Ente Nacional Regulador de la Electricidad (Argentina)
Resolución ENRE 0613/1996. Boletín Oficial n° 28.515, martes 5 de noviembre de 1996, p. 12.

Citas Legales : Decreto 02743/1992, Ley 24.065 - artículo 11, Ley 24.065 - artículo 36, Resolución SE 0015/1992, Resolución ENRE 0441/1996, Resolución ENRE 0525/1996, Resolución SE 0285/1994, Resolución SEE 0061/1992 - anexo 16 - punto 02. - apartado 2.3. título III, Resolución SEE 0061/1992 - anexo 16 - punto 02. - apartado 2.3. título III - artículo 15 inciso b), Resolución SEE 0061/1992 - anexo 16 - punto 02. - apartado 2.3. título III - artículo 19, Resolución SEE 0061/1992 - anexo 16 - punto 06. - apartado 6.3., Resolución SEE 0061/1992 - anexo 16 - punto 01. - apartado 1.3. título III - artículo 22, Resolución SEE 0061/1992 - anexo 18 - punto 5., Resolución SEE 0061/1992 - anexo 25, Resolución SEyT 0105/1996, Resolución SEyT 0105/1996 - anexo I - artículo 22, Resolución SEyT 0105/1996 - anexo II - apéndice A

Expediente Citado : ENRE 02167/1996

(Nota del Centro de Documentación: pliego de bases y condiciones para la contratación del organismo y/o empresa pública o privada independiente que deberá efectuar la auditoría técnica de la Línea de Extra Alta Tensión de 500 kV que se extenderá desde la ET Piedra del Aguila, hasta la ET Abasto, aprobado por Resolución ENRE 909/96 Biblioteca. Decisión respecto a la operación y mantenimiento de las ET Piedra del Aguila, Abasto, Choele Choel, Ovalarría y Bahía Blanca, aprobada por Resolución ENRE 227/97 Biblioteca. Documentación licitatoria, aprobada por Resolución ENRE 625/97 Biblioteca. Convocatoria a Audiencia pública con el objeto de oír la opinión de los habitantes de la región ambientalmente involucrada por el trazado de la Cuarta Línea de Alta Tensión Comahue - Abasto en el tramo Bahía Blanca - Olavarría, entre los piquetes n° 75 y n° 135, respecto de los efectos ambientales negativos de la actual traza y de su comparación con los efectos ambientales que pudieren tener trazas alternativas de la misma, aprobado por Resolución ENRE 421/99 Biblioteca)

BUENOS AIRES, 24 DE OCTUBRE DE 1996

    VISTO: El Expediente ENRE Nº 2167/96, y

    CONSIDERANDO:

    Que dicho Expediente fue iniciado por un grupo de agentes del Mercado Eléctrico Mayorista del área del Comahue, conformado por las empresas CAPEX S.A., CENTRAL TÉRMICA ALTO VALLE S.A., HIDROELÉCTRICA CERROS COLORADOS S.A., HIDROELÉCTRICA PIEDRA DEL AGUILA S.A., HIDROELÉCTRICA ALICURÁ S.A., TURBINE POWER CO. S.A., HIDROELÉCTRICA EL CHOCÓN S.A. y CENTRAL PUERTO S.A.;

    Que dichas empresas han solicitado la ampliación de la capacidad de transporte de energía eléctrica del corredor Comahue-Buenos Aires;

    Que el respectivo proyecto contempla la construcción, operación y mantenimiento de una línea de 500 kV conectando las estaciones transformadoras de Piedra del Aguila y Abasto, pasando por las instalaciones de Choele Choel, Bahía Blanca y Olavarría;

    Que la ampliación fue solicitada bajo el Título III del Reglamento de Acceso a la Capacidad Existente y Ampliaciones del Sistema de Transporte de Energía Eléctrica, aprobado por el Decreto 2743/92 y modificado por la Resolución de la Secretaría de Energía y Transporte Nº 105/96;

    Que los solicitantes de la ampliación han adoptado la alternativa del Canon Anual Máximo, contemplada en el inciso b) del artículo 15 del reglamento mencionado, que establece la posibilidad de presentar una propuesta con un canon tope al que los solicitantes están dispuestos a solventar la ampliación;

