Decreto Nº 555/02 - Reglamento de la Ley general de electricidad

ART. 1.- De no estipularse 10 contrario, los terminos que a continuacion se indican tienen el siguiente significado: ACTIVIDAD DE DISTRIBUCION: Prestacion del servicio de distribucion y comercializacion de electricidad por parte de una empresa de distribucion, a los usuarios finales; AGENTE DEL MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (AGENTE DEL MEM): Es cualquier empresa de generacion, transmision, distribucion, autoproductores y cogeneradores que vendan sus excedentes en el sistema interconectado, usuarios no regulados y la Corporacion Dominicana de Empresas Electricas y Estatales mientras administre contratos de compra de energia suscritos con los productores independientes de energia (IPPs), cuya operacion sea coordinada por el Organismo Coordinador 0 realice transacciones economicas en el mercado electrico mayorista; 4 AREA DEL SISTEMA: Es una seccion del sistema interconectado compuesta por centros de generacion, redes de transmision y/o redes de distribucion que puede separarse del resto del sistema y operar aisladamente; AREAS TiPICAS DE DISTRIBUCION: Areas en las cuales los valores agregados por la actividad de distribucion, para cada una de elIas, son parecidos entre si; AUTOPRODUCTORES: Son aquellas entidades 0 empresas que disponen de generacion propia para su consumo de electricidad, independientemente de su proceso productivo y eventualmente venden excedentes de potencia 0 energia electrica a terceros; AUTORIZACION PARA LA PUESTA EN SERVICIO DE OBRAS ELECTRICAS: Es la autorizacion que otorga la Superintendencia De Electricidad para la puesta en funcionamiento de obras electricas, conforme a 10 que se sefiala en el presente Reglamento; BANDA MUERTA DEL REGULADOR: Zona de insensibilidad para los valores muy cercanos a la frecuencia nominal del sistema. BARRA: Es aquel punta del sistema electrico preparado para entregar y retirar electricidad; BARRA DE REFERENCIA: es aquella barra que por definicion tiene un factor de nodo de energia y potencia igual a uno. En el sistema interconectado dominicano la Barra de Referencia es actualmente la subestacion electrica de Palamara en el nivel de tension de 138 Kv. BENEFICIARIA 0 CONCESIONARIA: Es toda empresa electrica a la cual se le ha autorizado una concesion para la instalacion, puesta en servicio y/o explotacion de obras electricas de conformidad con 10 establecido con la Ley No. 125-01 0 tiene suscrito un contrato de otorgamiento de derechos de explotacion de obras electricas con la Corporacion Dominicana de Electricidad; BLOQUES HORARIOS: Son periodos en los que los costos de generacion son similares, determinados en funcion de las caracteristicas tecnicas y economicas del sistema; CAPACIDAD DE REGULACION PRIMARIA: Potencia que una unidad generadora puede variar por accion automatica de su sistema de regulacion de [potencia/frecuencia], dentro de todo su rango de generacion, en 30 segundos como maximo. CAPACIDAD DE REGULACION SECUNDARIA: Potencia que una unidad generadora puede variar por accion automatica 0 manual de su sistema de regulacion [potencia/frecuencia]en forma sostenida. CASO FORTUITO: Acontecimiento debido al azar cuyo origen no tiene conexion alguna, directa ni indirecta, con el agente deudor aparente del dafio y cuya prevencion escapa al control de dicho agente. 5 CAUDAL: Es el volumen de agua que fluye por un cauce 0 conducto, por unidad de tiempo; CDEEE: Es la Corporaci6n Dominicana de Empresas Electricas Estatales, creada por la LEY GENERAL DE ELECTRICIDAD No. 125-01; CENTRAL DE GENERACION 0 PLANTA: Es un conjunto de una 0 mas unidades generadoras; CENTRAL HIDRA.ULICA DE PASADA: Central hidroelectrica que utiliza caudal natural, es decir agua fluente que no se almacena en reservorios, para generaci6n de energia electrica; CENTRAL HIDRA.ULICA DE REGULACION: Central hidroelectrica que utiliza agua almacenada en reservorios, es decir caudal regulado, para generaci6n de energia electrica. Este almacenamiento puede ser horario, diario, semanal, mensual, anual y plurianual; CENTRAL MARGINAL: Se refiere a la 0 las unidades generadoras que en un despacho 6ptimo de carga incrementa su generaci6n cuando se incrementa marginalmente la demanda; CENTRAL TERMICA: Conjunto de una 0 mas unidades generadoras que trabajan en base a combustibles f6siles; CENTRO DE CONTROL DE ENERGIA (CCE): Dependencia de la Empresa de Transmisi6n Electrica Dominicana (ETED) cuya funci6n principal es la operaci6n en tiempo real del Sistema Interconectado, siguiendo las directrices dictadas por el Organismo Coordinador; CENTRO DE CONTROL DE UN OPERADOR CONECTADO AL SISTEMA (CC): Centro de control de una empresa que funciona en estrecha interrelaci6n con el Centro de Control de Energia en las actividades relacionadas con la coordinaci6n y la operaci6n en tiempo real del Sistema Interconectado; CLIENTE 0 USUARIO DE SERVICIO PUBLICO: Se considera usuario de bajo consumo a todo cliente con capacidad instalada igual 0 menor a 2.0 megavatios. El desmonte se aplicara en conformidad a 10 establecido en el articulo 108 de la Ley General de Electricidad No. 125-01; COGENERADORES: Son aquellas entidades 0 empresas que utilizan la energia producida en sus procesos, a fin de generar electricidad para su propio consumo y eventualmente para la venta de sus excedentes a terceros; COMISION (CNE): Es La Comisi6n Nacional de Energia, creada por la Ley General de Electricidad No. 125-01; CONCESION DEFINITIVA: Autorizaci6n del Poder Ejecutivo que otorga al interesado el derecho a construir y explotar obras electricas, de acuerdo a la Ley General de Electricidad No. 125-01 0 cualquier otra Ley en la materia; 6 CONCESION PROVISIONAL: Resolucion administrativa de la Superintendencia de Electricidad que otorga la facultad de ingresar a terrenos publicos 0 privados para realizar estudios y prospecciones relacionadas con obras electricas; CONDICION DE VERTIMIENTO: Se considera condicion de vertimiento aquella en que un determinado embalse vierta por no tener capacidad de almacenamiento disponible; CONSEJO: Es el maximo organismo de direccion y administracion de la Superintendencia de Electricidad, de acuerdo con 10 estipulado en el articulo 31 de la LEY GENERAL DE ELECTRICIDAD; CONSUMO PROPIO: Es la energia consumida por los sistemas auxiliares de una central 0 subestacion; CONTRATO DE OTORGAMIENTO DE DERECHOS PARA LA EXPLOTACION DE OBRAS ELECTRICAS: Delegacion que consintio la Corporacion Dominicana de Electricidad a favor de una empresa electrica, previa aprobacion del Poder Ejecutivo, otorgandole a la Beneficiaria el derecho de instalar y explotar obras electricas, bajo las condiciones convenidas en el contrato y demas disposiciones legales vigentes, anteriores a la entrada en vigencia de la Ley General de Electricidad No. 125-01 y su Reglamento de Aplicacion; COSTO DE DESABASTECIMIENTO 0 ENERGIA NO SERVIDA: Es el costa en que incurren los usuarios, al no disponer de energia y tener que obtenerla de fuentes alternativas; 0 bien, la perdida economica derivada de la falta de produccion y venta de bienes y servicios y la perdida de bienestar por disminucion de la calidad de vida en el caso del sector residencial. Este costa sera establecido anualmente mediante resolucion de La Superintendencia de Electricidad; COSTO MARGINAL DE CORTO PLAZO: Es el costa variable necesario para producir una unidad adicional de energia considerando la demanda y el parque de generacion disponible; COSTO MARGINAL DE POTENCIA DE PUNTA: Es el costa unitario de incrementar la capacidad instalada de generacion de Potencia De Punta; COSTO MARGINAL DE SUMINISTRO: Costo variable necesano para suministrar una unidad adicional de producto para un nivel dado de produccion; COSTO MEDIO: Son los costos totales, por unidad de energia y potencia, correspondientes a la inversion, operacion y mantenimiento de un sistema electrico en condiciones de eficiencia; COSTO TOTAL ACTUALIZADO: Suma de costos incurridos en distintas fechas, actualizadas a un instante determinado, mediante la tasa de descuento que corresponda; COSTO VARIABLE DE PRODUCCION DE UNA MA.QUINA TERMOELECTRICA: Corresponde al costa del combustible puesto en planta y utilizado en la produccion de energia electrica, multiplicado por el consumo especifico medio de la maquina mas el costa variable no combustible; 7 COSTO VARIABLE NO COMBUSTIBLE: Es el costa en insumos varios distintos del combustible, en que incurre una maquina termoelectrica al producir una unidad adicional de energia electrica; CURVA DE CARGA: Grafico que representa la demanda de potencia en el sistema electrico en funcion del tiempo; DEMANDA MAxIMA ANUAL: Es la maxima demanda bruta media horaria, durante un afio calendario, del total de las unidades generadoras del sistema, ocurrida dentro de las horas de punta del sistema mas el estimado de potencia correspondiente a la energia no abastecida. DERECHO DE CONEXION: Es la diferencia entre el costa total anual del sistema de transmision y el derecho de uso estimado para el afio. EI procedimiento para determinar el derecho de conexion se establece en el presente Reglamento; DERECHO DE USO: Es el pago que tienen derecho a percibir los propietarios de las lineas y subestaciones del sistema de transmision por concepto del uso de dicho sistema por parte de terceros. EI procedimiento para determinar el derecho de uso se establece en el presente Reglamento; DiAS LABORABLES: Los dias lunes a viernes de cada semana, exc1uyendo los que sean feriados; EMPRESA DE DISTRIBUCION: Empresa electrica cuyo objetivo principal es operar un sistema de distribucion y es responsable de abastecer de energia electrica a sus usuarios finales; EMPRESA DE GENERACION: Empresa electrica cuyo objetivo principal es operar una 0 varias unidades de generacion electrica; EMPRESA DE TRANSMISION: Es la Empresa de Transmision Electrica Dominicana (ETED), empresa estatal cuyo objetivo principal es operar un sistema de transmision interconectado para dar servicio de transporte de electricidad a todo el territorio nacional; EMPRESA HIDROELECTRICA: Es la Empresa de Generacion Hidroelectrica Dominicana (EGEHID), empresa electrica estatal cuyo objetivo principal es construir y operar las unidades hidroelectricas construidas por el Estado; EMPRESAS ELECTRICAS: Son aquellas cuyo objetivo principal es explotar instalaciones de generacion, transporte 0 distribucion de electricidad para su comercializacion 0 su propio uso; ENERGIA NO CONVENCIONAL: Es aquella que se produce 0 genera a partir de medios no convencionales que son renovables como: la hidroelectrica, la eolica, solar, biomasa, marina y otras fuentes de energia renovable. 8 EQUIPOS DE MEDICION: Conjunto de equipos y herramientas tecnologicas para medir y registrar la electricidad entregada en los puntos de medicion; EQUIPO PRINCIPAL DE TRANSMISION: Comprende las lineas de transmision, los equipos de transformacion, conexion, proteccion, maniobra y equipos de compensacion reactiva asociados al Sistema de Transmision; ESTADO NORMAL: Es la condicion estacionaria del sistema en la que existe un balance de potencia activa y un balance de potencia reactiva; los equipos de la red electrica operan sin sobrecarga y el sistema opera dentro de los margenes de tolerancia permitidos de frecuencia y tension; ESTADO DE ALERTA: Es la condicion en la que el sistema opera estacionariamente, manteniendo el balance de potencia activa y reactiva, pero en que los equipos operan con cierta sobrecarga y las variables de control salen del rango normal. Al verificarse una transicion al Estado de Alerta, el CCE y los operadores conectados al sistema deb en realizar las coordinaciones y maniobras necesarias para que el sistema pueda recuperar su estado normal; ESTADO DE EMERGENCIA: Es la condicion en la que, por haberse producido una perturbacion en el sistema, la frecuencia y tensiones se apartan de val ores normales y la dinamica que ha adquirido el sistema amenaza su integridad, haciendose necesario tomar medidas de emergencia como rechazar carga 0 desconectar generacion en forma significativa. En este estado se suceden acciones automaticas de proteccion y de rechazo de carga para aislar los elementos 0 porciones falladas del sistema y estabilizarlo; ESTADO DE OPERACION: Es cualquiera de las cuatro condiciones en las que, para efectos de este Reglamento, puede c1asificarse la operacion de un sistema en un momenta determinado: normal, alerta, emergencia y recuperacion; ESTADO DE RECUPERACION: Es la condicion en la que, conc1uido el Estado de Emergencia, el sistema ha quedado en estado estacionario pero con restricciones significativas de suministro. Se llevan a cabo coordinaciones y maniobras de reconexion de generacion y carga para restablecer el estado normal del sistema; ESTATISMO: Es la respuesta natural de la maquina en frecuencia a las variaciones de potencia. Se expresa en valores porcentuales. FACTOR DE DISPONIBILIDAD DE UNA CENTRAL GENERADORA: Es el cociente entre la energia que podria generar la Potencia Disponible de la planta en el periodo considerado, normalmente un afio y la energia correspondiente a su potencia maxima. FACTOR DE POTENCIA (FP): Es la relacion entre la potencia reactiva y la activa, expresado como el valor del coseno del angulo de la resultante vectorial de los anteriores. Desde el punta de vista analitico, la resultante se denominaria potencia 0 energia aparente (EAP). 9 FUERZA MAYOR: Acontecimiento (fuerza de la naturaleza, hecho de un tercero, hechos de la Autoridad Gubernamental 0 del Estado) que no ha podido ser previsto ni impedido y que libera al Agente deudor por imposibilidad de cumplir su obligacion frente al acreedor 0 exonera al autor de un dafio, frente al tercero victima de este por imposibilidad de evitarlo. HIDROLOGIA SECA: Corresponde a una temporada cuya probabilidad de excedencia es fijada por este Reglamento; INTEGRANTES DEL ORGANISMO COORDINADOR: Son las Empresas Electricas de Generacion, Transmision y de Distribucion y Comercializacion, asi como los Autoproductores y Cogeneradores que vend en sus excedentes a traves del Sistema Interconectado; INSTALACIONES EFICIENTEMENTE DIMENSIONADAS: Son aquellas en que se minimiza el costa actualizado de largo plazo de inversion, operacion, perdidas, mantenimiento y desabastecimiento, considerando la demanda esperada; INTERESADO: Todo peticionario 0 beneficiario de una concesion 0 permiso; LEY: Es la Ley General de Electricidad No. 125-01, de fecha 26 de julio de 2001; LICENCIAS: Son las autorizaciones otorgadas por la Superintendencia de Electricidad para ejercer los servicios de auditorias energeticas y servicios electricos locales. La Superintendencia de Electricidad dictara la normativa que regira el otorgamiento de las mismas; LiNEA DE DISTRIBUCION DE SERVICIO PUBLICO: Linea de distribucion establecida por una Empresa de Distribucion en su zona de concesion; LiNEAS DE TRANSMISION RADIALES: Son aquellas lineas de transmision que, en caso de encontrarse fuera de servicio, dejan aislado de la Red Principal de Transmision al generador 0 centro de consumo al cual se conectan; MANTENIMIENTO CORRECTIVO: Actividad que se realiza con el fin de superar un defecto 0 averia de un equipo que ha ocasionado un mal funcionamiento 0 su inoperatividad, dejandolo en condiciones aceptables 0 normales de funcionamiento. Puede 0 no ser programado. MANTENIMIENTO DE URGENCIA: Aquel mantenimiento correctivo que se debe realizar inmediatamente ante la ocurrencia de una falla en un equipo, a fin de evitar graves consecuencias en el mismo; MANTENIMIENTO MAYOR: Es aquel cuya ejecucion requiere el retiro total de la unidad genera dora 0 equipo principal de transmision, durante un periodo igual 0 mayor a ciento sesenta y ocho (168) horas. Este MANTENIMIENTO MAYOR se limitara y se realizara conforme a las normas de procedimiento establecidas por el fabricante de los equipos y las normas tecnicas internacionales dictadas para ella; 10 MANTENIMIENTO NO PROGRAMADO: Aquella actividad que no esta indicada en el programa de mantenimiento; MANTENIMIENTO PREVENTIVO: Aquel que consiste en realizar actividades que pueden o no implicar reparaciones 0 cambios de dispositivos al cumplir un periodo prefijado, con la finalidad de reducir la probabilidad de dafios en el equipamiento y/o perdidas de produccion; MANTENIMIENTO PROGRAMADO: Es el mantenimiento considerado en los programas de operacion anual del sistema interconectado. Este tipo de mantenimiento debe estar contenido en el programa de operacion, previamente aprobado por el Organismo Coordinador; MA.QUINA GENERADORA: Es el conjunto motor primo-generador; MA.QUINA (0 CENTRAL) REGULANTE: Es aquella calificada para operar con margen de reserva de regulacion, sea primaria 0 secundaria. Para 10 que sigue en el presente Reglamento se refiere siempre a la de regulacion primaria; MARCO REGULATORIO: La Ley 125-01 del 26 de julio del 2001, el presente Reglamento, las resoluciones dictadas por la CNE, las resoluciones dictadas por la Superintendencia de Electricidad y las demas normas dictadas por las autoridades competentes para normar el sub- sector electrico; MARGEN DE RESERVA TEORICO: Minimo sobre equipamiento en capacidad de generacion, que permite abastecer la Potencia De Punta con una seguridad determinada, dadas las caracteristicas de las unidades generadoras existentes en el sistema interconectado; MERCADO DE CONTRATOS: Es el mercado de transacciones de compra y venta de electricidad basada en contratos de suministro libremente pactados; MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM): Es el mercado electrico en el cual interactuan las Empresas Electricas de Generacion, Transmision y Distribucion y Comercializacion, asi como los Usuarios No Regulados, comprando, vendiendo y transportando electricidad. Comprende el Mercado de Contratos y el mercado spot; MERCADO ELECTRICO MINORISTA: Es el mercado electrico en el cual actuan las Empresas de Distribucion y Comercializacion, vendiendo electricidad a los Usuarios Regulados y estos comprando electricidad a las primeras; MERCADO SPOT: Es el mercado de transacciones de compra y venta de electricidad de corto plazo no basado en contratos a termino cuyas transacciones economicas se realizan al Costo Marginal de Corto Plazo de Energia y al Costo Marginal de Potencia; MOMENTO DE CARGA: Es el producto de la potencia conectada del usuario medida en megavatios y de la distancia medida en kilometros, comprendida entre el punta de empalme con la Concesionaria y la subestacion de distribucion primaria, a 10 largo de las lineas electricas; 11 NODO DE REFERENCIA: En el sistema interconectado es la subestacion electrica de Palamara en la barra de 138 KV que por definicion tiene un factor nodal igual a uno; OBRA ELECTRICA: Cualquier infraestructura y equipamiento para: 1) generar y vender electricidad; 2) transportar energia de alta tension; 3) distribuir electricidad a Usuarios Regulados; 0, 4) recibir electricidad en alta tension, como Usuario No Regulado. OFICINA DE PROTECCION AL CONSUMIDOR DE ELECTRICIDAD (PROTECOM): Es la dependencia de la Superintendencia de Electricidad cuya funcion es fiscalizar en prim era instancia, atender y dirimir en segunda instancia las rec1amaciones de los consumidores de servicio publico frente a las Empresas de Distribucion; OPERADOR CONECT ADO AL SISTEMA: Para efectos de este Reglamento, es el operador de centrales de generacion y de sistemas de distribucion vinculados al Sistema Interconectado. ORGANISMO COORDINADOR (OC): Es una institucion a ser constituida por los Agentes del Mercado Electrico Mayorista de conformidad con el articulo 38 de la Ley y el presente Reglamento, cuya funcion es planificar y coordinar la operacion de las centrales generadoras, el sistema de transmision, distribucion y comercializacion que integran el Sistema Interconectado. PEAJE DE TRANSMISION: Sumas a las que los propietarios de las lineas y subestaciones del sistema de transmision tienen derecho a percibir por concepto de derecho de uso y derecho de conexion; PERMISO: Es la autorizacion otorgada por la autoridad competente, previa aprobacion de la Superintendencia de Electricidad, para usar y ocupar con obras electricas, bienes nacionales 0 municipales de uso publico; PERTURBACION: Es cualquier evento que altere el balance de potencia activa y reactiva del sistema, asi como que modifique las condiciones de frecuencia y voltaje normales del sistema; PETICION: Conjunto de documentos que conforman el expediente de una solicitud presentada por un peticionario ante la Superintendencia de Electricidad para: (i) la Concesion de Explotacion de Obras Electricas; (ii) la Autorizacion para la Instalacion de Obras Electricas; (iii) la Autorizacion para la Puesta en Servicio de Obras Electricas; (iv) la Solicitud de Autorizacion para Ejercer la Condicion de Usuario No Regulado; PETICIONARIO: Cualquier persona fisica 0 juridica, que presenta una Peticion; POTENCIA CONECTADA: Potencia maxima que es capaz de demandar un usuario final dada la capacidad de conexion y sus instalaciones; POTENCIA DE PUNTA: Potencia maxima en la curva de carga anual; 12 POTENCIA DISPONIBLE: Se entiende por Potencia Disponible en cada instante, la mayor potencia a que puede operar la planta, descontadas las detenciones programadas por mantenimiento, las detenciones forzadas y las limitaciones de potencia debidas a fallas de las instalaciones; POTENCIA FIRME: Es la potencia que puede suministrar cada unidad generadora durante las horas pico, con alta seguridad, la cual sera calculada de acuerdo al procedimiento que se define en el presente Reglamento; POTENCIA MINIMA TECNICA: Es la potencia minima a la que puede generar una unidad en condiciones de operacion normal, conforme a las especificaciones tecnicas y manuales de operacion y mantenimiento preventivo, suministrado por el fabricante de esa unidad 0 por estudios tecnicos de expertos en la materia; PROGRAMA DIARIO DE OPERACION: Es aquel que esta constituido por las directrices operacionales indicadas por el OC y el Programa Diario de Mantenimiento (PDM); PROGRAMA SEMANAL DE OPERACION: Es aquel que esta constituido por el Programa de Despacho Semanal (PDS) y el Programa Semanal de Mantenimiento (PSM); PUNTO DE CONEXION: Conjunto de equipos y aparatos de transformacion, maniobra, proteccion, comunicaciones y auxiliares a traves de los cuales se establece la vinculacion entre dos Agentes y que delimita la propiedad de los mismos; RACIONAMIENTO: Estado dec1arado por la Superintendencia de Electricidad mediante resolucion, en el cual el sistema electrico no es capaz de abastecer la demanda por causas de Fuerza Mayor; RED DE DISTRIBUCION: Corresponde a las instalaciones de media y baja tension destinadas a transferir electricidad, desde el seccionador de Barra del interruptor de alta del transformador de potencia en las subestaciones de distribucion, hasta el medidor de energia de los clientes, dentro de la zona de concesion; RED PRINCIPAL DE TRANSMISION: Inc1uye todas las lineas de transmision que no son radiales; REGULACION DE FRECUENCIA: Acciones necesarias para mantener la frecuencia dentro de las tolerancias permisibles definidas para el sistema. EI OC establece los parametros de regulacion y las empresas generadoras son responsables a traves de sus CC, de efectuar la regulacion de la misma, siguiendo las disposiciones del oc. EI control de frecuencia en un primer nivel es realizado por todas las centrales de generacion de acuerdo a su estatismo, y en un segundo nivel, por las centrales de regulacion. REGULACION PRIMARIA DE FRECUENCIA (RPF): Es la regulacion rapida de frecuencia, con un tiempo de respuesta inferior a 30 segundos, destinada a equilibrar instantaneamente la generacion con la demanda, con el minimo de desviacion en la frecuencia. 13 Esta regulacion se realiza a traves de equipos instalados en las maquinas que permiten modificar en forma automatica su produccion. REGULACION SECUNDARIA DE FRECUENCIA (RSF): Es la accion manual 0 automatica sobre los variadores de carga de una 0 mas maquinas, que compensa la desviacion final de la frecuencia resultante de la RPF. Su funcion principal es responder frente a las desviaciones de demanda de modo de mantener el equilibrio generacion - demanda en todo momento. En prim era instancia las variaciones de demanda seran absorbidas por las maquinas que participan en la RPF. La RSF permite llevar nuevamente dichas maquinas a los valores asignados en el despacho, anulando las desviaciones de frecuencia. Su tiempo de respuesta es de varios minutos, tiempo necesario para que se reasignen de manera optima los recurs os de generacion para satisfacer la demanda. REPROGRAMACION DE LA OPERACION DEL SISTEMA: Es la reformulacion del Programa de Operacion Diario. La efectua el Organismo Coordinador, de "motus propio" 0 a requerimiento del CCE, cuando la demanda proyectada de acuerdo al Programa Diario de Operacion difiere significativamente de la real en un momenta dado del dia, los caudales de las centrales de pasada varian significativamente con relacion a 10 previsto en el mismo Programa; 0 cuando se modifica la oferta de generacion por efecto de la salida no programada de alguna unidad generadora; RESERVA FRIA 0 NO SINCRONIZADA: Es la capacidad de las unidades disponibles para entrar en servicio a requerimiento del OC; RESERVA PARA REGULACION PRIMARIA DE FRECUENCIA (RRPF): Margen de reserva rotante en las centrales que responden automaticamente a variaciones subitas de frecuencia habilitadas para participar en la RPF. RESERVA PARA REGULACION SECUNDARIA DE FRECUENCIA (RRSF): Margen de reserva rotante en las unidades 0 centrales calificadas para este proposito y que responden a variaciones de generacion por regulacion automatica 0 manual. RESERVA ROTANTE (RR): Margen de capacidad de generacion de las centrales en operacion para llegar a la maxima potencia de generacion disponible, en cualquier instante. Este margen de capacidad de generacion resulta de la diferencia entre la sumatoria de las capacidades disponibles de las unidades sincronizadas al sistema y la sumatoria de sus potencias entregadas al sistema. Usualmente se la c1asifica en dos tipos: 1) Reserva de Regulacion Primaria. 2) Reserva de Regulacion Secundaria. SALIDA FORZADA: Es la desconexion intempestiva de un equipo por falla, defecto, 0 como consecuencia de la falla de cualquier otro elemento del sistema; SECTORES DE DISTRIBUCION: Areas territoriales en las cuales los precios maximos de distribucion a usuarios finales son los mismos; 14 SERVICIO PUBLICO DE DISTRIBUCION: Suministro, a precios regulados, de una Empresa de Distribucion a usuarios finales ubicados en sus zonas de concesion, 0 que se conecten a las instalaciones de la Concesionaria mediante lineas propias 0 de terceros; SERVIDUMBRE: Carga impuesta sobre un inmueble obligando al duefio a consentir ciertos actos de uso 0 abstenerse de ejercer ciertos derechos inherentes a la propiedad; SERVICIOS AUXILIARES: Son los servicios de Regulacion de Frecuencia, regulacion de tension, compensacion de energia reactiva y cualesquiera otros necesarios para el correcto funcionamiento del mercado de energia y para la seguridad y confiabilidad del sistema interconectado; SISTEMA AISLADO: Es todo sistema electrico que no esta integrado al sistema interconectado. SISTEMA DE DISTRIBUCION: Corresponde a las instalaciones de media y baja tension destinadas a transferir electricidad hacia usuarios finales desde los puntos de conexion con las instalaciones de transmision, dentro de la zona de concesion para la explotacion de obras electricas; SISTEMA DE TRANSMISION: Conjunto de lineas y subestaciones de alta tension que conectan las subestaciones de las centrales generadoras con el seccionador de Barra del interruptor de alta del transformador de potencia en las subestaciones de distribucion y de los demas centros de consumo. EI CCE y el despacho de carga forman parte del sistema de transmision; SISTEMA INTERCONECTADO 0 SISTEMA ELECTRICO NACIONAL INTERCONECTADO (SENI): Conjunto de instalaciones de unidades electricas generadoras, lineas de transmision, subestaciones electricas y lineas de distribucion interconectadas entre si, que permite generar, transportar y distribuir electricidad, bajo la programacion de operaciones delOC; SMC: Sistema de Medicion Comercial; SIE: Es la Superintendencia de Electricidad. SUPERINTENDENTE: Es el presidente del Consejo de la SIE; TASA DE ACTUALIZACION: Tasa real de descuento considerando el costa de oportunidad del capital; TIEMPO DE RESPUESTA: Tiempo que tarda una maquina en modificar su potencia desde un valor permanente hasta su estabilizacion en el nuevo valor de potencia. 15 USUARIO NO REGULADO (UNR): Es aquel cuya demanda mensual sobrepasa los limites establecidos por La Superintendencia para c1asificar como usuario de servicio publico y que cumplan con los requisitos establecidos en el Reglamento; USUARIO REGULADO 0 CLIENTE DE SERVICIO PUBLICO: Se considera usuario de bajo consumo a todo cliente con capacidad instalada igual 0 menor a 2.0 megavatios. El desmonte se aplicara en conformidad a 10 establecido en el articulo 108 de la Ley; VALOR NUEVO DE REEMPLAZO (VNR): Es el costa eficiente en que se incurre para suministrar una linea de transmision, subestacion, Red de Distribucion y sus equipos, que cumplan las mismas funciones que desempefia la instalacion 0 equipo a ser reemplazado; ZONA DE DISTRIBUCION: Area geografica bajo concesion de distribucion donde el servicio electrico presenta caracteristicas similares en los parametres de mercado, tales como la densidad de la demanda, parametros fisicos y otros que inciden en el costa del servicio; TITULO II AMBITO Y OBJETIVOS DEL REGLAMENTO

