 132 kV que gobierna un transformador y un tramo de
cable asociado a él. Así, ante una falla simple en el sistema de 132 kV se pierde un solo transformador y su carga es absorbida
en parte por el transformador restante de
Que puntualizó que “…Esta configuración comenzó a implementarse con la
construcción de
Que concluyó revelando que “…La solución definitiva a esto se completará cuando
se realice la segunda etapa de
Que con su presentación adjuntó como documental cuadros (figura nº
Que analizado el informe adicional y con el propósito de esclarecer cuestiones relativas
a la actuación de las protecciones,
Que, asimismo, destacó que “…como consecuencia de ello y considerando que la
falla se originó en un punto aguas abajo del interruptor de 13,2 kV. correspondiente al citado
alimentador, se produjo la apertura del mismo por actuación correcta de su
protección. No obstante ello, el arco eléctrico producto de la falla se propagó
en el interior de la celda al sistema de barras de 13,2 kV.
(agua arriba) de la citada estación transformadora,
razón por la cual se produjo casi simultáneamente la actuación de las
protecciones de los arrollamientos de 13,2 kV. de
ambos transformadores de la estación y el consecuente disparo de los
interruptores…”;
Que agregó que “…sin perjuicio de ello y considerando que los citados elementos
de protección (relés) son dispositivos electrónicos
de estado sólido cuya configuración se realiza a través de un software
específico, debido a un error humano en la realización de dicha configuración,
las salidas de los mismos que normalmente deberían dar señalización de disparo
de interruptor al sistema de telecontrol, quedaron trastocadas con las salidas
que provocan la actuación de los interruptores del lado 132 kV.
(aguas arriba) como respaldo ante la falla o falta de
actuación de los interruptores de 13,2 kV. antes mencionados…”;
Que también resaltó que “…como consecuencia de dicho error en la configuración
de las protecciones, casi simultáneamente con la actuación descripta de los
interruptores de 13,2 kV. se
produjo la actuación de los interruptores de 132 Kv
de
Que, asimismo, reveló que “…en virtud de la planificación y el desarrollo de la
red de distribución en 132 kV. de
la ciudad de Mar del Plata y los criterios de protección concebidos para la
misma…las señales de disparo a los interruptores en dicho nivel de tensión
están vinculadas entre sí a través de un mecanismo de interdisparo,
de tal forma que, en caso de producirse una falla en ese nivel de tensión, las
actuaciones se verifiquen precisamente sobre el par de interruptores que
desvinculan el tramo en falla. Para el caso concreto bajo análisis y por las
razones señaladas precedentemente, la señal de disparo erróneamente enviada a
los interruptores de 132 kV. de
Que agregó que “…sin perjuicio de la baja probabilidad de ocurrencia de fallas
en dicho nivel de tensión y de la configuración errónea de las protecciones que
enmarcan el presente caso, tal circunstancia fue objeto específico de consulta
en el requerimiento de fs. 77. En respuesta a ello,
Que, finalmente, manifestó que “…no obstante el alcance de la interrupción,
según datos preliminares alcanzó el 45% de la demanda abastecida en ese
momento, la reposición del servicio se verificó en tiempos razonables, si
consideramos que la totalidad de la carga de
Que, por último, expresó que “…respecto del plan de contingencias y emergencias
solicitado mediante Resolución OCEBA Nº 604/06, en el cual se exigiera a la
distribuidora el establecimiento de canales de comunicación ante este tipo de
eventos, no consta que la primer información sobre la magnitud de la
interrupción haya provenido de
Que señaló que “…Como corolario de lo reseñado a fs. 50
Que concluyó estimando que “…ha existido responsabilidad de
Que de la reunión mantenida por este Directorio con los representantes de las
Gerencias Procesos Regulatorios y Control de
Concesiones, se dispuso evaluar las circunstancias que rodearon al hecho, con
el propósito de determinar la existencia de atenuantes y/o agravantes,
girándose luego las actuaciones a
Que
Que explicó que “…Análogas consideraciones pueden realizarse con relación a la
magnitud y alcance que finalmente adquirió el evento, situación que, tratándose
de un error en la configuración de las protecciones, podría imputarse a la
falta de revisión de la programación de dichos dispositivos, pero no obedeció a
deficiencias en el accionamiento de los interruptores, tanto de 13,2 kV como del sistema de 132 kV, lo
señalado en el párrafo anterior se vio reflejado en lo siguiente: a) Los
tiempos que insumió el restablecimiento del servicio. Esto es, considerando que
la potencia total interrumpida fue alrededor de 80 MW (45% de la potencia total
abastecida en los momentos previos), la reposición del servicio se verificó en
tiempos razonables, considerando que la totalidad de la carga de
Que continuó manifestando que “…b) El detalle descripto en el punto anterior
evidenció claramente la disponibilidad de capacidad de reserva de la red de
distribución de EDEA, no sólo en 132 kV sino también