    Que en virtud de lo establecido en el artículo 11 de la ley 24.065, a través de la resoluciones ENRE Nº 441/96 y 525/96, se convocó a audiencia pública con el objeto de resolver el otorgamiento del certificado de conveniencia y necesidad pública para la ampliación solicitada;

    Que en los aspectos de ingeniería básica, el proyecto es de características similares al llamado Proyecto HIDRONOR y que también diera lugar a la audiencia pública celebrada el día 17 de febrero de 1995, en el Expediente ENRE Nº 668/94;

    Que en función de sus responsabilidades como concesionario del servicio público de transporte de energía eléctrica, al que se vincula la ampliación, TRANSENER S.A. manifestó que, en los aspectos sustanciales, el proyecto es técnicamente viable y factible y sólo requiere de algunas actualizaciones y adecuaciones;

    Que en este sentido, dicha empresa transportista formula ciertas observaciones relativas a los aspectos del Proyecto Electromecánico, Control, Comunicaciones, Sistema de Onda Portadora, Teleprotección, Desconexión de Generadores, Protecciones y Operación - Mediciones;

    Que de dichas observaciones el ENRE corrió traslado a los solicitantes y a la transportista, para que en forma conjunta realizaran un informe técnico actualizado, tomando en consideración las observaciones formuladas por Transener S.A.;

    Que con fecha 3 de septiembre de 1996 el ENRE recibió una nota suscripta por los solicitantes y Transener S.A. de la que se desprende que han acordado los puntos de conflicto oportunamente originados;

    Que el ENTE NACIONAL REGULADOR DE LA ELECTRICIDAD deberá dar su opinión al momento de la aprobación de los documentos licitatorios, licencia técnica y adjudicación, valorando en su oportunidad la razonabilidad de las propuestas tanto de TRANSENER S.A., como de los solicitantes, en resguardo del interés general;

    Que la información presentada por los solicitantes, referida a los aspectos ambientales del proyecto, aborda con la suficiente amplitud y profundidad los contenidos temáticos de la Evaluación de Impacto Ambiental (EIA) requeridos por la Resolución N° 15/92 de la Secretaría de Energía, para el nivel Proyecto Básico;

    Que la ampliación solicitada cumple con la condición establecida en el artículo 19 del Reglamento de Acceso a la Capacidad Existente y Ampliación del Sistema de Transporte de Energía Eléctrica;

    Que los solicitantes de la ampliación presentaron una propuesta que establece un Canon Anual Máximo de $ 43.666.667 (dólares estadounidenses cuarenta y tres millones seiscientos sesenta y seis mil seiscientos sesenta y siete), mas el Impuesto al Valor Agregado (IVA), a lo que debe sumarse lo correspondiente a la Subcuenta de Excedentes por Restricciones a la Capacidad de Transporte;

    Que la ampliación es económicamente factible, con el valor del canon anual máximo propuesto;

    Que de acuerdo a la normativa vigente, quienes realizaren una Ampliación por concurso público que implique una reducción en las restricciones a la capacidad de transporte, podrán solicitar al ENRE la autorización para asignar a dicha Ampliación, fondos de la Subcuenta de Excedentes del corredor correspondiente;

    Que los fondos que se originan por Recaudación Variable por Precio Local de Energía de una línea son acumulados en la Subcuenta de Excedentes por Restricciones a la Capacidad de Transporte del corredor al que pertenece la línea;

    Que el ENRE tiene facultad de autorizar tal asignación en caso de no existir oposición a la solicitud o habiendo sido ésta rechazada. Los fondos asignados no podrán superar el 70% del monto de la obra, entendiendo por tal, el valor presente de la obra calculado con el canon de la oferta ganadora más los fondos provenientes de la Subcuenta de Excedentes;

    Que los fondos susceptibles de asignación son: i) el total de los fondos devengados hasta el momento de otorgamiento del Certificado de Conveniencia y Necesidad Pública para la Ampliación por parte del ENRE; y ii) los nuevos aportes que integren la Subcuenta de Excedentes de dicho corredor hasta la habilitación comercial de la obra;

    Que no es posible determinar con exactitud los aportes que se realizarán a la Subcuenta de Excedentes durante el transcurso de los dos años de obra;