ART. 2.- El presente Reglamento norrnara todas aquellas materias que de acuerdo con la Ley, deben ser objeto de una normativa complementaria a ser dictada por el Poder Ejecutivo.

ART. 3.- Este Reglamento busca promover la consecucion de los objetivos expresados en el Titulo II de la Ley, y que se indican a continuacion: a) Promover y garantizar la oportuna oferta de electricidad que requiera el desarrollo del pais, en condiciones adecuadas de calidad, seguridad y continuidad, con el optimo usa de recursos y la debida consideracion de los aspectos ambientales; b ) Promover la participacion privada en el desarrollo del subsector electrico; c) Promover una sana competencia en todas aquellas actividades en que ello sea factible y velar porque ella sea efectiva, impidiendo practicas que constituyan competencias desleales 0 abuso de posicion dominante en el mercado, de manera que en estas actividades las decisiones de inversion y los precios de la electricidad sean libres y queden determinados por el mercado en las condiciones previstas; d) Regular los precios de aquellas actividades que representan caracter monopolico, estableciendo tarifas con criterios economicos, de eficiencia y equidad a manera de un mercado competitivo; e) Velar porque el suministro y la comercializacion de la electricidad se efectuen con criterios de neutralidad y sin discriminacion; y, f) Asegurar la proteccion de los derechos de los usuarios y el cumplimiento de sus obligaciones. En consecuencia, su articulado debera ser interpretado en concordancia con dichos objetivos. 16

ART. 4.- Todas las personas juridicas que intervienen en la produccion, transmision, distribucion y comercializacion de electricidad, asi como en la operacion y mantenimiento de instalaciones, equipos y artefactos electricos, ya sea en el SENI 0 en Sistemas Aislados se sujetaran a 10 dispuesto en la Ley y este Reglamento. Asi mismo se sujetaran a la Ley y a este Reglamento los Clientes 0 Usuarios Regulados y No Regulados. TITULO III DE LAS INSTITUCIONES Y EMPRESAS DEL SUBSECTOR ELECTRICO CAPITULO I DISPOSICIONES GENERALES

ART. 5.- Los organismos del Estado que rigen las actividades especificas del subs ector electrico son la Comision Nacional de Energia (CNE) y la Superintendencia de Electricidad (SIE) a las que se refieren los Capitulos del I al V del Titulo III de la Ley.

ART. 6.- Para efectos de la aplicacion de las disposiciones contenidas en el articulo 9 de la Ley se establece 10 siguiente: a) Podran comercializar directamente su electricidad: 1) Las Empresas de Generacion y Distribucion, que cumplan con las prescripciones de la Ley. 2) Los Autoproductores y Cogeneradores de electricidad que vendan sus excedentes a traves del SENI, previa cumplimiento de las disposiciones de la Ley, el presente Reglamento, asi como de las resoluciones que dicten la CNE y la SIE al respecto. b ) Podra transmitir 0 transportar electricidad la Empresa de Transmision, cobrando como remuneracion los peajes establecidos por la SIE. c) Podran comercializar directamente la capacidad de distribuir la electricidad: 1) Las Empresas de Distribucion, 2) Los propietarios de lineas de distribucion y subestaciones electricas de distribucion que no sean de uso publico, para 10 cual podran cobrar a las Empresas de Generacion 0 Distribucion de electricidad, segun corresponda, los peajes autorizados por la SIE por el uso de las mismas.

ART. 7.- Los Autoproductores y Cogeneradores que deseen vender sus excedentes a traves del SENI deberan solicitar la correspondiente concesion al Poder Ejecutivo via la CNE, previa recomendacion de la SIE, para los efectos de 10 dispuesto por los articulos 10 y 38 de la Ley.

ART. 8.- En el Sistema Interconectado 0 sistemas electricos interconectados cuya demanda maxima de potencia sea superior a los limites fijados por la SIE mediante Resolucion y que inc1uyan suministro a Empresas de Distribucion, las Empresas Electricas, los Autoproductores y los Cogeneradores podran efectuar solo una de las actividades de generacion, transmision 0 distribucion. 17

ART. 9.- Las Empresas Electricas, los Autoproductores y los Cogeneradores podran instalar los tramos de lineas que le permitan conectar sus unidades y entregar toda su energia disponible al SENI, previa obtenci6n de la concesi6n especial establecida en el Articulo 11 de la Ley, cuyo procedimiento se establece en el presente Reglamento. Estos activos seran traspasados a la ETED mediante acuerdo entre las partes mediante un procedimiento similar al establecido para los financiamientos reembolsables, establecido en Capitulo III de la Ley. La operaci6n y mantenimiento de los tramos de lineas correspondera ala ETED.

ART. 10.- Como excepci6n a la prescripci6n del articulo 11 de la Ley que consigna que en sistemas interconectados cuya demanda maxima exceda los limites fijados por la SIE por Resoluci6n y que inc1uyan suministros a empresas distribuidoras, las empresas electricas, los autoproductores y los cogeneradores podran efectuar s6lo una de las actividades de generaci6n, transmisi6n 0 distribuci6n. Las Empresas de Distribuci6n resultantes del proceso de capitalizaci6n de la Corporaci6n Dominicana de Electricidad (EDENORTE, EDESUR EDEESTE), podran ser propietarias directas 0 indirectas de Empresas de Generaci6n, siempre que esta capacidad efectiva y disponible para producci6n no exceda el quince por ciento (15%) de la demanda maxima (Potencia) del Sistema Interconectado. parrafo.- Asi mismo, de conformidad con el parrafo III del aludido articulo 11 de la Ley, se excluye de dicho porcentaje la generacion de energia electric a a partir de medios no convencionales que son renovables proveniente del viento, el sol, el agua y otras fuentes de energia renovable.

ART. 11.- De conformidad con 10 establecido en el parrafo II del articulo 11 de la Ley se prohibe la vinculaci6n entre empresas de generaci6n y de distribuci6n, excepto la previsi6n del parrafo I del articulo once (11) de la Ley. Se consideraran empresas vinculadas a cualquier empresa subsidiaria, afiliada, controlante 0 relacionada con respecto a otra empresa 0 de algun accionista 0 accionistas mayoritario (s) vinculado (s) a esta ultima. Son empresas controlantes aquellas que tienen la posibilidad de controlar, mediante los votos en las asambleas 0 en el control de la direcci6n, a otras empresas, sea por su participaci6n mayoritaria directa, 0 indirectamente, mediante el control de una 0 mas empresas cuya tenencia accionaria sumada corresponda a la mayoria de la misma; 0 a traves de cualquier otro contrato 0 figura juridica que confiera el control directo 0 indirecto de una empresa 0 de sus activos. Una empresa es subsidiaria respecto a otra u otras, cuando esta ultima tiene control de la primera; una empresa es afiliada con respecto a otra u otras, cuando todas se encuentran bajo un control comun y es relacionada cuando tienen vasos comunicantes a traves de accionistas que representen un diez por ciento (10%) 0 mas del capital suscrito y pagado de cualquiera de las empresas 0 representan en calidad de directores en grupos econ6micos con estas caracteristicas de tenencia accionaria. parrafo.- I Para el cumplimiento de la disposicion anterior, las Empresas Electricas deberan remitir ala SIE, semestralmente en los meses de junio y diciembre de cada afio, y/o cuando esta asi 10 solicite, su 18 composicion accionaria indicando su situacion de controlada 0 controlante respecto de otra u otras empresas y la forma como se ejerce dicho control. En caso de efectuarse cambios accionarios 0 de control antes del vencimiento del plazo anteriormente indicado, las empresas electricas deberan comunicarlo ala SIE dentro de un plazo no mayor de quince (15) dias contados a partir de que dichos cambios se produzcan. La SIE podra exigir certificaciones sobre el desglose accionario por persona fisica de aquellas personas juridicas que aparecen como accionistas de las empresas electricas, asi como tambien solicitar documentacion que pruebe su vinculacion 0 no con empresas del sector electrico. La SIE debera mantener un registro actualizado de las inversiones efectuadas por y en las Empresas Electricas con la finalidad de controlar el cumplimiento de los porcentajes maximos establecido por la Ley, y en caso de incumplimiento aplicar las sanciones correspondientes a las empresas infractoras. parrafo.- II Asi mismo, cualquier Agente del Mercado Electrico Mayorista podra hacer denuncias de vinculacion de las empresas del sistema, para 10 cual debera aportar a la SIE, al momenta de formular la denuncia, los documentos que fundamenten su denuncia. La SIE procedera a dar inicio a la investigacion correspondiente en un plazo no mayor de treinta (30) dias laborables contados a partir de la recepcion de la denuncia. Dentro de esta investigacion la SIE abrira un proceso en el cual solicitara a las partes involucradas, de acuerdo con el procedimiento establecido en el reglamento que la SIE elabore a tales fines, toda la documentacion que estime necesaria para su edificacion y valoracion de la denuncia de que se trata; debiendo resolver respecto de la misma en un plazo no mayor de noventa (90) dias laborables. Inmediatamente la SIE adopte su decision debera comunicarla a las partes en un plazo no mayor de diez (10) dias laborables. Si considera que existe vinculacion, ordenara ala 0 las empresas vinculadas que procedan a desprenderse de la inversion que corresponda en un plazo no mayor de ciento veinte (120) dias, advirtiendole que de no obtemperar con esa disposicion sera pasible de multas de hasta un cinco por ciento (5%) de sus activos, sin perjuicio de las demas sanciones a que se haga merecedora de insistir en el incumplimiento. En caso de que la empresa vinculada denunciada no proceda a la desvinculacion 0 desinversion dentro del plazo antes consignado, la SIE procedera a imponerle la multa correspondiente, de conformidad con 10 establecido en el presente Reglamento. Los ingresos generados por este concepto se destinaran para programas especiales de educacion profesional en las areas de regulacion de mercados electricos, asi como para el fomento y desarrollo en areas tecnicas y profesionales relacionadas al sector.

ART. 12.- A los fines de evitar practicas monopolicas y promover la competencia en el sub- sector electrico, la CNE al efectuar las evaluaciones de las Peticiones de Concesiones Definitivas para la Explotacion de Obras Electricas de Generacion, previa recomendacion de la SIE, debera investigar si las Peticionarias por si mismas 0 a traves de empresas vinculadas son propietarias de centrales de generacion cuya capacidad total represente, a su criterio, un porcentaje significativo de la demanda maxima del SENI, que constituya una amenaza para la competencia y la libre concurrencia en el MEM. En vista de las condiciones actuales del mercado se considerara como maximo porcentaje de la demanda nacional el que actualmente posee la empresa de mayor capacidad de generacion. A los fines de determinar dicho porcentaje la SIE emitira una resolucion donde se haga constar los porcentajes de generacion de cada empresa con relacion a la demanda maxima del SENI, al momenta de la publicacion del presente Reglamento. Idealmente, este porcentaje, siempre de acuerdo a las circunstancias del mercado debera ajustarse gradualmente hasta un porcentaje que eventualmente fijara la CNE. 19 parrafo.- I Cuando las condiciones del mercado asi 10 permitan, la CNE fijara el porcentaje maximo de integracion horizontal. parrafo.- II Asi mismo la SIE, antes de proceder a autorizar transferencias de concesiones de generacion, fusiones 0 ventas de acciones entre Empresas de Generacion, debera investigar si las Peticionarias por si mismas 0 a traves de empresas vinculadas son propietarias de centrales de generacion cuya capacidad total represente, a su criterio, un porcentaje significativo de la demanda maxima del SENI, que constituya una amenaza para la competencia y la libre concurrencia en el MEM.

