Ente Nacional Regulador de la Electricidad (Argentina)
Resolución ENRE 0153/2021. Boletín Oficial n° 34.665, jueves 27 de mayo de 2021, pp. 53-54.

Citas Legales : Decreto 00277/2020, Decreto 00963/2020, Decreto 01020/2020, Decreto 01020/2020 - artículo 12, Decreto 01759/1972 (t.o. 2017) - artículo 084, Decreto 01759/1972 (t.o. 2017) - artículo 094, Ley 19.549 - artículo 01 inciso f), Ley 19.549 - artículo 07 inciso d), Ley 24.065 - artículo 35, Ley 24.065 - artículo 36, Ley 24.065 - artículo 56 incisos a); o) y s), Ley 24.065 - artículo 63 incisos a) y g), Ley 24.065 - artículo 76, Ley 24.065 - artículo 81, Ley 27.541, Ley 27.541 - artículo 06, Resolución DTEE 0397/2019 (instrucción de sumario y formulación de cargos a EDESAL S.A.), Resolución DTEE 0397/2019 (instrucción de sumario y formulación de cargos a EDESAL S.A.) - artículo 2, Resolución ENRE 0023/1994 - anexo - artículo 10, Resolución ENRE 0475/2002, Resolución ENRE 0475/2002 - anexo I, Resolución ENRE 0475/2002 - artículo 4, Resolución SEE 0061/1992, Resolución SEE 0061/1992 - anexo 17, Resolución SEE 0061/1992 - anexo 17 - punto 3., Resolución SEE 0061/1992 - anexo 35, Resolución SEE 0061/1992 - anexo 35 - punto 3., Resolución SEE 0061/1992 - anexo 35 - punto 4., Resolución SEE 0061/1992 - anexo 35 - punto 6., Resolución SEE 0061/1992 - anexo 35 - punto 6. - apartado 2., Resolución SEE 0061/1992 - anexo 35 - punto 7., Resolución SEE 0061/1992 - anexo 35 - punto 8., Resolución SEE 0061/1992 - capítulo 3, Resolución SEE 0061/1992 - capítulo 3 - punto 3.2. - apartado 3.2.3. - acápite 3.2.3.9., Resolución SEE 0061/1992 - procedimiento técnico 04, Resolución SEE 0061/1992 - procedimiento técnico 04 - anexo B, Resolución SEE 0061/1992 - procedimiento técnico 04 - punto 1. - apartado 1.1., Resolución SEE 0061/1992 - procedimiento técnico 08, Resolución SEE 0061/1992 - procedimiento técnico 08 - punto 13. - anexo I - apartado 13.17., Resolución SRRyME 0007/2019

Expediente Citado : EX-2020-48351500-APN-SD#ENRE



CIUDAD DE BUENOS AIRES, VIERNES 21 DE MAYO DE 20201

    VISTO el Expediente N° EX-2020-48351500-APN-SD#ENRE, y

    CONSIDERANDO:

    Que el Departamento de Transporte de Energía Eléctrica (DTEE) del ENTE NACIONAL REGULADOR DE LA ELECTRICIDAD (ENRE), mediante la Resolución DTEE N° 397 de fecha 15 de noviembre de 2019 dictada en el expediente EX-2019-102118389-APN-SD#ENRE, instruyó sumario y formuló cargos a la EMPRESA DISTRIBUIDORA DE ENERGÍA DE SAN LUIS SOCIEDAD ANÓNIMA (EDESAL S.A.) entre otros Agentes del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), listados en el ANEXO IF-2019-102170551-APN-DTEE#ENRE de la misma, por incumplimientos a lo dispuesto en el Anexo 35 de Los Procedimientos para la Programación de la Operación, el Despacho de Cargas y el Cálculo de Precios aprobados por Resolución Ex SECRETARÍA DE ENERGÍA ELÉCTRICA (SEE) N° 61 de fecha 29 de abril de 1992, sus modificatorias y complementarias (-Los Procedimientos- texto según Resolución Ex SECRETARÍA DE RECURSOS RENOVABLES Y MERCADO ELÉCTRICO (SRRyME) N° 7 de fecha 26 de marzo de 2019), en cuanto a los desvíos en los compromisos de reducción de demanda ante una caída de frecuencia, en que se considera debieron actuar los relés de cortes.