    Que teniendo en cuenta que los fondos asignados son otorgados en cuanto los mismos existan, los solicitantes efectuaron una solicitud de asignación de U$S 80 millones;

    Que las erogaciones totales provenientes de la Subcuenta de Excedentes no superarían el 70% del monto de obra como lo establece el punto 6 en relación al artículo 22 de la Resolución SE 105/96;

    Que la entrega de los fondos asignados deberá efectivizarse a partir de la firma del respectivo Contrato de Construcción Operación y Mantenimiento (COM);

    Que la administración de la Cuenta y Subcuentas de Excedentes por Restricciones a la Capacidad de Transporte es efectuada por CAMMESA, quien mensualmente informa los montos acumulados en cada Subcuenta de Excedentes;

    Que una vez firmado el Contrato COM, CAMMESA pondrá a disposición del Transportista o, mediante éste, a disposición del Transportista Independiente los fondos acumulados a la fecha de otorgamiento del Certificado de Conveniencia y Necesidad Pública;

    Que a partir de este momento, el Transportista o Transportista Independiente deberá presentar una garantía por los fondos que le sean entregados a favor de CAMMESA;

    Que de acuerdo a la reglamentación vigente, las ampliaciones a ejecutarse por el procedimiento de concurso público deberán ser solventadas por los agentes reconocidos por el ENRE como beneficiarios del área de influencia de la respectiva ampliación;

    Que la forma de determinación de los beneficiarios y de la participación de estos en el pago del canon, debe ser realizada, en base al uso previsto, de acuerdo al método de Áreas de Influencia;

    Que la metodología para determinar el Area de Influencia es aplicable tanto para el cálculo de la asignación del cargo por capacidad de transporte de la remuneración del transporte de energía eléctrica en alta tensión, como también para la identificación de los beneficiarios y de la determinación de la participación de éstos en el pago del canon;

    Que dicha metodología se encuentra expresamente reglamentada por el punto 5 del Anexo 18 de los Procedimientos para la Programación de la Operación, el Despacho de Cargas y el Cálculo de Precios que fueran aprobados por la Resolución ex - Secretaría de Energía Eléctrica Nº 61 del 29 de abril de 1992, sus modificatorias y complementarias;

    Que de conformidad con la mencionada metodología y en cumplimiento de sus obligaciones, CAMMESA realizó el estudio técnico de identificación de los beneficiarios de la ampliación y de la proporción en que cada uno deberá participar del prorrateo de los costos de amortización;

    Que los solicitantes reúnen en su conjunto el ochenta y dos con catorce por ciento (82,14 %) de los beneficios de la ampliación, superando el límite del 30% impuesto en la reglamentación vigente;

    Que con fecha 25 de septiembre de 1996, se realizó la audiencia pública oportunamente convocada, a los efectos de considerar el otorgamiento del certificado de conveniencia y necesidad pública de la ampliación solicitada;

    Que el anteproyecto que nos ocupa está basado en los criterios de diseño del proyecto de la cuarta terna del sistema de transmisión de HIDROELÉCTRICA NORPATAGONICA S.A., los cuales son tomados como lineamientos generales para los equipamientos a instalar en el Sistema de Transporte en Alta Tensión, incluidos los puntos de conexión, hasta que la Transportista obtenga la aprobación de las normas de diseño de instalaciones y equipos vinculados a dicho sistema;

    Que la concesionaria responsable del transporte de energía eléctrica a la que se vincula la ampliación (TRANSENER S.A.) ha manifestado que el mismo es técnicamente viable y factible;

    Que los criterios técnicos del diseño y de confiabilidad, así como el sistema de protección y control, deberán incluirse dentro de la licencia técnica que deberá ser aprobada conjuntamente con el pliego de licitación respectivo;

    Que la licencia técnica deberá ser otorgada por TRANSENER S.A. a favor del Transportista Independiente (TI), previa aprobación por parte del ENTE NACIONAL REGULADOR DE LA ELECTRICIDAD;

    Que el anteproyecto de la nueva línea contempla que quede separada a no menos de cinco kilómetros de la traza sur del corredor existente;