ART. 13.- Para efecto de 10 dispuesto en los articulos 14 e) y 24 d) de la Ley, se establece la prohibicion a las Empresas Electricas de celebrar cualquier contrato 0 convenio para la venta de energia electrica en el MEM que pueda tener como consecuencia directa 0 indirecta la restriccion a la libre competencia, inc1uyendo las practicas de colusion en el establecimiento de precios y costos 0 la ejecucion de politicas comunes u otros actos que puedan afectar a otros Agentes del MEM y/o a los Usuarios de Servicio Publico. parrafo.- La SIE disefiara y pondra en operacion en un plazo no mayor de seis (6) meses a partir de la publicacion del presente Reglamento, un sistema de monitoreo del funcionamiento del MEM, tanto para el Mercado Spot como de Contratos. CAPITULO II DE LA COMISION NACIONAL DE ENERGIA

ART. 14.- La institucion estatal encargada de trazar la politica del Estado en el sector energia es la CNE, cuyas funciones se establecen en detalle en el Titulo III de la Ley. parrafo.- Adicionalmente a las funciones establecidas en el articulo anterior y de conformidad con el

Articulo 129 de la Ley, la CNE estara facultada para autorizar a las Empresas Electricas, los Autoproductores y Cogeneradores a realizar importaciones directas de cualquier proveedor extemo de los combustibles y lubricantes que requieran sus plantas.

ART. 15.- La CNE estara regida por un directorio y un director ejecutivo, el cual sera su maxima autoridad ejecutiva y ostentara la representacion legal, judicial y extrajudicial de la misma. El directorio de la CNE no podran ser subrogados en el desempefio de sus funciones. Excepcionalmente podran asistir a las reuniones representantes de los miembros, quienes no constituiran quorum, ni tendran derecho a voto, pero si a voz.

ART. 16.- El directorio de la CNE se reunira ordinariamente en la fecha, hora y lugar que este determine, por 10 menos una (1) vez cada dos (2) meses. Sesionara en forma extraordinaria cuando la convoque el presidente 0 el director ejecutivo, de propia iniciativa 0 a peticion de cualquiera de sus miembros. parrafo.- En las reuniones del directorio de la CNE podran, si asi 10 requiere, participar aquellos funcionarios, tecnicos 0 asesores intemos 0 extemos que sean invitados por cualquiera de los miembros 20 del directorio de la CNE 0 de su directorejecutivo, para tratar asuntos en los cuales se requierasu apoyo u opinion.

ART. 17.- La convocatoria para las reuniones se hara por cualquier medio de comunicacion escrita, dirigida a cada miembro, a las direcciones que figuren inscritas en el registro de la CNE. Las convocatorias deberan hacerse con una anticipacion a la reunion de por 10 menos cinco (5) dias laborables, e indicaran la fecha, hora y lugar en que esta habra de celebrarse, asi como los asuntos que se trataran en ella; anexandose los antecedentes que se requieran. Sin embargo, de encontrarse presentes todos los miembros podra prescindirse de las convocatorias para sesionar validamente.

ART. 18.- El quorum para sesionar sera de cuatro (4) miembros y los acuerdos se adoptaran por la mayoria de los que asistan. En caso de empate, decidira el voto del presidente del directorio de la CNE, 0 de quien haga sus veces, de conformidad con 10 establecido en el articulo 16 de la Ley. El director ejecutivo solo tendra derecho a voz.

ART. 19.- Si no se constituyera el quorum requerido, luego de transcurrida una hora de la fijada en la convocatoria, el presidente, 0 quien haga sus veces, procedera a levantar la reunion. Se tomara nota de esta situacion y se hara constar en acta, donde se indicara, igualmente, la fecha fijada para la proxima reunion.

ART. 20.- El presidente presidira las reuniones, actuara como moderador y abrira la discusion de los trabajos del directorio, cuyo orden sera: a) Determinacion del quorum reglamentario, por parte del presidente 0 quien haga sus veces. b ) Lectura del acta anterior y su aprobacion por los miembros presentes, quienes estamparan su firma en sefial de asentimiento. c) Lectura, discusion y aprobacion 0 rechazo, de cada uno de los temas de la agenda. d) Mociones especificas de los miembros. e) Informe del director ejecutivo, en su calidad de secretario del directorio de la CNE. f) Otros temas, fuera de la agenda, que deseen tratar los miembros del directorio. parrafo.- El presidente de la CNE podra transferir a la agenda de la proxima reunion, cualesquiera de los temas para los cuales no hubiese suficiente tiempo para tratarlos.

ART. 21.- En ausencia del Secretario de Estado de Industria y Comercio quien desempefiara de conformidad con la Ley, las funciones de presidente de la CNE, 10 sustituira el Secretario Tecnico de la Presidencia y en caso de ausencia de este ultimo, el Secretario de Estado de Finanzas.

ART. 22.- De todo 10 tratado, resuelto, adoptado 0 rechazado en cada reunion, 0 las que hayan sido suspendidas por cualquier otra causa, se dejara constancia mediante acta levantada al efecto por el director ejecutivo. Las aetas seran registradas en un libro especial destinado a esos fines, el cual sera rubricado en todas sus hojas por el presidente y todos los miembros presentes en esa reunion, asi como por el director ejecutivo, a cuyo cargo esta la instrumentacion, certificacion 21 y custodia de las aetas. Las copias certificadas de las aetas seran firmadas por el director ejecutivo.

ART. 23.- La aprobacion 0 rechazo de cualquier asunto presentado a la consideracion del directorio de la CNE sera objeto de una decision, debiendose levantar la correspondiente acta, la cual sera firmada por todos los miembros que esten de acuerdo y sera registrado en el libro especial de aetas.

ART. 24.- Las acciones que deba tomar el director ejecutivo, en cumplimiento de las disposiciones que sean adoptadas por el directorio de la CNE se materializaran a traves de resoluciones emitidas por el. Estas resoluciones seran luego remitidas a los interesados y a los organismos publicos que guarden relacion con el asunto de que se trate.

ART. 25.- Correspondera al director ejecutivo, ademas de las funciones establecidas en la Ley, las siguientes: a) Confeccionar, 0 hacer confeccionar bajo su responsabilidad, la agenda de los asuntos a tratar en las reuniones de la CNE, anexando en cada agenda, segun el caso, el expediente completo 0 las piezas basicas del mismo, que permitan a los miembros la formacion previa de los elementos de juicio suficientes para su resolucion. b ) Remitir la agenda, con por 10 menos cinco (5) dias laborables de anticipacion, a la fecha fijada por la convocatoria, a cada uno de los miembros. c) Levantar, certificar y custodiar las aetas de las reuniones de la CNE. d) Sancionar mediante resolucion las decisiones que adopte la CNE, para el mejor cumplimiento de las funciones de esta y emitir las demas resoluciones necesarias para la buena marcha de los asuntos de su competencia. e) Conferir poder a abogados habilitados para el ejercicio de la profesi6n, para representar a la CNE ante los tribunales de la Republica 0 del extranjero y delegarles las facultades necesarias para el desempefio de sus funciones. f) Custodiar los archivos, registros y demas documentos de la CNE, relativos a su funcionamiento, inc1uyendo los documentos y comprobantes de contabilidad, presupuesto y auditoria. g) Contratar Contadores Publicos Autorizados, para efectuar una auditoria de los manejos administrativos, financieros y contables de la CNE, por 10 menos una vez al afio.

ART. 26.- la CNE establecera, en un plazo no mayor de seis (6) meses a partir de la publicacion del presente Reglamento, su estructura organica asi como su reglamento interno, el cual regulara la actuacion de las diferentes dependencias de la CNE, de sus servicios tecnicos, de control interno, juridicos, administrativos y economicos, necesarios para su adecuado funcionamiento. En ese sentido se incluira en la organizacion interna de la CNE, las gerencias tecnicas de energia electrica, de hidrocarburos, de fuentes alternas y uso racional de la energia, cuyos gerentes seran elegidos por concurso publico; se contemplara un area de planificacion, area juridica, y un area de administracion y finanzas, las cuales dependeran directamente del director ejecutivo para su nombramiento y desvinculacion. 22 parrafo.- Se creara la direccion de auditoria intema cuyo encargado sera nombrado por el director ejecutivo y ratificado por el directorio. Este reportara sus acciones directamente al director ejecutivo y al directorio.

ART. 27.-. Para el cumplimiento de sus objetivos, ademas de las funciones y atribuciones establecidas por la Ley, la CNE debera elaborar y proponer al Poder Ejecutivo un Plan Energetico Nacional (PEN) con las siguientes caracteristicas: a) Su objetivo sera definir la estrategia del Estado para desarrollar el sector energetico en su conjunto por 10 cual debe ser integral e indicativo. b ) Debe ser integral, en el sentido que inc1uya todas las fuentes de energia, de tal forma que permita una vision coherente y articulada entre los planes sub-sectoriales de energia electrica, combustibles y fuentes renovables. c) Debe ser indicativo, en el sentido que es un instrumento para preyer el crecimiento del sector, establecer alternativas de desarrollo e inversion y promover la inversion privada. d) Debe inc1uir planes indicativos sub-sectoriales, particularmente el plan de expansion de generacion, transmision y distribucion de energia electrica. e) Debe tener una vision de mediano plazo cinco (5) afios y largo plazo quince (15) afios, con ajustes anuales, de acuerdo al desarrollo del sector. f) La primera version del PEN debera ser propuesta al Poder Ejecutivo a mas tardar doce (12) meses despues de aprobado el presente Reglamento. Posteriormente deb era tener ajustes anuales, en los cuales se evalue el grado de cumplimiento y/o las condiciones que obliguen a cambiar la estrategia de desarrollo del sector.

ART. 28.- La CNE debera realizar los planes indicativos de desarrollo de la generacion, transmision y distribucion, como parte del Plan Energetico Nacional. Todos los Agentes del MEM, inc1uyendo los Autoproductores, Cogeneradores, los Sistemas Aislados y los Usuarios No Regulados, estaran obligados a entregar a requerimiento de la CNE sus respectivos planes de expansion y su estado de ejecucion en informes semestrales. la CNE coordinara la elaboracion de dichos planes de expansion a fin de facilitar el flujo de informacion entre los diferentes Agentes delMEM.

ART. 29.- La CNE dara seguimiento estricto a la realizacion de los programas de desarrollo y obras contenidas en los planes de expansion de los Agentes del MEM, para asegurar el abastecimiento de la energia electrica en el pais.

ART. 30.- Los planes de expansion sectoriales sometidos a la CNE deberan estar disponibles al publico, utilizando los medios de publicidad mas eficaces. CAPITULO III DE LA SUPERINTENDENCIA DE ELECTRICIDAD SECCION I1LL SOBRE LAS FUNCIONES Y ORGANIZACION 23

ART. 31.- La SIE tendra, en adicion a las funciones enunciadas en el articulo 24 de la Ley, con caracter meramente enunciativo, las siguientes facultades: a) Conocer, investigar, decidir e informar a la CNE sobre las denuncias de vinculacion formuladas por los Agente del MEM; b) Contratar con personas fisicas y morales, publicas y/o privadas, nacionales y extranjeras para los estudios generales 0 especificos relacionados con el funcionamiento y desarrollo del subsector y todos aquellos que le sean necesarios para la realizacion de sus funciones; c) Establecer, modificar y complementar las normas tecnicas relacionadas con la calidad y seguridad de las instalaciones, equipos y artefactos electricos, mediante resoluciones; d) Preparar periodicamente, datos e informaciones que permitan conocer el sector, los procedimientos utilizados en la determinacion de tarifas, asi como de sus valores historicos y esperados; e) Aplicar las sanciones que en casos de incumplimiento de normas tecnicas y sus instrucciones cometan las Empresas Electricas del subsector; f) Disponer las medidas que estime necesarias para la seguridad del publico y destinadas a resguardar el derecho de los Concesionarios y consumidores de electricidad, pudiendo requerir el auxilio de la fuerza publica para el cumplimiento de sus resoluciones; g) Remitir a la CNE el correspondiente informe de recomendacion sobre las peticiones de Concesiones Definitivas, dentro del plazo establecido en el presente Reglamento; h) Realizar una licitacion publica por los derechos de las concesiones, en casos de concurrencia de varias solicitudes para una misma Concesion Definitiva y rendir el correspondiente informe a la CNE; i) Ve1ar, de conformidad con el articulo 56 de la Ley, que los concesionarios de servicio publico de distribucion mantengan contratos de compra de energia a largo plazo vigentes con Empresas de Generacion que le garanticen el ochenta por ciento (80 %) de su requerimiento total de potencia y energia, de acuerdo con el procedimiento establecido en el presente Reglamento para el pronostico de la Demanda Maxima Anual. Asi mismo, la SIE podra autorizar, de conformidad con el precitado articulo 56 de la Ley, reducciones en el porcentaje de compra de energia a largo plazo a ser contratado por las Empresas de Distribucion cuando las condiciones del mercado 10 aconsejen; j) Autorizar las transferencias de las concesiones de generacion y del servicio publico de distribucion 0 parte de elIas; k) Emitir las opiniones que le soliciten las autoridades otorgantes de los permisos; 1) Recomendar a la CNE la caducidad 0 revocacion de las Concesiones Definitivas; m ) Operar la intervencion administrativa en forma provisional de las concesiones en los casos citados por la Ley y el presente Reglamento; n) Realizar la licitacion publica de los derechos y bienes de las concesiones de generacion 0 distribucion cuya caducidad, revocacion 0 renuncia han sido dec1aradas. Asi mismo, debera realizar la licitacion de los derechos y bienes de las concesiones de distribucion, en caso de quiebra de los concesionarios; o ) Resolver toda controversia que surja entre los propietarios de las lineas y subestaciones involucradas 0 quienes las exploten y cualquier interesado en constituir las Servidumbres necesarias para el paso de electricidad a traves de lineas aereas 0 subterraneas, subestaciones y obras anexas; 24 p ) Dirimir igualmente las dificultades 0 desacuerdos referidos a la constitucion y determinacion del monto de peajes y sus reajustes, antecedentes que debe proporcionar el propietario; tambien sobre la validez, interpretacion, cumplimiento, terminacion y liquidacion de convenios 0 fallos arbitrales relacionados con Servidumbres sobre lineas electricas; q) Fijar las tarifas por el uso de instalaciones de transmision y distribucion sujetas a concesion; r) Fijar las tarifas aplicables a otros servicios prestados por las Empresas Electricas de Distribucion a los Usuarios de Servicio Publico y dictar el reglamento para la tramitacion de aprobacion de planos y solicitudes de interconexion. s) Definir las instalaciones que forman parte del Sistema de Transmision, calcular y fijar el costa total de largo plazo para efecto del calculo de Peaje de Transmision; t) Resolver cualquier discrepancia que se produzca entre empresas respecto a los montos de peaje; u) Definir el procedimiento a seguir en los casos de dafios causados por las variaciones en las condiciones de suministro; v) Regular mediante resolucion, el suministro de electricidad, aplicando medidas de Racionamiento en los casos de deficit de generacion electrica derivado de fallas prolongadas de unidades termoelectricas 0 de sequias; w) Establecer anualmente el Costo de Desabastecimiento 0 de Energia No Servida para fines de determinar las compensaciones de las Empresas de Generacion a las Empresas de Distribucion y de estas ultimas a los Usuarios Regulados, de conformidad con 10 establecido en el articulo 101 de la Ley; x) Fiscalizar y supervisar los procesos de licitacion para la contratacion de electricidad por parte de las Empresas de Distribucion con las Empresas de Generacion, conforme 10 establece el articulo 110 de la Ley; y ) Fijar los montos maximos de los aportes de financiamiento reembolsables, establecidos en el Articulo 104 de la Ley; z) Resolver los conflictos generados en ocasion del reembolso de los aportes de financiamiento reembolsables; aa )Actuar como facilitadora en los acuerdos pactados por las Empresas de Distribucion con el Estado 0 las empresas privadas en caso de adquisicion de las inversiones en redes electricas, de conformidad con el articulo 106 de la Ley; bb ) Velar porque las ventas de electricidad por contratos no superen el ochenta por ciento (80%) de la demanda del SENI, de conformidad con 10 establecido en el parrafo del

Articulo 110 de la Ley, pudiendo mediante resolucion fijar dicho porcentaje segun la conveniencia del mercado hasta un minimo de un veinte por ciento (20%); cc )Elaborar el reglamento de procedimientos y penalidades para todo 10 relativo a las instalaciones de alumbrado publico de conformidad con el parrafo II del articulo 134 de la Ley; dd) Elaborar el procedimiento de regulacion establecido en el articulo 135 de la Ley; ee )Establecer el regimen tarifario especifico para cada uno de los Sistemas Aislados; ff) Analizar y hacer cumplir sistematicamente la estructura y niveles de precios de la electricidad y fijar mediante resolucion, las tarifas y peajes sujetos a regulacion; 25 gg ) Realizar auditorias financieras y de cualquier otra naturaleza a las Empresas Electricas, a los productores independientes de energia que mantienen contrato de suministro con la Corporacion Dominicana de Electricidad 0 su sucesora la CDEEE, y a las empresas concesionarias 0 autorizadas para instalar Sistemas Aislados. A tales fines estara autorizada a tener libre acceso a sus libros de contabilidad y costos, asi como a requerir toda la informacion financiera, tecnica y economica que estime necesaria para lograr el buen funcionamiento del mercado electrico; hh ) Fiscalizar los diferentes tipos de mantenimientos que realicen las Empresas Electricas;

ART. 32.- Correspondera al Consejo de la SIE, ademas de las funciones establecidas en el articulo 33 de la Ley, las siguientes: a) Estudiar, evaluar y recomendar a la CNE sobre las propuestas de modificacion a la Ley, el presente Reglamento 0 cualquier normativa cuya instrumentacion no sea de su competencia; b) Aprobar los reglamentos que expida la SIE en uso de las atribuciones que le confiere la Ley y el presente Reglamento; c) Aprobar la organizacion interna de la SIE la cual debera inc1uir el manual de funciones y requerimientos de seleccion del personal; d) Expedir el Reglamento de Etica para los funcionarios de la entidad; e) Aprobar la imposicion de multas y sanciones; f) Evaluar el desempefio del subsector electrico y de su marco normativo y proponer los ajustes que estime convenientes; g) Ordenar y evaluar los estudios que se requieran para efecto de expedicion de tarifas segun se establece en el presente Reglamento; h) Aprobar las aetas de sus reuniones.

ART. 33.- El Consejo debera reunirse al menos dos veces por mes 0 siempre que dos (2) de sus miembros 10 soliciten. De cada reunion se levantara acta donde se indique los asistentes, temas tratados, constancias y las decisiones adoptadas.

ART. 34.- El Consejo requerira de al menos dos (2) de sus integrantes para poder sesionar, uno de los cuales debera ser su presidente 0 su delegado 0 apoderado especial, en cuyo caso las decisiones se tornaran a unanimidad de votos. En caso de que esten todos presentes las decisiones se adoptaran por mayoria de votos.

ART. 35.- La organizacion interna de la SIE que apruebe el Consejo debera inc1uir un area juridica y una de auditoria interna. El auditor interno dependera directamente del Consejo.

ART. 36.- La seleccion del personal de la SIE debera hacerse en base al cumplimiento de los requerimientos tecnicos y profesionales para cada puesto, conforme al manual de funciones dictado por la SIE. 26 SECCION IILII. DE LA OFICINA DE PROTECCION AL CONSUMIDOR DE ELECTRICIDAD - PROTECOM

ART. 37.- Se establecen las siguientes funciones generales para las Oficinas de PROTECOM: a) Regular y coordinar las acciones comunes a los Usuarios de Servicio Publico y las Empresas de Distribucion en las consultas y rec1amaciones, mediante el establecimiento de mecanismos, procedimientos, responsabilidades y pautas generales de actuacion; b ) Velar por el cumplimiento de: (i) los procedimientos para la recepcion, tramitacion e informacion al Usuario de Servicio Publico de consultas y rec1amaciones; (ii) el establecimiento de infraestructura y equipamiento minimos para la atencion al Usuario de Servicio Publico, de conformidad con 10 que establezca la SIE, mediante resolucion; y, (iii) que la informacion sea transmitida a la SIE con caracter regular; c) Orientar 0 asistir a cualquier Usuario de Servicio Publico en la presentacion de una consulta 0 reclamacion; d) Intervenir en la fiscalizacion del proceso de reclamacion en primera instancia, en casos de incumplimiento 0 violacion a la Ley 0 su Reglamento; e) Conocer en segunda instancia las rec1amaciones efectuadas por los Usuarios de Servicio Publico a las Empresas de Distribucion.