    Que, asimismo, en el artículo 2 de la resolución mencionada, se les hizo saber a los agentes sumariados que, en caso de corresponder, serían aplicables a cada uno de ellos las sanciones cuyo detalle se efectuó en el Anexo mencionado y que fueron calculadas de acuerdo con lo previsto en el Anexo I de la Resolución ENRE N° 475 de fecha 8 de octubre de 2002, la cual establece, como metodología, una sanción para los supuestos de no desconexión de cargas sin previa autorización, agravándose la persistencia en el incumplimiento y su repetición y por la actuación del último escalón de cortes por frecuencia absoluta.

    Que la misma fue notificada a EDESAL S.A., otorgándosele vista del citado expediente y emplazándola a efectuar su descargo, lo que cumplimento mediante escrito digitalizado como IF-2019-110967462-APN-SD#ENRE de fecha 17 de diciembre de 2019.

    Que, en su presentación, en primer lugar, manifestó que el ENRE carece de competencia para tramitar el presente sumario. Al respecto, señaló que a partir del dictado de la Resolución de la Ex SECRETARÍA DE ENERGÍA (Ex SE) N° 408 del 5 de junio de 2008 la Provincia de SAN LUIS quedó adherida al régimen de la Resolución Ex SE N° 672 de fecha 15 de mayo de 2006 que excluye al ENRE del control y fiscalización de las redes provinciales afectadas al trasporte de electricidad en el MEM. A su entender a partir de ello son el Ente Regulador Provincial y la SECRETARÍA DE ENERGÍA son las autoridades competentes a dicho efecto.

    Que destacó que en la misma página del ENRE se confirma que EDESAL S.A. no se encuentra dentro de las empresas controladas por dicho Ente Regulador. En atención a ello, solicitó que el ENRE disponga el archivo de las actuaciones.

    Que continuó su descargo manifestando que, sin perjuicio de la incompetencia del ENRE para instruir el sumario, la imputación formulada es inadmisible toda vez que la COMPAÑÍA ADMINISTRADORA DEL MERCADO MAYORISTA ELÉCTRICO SOCIEDAD ANÓNIMA (CAMMESA) no ha acreditado en forma alguna que la interrupción del suministro registrada en todo el Sistema Argentino de Interconexión (SADI) el día 16 de junio de 2019 haya tenido como causa una falla en la actuación de los relés de subfrecuencia y mucho menos a los relés que operaron en la red de distribución de EDESAL S.A.

    Que en ese sentido sostuvo que, de acuerdo con el informe de CAMMESA, en la “SIMULACIÓN 3”, la falla se debió a una operación imprevista en la cual no actuó la Desconexión Automática de Generación (DAG) en la región del Noreste Argentino (NEA) a la cual EDESAL S.A. no pertenece, verificándose enseguida una salida no programada de generadores, generando cortes de demanda en el SADI en todos los escalones del esquema de control de subfrecuencia, provocándose el colapso de frecuencia en el SADI y el apagón generalizado.

    Que expresó que los valores incluidos en el informe de CAMMESA carecen de indicación por hora, por lo que no constituyen prueba alguna para imputar responsabilidad a EDESAL S.A. en el colapso e impide prolongar la relación causal hasta su red, respecto de la cual la compañía administradora, no afirma -ni puede afirmar válidamente- que hayan fallado sus relés para el alivio de carga. Por el contrario, sostuvo que se encuentra acreditado que alivió carga según las obligaciones que le impuso el Organismo Encargado del Despacho (OED) a través de la automaticidad del corte que provocan los relés de subfrecuencia que son suministrados por CAMMESA.

    Que a su vez alegó que la actuación de los relés de subfrecuencia y de los automatismos de CAMMESA constituyen para ella un supuesto de fuerza mayor en los términos de los artículos 1.730 y 1.731 del Código Civil y Comercial de la Nación (CCyCN).

    Que, por otra parte, señaló que el informe producido por CAMMESA no puede ser considerado siquiera como prueba de cargo, ya que, si bien es un órgano experto, no resulta imparcial por tener responsabilidad sobre el diseño de la operación, por lo que se estaría violando su derecho de defensa al dar por cierto un informe emitido por una parte interesada.

    Que, por tal razón, consideró que resultaba irrazonable que sea computado en las penalizaciones, un evento como el del 16 de junio de 2019, que se originó en hechos de terceros y que motivo la interrupción del servicio eléctrico en todo el país y que constituye un “caso fortuito” debido a una “fuerza mayor irresistible, inevitable e irremediable” conforme lo previsto en el CCyCN.