    Que es facultad de CAMMESA aplicar los límites de transferencia del Sistema Argentino de Interconexión (SADI), tal como se desprende del Anexo 25 de los Procedimientos para la Programación de la Operación, el Despacho de Cargas y el Cálculo de Precios que fueran aprobados por la Resolución ex - Secretaría de Energía Eléctrica Nº 61 del 29 de abril de 1992 y sus modificatorias y complementarias;

    Que dicha norma establece que el Centro de Control de Operaciones del Sistema Eléctrico Argentino (COC) a cargo de CAMMESA tiene las funciones de validar y/o corregir los estudios que definan límites de operación, restricciones operativas, y criterios operativos presentados por cualquier otro Centro de Operaciones;

    Que dicho centro es responsable de controlar que se cumpla el programa de cargas y de vigilar que su aplicación, en tiempo real, no viole las restricciones operativas, y realizar un redespacho cuando por cualquier circunstancia no se pueda cumplir el programa previsto;

    Que deben considerarse satisfecha la posición de los solicitantes, con relación a la posición de ADEERA, por considerar ajena dicha pretensión al objeto de la audiencia; Que la superación de la capacidad de corte y/o diseño de cortocircuito en la Subestación Ezeiza 220 kV, propiedad de EDESUR S.A., se produce como consecuencia del crecimiento natural de los niveles de generación en el Sistema Argentino de Interconexión (SADI);

    Que el Reglamento de Diseño y Calidad de Transporte en Alta Tensión, Anexo 16 de los Procedimientos para la Programación de la Operación, el Despacho de Cargas y el Cálculo de Precios, aprobados por la Resolución ex - Secretaría de Energía Eléctrica Nº 61 del 29 de abril de 1992 y sus modificatorias y complementarias, en su punto 3 establece que el Usuario (EDESUR) u otra Transportista conectados deberán disponer de protección de respaldo para fallas en el Sistema de Transporte, y la Transportista deberá disponer de tal protección para fallas en el Sistema de los primeros;

    Que las distribuidoras están obligadas a instalar elementos de protección y maniobra suficientes para soportar fallas en el sistema de transporte en alta tensión, y con mayor razón estos deben soportar fallas que se produzcan al interior de sus propias instalaciones;

    Que quien ejerce el derecho de conectarse al Sistema Argentino de Interconexión (SADI), debe ser responsable de tener los elementos que garanticen su seguridad e integridad;

    Que la ampliación solicitada del sistema de transporte beneficiará al interés general del sistema en su conjunto, en contraposición al sistema de protecciones de las instalaciones de EDESUR S.A., que primariamente benefician su propio interés particular;

    Que de la normativa vigente no surge obligación de los solicitantes para solventar las adecuaciones de las instalación de EDESUR S.A.;

    Que la normativa vigente establece en cabeza de EDESUR S.A. la obligación de adecuar sus instalaciones;

    Que el Sistema Argentino de Interconexión (SADI) contiene una serie de reglas de juego que para su funcionamiento deben ser respetadas por sus miembros;

    Que corresponde desestimar la solicitud de EDESUR S.A. respecto a incluir el reemplazo de interruptores de la E.T. Ezeiza 220 kV dentro del alcance del proyecto de la cuarta línea, ni que los costos emergentes para reemplazarlos deban ser solventados por los beneficiarios de la misma;

    Que las normas que definen el despacho económico son dictadas por la Secretaría de Energía según lo define el Art. 36 de la Ley Nº 24065;

    Que a través de la Resolución S.E. N° 285/94, la Secretaría de Energía le encomendó a CAMMESA la función de analizar e implementar las necesidades de recursos estabilizantes en el SADI para incrementar la capacidad de transferencia en el corredor referido;

    Que con relación a los costos, la citada Resolución estableció que los mismos sean pagados por los usuarios del sistema de transporte y autorizó a CAMMESA a debitarlos de la cuenta de apartamientos del sistema de transporte en alta tensión. Por consiguiente, dichos costos se prorratean entre todos los usuarios del sistema de transporte proporcionalmente a los cargos complementarios que los mismos pagan;

    Que corresponde no hacer lugar a las pretensiones de Central Térmica San Miguel de Tucumán S.A., Central Térmica Ave Fénix S.A. y Central Térmica Guemes S.A.;

    Que el efecto de la resonancia subsincrónica se produce cuando un generador térmico está conectado a una línea con compensación serie, y en función de los parámetros de diseño de la línea y del turbogenerador, se pueden establecer oscilaciones acopladas que podrían provocar la rotura del eje del turbogrupo por fatiga;