ART. 38.- De acuerdo con 10 establecido por el articulo 121 de la Ley, la SIE establecera una oficina de PROTECOM en cada cabecera de provincia, las cuales seran instaladas gradualmente por esta. Igualmente establecera oficinas de PROTECOM, con la organizacion y recursos que la SIE decida, en todos los municipios en funcion de la cantidad de usuarios a atender, volumen de rec1amaciones y el presupuesto disponible. parrafo.- Los recursos asignados a las oficinas deberan tomar en cuenta las restricciones presupuestales de la SIE y los ingresos por concepto de consumos fraudulentos segun 10 previsto en el articulo 125 de la Ley.

ART. 39.- La SIE podra disponer de mas de una oficina en un municipio, siempre y cuando su presupuesto se 10 permita y los volumenes de trabajo por rec1amaciones 10 requieran. Para el efecto, se tomara en cuenta al menos uno de los siguientes criterios adicionales: a) Los usuarios cubiertos por la nueva oficina esten a una distancia superior a los cinco (5) kilometros de otra oficina; b) Exista evidencia de la necesidad de la nueva oficina, previa evaluacion de la SIE de los resultados de la oficina principal del municipio y el numero de rec1amos y penalizaciones relacionadas con la zona de influencia de la oficina a establecer. parrafo.- Las oficinas adicionales se consideraran de caracter transitorio en la medida que las condiciones de cali dad del suministro asi 10 ameriten, de acuerdo con las evaluaciones que para 27 el efecto realice la SIE. En este sentido, la SIE podra organizar oficinas y servicios moviles que roten por el territorio nacional, en funcion de las necesidades.

ART. 40.- Para efecto de 10 dispuesto por los articulos 125, parrafo IV de la Ley, dentro de los primeros cinco (5) dias de cada mes, 0 dia laboral siguiente en caso que aquel sea festivo, las Empresas de Distribucion deberan notificar a la SIE y a la CNE, los fraudes detectados, los consumos no registrados, los montos recaudados por dicho concepto en el mes anterior, asi como los valores consignados en las cuentas bancarias que estas entidades le indiquen. Los porcentajes seran liquidados de la totalidad de las sumas recaudados por concepto de facturas de recargo emitidas por las Empresas de Distribucion por tal motivo, de conformidad con 10 establecido en el articulo 492 del presente Reglamento. SECCION 111.111. DEL PROCEDIMIENTO PARA LA EXPEDICION DE REGLAMENTOS, CODIGOS Y NORMAS TECNICAS

ART. 41.- Para efecto de 10 previsto en el articulo 27 de la Ley, relacionado con el establecimiento, modificacion y complemento de normas tecnicas relacionadas con la calidad y seguridad de las instalaciones, equipos y artefactos electricos, la SIE solicitara opinion previa a la expedicion de la resolucion respectiva, al OC y a las Empresas Electricas.

ART. 42.- Para efecto de 10 previsto en el articulo 134 de la Ley, la SIE dictara mediante resolucion, un reglamento con los procedimientos y penalidades que regiran el servicio de alumbrado publico, dentro de los seis (6) meses siguientes a la promulgacion del presente Reglamento. Para ello, la SIE solicitara la opinion de las Empresas de Distribucion, la CDEEE, Liga Municipal Dominicana y cinco (5) de los principales ayuntamientos.

ART. 43.- Para efecto de 10 dispuesto en el articulo 135 de la Ley, relacionado con extensiones y mejoras en la Red de Distribucion con el apoyo de la CDEEE y los ayuntamientos, la SIE elaborara el procedimiento de regulacion correspondiente. Para ello, debera tomar en cuenta la opinion de la CDEEE, las Empresas de Distribucion y cinco (5) de los principales ayuntamientos.

ART. 44.- Para efecto de 10 dispuesto por los articulos 110, 112 y 113 de la Ley, relacionados con las licitaciones publicas para la adquisicion de electricidad en contratos de largo plazo por parte de las Empresas de Distribucion, la SIE dictara mediante resolucion, en un plazo maximo de seis (6) meses contados a partir de la fecha de publicacion del presente, un reglamento que fije los procedimientos de esas licitaciones. Para ello, solicitara la opinion del OC y los Agentes del MEM. parrafo.- EI reglamento a que se refiere el presente articulo, podra incluir mecanismos tales como subastas, precios techo y precios piso de acuerdo con el nivel de desarrollo del MEM. Asi mismo, dicho reglamento, debera establecer las condiciones de participacion de empresas vinculadas en las licitaciones de compra de energia. Asi mismo se establece que las Empresas de Generacion vinculadas a Empresas de Distribucion deberan vender un cuarenta por ciento (40%) de su produccion en el Mercado Spot. 28 CAPITULO IV FIJACION Y FORMA DE RECAUDACION DE LA CONTRIBUCION PARA EL FINACIAMIENTO DE LA CNE Y LA SIE

ART. 45.- Todas las Empresas Electricas instaladas en la Republica Dominicana que realicen operaciones de generacion, transmision y distribucion de electricidad, aportaran a la SIE y a la CNE hasta el uno por ciento (1%) de las ventas totales mensuales.

ART. 46.- Cada Empresa de Generacion, inc1uyendo Autoproductores y Cogeneradores que vendan sus excedentes en el SENI, calcularan el monto de su contribucion tomando el valor de las ventas mensuales de energia y potencia, realizadas en el Mercado Spot y de contratos, multiplicado por el porcentaje de contribucion que se establece en este Reglamento, dividido entre dos (2). Se exc1uye del valor de las ventas los pagos por Peajes de Transmision.

ART. 47.- Cada Empresa de Distribucion calculara el monto de su contribucion tomando el valor de sus compras mensuales de energia y potencia realizadas en el Mercado Spot y de contratos, multiplicados por el porcentaje de contribucion que se establece en este Reglamento dividido entre dos (2). Se exc1uye del valor de las ventas los pagos por Peajes de Transmision. parrafo.- En caso que un Usuario No Regulado adquiera, bajo contrato, su energia de una Empresa de Generacion, la contribucion sera pagada por la Empresa de Generacion correspondiente tomando el valor de la venta mensual de energia y potencia multiplicado por el porcentaje de contribucion que se indique, dividido entre dos (2).

ART. 48.- La Empresa de Transmision calculara el monto de su contribucion tomando el valor de sus ingresos y multiplicandolo por la contribucion que se indique en este Reglamento.

ART. 49.- Por un periodo de cuarenta y ocho meses (48) contados a partir de la fecha de publicacion de la Ley y hasta tanto sea modificado el mismo en ese senti do, mediante posterior Decreto, el porcentaje de la contribucion sera igual al uno por ciento (1%) de las transacciones enelMEM. parrafo.- I Las contribuciones que por este concepto hayan sido realizadas por las Empresas Electricas a la CNE y la SIE con motivo de las facturaciones mensuales efectuadas por estas ultimas, desde la fecha de publicacion de la Ley hasta la publicacion del presente Reglamento, seran consideradas como avances para los meses comprendidos desde el 2 de agosto de 2001 hasta la fecha de promulgacion de este Reglamento, debiendo las Empresas Electricas que tengan balance pendientes de pago, solventar los mismos en un plazo no mayor de treinta (30) dias, a partir de la publicacion del presente Reglamento. 29 parrafo.- II De igual forma los Sistemas Aislados pagaran hasta el uno por ciento (1%) de sus ventas totales a usuarios finales. La SIE, previa consulta a la eNE, fijara mediante Resolucion el porcentaje de contribucion para cada sistema.

ART. 50.- La distribucion de los aportes para el primer, segundo, tercer y cuarto afio sera de la siguiente manera: 25% para la CNE y 75% para la SIE. Para los afios siguientes, la distribucion interna de los recursos se efectuara dependiendo de las necesidades presupuestarias de ambas instituciones, previo acuerdo entre las partes.

ART. 51.- Para la recaudacion de la contribucion, las Empresas Electricas consignaran antes del dia treinta (30) de cada mes, en las cuentas bancarias que cada entidad indique, las aportaciones que les correspondan de acuerdo a 10 establecido en los articulos anteriores, de las transacciones economicas efectuadas en el MEM en el mes anterior. Dentro de los primeros cinco (5) dias del mes siguiente, cada Agente del MEM debera remitir via fax y por mensajeria con acuse de recibo, a la CNE y a la SIE el correspondiente soporte, en el formato que para el efecto expedira la SIE, con las bases de liquidacion y montos que fueron consignados y copia del recibo de la consignacion respectiva. El incumplimiento de la obligacion de pago, dentro de las fechas establecidas en el presente Reglamento, por parte de las Empresas Electricas originara una mora a favor de la CNE y la SIE, y en perjuicio de la empresa en incumplimiento, equivalente a la tasa activa del mercado de conformidad con el promedio publicado mensualmente por el Banco Central de la Republica Dominicana, mas un dos punta cinco por ciento (2.5%) sobre las sumas adeudadas, por cada mes 0 fraccion de mes en retraso del cumplimiento de dicha obligacion; sin perjuicio de los recursos legales puestos a disposicion de la CNE y de la SIE para el cobro de las sumas adeudadas y de las sanciones de que pueda ser pasible por incumplimiento del presente Reglamento. CAPITULO V DEL ORGANISMO COORDINADOR DEL SISTEMA ELECTRICO NACIONAL INTERCONECTADO SECCION Y.I. CONSTITUCION Y ORGANIZACION

ART. 52.- De conformidad con 10 establecido en el Articulo 38 de la Ley, las Empresas Electricas de Generacion, Transmision, Distribucion y Comercializacion, asi como los Autoproductores y Cogeneradores que venden sus excedentes a traves del sistema, constituiran e integraran un organismo que coordine la operacion de las centrales generadoras, los sistemas de transmision, distribucion y comercializacion denominado Organismo Coordinador. Dicho Organismo Coordinador debera ser constituido, a los fines de obtener personalidad juridica propia, como una asociacion sin fines de lucro, de conformidad con la Ley 520 del 26 de julio de 1920 y sus modificaciones, cuyos estatutos deberan contener, entre otras, las disposiciones que mas adelante se consignan y seguir los siguientes lineamientos: a) El nombre sera ORGANISMO COORDINADOR; 30 b) Su objeto sera: i) planificar y coordinar la operacion de las centrales generadoras de electricidad y de los sistemas de transmision, distribucion y comercializacion del Sistema Interconectado, tomando en consideracion los pronosticos de demanda sobre bases estadisticas, en base a los calculos del propio Organismo Coordinador y a los de las Empresas de Distribucion, a fin de garantizar un abastecimiento confiable y segura de electricidad a un minimo costo, de acuerdo con las normas que al respecto se encuentren vigentes; Ii) Garantizar la venta de Potencia Firme de las unidades generadoras del Sistema Interconectado; iii) Calcular y valorizar las transferencias de energia y potencia de electricidad que se produzcan por esa coordinacion, como tambien los peajes por uso del Sistema de Transmision; IV) Entregar a la SIE y a la CNE, las informaciones que estas soliciten y hacer publicos sus calculos, estadisticas y otros antecedentes relevantes del subsector en el sistema electrico interconectado; v) Cooperar en la promocion de una sana competencia, transparencia y equidad en el mercado mayorista de electricidad; vi) realizar las inversiones y cualquier otro tipo de operacion 0 actividad licita que sirva para la ejecucion de su objeto principal y que considere conveniente para sus fines, cuando estas sean autorizadas por el Consejo de Coordinacion; c) Su duracion sera por tiempo indefinido; d) Tendra su propio patrimonio el cual se conformara a partir de las aportaciones de los Agentes del MEM asociados. Los aportes de los Agentes del MEM al Organismo Coordinador seran proporcionales al volumen de sus respectivas transacciones economicas en energia y potencia, ya sea en contratos 0 en el Mercado Spot. La participacion de cada Agente del MEM en las transacciones economicas se determinara conforme a las disposiciones del presente Reglamento y de sus estatutos; e) Su direccion estara a cargo del Consejo de Coordinacion; f) Los bloques de las Empresas Electricas, estaran conformados de la siguiente manera: 1) El bloque de generacion privada por las Empresas Electricas de Generacion, los Autoproductores y los Cogeneradores que vend en sus excedentes a traves del SENI, amparados de la concesion correspondiente; 2) El bloque de Distribucion por las Empresas de Distribucion; 3) La Empresa de Transmision Electrica Dominicana (ETED); 4) La Empresa de Generacion Hidroelectrica Dominicana (EGEHID); g) Cada bloque, de manera individual, debera elegir su representante ante el Consejo de Coordinacion; h) Debera establecerse en los estatutos la prohibicion de reeleccion por periodos consecutivos de una misma empresa 0 empresa vinculada, como representante ante el Consejo de Coordinacion, excepto en los bloques que solo se encuentren integrados por una sola empresa; i) Debera establecerse en los estatutos la prohibicion de que empresas vinculadas ostenten la representacion de diferentes bloques dentro del Consejo de Coordinacion, en un mismo periodo, con excepcion de las empresas estatales; j) El sistema de votacion interna de cada uno de los bloques sera el siguiente: 1) Bloque de Distribucion. Las decisiones a 10 interno de este bloque se adoptaran a unanimidad de votos de sus integrantes, al momenta de elegir sus representantes. En caso de que surjan nuevas Empresas de Distribucion interconectadas al SENI, el concepto de la unanimidad sera modificado a fin de darle participacion a la nueva Empresa de Distribucion en un nuevo esquema de votacion. 2) Bloque de Generacion. Las decisiones a 10 interno de 31 este bloque se adoptaran utilizando el sistema de votacion en que cada empresa tendra un numero de votos proporcional a su participacion en las transacciones economicas en energia y potencia, en base al promedio de los montos utilizados en los calculos de los aportes al OC, del semestre inmediatamente anterior presentado por la gerencia del Organismo Coordinador. Las decisiones a 10 interno de este bloque se adoptaran por mayoria de votos. k) Al elegir los representantes y sus respectivos suplentes ante el Consejo de Coordinacion, todas las empresas componentes de los bloques de generacion y distribucion deberan suscribir un documento mediante acto bajo firma privada, debidamente legalizado. Este documento deb era por 10 menos contener: a) la identificacion del representante y su suplente elegido, asi como la firma y numero de votos de los asociados que los eligen; b) las restricciones a aplicar por cada bloque para la toma de decisiones ante el Consejo de Coordinacion; c) la autorizacion para firmar las resoluciones que emita el Consejo de Coordinacion, asi como los demas documentos originados en el ejercicio de sus funciones; 1) Segun se indica en los articulos 24 literal fi) y 36 letra h) de la Ley, la SIE, representada por el Superintendente de Electricidad, presidira el Organismo Coordinador con derecho al voto de desempate y sera el unico representante con poder de veto; m )De conformidad con el articulo 40 de la Ley, la autoridad maxima sera el Consejo de Coordinacion, el cual estara compuesto por un representante de la SIE quien 10 presidira, un representante de las Empresas Electricas de generacion privada, uno de la empresa electrica estatal (hidroelectrica), uno de la de transmision y uno de las de distribucion.

ART. 53.- Funciones del Consejo de Coordinacion. El Consejo de Coordinacion tendra la direccion y administracion del OC y esta autorizado para actuar en nombre de este y realizar 0 autorizar todos los actos y operaciones de gestion que se relacionen con su objeto. Seran funciones del Consejo de Coordinacion, con caracter enunciativo, las siguientes: a) Coordinar la operacion del SENI, en cumplimiento de las disposiciones de la Ley y de este Reglamento; b ) Elaborar y coordinar la programacion del despacho economico de carga, en cumplimiento de las disposiciones de la Ley y de este Reglamento; c) Facilitar los intercambios de electricidad entre los Agentes del MEM; d) Garantizar la venta de Potencia Firme de las unidades generadoras del sistema; e) Calcular los precios y transacciones economicas derivados de tales intercambios, en base a las disposiciones legales vigentes; f) Convenir con personas fisicas 0 morales, publicas y/o privadas, nacionales y extranjeras los estudios generales 0 especificos relacionados con el cumplimiento de las funciones del OC; g ) Representar al OC frente a los terceros, inc1uyendo la Administracion Publica y los particulares; h) Cooperar con la CNE y la SIE en la promocion de una sana competencia, transparencia y equidad en el mercado electrico; i) Entregar a la SIE las informaciones que esta solicite y hacer publicos sus calculos, estadisticas y otros antecedentes relevantes del subsector; j) Aprobar los manuales de procedimiento administrativo para el funcionamiento del OC; 32 k) Realizar todas las actuaciones necesarias para alcanzar los objetivos del OC y adoptar cuantas decisiones se requieran para ella; 1) Formular y someter a la aprobacion de la asamblea general ordinaria anual 0 la que se celebre en lugar de esta, el presupuesto de gastos para el proximo ejercicio fiscal; m ) Designar y sustituir al gerente general y a los demas gerentes del OC, asi como fijarles su remuneracion; n) Examinar y tramitar las solicitudes de afiliacion al OC, luego de verificar si el solicitante cumple con los requisitos exigidos por las disposiciones legales vigentes, para ser afiliados al mismo; o ) Asignar a sus miembros funciones y atribuciones adicionales a las previstas en los estatutos; p ) Aprobar los informes de las transacciones economicas derivadas de las transferencias de energia y potencia entre los Agentes del MEM; q) Administrar los fondos del OC, sujeto a las reglas e instrucciones especiales que le impongan la asamblea general y los estatutos; r) Supervisar la contabilidad de los fond os del OC; s) Autorizar la apertura y/o el cierre de todo tipo de cuentas corrientes y de ahorros en instituciones bancarias nacionales 0 extranjeras, asi como designar las personas con capacidad para librar cheques, letras de cambio, pagares y demas efectos de comercio, en nombre del OC; t) Autorizar las acciones judiciales y extrajudiciales del OC, las cuales se deberan llevar a efecto por medio del presidente del Consejo de Coordinacion, a nombre de quien se redactaran todos los actos, defensas y actuaciones similares en que intervenga el OC; u) Desistir y transar las acciones despues de iniciadas; v) Convocar a las asambleas generales cuando 10 considere conveniente, conforme se indique en los estatutos; w ) Poner a disposicion de los Agentes del MEM asociados, con quince (15) dias de anticipacion a la reunion de toda asamblea general ordinaria anual, el estado descriptivo de los ingresos y de los egresos durante el afio, que junto con el informe detallado de sus gestiones, deberan someter a la asamblea. parrafo.- Las decisiones adoptadas por el Consejo de Coordinacion, dentro del ambito de sus atribuciones, obligan a todos los Agentes del MEM. SECCION Y.II. FINANCIAMIENTO DEL ORGANISMO COORDINADOR

ART. 54.- El OC definira en sus estatutos la forma de financiar su presupuesto de operacion e inversion, acogiendose a los siguientes principios: a) Seran aportantes las Empresas de Generacion (inc1uyendo Autoproductores y Cogeneradores que vendan sus excedentes de energia y potencia al SENI), Empresas de Distribucion, la EGEHID y la ETED. b) Cada empresa aportara en proporcion a su participacion en el total de las transacciones economicas del MEM. 33 SECCION YIII. OPERACION DEL ORGANISMO COORDINADOR

ART. 55.- El OC coordinara la operacion del SENI de acuerdo con la Ley, las reglas, normas y procedimientos establecidos en el Reglamento de Operacion que forma parte integral del presente Reglamento y en general, todas las normas que le sean aplicables. TITULO IV CONCESIONES Y PERMISOS CAPITULO I ACTIVIDADES QUE REQUIEREN CONCESION 0 PERMISO

ART. 56.- Requieren de concesion 0 permiso las Empresas Electricas que deseen explotar el negocio de generacion 0 distribucion de electricidad, asi como los Autoproductores y Cogeneradores que vendan sus excedentes en el SENI. Asi mismo requeriran de concesion los Sistemas electricos Aislados con una demanda superior a 2 megavatios (MW). CAPITULO II DE LAS CONCESIONES

ART. 57.- A los fines de aplicacion de la Ley, toda persona moral, nacional 0 extranjera, legalmente constituida, que desee explotar el negocio de generacion 0 distribucion de electricidad, debera solicitar la debida autorizacion a las autoridades correspondientes, conforme sea una Concesion Provisional 0 Definitiva. Las Concesiones Provisionales seran tramitadas, evaluadas y aprobadas 0 rechazadas, de manera directa por la SIE. Las Concesiones Definitivas seran otorgadas por el Poder Ejecutivo, al que el interesado le formulara la solicitud en la SIE.