    Que en tal entendimiento expresó que en el derecho administrativo no es necesario que el evento alegado como de fuerza mayor sea insuperable e irresistible para dispensarla de responsabilidad por el incumplimiento pactado, bastando con que el mismo impida de manera definitiva o permanente la ejecución normal del contrato. Al respecto transcribió artículos y considerandos de resoluciones en las que el ENRE ha aceptado la fuerza mayor como eximente de responsabilidad de agentes sumariados.

    Que continuó detallando que la regulación con la que se cuenta es de la época de la conformación del MEM y que desde dicho momento CAMMESA debió definir un procedimiento para verificar el funcionamiento de los relés que participan en el esquema de alivio de carga, realizar controles periódicos a los sistemas de recuperación (a las centrales con arranque en negro), a los sistemas de operación críticos como la DAG y a los sistemas de protecciones.

    Que manifestó que, a efectos de facilitar la comprensión de los hechos que acontecieron el día 16 de junio de 2019, merece describirse la sucesión de acontecimientos en el siguiente orden: a) condiciones previas a la falla; b) condiciones en el momento de la falla; y c) condiciones posteriores a la falla (condiciones post-falla) o de recuperación.

    Que como condiciones previas a la falla señaló: a) que ese día hubieron elecciones para cargos políticos en CUATRO (4) provincias y que, contrariamente a lo que es común, (realizar un despacho de seguridad en ocasiones de eventos sociales importantes) el OED no dispuso tal operatoria, y el ENRE y/o la SECRETARÍA DE ENERGÍA tampoco lo exigieron, lo que considera hubiese evitado el riesgo de colapso; b) que si bien CAMMESA en sus informes de falla indica “…no había alerta meteorológica relevante vigente en el área Litoral…” las condiciones climáticas eran críticas; c) que se había realizado el by pass en la línea Colonia Elia – Campana y Colonia Elia - Belgrano conformando una “T” sin los suficientes estudios técnicos y al hacerlo se habían invalidado las ecuaciones que definen los límites de transmisión indicados por CAMMESA en las distintas programaciones estacionales y finalmente, d) que el despacho no consideraba mayor reserva instantánea.

    Que, respecto al momento de la falla, refiere al Informe de CAMMESA (Nota: N° B-143735-1 – Informe de la Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica de la República Argentina (ADEERA) “Análisis del Blackout en Argentina”), en el cual se destacó el mal funcionamiento de las protecciones y la mala actualización del automatismo DAG. En ese sentido expresó que, al producirse la falla, toda la demanda la percibe mediante variaciones de frecuencia y que es frente a esta variación que responde con la actuación del esquema de alivio de carga, pero que sin embargo existieron otros factores que contribuyeron a la mayor caída de los niveles de frecuencia y que en definitiva ahondaron el problema, tal como la desconexión prematura de generadores por actuación de sus protecciones.

    Que agregó que, el esquema de alivio de carga debe estar conformado de manera tal que, en cada escalón de alivio de carga, asegure el aporte de un corte del orden al que se establece, ya que de cortar de más el efecto de compensación buscado puede operar en sentido inverso.

    Que destacó que se observa en la tabla de los cortes de demanda que, por escalón de interrupción, el nivel de proximidad entre el corte real y el corte objetivo en muy similar en los primeros escalones, que son los que normalmente actúan ante las perturbaciones habituales del sistema, mientras que en los cortes correspondientes a los escalones mayores no ocurre lo mismo, porque no hubo oportunidad de probar su efectividad.

    Que en consecuencia señaló que “…el incumplimiento en los niveles de corte, no responde a una acción de desidia de las distribuidoras, sino a una cuestión de ajustes en función de la evolución de las cargas…”.

    Que con relación a las condiciones post – falla, manifestó que una vez ocurrido el evento y habiendo colapsado el sistema, la responsabilidad que podría caberle a la distribuidora es nula ya que el corte sucede, o por la actuación de su esquema de alivio de carga o por falta de energía en el sistema.

    Que, en cuanto a la sanción, denuncia que se respalda en los datos de CAMMESA, -los cuales manifestó haber objetado oportunamente-, ya que tienen en cuenta tiempos de reposición que surgen de la instrucción que recibe el distribuidor desde el OED o desde el centro de control regional, por lo que no resulta legítimo que la distribuidora sea penalizada por un tiempo ajeno a su gestión, como fue la falla en el arranque en negro de centrales, lo que debió ser verificado por CAMMESA y el ENRE. En ese aspecto destacó que, en muchos casos fueron las propias distribuidoras las que tuvieron que aportar al arranque en negro con sus instalaciones.