    Que el problema de la resonancia subsincrónica de las máquinas de la Central Luis Piedrabuena fue estudiado en el momento de la construcción de la tercer terna entre Alicurá y Abasto;

    Que oportunamente HIDRONOR S.A. sugirió a ESEBA S.A. la toma de los recaudos pertinentes y la instalación de una protección; Que el inconveniente de la resonancia subsincrónica no tiene origen en la solicitud de ampliación de la cuarta línea, ni tampoco impone nuevas necesidades en términos de instalación de protecciones a las que ya existían;

    Que en el nuevo marco del sector eléctrico las responsabilidades de protección de las instalaciones de un agente conectado al Sistema Argentino de Interconexión (SADI), recaen en el mismo agente, tal como se desprende del artículo 22 del Reglamento de Uso del Sistema de Transporte de Energía Eléctrica;

    Que la Transportista tiene el derecho de exigir a sus usuarios directos e indirectos que instalen, a su exclusivo costo, el equipamiento de control y protección necesario para optimizar la eficiencia de gestión del Sistema Eléctrico, debiendo para ello solicitar la autorización previa del ENTE NACIONAL REGULADOR DE LA ELECTRICIDAD;

    Que los generadores deben disponer las protecciones de respaldo para fallas en el sistema de transporte y, la transportista debe disponer de tal protección para fallas en el sistema del generador;

    Que los generadores son responsables de proteger sus máquinas, y desconectarlas si éstas corren peligro de rotura (aparato defectuoso) para evitar la producción de fallas que se propaguen en cascada a través del sistema;

    Que con relación a la determinación de los beneficiarios del sistema y a los asignados por el método de áreas de influencia, cabe señalar que existe una diferencia entre una evaluación del sistema, definida en términos del usuario final, y una evaluación privada que pueda realizar cualquier agente individual, con relación a un proyecto;

    Que en la evaluación privada de un proyecto, cada uno de los beneficiarios hará una evaluación financiera y económica, que podrá diferir de la evaluación del sistema, debido a que: a) los costos o beneficios del sistema podrían ser valuados a precios distintos de los que paga o recibe el inversor privado, y b) debido a que parte de los beneficios recaen sobre terceros, cuando existan externalidades o efectos indirectos, por lo que no tendrán porqué coincidir;

    Que si el argumento de eventuales pérdidas por parte de un generador se basara en la posibilidad de que se produjera un desplazamiento en el orden de mérito del despacho, por la entrada de generadores con menores costos, el mismo, no debería aceptarse para el no pago de la participación correspondiente en el canon, puesto que la participación en el segmento de generación no implica garantía alguna con relación a su posición en el despacho. En este sentido, el segmento de generación, por responder al libre juego de la oferta y de la demanda es una actividad libre y competitiva, que sólo resulta regulada, en los aspectos que hacen al interés general;

    Que la metodología implementada por la reglamentación vigente para la determinación de los beneficiarios y los porcentajes de participación en el canon de una ampliación del sistema de transporte se realiza con el método de áreas de influencia. Este método establece un voto calificado para el pago del canon con una ponderación basada en el uso, que puede o no coincidir con los beneficios económicos estrictos de una ampliación;

    Que la participación de un agente en un pool o mercado eléctrico mayorista, conlleva ciertas ventajas, como la disminución de costos de capacidad disponible para abastecer la máxima demanda del sistema y la reducción del nivel de reservas, en contrapartida también implica una pérdida de autonomía por parte de sus integrantes, por ejemplo, cuando se fijan las reglas de salida en el despacho, las penalizaciones por incumplimientos, la forma de pago de las transacciones y la coordinación de las salidas forzadas. Esto implica la aceptación de la normativa y de los procedimientos vigentes en la determinación de los beneficiarios y de los porcentajes de participación en el canon, hecho que no era desconocido por ESEBA Generación S.A. en el momento de inicio del proyecto;

    Que la metodología cuestionada se encuentra expresamente reglamentada por el punto 5 del Anexo 18 de los Procedimientos para la Programación de la Operación, el Despacho de Cargas y el Cálculo de Precios que fueran aprobados por la Resolución ex - Secretaría de Energía Eléctrica Nº 61 del 29 de abril de 1992 y sus modificatorias y complementarias;