en 13,2 kV, ya que permitió configuraciones
alternativas ante situaciones de indisponibilidad (N 1), como por ejemplo, el
restablecimiento del centro de Distribución Berutti a
través de
Que, por último, resaltó que “…con referencia al cumplimiento de
Que, finalmente, destacó que “…a juicio de esta Gerencia y desde el punto de vista
estrictamente técnico, las circunstancias señaladas en a y b constituyen
importantes atenuantes que deberían ser ponderados al momento de cuantificar
una eventual sanción complementaria a aplicar a la sumariada…”;
Que se incorporan las Conclusiones del sumario desarrolladas por el instructor
interviniente, donde se destacó que los sistemas sancionatorios en materia de
servicio público de electricidad revisten una particular complejidad por estar
sometido a un régimen de regulación económica diseñado en el contexto
privatizador de los años 90, donde el objetivo principal de la pena no estriba,
esencialmente, en la imposición de un castigo a la manera del Derecho Penal o
incluso del Derecho Administrativo sancionador clásico (fs. 126/135);
Que, efectivamente, la esencia del sistema sancionador que persigue el Marco
Regulatorio Eléctrico de
Que comprender el significado de tal concepto implica realizar un análisis
desde el punto de vista de la concepción Regulatoria estatal, en consonancia
con los objetivos políticos del Marco de la actividad, como así también de las
directrices constitucionales vigentes a partir del año 1994;
Que, en ese contexto, la función Regulatoria estatal y el control del servicio
público, persiguen el desarrollo de mecanismos competitivos a través de
simulaciones técnicas aplicadas a estas actividades prestadas en condiciones de
monopolio natural;
Que, bajo estos objetivos, el sistema sancionatorio establecido por el artículo
70 ya citado, intenta simular competitividad a la manera de un mercado
perfecto, donde la oferta es múltiple y el usuario tiene posibilidad de
elección, implicando ello que, para subsistir en el mercado, el usuario debe
recibir un servicio de calidad;
Que, consecuentemente, el objetivo central es que los Distribuidores inviertan
y logren un servicio de calidad y eficiencia, tal cual lo exige el artículo 42
de
Que, en el caso particular aquí tratado, se observa que los objetivos Regulatorios no han sido alcanzados y, muy por el
contrario, no se han mantenido niveles tolerables de incumplimientos propios de
la naturaleza del servicio y para lo cual el contrato de concesión trata de
poner equilibrios, a partir de una primera línea sancionatoria
del Subanexo D, conocidas como Régimen de Sanciones Semestrales en materia de
Calidad Comercial, Calidad del Servicio Técnico y Calidad del Producto Técnico;
Que es cierto que del presente sumario surge que se ha vulnerado
Que, sin embargo, como bien se ha dicho, esta primera línea de sanciones si
bien deben ser aplicadas por que forman parte de la mecánica semestral para
todos los Distribuidores bajo jurisdicción de
Que esto es así, por que en el presente caso se ha llegado a una situación
extraordinaria por la gravedad y magnitud de los acontecimientos ampliamente
explicitados, tales como la falta de una inversión oportuna, errónea actuación
de las protecciones, la duración de los cortes, la amplitud del área y usuarios
afectados y la falta al deber de información para con este Organismo de
Control;
Que, a tal efecto, es conveniente estimar que el servicio de distribución de energía
eléctrica es un servicio público básico y su interrupción produce una serie de
inconvenientes directos e indirectos que es necesario evitar por todos los
medios legales aplicables;
Que, sobre las particularidades del caso es dable citar al Diario
Que resaltó que “…Hubo un problema en Jara y Colón y eso puso fuera de
funcionamiento otra estación transformadora, con lo cual la zona céntrica y el
oeste de la ciudad se quedaron sin el servicio… El apagón se registró poco
después de las 22 horas después todavía había una vasta zona de la ciudad sin
luz ya que los técnicos de EDEA no habían podido reemplear los elementos que se
habían deteriorado durante el incendio. Recién pasadas las 22,15 se logró
reabastecer a toda la ciudad y normalizar el servicio…”;
Que, asimismo, agregó que “…Según se informó oficialmente, al momento de
producirse el corte de luz la demanda en la ciudad era de 180 megavatios y dejó
de abastecerse 80 megavatios. Estos números oficiales hablan de casi un 45 por
ciento afectado… Mar del Plata cuenta con cinco estaciones transformadoras, de
las cuales tres son las más estratégicas. Precisamente, la estación
transformadora de Jara y Colón es una de ellas y otra de las más importantes,
la denominada estación transformadora “Pueyrredón” (Irigoyen y Belgrano)
quedaron fuera de funcionamiento. Las otras tres (Terminal, Barrio Belgrano y
Central 9 de Julio) no se vieron afectadas por el desperfecto en Jara y
Colón…”;
Que, por último, destacó que “...Este hizo que de la avenida Juan Héctor Jara
hacia el oeste de la ciudad el apagón fuera casi total a la vez que también el
tramo céntrico.