    Que por otro lado expresó que era evidente la existencia de una fuerte ineficacia al momento de aprobar las habilitaciones comerciales con esquemas de arranque en negro ineficientes y/o inexistentes a la vez que no vislumbraba un plan de mejora en ese sentido.

    Que finalizó su descargo resaltando que: a) Se cuenta con una regulación que dispone de procedimientos técnicos que datan de principio de los 90, lo que configura a su entender en una “falta de servicio”, habiendo el estado fallado en cuanto a sus deberes de control y regulación del servicio eléctrico; b) No fueron consideradas las alertas meteorológicas o las adversas condiciones climáticas imperantes en la zona en condición N-1; c) No se tuvo en cuenta la realización de elecciones en distintas provincias del país que habría requerido un despacho de seguridad; d) Se expuso al SADI a un riesgo elevado al operar con un nivel de DAG muy superior a 1.200 MW (valor muy superior a las condiciones de diseño de las protecciones del sistema mencionado); e) Se superaron los límites definidos en la programación estacional para vínculo Litoral – Gran Buenos Aires (GBA); f) Existió una evidente falta de control operativo ante una modificación topológica; g) Hubo una serie problemas en el ajuste de protecciones por parte del transportista, a saber: error de seteo de protecciones distanciométricas; error en la programación de la DAG; deficiente control de protecciones y falta de ensayos; h) Existió una incorrecta o errónea asignación de reserva tanto instantánea como operativa, en cuanto a módulo y ubicación; i) Existía un despacho alternativo con similar costo operativo que permitía balancear las cargas, reducía la dependencia del corredor Litoral – GBA y permitía una mejor regulación de frecuencia; j) Acaeció una falla de seteo de protecciones de mínima frecuencia en generadores de módulos importantes; k) Existió falta de control en el seteo en el sistema de alivio de carga de los distribuidores; l) Impacto de la baja demanda en la totalización de la demanda a cortar; m) Hubo una falta de control en el seteo de desconexión de demanda en los grandes usuarios; y n) Existieron habilitaciones comerciales sin verificación de las protecciones y del sistema de arranque en negro.

    Que, en primer lugar, corresponde resaltar que, para el análisis del descargo presentado por EDESAL S.A. se dispuso la apertura del Expediente EX-2020-48351500-APN-SD#ENRE con la finalidad de otorgarle mayor sencillez y celeridad a la tramitación del presente, atento a la gran cantidad de agentes sumariados por la Resolución DTEE N° 397/2019 que fueron presentando el descargo correspondiente.

    Que a tal fin se vincularon en estas actuaciones todos aquellos actos administrativos pertinentes que fueron emitidos en el Expediente EX-2019-102118389-APN-SD#ENRE y que resultan necesarios para la continuación de la tramitación del procedimiento allí abierto contra EDESAL S.A.

    Que, aclarado ese punto, corresponde adentrarse en el análisis del descargo presentado.

    Que cabe analizar la competencia del ENRE para la tramitación del presente sumario, rechazando desde ya el argumento referente a que con el dictado de la Resolución Ex SE N° 408/2008, EDESAL S.A. quedó excluida en su actuación de la jurisdicción de las facultades de control y fiscalización que tiene el ENRE por mandato de las Leyes N° 15.336 y N° 24.065, en tanto, mediante dicha resolución, la Ex SE únicamente prestó conformidad a la distribuidora para que aplique las condiciones de la Prestación Adicional de la Función Técnica de Transporte Firme conforme a su Contrato de Concesión a los grandes usuarios de su jurisdicción.

    Que la competencia del ENRE para tramitar estas actuaciones se encuentra establecida, precisamente, en dicho marco normativo. Mientras que la Ley N° 15.336 establece la jurisdicción nacional respecto al tipo de actividad sobre el que versan las presentes actuaciones -incumplimientos a lo dispuesto en el Anexo 35 de Los Procedimientos-, la Ley N° 24.065, que creó al MEM, y determinó los actores que lo conforman (del cual EDESAL S.A. es parte) y que se encuentran vinculados entre sí a través del SADI, estableció por su parte la competencia del ENRE para velar por el cumplimiento de los principios y disposiciones allí establecidos, controlando que la actividad del sector eléctrico se ajuste a los mismos.