ART. 58.- Todos los documentos relativos a la Peticion deberan ser presentados en idioma espafiol.

ART. 59.- El costa de las publicaciones que deba realizar la SIE en ocasion de la tramitacion de cualquier Peticion 0 solicitud, sera cubierto por el Peticionario 0 solicitante.

ART. 60.- La generacion de electricidad y la transmision no requieren concesion en sistemas interconectados 0 aislados cuando la demanda maxima en potencia sea inferior ados (2) megavatios (MW) y que inc1uya suministros a Empresas de Distribucion, pudiendo ser realizada libremente cumpliendo las normas tecnicas y de operacion contenidas en la Ley y el presente Reglamento u otros reglamentos complementarios. parrafo.- No obstante 10 anterionnente expuesto, para los sistemas interconectados 0 aislados con una demanda inferior ados (2) megavatios (MW) la empresa interesada debera solicitar a la SIE las 34 correspondientes autorizaciones de Instalacion y Puesta en Servicio de Obras Electricas confonne a 10 que se establezca en el reglamento que esta dicte por resolucion para tales fines.

ART. 61.- En los casos en que una Empresa de Generacion decidiere instalarse en una zona geografica donde no existan facilidades de interconexion con el SENI, podra obtener una concesion especial para instalar la linea de interconexion, siempre que la Empresa de Transmision no se encuentre en disposicion de asumir las inversiones correspondientes. A tales fines el Peticionario debera inc1uir en el expediente de solicitud una certificacion de la Empresa de Transmision en ese sentido, asi como de que el Peticionario ha realizado las negociaciones pertinentes con la Empresa de Transmision para instalar la linea de interconexion y de que el proyecto cumple con las normas tecnicas y de calidad vigentes. CAPITULO III DE LAS CONCESIONES PROVISIONALES

ART. 62.- Le correspondera a la SIE otorgar mediante resolucion, la Concesion Provisional que permite al Peticionario efectuar las prospecciones, los analisis y los estudios de obras electricas en terrenos de terceros, ya sean de particulares, estatales 0 municipales.

ART. 63.- El Peticionario al momenta de formular su Peticion debera depositar en la SIE, conforme a las formalidades y procedimientos establecidos en el Reglamento que dicte la SIE por resolucion, los siguientes documentos: a) Carta solicitud dirigida al Superintendente de Electricidad, contentiva de una descripcion del proyecto que desea ejecutar, consignando la designacion catastral y ubicacion geografica especifica de los terrenos; b ) Documentos constitutivos de la sociedad, debidamente certificados, en caso de ser una empresa dominicana, 0 certificado de existencia legal, en caso de ser empresa extranjera. En todo caso debe depositar el documento que acredite la representacion legal. c) Una descripcion de los trabajos relacionados con los estudios que se ejecutarian durante el periodo de la Concesion Provisional y los plazos para el inicio y terminacion de estos. d) Acuerdo entre las partes 0 sentencia del Juez de Paz correspondiente, para el uso de los terrenos en que se desarrollaran los estudios. e) El pago de la tarifa que fije la SIE, por resolucion, por concepto de evaluacion de la Peticion.

ART. 64.- Dentro de los cinco (5) dias laborables de haber recibido la solicitud, la SIE publicara la misma en un periodico de circulacion nacional, con el objeto de que cualquier interesado presente, en un plazo no mayor de cinco (5) dias laborables contados a partir de la publicacion, sus observaciones u objeciones al respecto. parrafo.- La SIE debera resolver sobre dicha solicitud en un plazo de veinte (20) dias laborables contados a partir del vencimiento del plazo para el deposito de observaciones u objeciones, sin contar los dias que el solicitante 0 Peticionario tarde para presentar la documentacion adicional que le solicite la 35 SIE. La SIE en su Resolucion debera pronunciarse respecto de las observaciones u objeciones, si las hubiere.

ART. 65.- En la resolucion de Concesion Provisional se consignara: a) El plazo de dicha concesion, el cual no podra ser mayor de dieciocho (18) meses. b ) La descripcion de los trabajos, relacionados con los estudios, que se autorizan. c) Las fechas para el inicio y terminacion de tales trabajos. parrafo.- La SIE publicara en un periodico de circulacion nacional, a cuenta del Peticionario, el otorgamiento de Concesion Provisional por dos (2) veces consecutivas en un plazo de quince (15) dias, a partir de la fecha de otorgamiento de la misma.

ART. 66.- Una vez otorgada una Concesion Provisional en un area especifica, la SIE no podra, en esa misma area, otorgar una nueva concesion sea esta Definitiva 0 Provisional sin que haya expirado el plazo estipulado en la concesion otorgada. parrafo.- Excepcionalmente la SIE podra otorgar otra Concesion Provisional en la misma area, en uno de estos casos: a) Expiracion del plazo concedido en la autorizacion anterior; b ) Renuncia del Concesionario antes de expiar el plazo otorgado; c) El no inicio de las labores 0 estudios a realizar en el tiempo comprometido para ello. El Peticionario debera dar constancia escrita a la SIE del inicio de los estudios dentro de un plazo no mayor de sesenta (60) dias contados a partir de la fecha de la Concesion Provisional. En caso de no presentar dicha constancia en el plazo establecido, la SIE podra dec1arar la caducidad de la Concesion Provisional. CAPITULO IV DE LAS CONCESIONES DEFINITIVAS

ART. 67.- Alcance. Deben presentar solicitudes de Concesion Definitiva, todas las personas juridicas, nacionales 0 extranjeras, que deseen instalar una obra electrica, sea esta de generacion 0 distribucion de electricidad en el territorio de la Republica Dominicana. Asi mismo los Beneficiarios de Contratos de Otorgamiento de Derechos para la Explotacion de Obras Electricas otorgados con anterioridad a la Ley, por la Corporacion Dominicana de Electricidad 0 de Concesion Definitiva, cuando los derechos en ellos otorgados no contemplen la Obra Electrica que se desea explotar. Asi mismo deberan obtener Concesion Definitiva los Productores Independientes de Electricidad (IPP's) que mantienen contrato con la Corporacion Dominicana de Electricidad (CDE), los cuales por estar instalados con anterioridad a la Ley, podran obtener la misma mediante el procedimiento especial que se describe en el presente Reglamento. 36

ART. 68.- Excepciones. Quedan exceptuadas de esta disposicion: 1) las instalaciones electricas ejecutadas con fines exc1usivos de autogeneracion. Sin embargo las instalaciones electricas con fines exc1usivos de autogeneracion, deberan solicitar la correspondiente autorizacion de la Secretaria de Estado de Medio Ambiente y Recursos Naturales; 2) Las empresas beneficiarias de un contrato de Otorgamiento de Derechos para la Explotacion de Obras Electricas con anterioridad a la Ley; y 3) Los Sistemas Aislados con demanda maxima de potencia de hasta dos (2) megavatios (MW).

ART. 69.- Exc1usiones. De conformidad con el articulo 45 de la Ley, la SIE en ningun caso recomendara la Concesion Definitiva para la explotacion de una Obra Electrica para aquellas solicitudes de Obras Electricas cuya tecnologia contemple, sea durante su construccion 0 durante su explotacion, el uso de residuos toxicos de origen externo 0 interno que degraden el medio ambiente y el sistema ecologico nacional. Tampoco recomendara concesiones de Sistemas Aislados dentro de zonas efectivamente servidas por las Empresas Concesionarias de Distribucion.

ART. 70.- Autoridad Otorgante. La autoridad otorgante de la Concesion Definitiva para la Explotacion de Obras Electricas es el Poder Ejecutivo. A tales fines, el interesado debera someter su solicitud acompafiada de su proyecto en la SIE, la cual formulara su recomendacion en base al estudio y evaluacion que efectue de los mismos. La SIE remitira a la CNE el expediente de solicitud y su recomendacion, dentro del plazo mas adelante indicado. La CNE a su vez elaborara un informe de recomendacion. Si este es favorable, 10 remitira al Poder Ejecutivo dentro del plazo mas abajo indicado. Si el proyecto es rechazado por la CNE, esta 10 comunicara al interesado.

ART. 71.- Requisitos. Todo Peticionario, debera tener domicilio legal en Republica Dominicana, y debera presentar su Peticion por intermedio de su representante legal, debidamente acreditado, personalmente, por ante las oficinas de la SIE, en un (1) original y tres (3) copias debidamente foliados y sellados en cada pagina como original, copia numero uno (1), copia numero dos (2) y copia numero tres (3), respectivamente. Toda solicitud de Concesion Definitiva debera contener 10 siguiente: a) Carta-solicitud dirigida al Presidente de la Republica, via la SIE, sefialando expresa y detalladamente la Peticion y los documentos que se adjunten. b) Antecedentes de la firma que desea ejecutar el proyecto. Para avalar los antecedentes de la firma, en esta etapa, el Peticionario debera presentar los siguientes documentos: 1) Un certificado de existencia legal, emitido en el pais de origen de la firma, de ser esta extranjera; en caso de una empresa dominicana, copia certificada de los documentos constitutivos y de las asambleas celebradas hasta la fecha. En ambos casos debe inc1uir el documento 0 poder que avale la representacion legal. 2) Cualquier documento oficial de la firma que demuestre sus antecedentes financieros. 37 3) Cualquier documento oficial de la firma que contenga una descripcion de sus actividades comerciales. c) Documento con la descripcion del proyecto que contemple: 1) Ubicacion de la Obra Electrica adjuntando, de ser el caso, copia de los titulos de propiedad de los terrenos sobre los cuales sera construida, 0 cualquier otra documentacion que avale la propiedad 0 derecho de uso del terreno. 2) Descripcion de las obras civiles del proyecto. 3) Tecnologia a ser utilizada; en particular, para los proyectos de generacion, tipos y composiciones de los combustibles que seran utilizados. 4) Tiempo de vida util del proyecto y capacidad de produccion. 5) Facilidades, Servidumbres, derechos de paso, derechos de usa, etc., requeridos para la instalacion del proyecto y como se tiene prevista su obtencion. 6) Cuando corresponda, la descripcion de las Obras Electricas de transmision que seran requeridas conforme al proyecto y a cargo de quien estara la responsabilidad de su construccion, asi como la certificacion de la Empresa de Transmision, de conformidad con 10 establecido en el presente Reglamento. 7) En el caso de obras de generacion y transmision, se debera presentar un estudio electrico que contendra por 10 menos el analisis de corto circuito, flujo de carga y estabilidad del Sistema Interconectado para su aprobacion por la SIE. En su defecto el Peticionario debera dec1arar en su solicitud, de manera expresa, el compromiso de presentar dicho estudio el cual sera una condicion indispensable para la autorizacion de puesta en servicio de Obras Electricas. El Peticionario deb era hacer constar que en caso de surgir cualquier incompatibilidad para la interconexion de las obras con el SENI, asumira los costos que conllevasen su compatibilizacion. 8) Cronograma de ejecucion de las obras y la fecha programada para su Puesta en Servicio. d) El estudio del impacto ambiental de las Obras Electricas y la correspondiente constancia de recepcion del mismo por parte de la Secretaria de Estado de Medio Ambiente y Recursos Naturales. e) El pago de la tarifa que fije la SIE, por resolucion, por concepto de estudio y evaluacion de la Peticion. parrafo.- La Certificacion de No Objecion por parte de la Secretaria de Estado de Medio Ambiente y Recursos Naturales, luego de la evaluacion del estudio de impacto ambiental, sera una condicion indispensable para el otorgamiento de la Concesion Definitiva para la Explotacion de Obras Electricas.

ART. 72.- La SIE no conocera solicitud alguna que no fuere presentada de la manera antes sefialada.

ART. 73.- Registro de las Peticiones. La SIE registrara, tramitara y evaluara las Peticiones que se realicen, de conformidad con el Reglamento de Tramitacion de Obras Electricas que esta dicte por resolucion. La SIE tendra un plazo de treinta (30) dias para solicitar documentos adicionales al Peticionario, contado a partir del vencimiento del plazo para realizar las objeciones de parte de cualquier interesado. La SIE remitira su recomendacion a la CNE en un plazo no mayor de sesenta (60) dias laborables 38 descontando los dias que el Peticionario tarde en depositar la documentacion adicional que se le solicite y el plazo establecido en el presente Reglamento en caso de objeciones.

ART. 74.- Publicacion. En vista de que la Concesion para la explotacion de obras electricas es un proceso publico, la SIE debera dar la debida difusion a la solicitud para permitir que cualquier parte afectada por el proyecto, pueda informarse sobre la solicitud presentada y formular sus observaciones u objeciones. Luego de la publicacion de la solicitud y pasado el plazo para interponer objeciones, estas seran dec1aradas irrecibibles por la SIE. La SIE dentro de los cinco (5) dias laborables siguientes a la recepcion de toda solicitud, efectuara una publicacion, en un periodico de circulacion nacional, a su eleccion, concediendo un plazo de diez (10) dias laborables para que cualquier interesado, comunique su interes en ejecutar el mismo proyecto contemplado en la Peticion y, si fuere el caso, para que cualquier tercero afectado presente su oposicion u observaciones a la ejecucion de la Obra Electrica por cuenta del Peticionario. En esta publicacion se sefialaran de manera resumida las caracteristicas del proyecto y su ubicacion, pero sin hacer publico el nombre del solicitante. La publicacion sefialara que los interesados en el proyecto, podran asistir a las oficinas de la SIE y consultar los documentos de la Peticion que no fueren confidenciales, previa registro de sus generales de ley en el Libro de Registro de Peticiones.

ART. 75.- Existencia de otros interesados en ejecutar el proyecto. De existir interes en ejecutar el mismo proyecto por parte de terceros, estos deberan demostrar a la SIE que cuentan con la capacidad tecnica y economica para su desarrollo, conforme 10 establezca el reglamento de tramitacion de explotacion de obras electricas a ser dictado por la SIE. La SIE les fijara un plazo para la presentacion de la documentacion que acredite dichas capacidades y los niveles minimos requeridos en cada rubro. La SIE debera notificar al Peticionario sobre la existencia de terceros interesados en ejecutar el proyecto y de la documentacion que le estuviere siendo requerida para evaluar la seriedad de su interes. Ante tal presentacion y comprobada la seriedad del interes del tercero solicitante, la SIE debera iniciar un proceso de licitacion publica para la Concesion Definitiva de Explotacion de las Obras Electricas de que se trate, debiendo seguir el procedimiento establecido en el presente Reglamento.

ART. 76.- Existencia de oposicion u observaciones al Proyecto. En caso de existir oposicion u observaciones a la ejecucion de la Obra Electrica de que se trate, en consideracion de los argumentos presentados, la SIE podra abrir un periodo de sometimiento de pruebas, para que, en su caso: a) El demandante presente pruebas adicionales que respalden su oposicion 0 sus observaciones; y b ) El Peticionario presente las ac1araciones 0 pruebas de descargo que correspondan. 39 c) La SIE, luego de estudiar y ponderar la documentacion que le fuere presentada por los interesados, tomara su decision para oportunamente hacer su recomendacion a la CNE.

ART. 77.- Remision de la Peticion de Concesion Definitiva y del Informe de Recomendacion a la CNE. Una vez emitida la resolucion por el Consejo, el Superintendente remitira el Informe de Recomendacion a la CNE, anexando una copia de los documentos que conforman el expediente de solicitud.

ART. 78.- Suspension del Tramite. EI procesamiento de una solicitud de Concesion Definitiva en instancias de la SIE, solo podra ser suspendido en el caso de que el Consejo determine el inicio de un proceso de licitacion publica, conforme se establece en el presente Reglamento.

ART. 79.- Tramite ante la CNE. Una vez que la SIE remita el informe con su recomendacion a la CNE, esta procedera a otorgar su recomendacion al Poder Ejecutivo conforme a su Reglamento de Tramitacion Interna, en un plazo no mayor de veinticinco (25) dias laborables a partir del apoderamiento antes indicado, tomando como base el estudio y evaluacion del informe que le sea presentado por la SIE. Si el resultado de la evaluacion fuera el rechazo de la Peticion, procedera a comunicarlo al Peticionario, en un plazo igual al anteriormente establecido para la comunicacion al Poder Ejecutivo.

ART. 80.- Contenido de la Autorizacion de Concesion Definitiva. La autorizacion del Poder Ejecutivo que otorgue una Concesion Definitiva debera contener basicamente: a) La identificacion del Concesionario; b) Los derechos y obligaciones de las partes, de conformidad con la Ley y este Reglamento; c) Plazo de inicio y terminacion de las obras; d) Sanciones por el incumplimiento del plazo otorgado en la concesion para el inicio de la instalacion y la puesta en funcionamiento de la obra electrica; e) La individualizacion de las Servidumbres que se constituyen; f) Las zonas especificas sujetas a concesion en caso de concesiones de Servicio Publico de Distribucion; g) Las zonas especificas en las que se ejecutara el proyecto autorizado por la concesion; h) Condiciones, si aplica, bajo las cuales se otorga la concesion; i) Plazo de la concesion; j) Causales de caducidad y revocacion; k) Disposiciones sobre calidad y continuidad del servicio. I) Autorizacion al director ejecutivo de la CNE para la firma del Contrato de Concesion.

ART. 81.- Renovacion de las Concesiones. La solicitud de renovacion de una Concesion Definitiva debera realizarse en el plazo indicado en la Ley y seguira el mismo procedimiento que una solicitud de Concesion Definitiva, descrito en 40 el presente Reglamento, con exclusion de la documentacion ya depositada y debidamente actualizada en poder de la SIE.

ART. 82.- Transferencia de las Concesiones. Sin previa autorizacion de la SIE, no se podra transferir las concesiones de generacion ni distribucion, 0 parte de elIas, sea por enajenacion, arrendamiento, traspaso entre personas asociadas, transformacion, absorcion 0 fusion de sociedades, 0 bien por cualquier otro acto segun el cual se transfiera el dominio 0 el derecho de explotacion. Para obtener dicha autorizacion, el propuesto adquiriente debera presentar a la SIE toda la informacion consignada en el presente Reglamento y en reglamento de tramitacion para la explotacion de Obras Electricas que dicte la SIE, la documentacion que acredite su capacidad tecnica y economica, asi como cualquier otra documentacion que la SIE considere pertinente a tales fines, debiendo ajustarse dicha solicitud al mismo procedimiento de una solicitud de Concesion Definitiva. Como se ha indica do anteriormente, tampoco podran realizarse traspaso de acciones que conlIeven el control accionario de la empresa Concesionaria, sin el consentimiento previa de la SIE, por 10 que en estos casos, debera seguirse el procedimiento descrito en el presente articulo. Dentro de los treinta (30) dias laborables a partir de la recepcion de la citada solicitud, la SIE otorgara 0 rechazara la solicitud de autorizacion.

ART. 83.- En cualquier caso de transferencia y siempre que esta sea autorizada conforme el presente Reglamento, la propuesta adquiriente debera cumplir con todas las condiciones que la Ley fija para ser Concesionario.

ART. 84.- Revocacion de las Concesiones. Las Concesiones terminan por declaracion de caducidad, incumplimiento de las obligaciones del Concesionario 0 renuncia. Segun sea el caso se debera seguir el procedimiento siguiente: a) Si se trata de un caso de caducidad 0 de revocacion, por las causas indicadas en la Ley, la SIE previa investigacion y revision del caso, emitira un informe de recomendacion en ese sentido a la CNE, la que a su vez tramitara al Poder Ejecutivo para la emision, en caso de considerarlo asi, de la correspondiente declaratoria de caducidad 0 revocacion de la concesion de que se trate. En estos casos, el Poder Ejecutivo dispondra la intervencion administrativa en forma provisional de la concesion, con cargo al antiguo concesionario, a fin de asegurar la continuidad de sus operaciones, hasta que un nuevo Concesionario asuma la explotacion de las obras. b ) En caso de renuncia, una vez la SIE haya recibido esta de parte del Concesionario, en un plazo de treinta (30) dias laborables remitira el correspondiente informe ala CNE, la que a su vez tramitara al Poder Ejecutivo para la correspondiente revocacion. 41 parrafo.- I Una vez declarada la caducidad, revocacion 0 aceptada la renuncia por el Poder Ejecutivo, los derechos y bienes de la concesion extinguida, seran licitados publicamente, dentro de un plazo no mayor de un (1) afio. parrafo.- II La SIE establecera el procedimiento para la licitacion, tomando en consideracion de que en las bases de la misma, se establecera principalmente las obras de terminacion, de reparacion y de mejoramiento de las instalaciones, que deberan ejecutarse y las adquisiciones.