    Que el ENTE NACIONAL REGULADOR DE LA ELECTRICIDAD tiene la facultad reglada de identificar a los beneficiarios y a los porcentajes de participación en el canon en un todo de acuerdo al reglamento aprobado oportunamente por la Secretaría de Energía;

    Que corresponde rechazar el planteo de ESEBA Generación S.A. ya que el cuestionamiento efectuado debe ser resuelto por quién aprobara la referida metodología;

    Que la cuenta de excedentes por restricciones a la capacidad de transporte solamente se puede aplicar a la reducción al pago del cargo complementario durante el período de amortización de aquellas ampliaciones a la capacidad de transporte que produzcan una reducción en las restricciones de transporte que han generado los precios locales en el área del correspondiente corredor;

    Que la Resolución 8/94 de la Secretaría de Energía en su artículo 2 establece que para determinar la base de cálculo de la regalía mensual deberá utilizarse el precio monómico de la energía producida por la fuente hidroeléctrica en el MEM, que resulta de efectuar la sumatoria del monto resultante de valorizar la energía generada en el mes al precio horario sancionado en el MEM para el nodo correspondiente y del monto que le correspondería recibir por potencia puesta a disposición en el Mercado Spot durante el mes, de comercializar toda esa energía en ese Mercado, procediendo a dividir tal sumatoria por la energía total generada en tal mes;

    Que los concesionarios no deberían pagar regalías por el uso de un recurso con una valorización superior a que la que dicta el mercado, que naturalmente está sujeta a las restricciones de que adolece el sistema de transmisión;

    Que el planteo efectuado por el Subsecretario de Energía Eléctrica de la Provincia de Neuquén no hace al objeto de la audiencia;

    Que el planteo efectuado por la empresa LITSA S.A., durante el transcurso de la audiencia, no se corresponde con el objeto de la audiencia;

    Que durante el transcurso de la audiencia el Defensor del Usuario efectuó una serie de consideraciones relativas al trazado de la línea y a aspectos ambientales, que deberán ser incluidas oportunamente en la respectiva documentación licitatoria;

    Por ello:
    EL DIRECTORIO DEL ENTE NACIONAL
    REGULADOR DE LA ELECTRICIDAD
    RESUELVE:

    ARTICULO 1.- Aprobar la solicitud presentada por las empresas CAPEX S.A., CENTRAL TÉRMICA ALTO VALLE S.A., HIDROELÉCTRICA CERROS COLORADOS S.A., HIDROELÉCTRICA PIEDRA DEL AGUILA S.A., HIDROELÉCTRICA ALICURÁ S.A., TURBINE POWER CO. S.A., HIDROELÉCTRICA EL CHOCÓN S.A. y CENTRAL PUERTO S.A. para la ampliación a la capacidad de transporte de energía eléctrica del corredor Comahue-Buenos Aires, mediante la construcción operación y mantenimiento de una línea de 500 kV conectando las estaciones transformadoras de Piedra del Aguila y Abasto, pasando por las instalaciones de Choele Choel, Bahía Blanca y Olavarría.

    ARTICULO 2.- Aprobar, en concepto de canon anual máximo el valor de dólares estadounidenses cuarenta y tres millones seiscientos sesenta y seis mil seiscientos sesenta y siete (U$S 43.666.667), mas el Impuesto al Valor Agregado que corresponda. Este valor es considerado como máximo de referencia, dado que el canon que deberán pagar los beneficiarios de la ampliación será el que resulte de la licitación pública aludida en el artículo 9 de la presente Resolución.

    ARTICULO 3.- Aprobar el período de amortización de la inversión de quince (15) años para el pago de la ampliación solicitada, que comenzará a regir a partir de la fecha de la efectiva puesta en servicio de la ampliación.