    Que, de hecho, EDESAL S.A. ya es regulado y fiscalizado en relación con el análisis de las perturbaciones que se producen en el SADI por su responsabilidad (Procedimiento Técnico (PT) N° 11 “Análisis de Perturbaciones” que integra Los Procedimientos), y no ha cuestionado allí la competencia del ENRE.

    Que dicho eso, corresponde resaltar que, los agentes, como condición para ingresar al MEM se comprometen en los términos establecidos en el Punto 3 del Anexo 17 de Los Procedimientos, al cumplimiento de las normas que rigen ese mercado y que han sido dictadas por la SECRETARÍA DE ENERGÍA en ejercicio de las facultades que le otorgan los artículos 35 y 36 de la Ley Nº 24.065 de Marco Regulatorio Eléctrico Nacional.

    Que EDESAL S.A. al integrarse al mercado eléctrico nacional, quedó sometida voluntariamente a la organización del MEM y sus reglamentaciones, no pudiendo desconocer las atribuciones con las que cuenta el ENRE.

    Que las obligaciones exigidas, inherentes al alivio de cargas ante una caída de frecuencia, persiguen el buen funcionamiento del sistema en su conjunto y evitar el posible colapso de este, intentando restituir el equilibrio entre la demanda y la oferta y de tal forma darle estabilidad al SADI.

    Que, en este sentido, el Anexo 35 de Los Procedimientos prevé que: “Las perturbaciones por un déficit imprevisto de generación y/o fallas en la red de Transporte provocan un desequilibrio brusco entre oferta y demanda de energía eléctrica que lleva a caídas en la frecuencia y al riesgo de la pérdida del sincronismo en todo el SISTEMA ARGENTINO DE INTERCONEXION (SADI) o en un área en particular. Para restituir el equilibrio entre oferta y demanda y evitar el colapso del Sistema es necesario contar con reserva instantánea mediante la desconexión automática de cargas, por actuación de relés de alivio de carga. La responsabilidad de aportar a la reserva instantánea del MEM se asigna a los agentes Demandantes del mismo que participan en el Sistema de Medición Comercial (SMEC) y en los que, por lo tanto, es posible verificar el cumplimiento de dicho aporte”.

    Que, por su parte, en el Anexo B del PT N° 4 Ingreso De Nuevos Grandes Usuarios Mayores, Distribuidores, Generadores, Autogeneradores y Cogeneradores al MEM se establece la responsabilidad del esquema de alivio de carga a los agentes demandantes, que son los distribuidores, los grandes usuarios y los autogeneradores. Dicho PT tiene como objeto, conforme surge del punto 1.1. Objeto y Alcance del Capítulo I - Ingreso de Nuevos Distribuidores y Grandes Usuarios Mayores (GUMA): “…definir las características y los ajustes de los esquemas de Alivio de Carga en cumplimiento de lo establecido en el punto 3 del Anexo 35 de Los Procedimientos y el esquema de Corte de Emergencia ante fallas atípicas de baja probabilidad del Sistema Argentino de Interconexión”.

    Que en el Punto 4 del citado Anexo 35 se establece que: “Cada Distribuidor es el responsable de disponer esquemas de alivio de carga, de forma tal de cumplir con el nivel de reserva instantánea requerido para la demanda que se le asigna a cada escalón de corte en el cumplimiento de este servicio”.

    Que luego, en el Punto 6 se enuncia que: “Ante una caída de frecuencia en que se considera debieron actuar los relés de cortes, todos los Agentes del MEM con responsabilidad en el servicio de reserva instantánea (Distribuidores y GUMAs) asumen la obligación del cumplimiento del aporte comprometido”.

    Que finalmente, en el Punto 8 se concluye que: “El OED deberá realizar el seguimiento de los incumplimientos en los compromisos de reserva instantánea. Para cada caso en que registre incumplimientos, deberá solicitar a el o los agentes el motivo y el modo en que corregirán el problema. Si no mediaran motivos que justifiquen el incumplimiento el OED deberá informar al ENRE, adjuntando los antecedentes. El ENRE evaluará las situaciones registradas y podrá aplicar sanciones. De llegar el Sistema a la frecuencia que justifique la actuación del último escalón de cortes por frecuencia absoluta y de verificar el OED incumplimiento, por parte de algún Agente, del corte del PORCENTAJE DE CORTE MAXIMO (PMC) de demanda, deberá informar al ENRE, adjuntando los antecedentes. El ENRE evaluará las situaciones registradas y podrá aplicar sanciones, pudiendo disponer la pérdida de la condición de Agente de quien incumplió”.