ART. 85.- Requisitos que deb en cumplir los Productores Independientes de Electricidad (IPP' s) para la obtencion de Concesion Definitiva. Las Empresas de Generacion que tienen suscritos contratos de venta de energia (PPA) con la Corporacion Dominicana Electricidad, a fin de adecuarse a 10 prescrito en la Ley, deberan en un plazo no mayor de seis (6) meses proveerse de la correspondiente Concesion Definitiva para la explotacion de las Obras Electricas que esten ejecutando, para 10 cual deb en cumplir con los siguientes requisitos: a) Si es una empresa extranjera debe tener y fijar su domicilio legal en la Republica Dominicana y presentar su Peticion por intermedio de su representante legal, debidamente acreditado, personalmente, por ante las oficinas de la SIE, en un (1) original y tres (3) copias debidamente foliados y sellados en cada pagina como original, copia numero uno (1), copia numero dos (2) y copia numero tres (3), respectivamente, dicha Peticion debera contener 10 siguiente: 1) Carta-solicitud dirigida al Presidente de la Republica, via la SIE, sefialando expresa y detalladamente la Peticion y los documentos que se adjunten. 2) Un certificado de existencia legal, emitido en el pais de origen de la firma, de ser esta extranjera; en caso de una empresa dominicana, copia certificada de los documentos constitutivos y de las asambleas celebradas hasta la fecha. En ambos casos el documento 0 Poder que avale la representacion legal. 3) Certificacion de que se encuentra al dia en el cumplimiento de sus obligaciones tributarias y la documentacion relativa a la exencion impositiva cuando aplique. b ) Documento con la descripcion de las Obras Electricas, que contemple: 1) Ubicacion de la Obra Electrica, adjuntando, de ser el caso, copia de los titulos de propiedad de los terrenos sobre los cuales esta construida, 0 cualquier otra documentacion que avale la propiedad 0 derecho de uso del terreno. 2) Descripcion de las obras civiles del sistema. 3) Tecnologia utilizada, en particular, tipos y composiciones de los combustibles que se utilizan. 4) Tiempo de vida util de las instalaciones existentes y su capacidad de produccion. 5) Facilidades, Servidumbres, derechos de paso, derechos de usa, etc. c) Licencia Ambiental expedida por la Secretaria de Estado de Medio Ambiente y Recursos Naturales 0 Certificacion de no-objecion expedida por dicha Institucion. d) Inversion realizada. e) El contrato suscrito con la CDE y sus modificaciones, si aplica. f) El pago de la tarifa que fije la SIE, por resolucion, por concepto de estudio y evaluacion de la Peticion. 42 parrafo.- La SIE no conocera ninguna solicitud que no fuere presentada de la manera antes sefialada.

ART. 86.- En la tramitacion de las solicitudes a que se refiere el articulo anterior, no se requerira efectuar publicacion alguna y la SIE debera en un plazo no mayor de 40 (cuarenta) dias laborables, sin contar los dias en que el Peticionario tarde en depositar la documentacion adicional que le sea solicitada por la SIE, enviar el expediente junto con su informe de recomendacion a la CNE, para que esta 10 tramite al Poder Ejecutivo para el otorgamiento de la correspondiente Concesion Definitiva. parrafo.- Hasta tanto dichas empresas no obtengan Concesion Definitiva no podran formar parte del OC.

ART. 87.- Recursos. En virtud de las disposiciones del Articulo 127 de la Ley, toda Resolucion 0 decision de la SIE, el afectado podra interponer recurso jerarquico ante el Tribunal Contencioso Administrativo. SECCION IY.I. DE LOS SISTEMAS AISLADOS

ART. 88.- Para la instalacion de Sistemas Aislados con demanda maxima de potencia superior a dos (2) megavatios (MW) se requerira obtener la correspondiente Concesion Definitiva, para 10 cual el interesado debera cumplir con los requisitos y procedimientos de tramitacion establecidos en los articulos anteriores de la seccion correspondiente. Par'rafo.> En cada caso la SIE evaluara las condiciones que justifiquen la necesidad de instalacion de sistemas aislados.

ART. 89.- Los Sistemas Aislados con demanda maxima de potencia superior ados (2) megavatios (MW), existentes a la fecha de publicacion del presente Reglamento, a fin de adecuarse a 10 prescrito en la Ley, deberan en un plazo no mayor de seis (6) meses proveerse de la correspondiente Concesion Definitiva para la explotacion de las Obras Electricas que esten ejecutando, para 10 cual deben cumplir con los siguientes requisitos: a) Si es una empresa extranjera debe tener domicilio legal en la Republica Dominicana y presentar su Peticion por intermedio de su representante legal, debidamente acreditado, personalmente, por ante las oficinas de la SIE, en un (1) original y tres (3) copias debidamente foliados y sellados en cada pagina como original, copia numero uno (1), copia numero dos (2) y copia numero tres (3), respectivamente, la cual solicitud debera contener 10 siguiente: 1) Carta-solicitud dirigida al presidente de la Republica, via la SIE, sefialando expresa y detalladamente la peticion y los documentos que se adjunten. 2) Un certificado de existencia legal, emitido en el pais de origen de la firma, debidamente legalizado por el Consulado competente, si esta es extranjera; en caso de una empresa dominicana, copia certificada de los documentos constitutivos y de la ultima Asamblea Ordinaria celebrada hasta la fecha. En ambos casos el documento 0 poder que avale la representacion legal. 43 3) Certificacion de que se encuentra al dia en el cumplimiento de sus obligaciones tributarias. b) Documento con la descripcion de las obras electricas, que contemple: 1) Ubicacion de la Obra Electrica, adjuntando, de ser el caso, copia de los titulos de propiedad de los terrenos sobre los cuales estan construidas, 0 cualquier otra documentacion que avale la propiedad 0 derecho de uso del terreno. 2) Descripcion de las obras civiles del sistema. 3) Tecnologia utilizada; en particular, tipos y composiciones de los combustibles que se utilizan. 4) Tiempo de vida util de las instalaciones existentes (generacion, transmision y distribucion) asi como su capacidad de produccion. 5) Facilidades, Servidumbres, derechos de paso, derechos de usa, etc., 6) Descripcion de las Obras Electricas de transmision y distribucion adjuntando los planos de las mismas. 7) Mapa de la zona geografica 0 delimitacion especifica de la zona que comprende dicho sistema. c) Licencia Ambiental expedida por la Secretaria de Estado de Medio Ambiente y Recursos Naturales 0 Certificacion de no-objecion expedida por dicha Institucion. d) Inversion realizada en el sistema (en generacion, distribucion y transmision). e) Modelos de contratos suscritos con los usuarios; f) Copia de las facturas enviadas a los usuarios por concepto de suministro de energia electrica; g) Cantidad de usuarios del servicio y la demanda asociada a cada uno; h) Toda la informacion relativa a tarifa y comercializacion de la electricidad. i) El pago de la tarifa que fije la SIE, por resolucion, por concepto de estudio y evaluacion de la Peticion. parrafo.- La SIE no conocera solicitud alguna que no fuere presentada de la manera antes sefialada.

ART. 90.- En la tramitacion de las solicitudes a que se refiere el articulo anterior, no se requerira efectuar publicacion alguna y la SIE debera en un plazo no mayor de cuarenta (40) dias laborables, sin contar los dias en que el Peticionario tarde en depositar la documentacion adicional que le sea solicitada por la SIE, enviar el expediente junto con su informe de recomendacion a la CNE, para que esta 10 tramite al Poder Ejecutivo para el otorgamiento de la correspondiente Concesion Definitiva.

ART. 91.- Los Sistemas Aislados con capacidad instalada inferior 0 igual ados (2) megavatios (MW), para su instalacion y Puesta en Servicio deberan obtener previamente la correspondiente autorizacion de la SIE, conforme se establezca en el Reglamento de Tramitacion que esta expida. 44

ART. 92.- Los Sistemas Aislados, una vez obtengan la correspondiente concesion tendran los derechos y obligaciones consignados en la Ley para los Concesionarios de servicios publicos y estaran obligados a cumplir con todas las obligaciones que la Ley pone a cargo de dichos Concesionarios, especialmente y con caracter enunciativo, las siguientes: a) Conservar y mantener sus obras e instalaciones en condiciones adecuadas para su operacion eficiente, segura y confiable; b) Garantizar la calidad y continuidad del servicio conforme a 10 que se establezca en la autorizacion de concesion y en el presente Reglamento; c) Cumplir con las disposiciones y reglamentaciones del Codigo de Operacion del SENI que por su naturaleza, le sean aplicables a dichos sistemas aislados; d) Aplicar el pliego tarifario que fije la SIE mediante resolucion para sus Usuarios Regulados; e) Presentar informacion tecnica, economica y estadistica a la CNE y a la SIE en la forma y plazos que estos indiquen, so pena de ser sujeto de las penalizaciones establecidas en la Ley y el presente Reglamento; f) Facilitar las inspecciones tecnicas que a sus instalaciones disponga La SIE; g) Cumplir con las normas legales y reglamentarias sobre conservacion del medio ambiente; h) Proveer servicios en su zona de concesion a todos los usuarios que 10 soliciten, sea que esten ubicados en dicha zona, 0 bien se conecten a las instalaciones del concesionario mediante lineas propias 0 de terceros. La obligacion de proporcionar suministro se entiende en la misma tension y caracteristica de la linea sujeta a concesion a la cual se conecten los usuarios; i) Solicitar y obtener la autorizacion previa de la SIE para la transferencia de su concesion o parte de ella, sea por enajenacion, arrendamiento, traspaso entre personas asociadas, transformacion, absorcion 0 fusion de sociedades, 0 bien por cualquier otro acto segun el cual se transfiera el dominio 0 el derecho de explotacion. En cualquier caso de transferencia y siempre que esta sea autorizada conforme el presente Reglamento, la propuesta adquiriente debera cumplir con todas las condiciones que la Ley fija para ser concesionano; j) Pagar a la SIE las tarifas por los servicios relacionados con el tramite, supervision y control de la concesion. CAPITULO V DERECHOS Y OBLIGACIONES DE LAS EMPRESAS CONCESIONARIAS

ART. 93.- En adicion de las obligaciones contenidas en los articulos 54, 55 y 56 de la Ley, sera obligacion de toda Empresa Electrica de Generacion, Transmision y Distribucion de electricidad, cumplir con las condiciones de calidad, seguridad, continuidad de servicio y preservacion del medio ambiente. 45

ART. 94.- Las Empresas Electricas estan obligadas, previa a la puesta en servicio de sus Obras Electricas, a solicitar la correspondiente autorizacion a la SIE, con un plazo de antelacion maximo de dos (2) meses a la puesta en servicio de la misma, de conformidad con 10 establecido en el presente Reglamento.

ART. 95.- De conformidad con el articulo 101 de la Ley, las Empresas de Generacion, deberan compensar a las Empresas de Distribucion, en caso de deficit de generacion electrica derivado de fallas prolongadas de unidades termoelectricas 0 bien de sequias, en base al Costo de Desabastecimiento 0 Energia No Servida establecido por la SIE. parrafo.- La SIE reglamentara el alcance del presente articulo, relacionado con el nivel de confiabilidad del SENI y con fallas prolongadas de unidades termoelectricas 0 sequias.

ART. 96.- Las Empresas de Distribucion deberan inc1uir en los contratos de surmmstro de energia electrica a suscribir con las Empresas de Generacion, la obligacion de compensacion por parte de la Empresa de Generacion de que se trate originadas en las causas del articulo anterior. Dichas compensaciones deberan ser traspasadas por las Empresas de Distribucion a sus Usuarios de Servicio Publico. parrafo.- Las Empresas de Distribucion pagaran a sus Usuarios de Servicio Publico el Costo de Energia No Servida, en la forma y plazos a ser fijados por la SIE mediante resolucion, por las causas anteriormente indicadas.

ART. 97.- A partir dell era de enero del 2003, las Empresas de Distribucion estaran obligadas a compensar a los Usuarios finales Regulados por la Energia electrica No Servida por el equivalente del ciento cincuenta por ciento (150%) de electricidad no entregada. Los contratos de venta de electricidad de las Empresas de Generacion con las Empresas de Distribucion deberan inc1uir las compensaciones que correspondan a esta disposicion.

ART. 98.- Las Empresas de Distribucion para la compra de electricidad a las Empresas de Generacion, mediante Contratos de Largo Plazo, deberan efectuar la correspondiente licitacion, conforme se establece en el articulo 110 de la Ley y en el presente Reglamento.

ART. 99.- Las Empresas de Distribucion tienen la obligacion de suministrar el disefio, materiales, instalacion y el mantenimiento del alumbrado publico de cada municipio y sus distritos municipales.

ART. 100.- Las Empresas de Distribucion pagaran mensualmente a cada municipio un tres por ciento (3%) de la facturacion corriente recaudada dentro de la jurisdiccion de cada municipio y sus distritos municipales. 46

ART. 101.- Las Empresas de Distribucion estan obligadas a comunicar a la SIE, previo a la realizacion de ajuste tarifario, con por 10 menos treinta (30) dias de antelacion, los valores resultantes a ser aplicados a las tarifas maximas autorizadas de acuerdo a la formula de indexacion respectiva.

ART. 102.- Las Empresas de Distribucion estan obligadas a comunicar a la Oficina de Proteccion al Consumidor, la liquidacion mensual de los fraudes detectados, para fines de liquidacion, conforme a 10 establecido en el parrafo IV del articulo 125 de la Ley y el presente Reglamento.

ART. 103.- Las Empresas Electricas de Generacion, de Distribucion y de Comercializacion, los Autoproductores y Cogeneradores son responsables de las infracciones cometidas por sus dependientes en el ejercicio de sus funciones, de conformidad con el articulo 126 de la Ley.

ART. 104.- Las Empresas Electricas estan obligadas a suministrar a la SIE y a la CNE toda la informacion tecnica, financiera, economica y estadistica necesaria, que le sea requerida por estas, de manera veraz, correcta y completa, en la forma y plazo en que sea solicitada por cada una de dichas instituciones, so pena de incurrir en una faIta muy grave a la Ley y al presente Reglamento. La veracidad de la informacion suministrada podra ser verificada por la institucion de que se trate, para 10 cual estan autorizadas a tener acceso a las instalaciones, libros de contabilidad y demas documentacion de respaldo de dichas informaciones.

ART. 105.- Las Empresas Electricas se encuentran obligadas a suministrar ala SIE a mas tardar el dia treinta (30) de octubre de cada afio, los planes de inversion previstos para el afio siguiente, asi como su cronograma de ejecucion.

ART. 106.- Las Empresas Electricas se encuentran obligadas a suministrar a la SIE y al OC, a mas tardar el treinta (30) de marzo de cada afio, los planes de contingencia estipulados por estas para enfrentar las eventualidades de caso de ocurrencia de un fenomeno atmosferico durante el periodo de temporada ciclonica, que abarca los meses comprendidos entre el primero (Iro.) de junio hasta el treinta (30) de noviembre de cada afio. parrafo.- El OC elaborara el procedimiento de operacion de emergencia del sistema durante el periodo de la temporada ciclonica tomando en consideracion los planes de contingencia antes indicados. Dicho procedimiento, luego de ser consensuado entre todos los Agentes del MEM, debera ser remitido a la SIE a mas tardar el treinta (30) de abril de cada afio, para fines de aprobacion.

ART. 107.- Los derechos de las Empresas Electricas se encuentran contenidos en los articulos 52 y 53 de la Ley. CAPITULO VI DE LOS PERMISOS 47

ART. 108.- Los permisos para que las obras de generacion de electricidad, no sujetas a concesion, puedan usar y ocupar bienes nacionales 0 municipales de uso publico seran otorgados, previa consulta a la SIE, por las autoridades correspondientes.

ART. 109.- La solicitud de permiso incluira: a) La identificacion del Peticionario; b ) El trazado de las lineas y la ubicacion de las subestaciones, con indicacion de los caminos, calles y otros bienes nacionales y municipales que se ocuparian, y de las lineas y obras existentes, que serian afectadas; c) Un plano general del proyecto y planos de detalle de sus estructuras, hechos a una escala que permita obtener de ellos en forma facil y expedita la informacion que se requiere; d) Descripcion de las obras de generacion, plano general del proyecto y superficie de terreno que ocuparian, con sus correspondientes deslindes. e) El plazo por el cual se solicita el permiso; f) Estudio sobre impacto de las obras en el medio ambiente y de las medidas que tomaria el interesado para mitigarlo; g) Plazo de inicio y terminacion de las obras.

ART. 110.- La solicitud de permiso sera publicada por el interesado en un diario de circulacion nacional.

ART. 111.- La autoridad competente resolvera fundadamente la solicitud, dentro de los sesenta (60) dias siguientes a la publicacion en un diario de circulacion nacional, previo informe favorable de la SIE.

ART. 112.- El plazo del permiso se indicara en la resolucion pertinente y no podra ser superior a treinta (30) afios, sin perjuicio de las renovaciones que se soliciten.

ART. 113.- Los permisos deberan ser informados a la SIE en un plazo no mayor de diez (10) dias laborables contados a partir de su otorgamiento. CAPITULO VII DE LAS LICITACIONES

ART. 114.- La SIE debera, de conformidad con 10 establecido en la Ley, efectuar licitaciones publicas: a) En los casos de concurrencia de varias solicitudes para una misma Concesion Definitiva. El llamado a licitacion debera realizarse en un plazo de sesenta (60) dias contados a partir de la fecha de recepcion de la ultima solicitud, en la forma prevista en el reglamento de procedimiento de licitaciones que a tales fines dicte la SIE; b ) En el caso de declaracion de caducidad, revocacion 0 renuncia de una concesion; en cuyo caso debera realizarse el llamado a licitacion en un plazo de noventa (90) dias contados a partir de la correspondiente autorizacion del Poder Ejecutivo; 48 c) En caso de quiebra de un Concesionario de Servicio Publico de Distribucion, luego de la intervencion administrativa de la empresa por parte de la SIE. La SIE llamara a licitacion dentro del plazo de noventa (90) dias a contar de la fecha de la intervencion.

ART. 115.- En las bases de la licitacion con motivo de la declaracion de caducidad, revocacion 0 renuncia de una concesion, se establecera principalmente: a) Las obras de terminacion, de reparacion y de mejoramiento de las instalaciones, que deberan ejecutarse, y las adquisiciones de materiales y equipos necesarias para dar un buen servicio; b ) Los plazos dentro de los cuales deberan iniciarse y terminarse las obras de reparacion y mejoramiento y construirse las nuevas instalaciones; c) La entrega de una garantia para participar en la licitacion, la que no podra ser inferior al uno por ciento (1%) del valor de todos los bienes y derechos existentes, afectos a la concesion, segun tasacion que hara la SIE.

ART. 116.- La licitacion se anunciara por medio de avisos repetidos por dos veces consecutivas en un diario de circulacion nacional.

ART. 117.- En caso de no haber interesados, se llamara nuevamente a licitacion, para 10 cual podran modificarse las bases establecidas anteriormente.

ART. 118.- La SIE recibira los sobres cerrados correspondientes a las ofertas, las analizara, tanto en cuanto al precio ofrecido, como a la calidad tecnica de los proyectos presentados, asi como sus proponentes y emitira un informe con los resultados y su recomendacion. Este informe sera enviado a la CNE, a la que le correspondera recomendar la adjudicacion de la concesion.

ART. 119.- Asi mismo, de conformidad con el articulo 110 de la Ley, las Empresas Electricas de Distribucion para la compra de electricidad en Contratos de Largo Plazo deberan realizar una licitacion publica, la cual estara regida por las bases establecidas por la SIE la que supervisara el proceso de licitacion y adjudicacion y requerira copia de los contratos. TITULO V DE LAS SERVIDUMBRES Y LA COMISION ARBITRAL CAPITULO I DE LAS SERVIDUMBRES

ART. 120.- Las Servidumbres afectaran los terrenos y bienes inmuebles que se necesitan para efectuar los estudios, construir y establecer las obras, y demas necesidades especificadas en la Ley.