    ARTICULO 4.- Aprobar como beneficiarios de la ampliación, con una participación promedio para los años 1 y 2 en el pago del canon, a las siguientes empresas: HIDROELÉCTRICA ALICURÁ S.A., con el 13.94%, HIDROELÉCTRICA EL CHOCÓN S.A. 16.31%, HIDROELÉCTRICA PIEDRA DEL AGUILA S.A. 27.42%, HIDROELÉCTRICA CERROS COLORADOS S.A. 4.86%, ENTE EJECUTIVO PRESA CASA DE PIEDRA 0.96%, PICHI PICÚN LEUFÚ 4.29%, CENTRAL PUERTO S.A. 7.22%, CENTRAL TÉRMICA ALTO VALLE S.A. 1.43%, CAPEX S.A. 8.81%, ESEBA GENERACIÓN S.A. 5.51%, CENTRAL TÉRMICA FILO MORADO 0.92%, TURBINE POWER Co. S.A. 2.15%, ESEBA DISTRIBUCIÓN S.A. 3.98%, EDENOR S.A. 0.11%, EDESUR S.A. 1.49%, EDERSA 0.02% y EDELAP S.A. 0,58%.

    ARTICULO 5.- Aprobar como coeficiente de mayoramiento de las sanciones durante el período de amortización el valor de uno (1).

    ARTICULO 6.- Otorgar el Certificado de Conveniencia y Necesidad Pública para la ampliación solicitada por las empresas mencionadas en el artículo 1 precedente, según lo prescripto en el artículo 11 de la ley 24.065.

    ARTICULO 7.- Autorizar la asignación de los fondos acumulados en la Subcuenta de Excedentes por Restricciones a la Capacidad de Transporte del Corredor Comahue a la ampliación solicitada, en los términos del Apéndice A de la Resolución 105/96 de la Secretaría de Energía y Transporte.

    ARTICULO 8.- Hacer saber a los solicitantes de la ampliación que deberá realizar una licitación pública cuyo objeto sea la construcción operación y mantenimiento de una línea de 500 kV conectando las estaciones transformadoras de Piedra del Aguila y Abasto, pasando por las instalaciones de Choele Choel, Bahía Blanca y Olavarría, según lo propuesto en su solicitud y que la documentación licitatoria y contractual, así como el acto de adjudicación requerirá la previa aprobación del ENTE NACIONAL REGULADOR DE LA ELECTRICIDAD.

    ARTICULO 9.- Dentro de la documentación licitatoria que deberá aprobar el ENTE NACIONAL REGULADOR DE LA ELECTRICIDAD deberá incluirse la licencia técnica que deberá otorgar TRANSENER S.A. por el término de 30 años para la operación y mantenimiento de la ampliación solicitada mas el tiempo que dure la construcción respectiva.

    ARTICULO 10.- Notifíquese a CAPEX S.A., CENTRAL TÉRMICA ALTO VALLE S.A., HIDROELÉCTRICA CERROS COLORADOS S.A., HIDROELÉCTRICA PIEDRA DEL AGUILA S.A., HIDROELÉCTRICA ALICURÁ S.A., TURBINE POWER CO. S.A., HIDROELÉCTRICA EL CHOCÓN S.A., CENTRAL PUERTO S.A. y TRANSENER S.A. y CAMMESA.

    ARTICULO 11.- Regístrese, comuníquese, publíquese en extracto, dese a la Dirección Nacional del Registro Oficial y archívese
    RESOLUCIÓN ENRE N° 613/96
    ACTA N° 285
    Carlos A. Mattausch
    Presidente.
    Citas legales:Resolución ENRE 0525/1996 Base de datos 'Biblioteca E.N.R.E.', Vistas '(Por Tipo B)'
    Resolución ENRE 0441/1996 Base de datos 'Biblioteca E.N.R.E.', Vistas '(Por Tipo B)'
    Resolución SEyT 0105/1996 Base de datos 'Biblioteca E.N.R.E.', Vistas '(Por Tipo B)'
    Resolución SE 0015/1992 Base de datos 'Biblioteca E.N.R.E.', Vistas '(Por Tipo B)'
    Resolución SE 0285/1994 Base de datos 'Biblioteca', Vistas '(Por Tipo B)'
    Resolución SE 0008/1994 Biblioteca
    Resolución SEE 0061/1992 Biblioteca
    Decreto 02743/1992 Biblioteca
    Ley 24.065 - artículo 11 Biblioteca
    Ley 24.065 - artículo 36 Biblioteca
    Transcripción taquigráfia de la Audiencia pública realizada el día 25/09/96:
    En25996.docEn25996(1).doc