    Que, por su parte, en el ANEXO de la Resolución ENRE Nº 475/2002 se determina el esquema de sanciones por los incumplimientos referidos. En el mismo, se establece una sanción para los supuestos de no desconexión de cargas sin previa autorización, agravándose la persistencia en el incumplimiento y su repetición. Dicha normativa no prevé consideraciones especiales ni particulares para ningún agente del MEM.

    Que, en las presentes actuaciones, se encuentran agregados el Informe elaborado por el OED, digitalizado como IF-2019-101692453-APN-SD#ENRE y el informe elaborado por la Facultad de Ingeniería de la UNIVERSIDAD DE BUENOS AIRES, digitalizado como IF-2020-46909727-APN-SD#ENRE; ambos coinciden en que la desconexión de la demanda comprometida por todos los agentes demandantes habría evitado el colapso total del sistema (black out).

    Que, en el informe de la facultad de ingeniería recién mencionado, en el Punto 10.5 titulado “Actuación Incorrecta de las protecciones y de la DAGNEA. Separación de los sistemas como se dio efectivamente. Correcta actuación de esquema de alivio de carga por subfrecuencia, aún con salida de generadores no programada” (Escenarios alternativos del evento) concluye: “En este caso también se verificaron mediante simulaciones los resultados que muestran CAMMESA y Transener, que reflejan que la inestabilidad de frecuencia (que fue la causa final del colapso) no se habría producido si el esquema de corte de carga por subfrecuencia hubiera cortado los porcentajes establecidos en Los Procedimientos, aún con la salida de generadores no programada”.

    Que por su parte, en el Punto 7 del Informe elaborado por el Instituto de Investigaciones Tecnológicas para Redes y Equipos Eléctricos / Laboratorio de Alta Tensión, de la Facultad de Ingeniería de la UNIVERSIDAD DE LA PLATA, solicitado por la EX SECRETARÍA DE GOBIERNO DE ENERGÍA (Ex SGE), identificado y digitalizado como IF-2019-72962244-APN-DGDOMEN#MHA se indica que “Considerando la generación cortada prematuramente de 1754 MW y la disposición del 100% de la capacidad de corte obligatoria de los relés de corte de carga, con la actuación del 88% de su valor obligatorio (38%/42%) el sistema se recupera…”.

    Que, por otro lado, respecto a la demora en la recomposición del sistema, en el Punto 13.17. Reposición de Cortes - Rotación del PT N° 8 Reglamento Operativo del SADI, se establece que ante una perturbación que ocasione cortes debido a la actuación de relés del esquema de alivio de carga por subfrecuencia, la reposición de estos se debe realizar en forma gradual y coordinada por el Centro de Operaciones de CAMMESA (COC).

    Que, a su vez, en el Punto 6.2 del Anexo 35 de Los Procedimientos se establece que “El Tiempo de Reposición de la Demanda Cortada (TR) se subdivide en DOS (2). Uno debido al Sistema (TS), que media desde el momento en que se produce la falla hasta el momento en que el Centro del Control del Área (CCA) comunica al Agente la instrucción operativa de reposición, parcial total de cortes. Otro, atribuible a los agentes demandantes (TD) que constituye el tiempo que media entre el momento en que se ordena desde el CCA la reposición de cortes hasta que los mismos son repuestos. Inicialmente se regula un valor reconocido de TD igual a DIEZ (10) minutos”.

    Que, por consiguiente, la demora aludida no es otra que el tiempo involucrado en la recomposición del sistema y que fue producto de la coordinación del COC a partir de los eventos de ese día, determinada en un todo de acuerdo con la normativa vigente.

    Que como puede apreciarse, no queda más que concluir que EDESAL S.A. incumplió con su obligación de corte por subfrecuencia conforme lo establece en ANEXO 35 de LOS PROCEDIMIENTOS.

    Que a mayor abundamiento de la responsabilidad de EDESAL S.A. y de su incumplimiento a las obligaciones mencionadas, corresponde resaltar que, respecto al contexto previo al evento del 16 de junio de 2019, la distribuidora se encontraba en pleno conocimiento de este y además disponía de las herramientas necesarias para alertar sobre el despacho a CAMMESA, en caso de haber considerado que el mismo era riesgoso.