ART. 121.- Las resoluciones de Concesiones Provisionales, los decretos de Concesion Definitiva y los Permisos deberan indicar, de acuerdo con la Ley y el presente Reglamento, los derechos de 49 Servidumbres que requiera el Concesionario, conforme a los planos especiales de Servidumbres que se hayan aprobado en la resolucion, autorizacion de concesion 0 Permiso.

ART. 122.- Los edificios no quedan sujetos a las Servidumbres de obras de generacion ni de las lineas de transmision y distribucion de energia electrica, con la excepcion de los parques, jardines 0 patios que dependan de edificios, los cuales quedan sujetos solo a la Servidumbre de ser cruzados por lineas aereas 0 subterraneas de distribucion de electricidad de baja tension, pero estan exentos de las demas Servidumbres que establece la Ley. EI trazado de estas lineas debera proyectarse en forma que no perjudique la estetica de jardines, parques 0 patios del predio, asi como la seguridad de los habitantes y medio ambiente.

ART. 123.- Las lineas de transmision y distribucion de energia electrica podran atravesar rios, canales, lineas ferreas, puentes, acueductos, usar y cruzar calles, caminos, otras lineas electricas y otros bienes nacionales de usa publico. Estos cruzamientos se ejecutaran conforme con las siguientes pautas basicas, sin perjuicio de las normas tecnicas que la SIE dicte sobre la materia: a) La empresa interesada en la construccion de la nueva linea debera informar por escrito a los propietarios de las instalaciones existentes, a fin de tomar de comun acuerdo las . . prevenciones necesanas; b ) Las modificaciones y los gastos que sea necesario efectuar en las instalaciones existentes, o en que incurriere su propietario, para la construccion de la linea nueva, seran de cargo exc1usivo del interesado.

ART. 124.- EI duefio del predio sirviente no podra realizar plantaciones, construcciones ni obras de otra naturaleza, que perturben ellibre ejercicio de las Servidumbres establecidas por la Ley. En caso de violacion a esta disposicion, el titular de la Servidumbre podra subsanar la infraccion a costa del duefio del suelo.

ART. 125.- De conformidad con el articulo 72 de la Ley todo Beneficiario de una Concesion Definitiva 0 Provisional debera gestionar con los derechohabientes del predio, una solucion amigable del usa de las Servidumbres 0 apropiaciones que requiera la concesion. Si tal diligencia fallare 0 las partes no alcanzaren acuerdo, el juez de paz de la ubicacion del inmueble conocera el conflicto, conforme a su competencia. Los costos y pagos de cualquier naturaleza estaran a cargo del Concesionario.

ART. 126.- Las gestiones para hacer efectivas las Servidumbres deberan iniciarse en cada caso dentro de los seis (6) meses siguientes a la fecha del contrato de Concesion Definitiva, so pena de caducidad del derecho otorgado para imponer la Servidumbre.

ART. 127.- Si no existieren caminos adecuados para la union del camino publico 0 vecinal mas proximo publico con el sitio ocupado por las obras, el Concesionario tendra derecho a las 50 Servidumbres de transito por los predios que sea necesario ocupar para establecer el camino de acceso.

ART. 128.- En casos de existencia de lineas electricas en una heredad, el propietario de estas podra exigir que se aprovechen las existentes cuando se desee constituir una nueva Servidumbre sobre su propiedad. Los interesados deberan concurrir a la SIE a fin de que esta, luego de oirlos, resuelva si el nuevo Concesionario debe cumplir con esta obligacion.

ART. 129.- Las Empresas de Distribucion y la de Transmision estan obligadas a otorgar las Servidumbres necesarias para utilizar sus sistemas por parte de terceros para suministrar energia a Usuarios No Regulados, pagando a la Empresa de Distribucion y de Transmision, por la utilizacion de sus lineas, los peajes correspondientes. CAPITULO II DE LA COMISION ARBITRAL

ART. 130.- De conformidad con el articulo 75 de la Ley, el derechohabiente del predio sirviente y el Concesionario tendran la opcion, exc1uyente del juez de paz, de apoderar del caso al Superintendente quien designara una Comision Arbitral compuesta de tres (3) peritos, elegidos uno (1) por cada parte y el tercero por los dos (2) primeros, del cuadro de profesionales registrados en La SIE para que, oyendo a las partes, practique el avaluo de las indemnizaciones que deben pagarse al propietario del predio. Si en el plazo de treinta (30) dias las partes no logran acuerdo sobre La Comision Arbitral, los designara de oficio el Superintendente. En este avaluo no se tomara en consideracion el mayor valor que puedan adquirir los terrenos por las obras proyectadas. La decision de La Comision Arbitral no estara sujeta a recursos, tendra el caracter de irrevocable y se impondra a las partes. Los honorarios de La Comision Arbitral estaran a cargo del Concesionario y seran fijados por el Superintendente.

ART. 131.- Para la constitucion de La Comision Arbitral a que se refiere el articulo 75 de la Ley, la SIE llevara un registro donde se inscrib iran las personas interesadas en integrarla.

ART. 132.- Los interesados que postulen a inscribirse en el registro, deberan acompafiar a su solicitud un certificado de no delincuencia y un certificado de buena conducta, y acreditar por 10 menos diez (10) afios de antiguedad en su profesion. Podran adjuntar otros antecedentes que demuestren experiencia e idoneidad.

ART. 133.- La Comision Arbitral que para cada caso designe el Superintendente, debera estar integrada por tres (3) profesionales con amplia experiencia en el area de que se trate, elegidos de la respectiva nomina de profesionales registrados en la SIE, siguiendo el orden de inscripcion, que deb era ser publico. 51

ART. 134.- La Comision Arbitral, segun sea el caso, podra consultar sobre temas especificos a otros profesionales de areas distintas a las ya mencionadas, a los fines de edificacion, previa a la toma de decisiones.

ART. 135.- El integrante que se declare implicado por tener interes personal en el asunto, 0 vinculos de parentesco con las partes, sera reemplazado por el que sigue en el orden de inscripcion. Tratandose de tachas formuladas por los afectados, resolvera el Superintendente.

ART. 136.- El honorario de La Comision Arbitral sera de cargo del interesado, y sera fijado por el Superintendente.

ART. 137.- La Comision Arbitral debera reunirse en los dias y horas que determine la SIE, la cual podra fijar las sanciones pecuniarias en caso de inasistencia.

ART. 138.- Practicado el avaluo, el presidente de La Comision Arbitral entregara a la SIE el resultado. La SIE pondra en conocimiento de los interesados y de los afectados, mediante carta certificada, una copia debidamente autorizada de dicho avaluo. TITULO VI DE LOS USUARIOS NO REGULADOS

ART. 139.- Para el ejercicio de la condicion de Usuario No Regulado se requiere la debida autorizacion de la SIE, para 10 cual el interesado debera someter la correspondiente solicitud, anexando a la misma toda la documentacion que esta le requiera, de acuerdo con las previsiones del reglamento que dicte la SIE por resolucion, para tales fines.

ART. 140.- Se establece que los usuarios individuales podran asociarse y constituir una persona juridica de las instituidas en el Codigo de Comercio, en la Orden Ejecutiva 520 de 1920 0 por la Ley No. 5038 de 1958 que establece un sistema especial para la propiedad por pisos 0 departamentos, a los fines de convertirse en un unico usuario con una demanda superior a la establecida en el presente Reglamento, para calificar como usuario no regulado. parrafo.- I Se establecen como requisitos indispensables que: i) El usuario del servicio electrico sea una persona juridica, de las indicadas en la parte principal de este articulo; Ii) Que exista la renuncia expresa de los socios de la personajuridica 0 de propietarios de los locales del Condominio (Condomines) y/o de los inquilinos, segun sea el caso, de suscribir contrato de servicio electrico con las concesionarias de distribucion. 52 parrafo.- II Las operadoras de parques de zona franca por la categoria y condicionesjuridicas especiales de dichos parques y por los derechos adquiridos por esas operadoras a traves de la Ley 8-90 y de los Decretos del Poder Ejecutivo que las autorizan, podran clasificar como Usuario No Regulado, previa cumplimiento de los requisitos que consigne la SIE en el reglamento que dicte por resolucion para la autorizacion del ejercicio de Usuario No Regulado, siempre que dicha operadora y un gmpo de empresas de zona franca del parque, en su conjunto reunan el requisito de capacidad y demanda maxima exigido por la Ley y el presente Reglamento para clasificar como Usuario No Regulado. parrafo.- III En dicho reglamento debera establecerse como requisito esencialla declaracion expresa de la operadora del parque que desee ejercer la condicion de Usuario No Regulado en el sentido de que se limitara a distribuir los costos de energia comprada entre las diferentes empresas del parque. parrafo.- IV Asi mismo, debera establecerse que previa a la suscripcion de un contrato de venta de energia de las operadoras del parque con una Empresa de Generacion, la operadora del parque debera depositar en la SIE: a) La constancia de que la operadora ni el grupo de empresas cuyas demandas vayan a formar parte de la demanda maxima requerida a los fines de c1asificar como Usuario No Regulado, tienen deudas pendientes con la Empresa de Distribucion que le suministraba la energia; y b) Que exista una renuncia expresa de los usuarios 0 clientes del parque, cuyas demandas vayan a formar parte de la demanda maxima de dicha operadora, a los fines de completar la demanda maxima requerida por la Ley para c1asificar como Usuario No Regulado, de sus respectivos derechos de contratar con la Empresa de Distribucion que le corresponda, asi como una dec1aratoria de aceptacion de recibir el suministro de energia electrica a traves de la operadora del parque.

ART. 141.- Para determinar la demanda maxima de los solicitantes que sean nuevos usuarios, se tomara en consideracion su capacidad instalada de transformacion de interconexion reflejada en los planos electricos, verificada en campo y se le aplicara un factor de potencia de 0.9. Para establecer la demanda maxima requerida para que los actuales usuarios puedan c1asificar como Usuarios No Regulados, la SIE debera promediar las tres mas altas demandas mensuales en los ultimos doce (12) meses del usuario. El valor resultante debera ser mayor al establecido en el articulo 108 de la Ley, para el afio de que se trate.

ART. 142.- La SIE debera conceder 0 rechazar la autorizacion, previa evaluacion de la solicitud y comprobacion del cumplimiento de los requerimientos legales, en un plazo no mayor de treinta (30) dias laborables contados a partir de la fecha de la solicitud, descontando los dias que tarde el solicitante en suministrar a la SIE, cualquier documentacion 0 informacion adicional que esta le requiera. 53

ART. 143.- Queda prohibido a las personas juridicas y a los condominios los cuales se le autorice a ejercer la condicion de no regulados, comercializar la energia dentro de los Condominios; y en consecuencia queda establecido que las personas juridicas y los condominios solo podran prorratear entre sus asociados y/o entre los condomines, de conformidad con el consumo individual de sus asociados 0 en los porcentajes establecidos en el Reglamento de Condominio, segun fuere el caso, los costos de compra de la energia al suministrador.

ART. 144.- Todo Cliente 0 Usuario No Regulado, debidamente autorizado para el ejercicio de tal condicion, que contrate su suministro de electricidad con Empresas de Generacion u otro suministrador, debera acogerse a y cumplir con, todas las resoluciones que dicte la SIE y el Marco Regulatorio del sub-sector electrico que le sean aplicables.

ART. 145.- La Empresa de Transmision y las de Distribucion deben permitir ellibre acceso a sus redes para el suministro de electricidad a los UNR, debiendo estos ultimos pagar los peajes correspondientes conforme 10 establezca la SIE. El pago de la facturacion que se originen por peajes y su recaudacion es de la exc1usiva responsabilidad del suministrador de la energia al UNR, para 10 cual la Empresa Electrica de que se trate prevera esta situacion en los contratos que suscriba. TITULO VII PUESTA EN SERVICIO DE OBRAS Y SERVICIOS ELECTRICOS CAPITULO I DIPOSICIONES GENERALES

ART. 146.- Las Obras Electricas de generacion, transmision y distribucion deberan ser puestas en servicio despues que la SIE verifique el cumplimiento de las condiciones de calidad, seguridad y preservacion del medio ambiente, de conformidad a 10 previsto por la Ley de Medio Ambiente, para 10 cual las Empresas Electricas deberan solicitar a la SIE con por 10 menos sesenta (60) dias de anticipacion a la fecha de su puesta en servicio, la correspondiente autorizacion. parrafo.- La SIE expedira mediante resolucion los codigos de conexion, procedimientos, especificaciones y norm as tecnicas que deberan seguir las Empresas Electricas para la instalacion y puesta en servicio de Obras Electricas en el SENI y en Sistemas Aislados. CAPITULO II CONDICIONES TECNICAS Y DE CALIDAD DE SERVICIO

ART. 147.- La SIE dictara los pliegos de normas tecnicas que deberan cumplir las obras e instalaciones electricas. Las normas generales establecidas en esta seccion asi como los pliegos podran ser modificados periodicamente, en concordancia con los progresos que ocurran en estas 54 materias. Las normas que dicte la SIE se aplicaran a todas las instalaciones. En el caso de las instalaciones existentes se establecera un plazo razonable de adaptacion.

ART. 148.- La calidad del suministro de electricidad de las Empresas de Distribucion de servicio publico que operen en sistemas cuyo tamafio sea superior ados (2) megavatios (MW) de capacidad instalada de generacion, en cuanto a tension, frecuencia, confiabilidad, contenido de armonicos y otros, correspondera a los estandares que se definen en los articulos siguientes. En los sistemas cuyo tamafio sea inferior 0 igual ados (2) megavatios (MW) en capacidad instalada de generacion, la calidad de suministro sera establecida de comun acuerdo entre el beneficiario del contrato y la municipalidad respectiva, previa aprobacion por la SIE. Los usuarios no podran exigir calidades especiales de servicio por encima de dichos estandares, siendo de la exc1usiva responsabilidad de aquellos que 10 requieran el adoptar las medidas necesarias para lograrlas.

ART. 149.- La operacion del SENI debera mantener niveles de tension resultantes, en las distintas subestaciones, dentro de un rango de mas 0 menos cinco por ciento (± 5%) en torno a la tension nominal. Las variaciones de la tension en la Red de Distribucion deberan estar dentro de un rango de mas 0 menos siete punta cinco por ciento (± 7.5%) de la tension nominal en zonas urbanas y de mas 0 menos diez por ciento (± 10 %) en zonas rurales, salvo Caso Fortuito 0 Fuerza Mayor. Las tensiones nominales de las instalaciones, es decir, aquellas con las que se designa el sistema y a las que se refieren algunas de sus caracteristicas de operacion, seran aquellas aprobadas por la SIE en virtud de 10 dispuesto en el articulo anterior de este Reglamento.

ART. 150.- La frecuencia nominal en los sistemas electricos de corriente alterna, en los que se efectuen suministros de servicio publico, sera 60 Hz. Las condiciones tecnicas para regular la frecuencia en dichos sistemas deberan ser tales que la frecuencia del sistema electrico permanezca dentro del rango de: a) 59.85 a 60.15 Hz durante el 99.0 % del tiempo b) 59.75 a 60.25 Hz durante e199.8 % del tiempo parrafo.- En el caso del SENI, cada Empresa de Generacion integrante del mismo debera poner a disposicion del OC el margen de reserva de regulacion necesaria para satisfacer tales condiciones, mediante sus propias unidades generadoras 0 bien mediante acuerdo comercial con otras Empresas de Generacion integrantes del SENI. Los equipamientos del sistema deberan estar disefiados para tolerar transitorios de frecuencia de por 10 menos +3 y -2 Hz.

ART. 151.- Las Empresas Electricas de Transmision y de Distribucion, participantes en el SENI, seran responsables por el control del flujo de energia reactiva en los puntos de intercambio. parrafo.- Los generadores requeridos al despacho por razones economicas, de seguridad y de regulacion de tension estan obligados a participar en el control de tension, por medio de la generacion 0 absorcion de potencia reactiva segun se especifica a continuacion: a) Entregar en forma permanente, hasta el noventa por ciento (90%) del limite de potencia reactiva, inductiva 0 capacitiva, en cualquier punta de operacion que este dentro de las caracteristicas tecnicas de la maquina, dadas por la curva de capabilidad. 55 b ) Entregar en forma transitoria, el cien por ciento (100%) de la capacidad arriba mencionada durante 20 minutos continuos, con intervalos de 40 minutos. c) Establecer los taps (intercambiadores de tension) de los transformadores en las posiciones que el OC solicite. d) Mantener la tension en Barras que el OC solicite.

ART. 152.- Los equipamientos del sistema electrico deberan tener un adecuado funcionamiento ante las siguientes distorsiones en la forma de onda de la tension: a) El nivel maximo de distorsion de armonicos, en condiciones normales de operacion, debera ser inferior a los limites establecidos por las normas IEEE-1159 Recommended Practice for Monitoring Electric Power Quality. b ) En condiciones normales, la componente de secuencia negativa de la tension de fase debera permanecer por debajo del uno por ciento (1%) de la tension nominal. c) El pestafieo ("flicker") debera mantenerse dentro de limites que sean reconocidos en normas internacionalmente aceptadas.

ART. 153.- Dentro de los limites establecidos en este Reglamento y previa aprobacion por la SIE, los Beneficiarios de los Contratos de Otorgamiento de Derechos para la Explotacion de Obras Electricas relacionadas con el servicio publico de distribucion podran imponer condiciones tecnicas al suministro a sus usuarios, tales como exigencias de puesta a tierra, inyeccion maxima de armonicos, pestafieos, etc.

ART. 154.- Las Empresas de Distribucion y Usuarios No Regulados, deberan controlar que su demanda en Barra de compra de electricidad tenga como minimo un Factor de Potencia medio mensual inductivo de cero punta nueve (0.9). parrafo.- Lo estipulado en este articulo podra ser objeto de modificacion mediante resolucion de la SIE, una vez sea revisado el esquema tarifario aplicado a Usuarios Regulados vigente al momenta de la promulgacion del presente Reglamento.

ART. 155.- La obligacion de mantener calidad de servrcio no regira durante condiciones de Fuerza Mayor 0 de Caso Fortuito.

ART. 156.- Cuando la salida intempestiva de un generador pueda causar un colapso del SENI, dicho generador debera ser limitado en su despacho a una potencia tal que su salida intempestiva no cause un colapso del SENI. Asimismo, cuando la salida intempestiva de una linea de transmision pueda causar un colapso del SENI, dicha linea de transmision debera ser restringida en su capacidad de trans porte de modo que su salida intempestiva no cause un colapso del SENI. El OC verificara, con los estudios entregados al momenta de solicitar la conexion al SENI y/o con estudios al momenta de realizar la planificacion de la operacion, que la salida intempestiva a potencia nominal 0 la salida intempestiva a capacidad nominal de transmision de una linea no produce colapso. En caso contrario, debera definir los niveles de restriccion a imponer en el despacho 0 capacidad de transmision segun corresponda. 56

ART. 157.- La SIE establecera mediante resolucion los estandares de calidad que debe cumplir el servicio prestado por las Empresas Electricas en 10 referente a continuidad, numero de interrupciones y otros que se exijan y las compensaciones a que tendran derecho los Usuarios de Servicio Publico por el incumplimiento de los estandares establecidos. CAPITULO III CONDICIONES GENERALES DE SEGURIDAD

ART. 158.- Es deber de los Concesionarios y los Beneficiarios de los Contratos de Otorgamiento de Derechos de Explotacion de Obras Electricas y, en general, de todo propietario de instalaciones electricas, mantener sus instalaciones en buen estado de servicio y en condiciones para evitar todo peligro para las personas 0 cosas, cumpliendo con las normas correspondientes que expida la SIE. CAPITULO IV DE LOS APORTES DE FINANCIAMIENTOS REEMBOLSABLES

ART. 159.- De conformidad con 10 establecido en el articulo 103 de la Ley, las Empresas Electricas de Distribucion podran convenir aportes de financiamientos reembolsables con sus nuevos clientes y con aquellos que amplian sus consumos. Dicho aporte podra efectuarse de dos formas: a) El Peticionario podra construir las obras de extension sobre la base de un proyecto aprobado por la empresa electrica. El valor de estas instalaciones, que corresponda al financiamiento reembolsable aportado por el Peticionario, sera determinado entre las partes en el momenta de aprobar el proyecto; b ) El Peticionario podra financiar las obras por el valor determinado entre las partes, obligandose la Empresa Electrica a interconectarse una vez terminadas las mismas.

ART. 160.- De conformidad con 10 establecido en el articulo 104 de la Ley, la SIE determinara, los valores maximos de los aportes de financiamiento reembolsables y su formula de indexacion, en la forma y condiciones que establezca en el reglamento que dicte al efecto.