Que, al respecto,
Que, asimismo, destacó que, mediante
Que, dicho informe, es ampliado por la mencionada Gerencia técnica a fojas
98/99, previa solicitud a la distribuidora de información adicional, para luego
concluir estimando que “…ha existido responsabilidad por parte de
Que EDEA S.A. tomó vista de las actuaciones y retiró copias (f 30/31), presentó
su descargo acompañando prueba documental (f 39/74) y contestó traslado, previo
requerimiento de
Que se ha cumplido con todos los recaudos del debido proceso y considerado
pormenorizadamente lo alegado por
Que, consecuentemente, ha quedado acreditado un incumplimiento de carácter
extraordinario por la gravedad y magnitud de los acontecimientos ampliamente
explicitados, tales como la falta de una inversión oportuna, la duración de los
cortes, la amplitud del área y usuarios afectados y el incumplimiento al Deber
de Información para con este Organismo de Control;
Que la multa por Calidad de Producto y Servicio Técnico correspondiente al
semestre, se ha substanciado mediante el dictado de
Que, al respecto, cabe expresar que en el caso particular del artículo 5.2 se
determinan sanciones complementarias en sintonía al tipo y gravedad de la
falta, a los antecedentes generales del Distribuidora y, en particular, la
reincidencia en faltas similares con especial énfasis cuando ellas afecten a la
misma zona o grupo de clientes, el artículo 6.3 persigue los incumplimientos a
las obligaciones del distribuidor en cuanto a la prestación del servicio, de
conformidad a la gravedad de la falta, a los antecedentes y en particular a las
reincidencias incurridas determinando, asimismo, el quantum de la sanción a
aplicar y el artículo 6.7 persigue el incumplimiento en cuanto a la preparación
y acceso a los documentos y a la información y en particular, por no llevar los
registros exigidos en el Contrato de Concesión, no tenerlos debidamente
actualizados, o no brindar la información debida o requerida por el Organismo
de Control, a efectos de realizar las auditorias a cargo del mismo como así
también la aplicación de la sanción conforme a la gravedad de la falta, los
antecedentes y en particular las reincidencias incurridas, estableciendo,
además, un topa anual máximo de sanción;
Que, sin embargo, dada la complejidad técnica de la materia en tratamiento y
conforme al dictamen emitido, en última instancia, por
Que por aplicación de los artículos 5.2, 6.3 y 6.7, Subanexo D, del Contrato de
Concesión Provincial y en consideración a la gravedad de la falta, se propicia
imponer como monto de la multa, el que resulta de la aplicación del tope anual
máximo de la sanción, equivalente al 0,1% de la energía anual facturada,
valorizada a la tarifa CV1 de
Que el artículo 39 del Contrato de Concesión Provincial determina “…En caso de
incumplimiento de obligaciones asumidas por
Que asimismo y por derivación lógica de lo tratado en el presente sumario,
resulta necesario que
Que la presente se dicta en ejercicio de las atribuciones conferidas por
Por ello,
EL DIRECTORIO DEL ORGANISMO DE CONTROL DE ENERGIA
ELECTRICA DE
ARTICULO 1º - Sancionar a
ARTICULO 2º - Ordenar a
ARTICULO 3º - Disponer que, por medio de
ARTICULO 4º - Registrar. Publicar. Dar al Boletín Oficial y al SINBA. Notificar
a
Acta Nº 563. Alfredo O. Cordonnier, Vicepresidente. José Luis Arana, Alberto Diego Sarciat,
Carlos Pedro González Sueyro,
Directores.
C.C. 724