    Que en ese sentido merece destacarse el Punto 3.2.3.9 Envío de la Programación Diaria del Capítulo 3 Mercado de Precios Horarios de Los Procedimientos, el cual dispone que antes de las 13:00 horas del día de cierre para recabar información, el OED enviará a las distribuidoras los resultados del predespacho, el cual comprende “Las restricciones activas previstas, tanto de Transporte como máquinas forzadas” contando hasta las 16:00 horas para acordar modificaciones a su programa de restricciones.

    Que el viernes previo al evento del 16 de junio de 2019, CAMMESA envió la programación diaria en cumplimiento de lo antedicho y en la misma se observa claramente la carga de la línea Manuel Belgrano - Campana, el despacho programado por el OED y la reserva con que se contaba. Por lo tanto, la situación de despacho y de la carga de las líneas era conocida por los agentes del MEM, entre ellos EDESAL S.A., que no han acreditado haber alertado a CAMMESA de la situación de riesgo por el citado despacho.

    Que la configuración de las líneas Campana - Manuel Belgrano - Colonia Elía también era una situación conocida y tampoco fue observada por la sumariada, teniendo oportunidad para ello, toda vez que había sido comunicado el mantenimiento respectivo en la Programación Estacional mayo - octubre 2019 y en las reuniones del Comité Ejecutivo y el Directorio de CAMMESA, donde participan representantes de todos los agentes del MEM, según señala CAMMESA en su Nota B-140143-1 que fuera remitida como Anexo a la Nota B-140496-1 e identificada y digitalizada como IF-2019-62973922-APN-SD#ENRE.

    Que, con relación a la alegada falta de causalidad y la concurrencia de los institutos de fuerza mayor y caso fortuito, lo que dispensaría de responsabilidad a la distribuidora en todo evento, corresponde resaltar en primer término que la carga de la prueba se encuentra en cabeza del pretensor, es decir, de quien pretende el reconocimiento del hecho que invoca para dar fundamento al acto que en su consecuencia se dicte (Hutchinson, Tomás. Régimen de Procedimientos Administrativos. Buenos Aires: Astrea, 2003. página 304).

    Que, en este sentido, corresponde a EDESAL S.A. arrimar a las actuaciones elementos de convicción suficiente que permitan inferir la configuración de la causal de fuerza mayor invocada.

    Que en las presentes actuaciones no consta que la sumariada haya presentado documentación alguna tendiente a probar la concurrencia del instituto de fuerza mayor, por lo que corresponde rechazar dicho argumento como eximente de su responsabilidad.

    Que, además y contrariamente a ello, y tal como fuese ya dicho, tanto de los informes elaborados por las mencionadas universidades como del informe realizado por el Organismo Encargado de Despacho -cuyas conclusiones sobre el particular se comparten- se llega a la conclusión de que el colapso no se habría producido si el esquema de corte de carga por subfrecuencia hubiera cortado los porcentajes establecidos en Los Procedimientos, aún con la salida de generadores no programada.

    Que en la tramitación de las presentes actuaciones se ha respetado el debido proceso adjetivo, según lo dispuesto en el artículo10 del Reglamento de los Procedimientos para la Aplicación de Sanciones aprobado por Resolución ENRE N° 23 de fecha 16 de marzo de 1994, y en el artículo 1 inciso f) de la Ley Nacional de Procedimientos Administrativos N° 19.549 y se ha producido el dictamen jurídico exigido por el artículo 7 inciso d) de esta norma.

    Que el ENRE resulta competente para el dictado de la presente resolución, en virtud de lo dispuesto en el artículo 56 incisos a), o) y s) de la Ley N° 24.065.

    Que la Interventora del ENRE se encuentra facultada para el dictado de la presente, en virtud de lo dispuesto en los incisos a) y g) del artículo 63 de la Ley N° 24.065, en el artículo 6 de la Ley Nº 27.541, en el Decreto N° 277 de fecha 16 de marzo de 2020, en el Decreto Nº 963 de fecha 30 de noviembre de 2020 y en el artículo 12 del Decreto N° 1.020 de fecha 16 de diciembre de 2020.

    Por ello,

    LA INTERVENTORA DEL ENTE NACIONAL
    REGULADOR DE LA ELECTRICIDAD
    RESUELVE:

    ARTÍCULO 1.- Sancionar a la EMPRESA DISTRIBUIDORA DE ENERGÍA DE SAN LUIS SOCIEDAD ANÓNIMA (EDESAL S.A.) en la suma de PESOS UN MILLÓN CUATROCIENTOS SETENTA Y NUEVE MIL CUATROCIENTOS NOVENTA Y TRES ($ 1.479.493.-), por incumplimientos a lo dispuesto en el Anexo 35 de Los Procedimientos para la Programación de la Operación, el Despacho de Cargas y el Cálculo de Precios aprobados por Resolución Ex SECRETARÍA DE ENERGÍA ELÉCTRICA (SEE) N° 61 de fecha 29 de abril de 1992, sus modificatorias y complementarias (-Los Procedimientos- texto según Resolución Ex SECRETARÍA DE RECURSOS RENOVABLES Y MERCADO ELÉCTRICO (SRRyME) N° 7 de fecha 26 de marzo de 2019), en cuanto a los desvíos en los compromisos de reducción de demanda ante una caída de frecuencia, en que se considera, debieron actuar los relés de cortes.

    ARTÍCULO 2.- Instruir a la COMPAÑÍA ADMINISTRADORA DEL MERCADO MAYORISTA ELÉCTRICO SOCIEDAD ANÓNIMA (CAMMESA) para que, aplicando la sanción establecida en el artículo 1, efectúe el débito correspondiente a EDESAL S.A. y destine los fondos según lo establecido en el artículo 4 de la Resolución del ENTE NACIONAL REGULADOR DE LA ELECTRICIDAD (ENRE) N° 475 de fecha 8 de octubre de 2002.

    ARTÍCULO 3.- Notifíquese a CAMMESA y a EDESAL S.A. lo dispuesto en este acto, con copia de la presente resolución. Hágase saber a esta última que: a) Se le otorga vista del expediente por única vez y por el término de DIEZ (10) días hábiles administrativos contados desde la notificación de este acto, y; b) La presente resolución es susceptible de ser recurrida en los plazos que se indican, los que se computarán a partir del día siguiente al último de la vista concedida: i) Por la vía del recurso de reconsideración conforme lo dispone el artículo 84 del Reglamento de Procedimientos Administrativos Decreto N° 1.759/72 T.O. 2017, dentro de los DIEZ (10) días hábiles administrativos, como así también; ii) En forma subsidiaria o alternativa, por la vía del recurso de alzada previsto en el artículo 76 de la Ley N° 24.065 y el artículo 94 del citado reglamento, dentro de los QUINCE (15) días hábiles administrativos, y; iii) Mediante el recurso directo por ante la CÁMARA NACIONAL DE APELACIONES EN LO CONTENCIOSO ADMINISTRATIVO FEDERAL contemplado en el artículo 81 de la Ley N° 24.065, dentro de los TREINTA (30) días hábiles judiciales contados de igual forma que en los supuestos anteriores.

    ARTÍCULO 4.- Regístrese, comuníquese, publíquese en extracto, dese a la DIRECCIÓN NACIONAL DEL REGISTRO OFICIAL y archívese.
    Resolución ENRE 153/2021
    ACTA Nº 1687
    Dra. María Soledad Manín
    Interventora
    Ente Nacional Regulador de la Electricidad
    Citas legales:Resolución ENRE 0023/1994
    Resolución ENRE 0475/2002
    Resolución SEE 0061/1992 - anexo 35
    Resolución SRRyME 0007/2019
    Decreto 00277/2020
    Decreto 00963/2020
    Decreto 01020/2020
    Decreto 01759/1972 (t.o. 2017)
    Ley 19.549
    Ley 24.065 - artículo 35
    Ley 24.065 - artículo 36
    Ley 24.065 - artículo 56
    Ley 24.065 - artículo 63
    Ley 24.065 - artículo 76
    Ley 24.065 - artículo 81
    Ley 27.541
    Bibliografía:Estudio del evento ocurrido el 16 de junio de 2019 en instalaciones del SADI. Comportamiento de los agentes del Mercado en el evento. Informe final. Buenos Aires: Universidad de Buenos Aires. Facultad de Ingeniería. Departamento de Energía, 2020. 236 p.
    Beroqui, Mario; Barbieri, B.; Barbero, Santiago; Biteznik, Carlos Ezequiel; Corasaniti, V.F.; Arnera, Patricia.Evaluación de los eventos ocurridos el 16/06/2019 en el SADI. La Plata: IITREE-LAT, 2019. 18 p.
    Acta ENRE 1687/2021