ART. 161.- No se exigiran aportes de financiamiento reembolsables a consumidores, cuya potencia sea inferior a diez (10) kw, y se conecten a Redes de Distribucion. Este valor de potencia podra ser modificado mediante resolucion de la SIE cuando el sistema 10 requiera. 57

ART. 162.- La forma y el plazo de las devoluciones de los aportes se determinaran en un contrato que debera ser suscrito entre la Empresa de Distribucion y la persona natural 0 juridica que hace el aporte reembolsable.

ART. 163.- Cualquier desacuerdo entre las partes, en relacion con los aportes reembolsables, sera resuelto por la SIE, conforme a 10 establecido en el reglamento que dicte a tales fines, 10 cual debera hacerse constar en los contratos que suscriban las partes al efecto. TITULO VIII CODIGO DE OPERACION DEL SENI CAPITULO I ALCANCE

ART. 164.- Son alcances del presente titulo: a) Establecer los criterios y procedimientos que se deben seguir para la programacion y operacion del SENI; b ) Establecer las obligaciones de los Agentes del MEM conectados al SENI relacionadas con la operacion de sus instalaciones, y con la informacion necesaria para realizar las maniobras, la coordinacion, la supervision y el control del SENI, que debe ser transferida al CCE y al OC; c) Establecer las obligaciones del CCE relacionadas con la operacion del SENI y con las informaciones que deben transferir a los Agentes del MEM conectados al rrusmo, inc1uyendo su forma y oportunidad de entrega. CAPITULO II OBLIGACIONES Y RESPONSABILIDADES DE LOS AGENTES DEL MEM, DEL OC YDELCCE

ART. 165.- En el SENI, las Empresas de Generacion, Transmision, Distribucion y los Usuarios No Regulados, estan obligados a operar sus instalaciones y a suministrar la informacion necesaria para programar y coordinar la operacion del mismo en la oportunidad, manera y forma que se sefialan en este Reglamento.

ART. 166.- La operacion en tiempo real de las unidades generadoras, del Sistema de Transmision, de los Sistemas de Distribucion y de los Usuarios No Regulados integrados al SENI, sera efectuada directamente por sus titulares, bajo su propia responsabilidad, bajo las instrucciones del CCE y de acuerdo con los programas y politicas de pre-despacho de operacion establecidos por el OC, los cuales seran de cumplimiento obligatorio para todos los Agentes del MEM, salvo causas de Fuerza Mayor.

ART. 167.- Las desviaciones de los programas de operacion respecto de la realidad seran resueltas por el CCE de acuerdo a pautas preestablecidas por el oc. El CCE informara al OC de 58 las desviaciones producidas y de sus causas, para que se adopten las medidas correctivas que correspondan.

ART. 168.- El OC es responsable de la planificacion y coordinacion de la operacion del Sistema Interconectado. La operacion del SENI en tiempo real esta a cargo del CCE, de acuerdo a 10 establecido en la Ley y el presente Reglamento. Estas actividades se desarrollaran las veinticuatro (24) horas del dia, todos los dias del afio. parrafo.- Tanto el CCE como el OC contaran con el personal, las instalaciones y equipos necesarios para realizar sus funciones. El OC es responsable de la programacion y reprogramacion de la operacion del SENI, conforme se indica en el presente Reglamento. Tanto el CCE como el OC contaran en todo momenta por 10 menos con un ingeniero de tumo, encargado de impartir las instrucciones de operacion en el caso del CCE y de planificar y coordinar la operacion del SENI, en el caso del OC.

ART. 169.- Las funciones del CCE son, entre otras: a) Dar las instrucciones a los Agentes del MEM conectados al SENI para realizar la operacion en tiempo real, siguiendo las politicas de operacion, el Programa de Operacion Diario 0 su reprogramacion preparado por el OC; b ) Requerir al OC la reprogramacion de la operacion del SENI; c) Adecuar la configuracion del sistema a las circunstancias; la misma que, en 10 posible, debe ser la recomendada por el OC en el Programa de Operacion Diario 0 en su reprogramacion; d) Coordinar acciones para garantizar la seguridad del sistema, la calidad del servicio y la economia del sistema; e) Supervisar, en tiempo real, los caudales y niveles de los embalses, la reserva rotante, la frecuencia, el perfil de tensiones, los flujos de potencia activa y reactiva, etc., en instalaciones 0 equipos vinculados al SENI; f) Dirigir la ejecucion de maniobras del SENI; g) Dirigir el restablecimiento del SENI luego de una perturbacion; h) Delegar en un Agente del MEM, la coordinacion de la operacion en tiempo real de sus funciones 0 parte de estas de un area por un periodo definido por razones de catastrofe 0 imposibilidad de comunicaciones. La delegacion debe quedar c1aramente registrada por el emisor y el receptor; i) Registrar, evaluar y difundir la informacion de la operacion en tiempo real del SENI; j) Informar al OC y a los Agentes del MEM conectados al SENI de la ejecucion del programa de operacion diario. k) Elaborar el manual de procedimiento, para la restauracion del Sistema Interconectado luego de una perturbacion que obligue un arranque en negro.

ART. 170.- Las Empresas de Generacion, Transmision y Distribucion, contaran necesariamente con un Centro de Control para la operacion en tiempo real de sus instalaciones, los cuales estan obligados a cumplir las instrucciones del CCE y contaran con los recursos humanos y materiales necesarios para operar fisicamente sus instalaciones, adquirir informacion del SENI automaticamente y para coordinar e intercambiar informacion en tiempo real con el CCE. 59

ART. 171.- Los Centros de Control deben contar en todo momenta con, por 10 menos, un supervisor de turno encargado de operar las instalaciones del integrante siguiendo las instrucciones del CCE. Asi mismo, deben contar con un responsable unico de la operaci6n del Centro, en calidad de jefe del Centro de Control, nombrado ante el CCE y el Oc.

ART. 172.- Los Agentes del MEM son responsables de la seguridad de las personas y de sus instalaciones.

ART. 173.- Las Empresas de Distribuci6n deberan presentar a la SIE, a mas tardar el dia treinta (30) de noviembre de cada afio, el programa anual de mantenimiento de las subestaciones de distribuci6n. De igual manera debera presentar a la SIE un programa semanal de los circuitos de distribuci6n que recibiran mantenimiento preventivo.

ART. 174.- La Empresa de Transmisi6n Electrica Dominicana (ETED) y las Empresas de Generaci6n deberan presentar a la SIE para su aprobaci6n a mas tardar el dia treinta (30) de noviembre de cada afio, el programa anual de mantenimiento de sus instalaciones.

ART. 175.- Las Empresas de Distribuci6n deberan publicar, semanalmente, en dos (2) peri6dicos de circulaci6n nacional, las causas de las interrupciones programadas, las zonas afectadas y los tiempos de duraci6n. Las interrupciones no programadas deberan ser informadas a la SIE, a mas tardar a las 10:00 (diez) horas de la manana del dia siguiente a su ocurrencia, mediante los medios de comunicaci6n que la SIE considere mas efectivo. Las Empresas de Distribuci6n no podran dar mantenimiento programado ni los sabados a partir de las doce del mediodia ni los domingos ni dias feriados, a menos que dichos mantenimientos se efectuen sin interrupci6n del suministro de energia electrica. parrafo.- Se concede un plazo de seis (6) meses a partir de la publicacion del presente Reglamento para que las Empresas de Distribucion se equipen adecuadamente y puedan realizar el mantenimiento de las redes de distribucion sin la ocurrencia del corte de energia (mantenimiento en caliente). CAPITULO III PROGRAMACION DE LA OPERACION DEL SENI SECCION III.I. PROGRAMACION DE LA OPERACION

ART. 176.- La planificaci6n de la operaci6n del SENI comprendera las programaciones que se indican a continuaci6n: a) Programaci6n del Mantenimiento Mayor. b) Programaci6n de largo plazo. c) Programaci6n de mediano plazo. d) Programaci6n de corto plazo. 60

ART. 177.- La programacion de la operacion de corto plazo del Sistema Interconectado se realizaran segun los procedimientos que se especifican a continuacion: a) Procedimiento de programacion semanal. b ) Procedimiento de programacion diaria.

ART. 178.- La programacion de la operacion de corto, mediano y largo plazo se determinara con estudios de planificacion de la operacion, que garanticen una operacion confiable y de minimo costa economico, que lleve a minimizar los costos de operacion para el conjunto de las instalaciones de generacion y transmision, con independencia de la propiedad de sus instalaciones y de los contratos de suministro.

ART. 179.- La programacion de demanda de potencia y energia seran determinadas por el OC, para los fines de operacion del corto, mediano y largo plazo, sobre la base de los antecedentes de la demanda real, que comunicaran las Empresas de Generacion para sus contratos de largo plazo y las Empresas de Distribucion y Usuarios No Regulados para sus compras en el Mercado Spot y tomando en cuenta la distribucion geografica, estacional, diaria y horaria.

ART. 180.- La Empresa de Transmision y las Empresas de Generacion que participen en el SENI entregaran al OC la siguiente informacion necesaria para realizar la planificacion de la operacion segun corresponda: a) Estado y caracteristicas topologicas del Sistema de Transmision. b) Existencia de combustibles almacenados en las centrales. c) Precios y calidades de los combustibles. d) Nivel de agua de los embalses. e) Caudales afluentes presentes e historicos de las centrales hidroelectricas. f) Caracteristica de produccion de las centrales hidroelectricas. g) Operatividad y rendimiento de las unidades generadoras. h) Consumo Especifico Medio de combustible por kWh neto entregado a la red de transmision y costa variable no combustible de centrales termoelectricas. i) La informacion de los contratos de suministro y transporte de combustible a cada una de las plantas en operacion, segun formato a ser proporcionado por el OC, correspondiente a: 1) Vigencia del contrato y suministrador. 2) Caracteristicas del combustible a suministrar (tipo, calidad, poder calorifico, etc.) 3) Precio y formulas de reajuste 0 actualizacion. 4) Costo de transporte del combustible a la planta. 5) Condiciones contractuales que afecten el precio. j) Cuando el Consejo de Coordinacion del OC 10 solicite, los Agentes del MEM operadores de sistemas de generacion deberan entregar copia de las facturas de compra de combustible. Estas facturas deberan inc1uir los costos de combustible y transporte, que respalden la informacion semanal de precios de combustibles entregados para realizar los Programas de Operacion Semanal. En aquellos casos en que un Agente del MEM operador de sistema de generacion no cuente con un precio de compra de combustible y transporte definido para la semana en que se realizara la programacion de la operacion, debera informar los ultimos precios de combustible y transporte disponibles. Los Agentes del MEM opera dores de sistemas de generacion deberan entregar las facturas de compra de 61 combustible y costos de transporte a mas tardar dentro de los tres (3) dias laborables siguientes a ser solicitados por la administracion del oc. k) El esquema de alimentacion de combustible de cada unidad generadora inc1uyendo tanques de almacenamiento, puntos de medicion y caracteristicas tecnicas de dichos sistemas de medicion. 1) Deberan informar ademas los analisis de calidad de combustible y el balance mensual de combustible y produccion de energia electrica de cada una de sus unidades 0 grupo de unidades segun los elementos de medicion disponibles (balance simple entre produccion de energia electrica y consumo de combustible), segun formato tipo para la presentacion del balance mensual de consumo de combustible y produccion de energia electrica a ser proporcionado por el oc. parrafo.- La administracion del OC puede solicitar la presentacion de los contratos de suministro y transporte de combustible para verificar la informacion proporcionada. Las Empresas de Generacion deberan mostrar los contratos a mas tardar dentro de los tres (3) dias laborables siguientes ala solicitud de la administracion. El incumplimiento de esta disposicion constituira una falta grave.

ART. 181.- La informacion sefialada en el articulo anterior, sera entregada, justificada y actualizada en la forma, oportunidad y periodicidad que el OC establezca.

ART. 182.- La informacion relativa a precios y calidad de los combustibles en centrales termoelectricas, para la programacion de la operacion tendra una vigencia minima de una semana. La programacion de largo plazo sera elaborada por el OC, utilizando precios referenciales de combustibles del mercado internacional.

ART. 183.- El costa variable de produccion de una unidad generadora termoelectrica se obtiene mediante la adicion del costa variable combustible y del Costo Variable No Combustible. parrafo.- I El costa variable combustible se calcula como el producto del consumo especifico y del precio de combustible. El Costo Variable No Combustible, informado por cada Empresa de Generacion, no sera superior al dos por ciento (2%) del costa variable combustible en el caso de turbinas a gas usando petroleo, al seis por ciento (6%) en el caso de centrales de ciclo combinado usando petroleo, al siete por ciento (7%) en el caso de centrales a vapor usando petroleo, al doce punta cinco por ciento (12.5%) en el caso de centrales a vapor usando carbon y al cuatro por ciento (4%) en el caso de motores diesel. parrafo.- II En el caso de que incursionen en el mercado de generacion tecnologias y tipos de combustibles no indicados anteriormente, la SIE establecera mediante resolucion los porcentajes de Costo Variable No Combustible que apliquen.

ART. 184.- El Mantenimiento Mayor de las unidades generadoras y equipos de transmision pertenecientes al SENI sera coordinado por el oc. parrafo.- Se entendera por Mantenimiento Mayor aquel cuya ejecucion requiera el retiro total de la unidad generadora 0 equipo de transmision, durante un periodo igual 0 superior a ciento sesenta y ocho (168) horas. 62

ART. 185.- El OC coordinara el Mantenimiento Mayor, de las unidades generadoras y lineas de transmision, de acuerdo con 10 siguiente: a) Elaborara, para el afio calendario siguiente, sobre la base de la informacion proporcionada por los Agentes del MEM, que debera ser entregada al OC a mas tardar el treinta (30) de septiembre de cada afio, un programa preliminar de Mantenimiento Mayor para el proximo afio, que minimice el costa anual de operacion y Racionamiento del SENI. Este programa sera comunicado a los Agentes del MEM, a mas tardar el treinta y uno (31) de octubre de cada afio. b) Cada Agente del MEM comunicara al OC, en la forma en que este 10 establezca, sus observaciones al programa preliminar a mas tardar el quince (15) de noviembre de cada afio, indicando periodos alternativos para el Mantenimiento Mayor de sus unidades y equipos de transmision. c) Evaluados los periodos alternativos propuestos por los Agentes del MEM, el OC establecera un programa definitivo que, considerando los nuevos antecedentes, minimice los costos de operacion y Racionamiento. Este programa sera comunicado a los Agentes del MEM, a mas tardar el treinta (30) de noviembre de cada afio. d) Los Agentes del MEM deberan efectuar el Mantenimiento Mayor cifiendose al programa definitivo y comunicaran al OC, con siete (7) dias calendario de anticipacion, el retiro de servicio de la unidad genera dora, equipo de transmision 0 distribucion correspondiente. La conclusion del mantenimiento sera comunicada al oc. e) El OC podra solicitar modificaciones al programa definitivo de Mantenimiento Mayor cuando las condiciones de abastecimiento del SENI 10 requieran y ello sea factible. Por razones justificadas los Agentes del MEM podran solicitar cambios en el programa definitivo de mantenimiento de sus unidades 0 equipos de transmision, los cuales para ser ejecutados, deberan contar con la aprobacion del oc.

ART. 186.- El OC debera presentar a la SIE, dentro de los primeros veintitres (23) dias del mes siguiente al cual corresponde, un informe resumido que contendra las siguientes materias: a) Informe mensual de transacciones economicas, incluyendo: 1) Costos Marginales de Corto Plazo de la energia para cada una de las horas del mes anterior. 2) Informaciones de Costo Marginal de Potencia de Punta. 3) Resumen de las mediciones de inyecciones y retiros horarios de energia. 4) Transferencias de electricidad y sus correspondientes pagos entre Agentes del MEM ocurridos durante el mes anterior. 5) Determinacion del Derecho de Conexion y pagos entre Agentes del MEM. 6) Otros pagos entre Agentes del MEM. b) Informe mensual de operacion real, incluyendo: 1) Desviaciones mas importantes entre la programacion y la operacion real de las unidades generadoras. 2) Hechos relevantes ocurridos en la operacion del sistema, tales como vertimientos en centrales hidroelectricas y fallas de unidades generadoras 0 de lineas de transmision. 3) Produccion mensual de las unidades de generacion. 4) Potencia instalada y capacidad efectiva disponible. 5) Informe pormenorizado del programa de mantenimiento. 63 c) Informe mensual del programa de operacion de mediano plazo, inc1uyendo: 1) Demanda estimada para los proximos doce (12) meses por bloques horarios del SENI, Empresas de Distribucion y Usuarios No Regulados. 2) Informacion de nuevos proyectos para los proximos doce (12) meses. 3) Programa de operacion para los siguientes doce (12) meses, con un detalle de la generacion esperada mensual por bloques horarios de cada central. 4) Costos Marginales esperados para los proximos doce (12) meses. parrafo.- La SIE podra solicitar cualquier otra informacion adicional que considere conveniente.

ART. 187.- El OC presentara a la SIE, hasta el quince (15) de febrero de cada afio, un informe que contendra: a) Una sintesis de las condiciones de operacion del SENI y del mercado en el afio calendario anterior, que contendra por 10 menos los antecedentes de produccion, demanda, hechos relevantes, transacciones economicas y precios del Mercado Spot. b) Cualquier otra informacion que previamente requiera la SIE. SECCION IILII. PROGRAMA DE OPERACION DE LARGO PLAZO

ART. 188.- El treinta (30) de noviembre de cada afio el OC debera remitir a los Agentes del MEM, al CCE y a la SIE, el programa de operacion de largo plazo definitivo para los cuatro (4) afios siguientes, el cual sera elaborado con las informaciones de la base de datos de mediano y largo plazo, que sera creada de acuerdo a 10 indicado en el presente Reglamento.

ART. 189.- La programacion de largo plazo considerara la produccion mensual de las centrales para los proximos cuarenta y ocho (48) meses, expresada en bloques horarios de energia para dias tipicos de consumo. Esta programacion debera ser actualizada cada afio y debera contener las siguientes informaciones: a) Demanda de energia electrica, por bloques horarios de cada meso b ) Energia no suministrada, por bloques horarios de cada meso c) Produccion de cada planta generadora, por bloques horarios de cada meso d) Caudales afluentes, turbinados y vertidos, promedio mensual. e) Consumo mensual de combustible por planta generadora, segun el tipo de combustible. f) Observaciones presentadas por los Agentes del MEM y decisiones adoptadas por el oc.

ART. 190.- El Consejo de Coordinacion del OC debera definir los modelos a utilizar para realizar estos programas de operacion.

ART. 191.- La programacion de la operacion de largo plazo se realizara segun el calendario que se establece a continuacion: a) Hasta el treinta (30) de septiembre de cada afio los Agentes del MEM podran actualizar las informaciones de la base de datos de mediano y largo plazo. 64 b) Con estas informaciones y la informacion relevante de la base de datos, el OC preparara el borrador del programa de operacion de largo plazo y 10 enviara a los Agentes del MEM y a la SIE, a mas tardar el dia treinta y uno (31) de octubre de cada afio. c) Hasta el dia quince (15) de noviembre de cada afio, los Agentes del MEM podran enviar sus observaciones al OC que las resolvera y tomara las decisiones de lugar, las cuales incluira en el programa definitivo de operacion de largo plazo, que debera enviar a los Agentes del MEM y a la SIE, a mas tardar el treinta (30) de noviembre de cada afio. SECCION IIUII.PROGRAMA DE OPERACION DE MEDIANO PLAZO

ART. 192.- Cada mes el OC debera preparar el programa de operacion de mediano plazo para los doce (12) meses siguientes, expresado en bloques horarios de energia, sobre la base de las informaciones contenidas en la base de datos de mediano y largo plazo y deb era notificar dicho programa a los Agentes del MEM, al CCE y a la SIE. El Consejo de Coordinacion debera definir los modelos a utilizar para realizar estos programas de operacion.

ART. 193.- La programacion de mediano plazo debera contener las siguientes informaciones: a) Demanda de energia electrica, por bloques horarios y dias tipicos de cada meso b ) Energia no suministrada, por bloques horarios y dias tipicos de cada meso c) Produccion de cada planta generadora, por bloques horarios y dias tipicos de cada meso d) Caudales afluentes, turbinados y vertidos, promedio mensual. e) Consumo mensual de combustible por planta generadora, y segun el tipo de combustible. f) Observaciones presentadas por los Agentes del MEM y decisiones adoptadas por la direccion del oc.

ART. 194.- La programacion de mediano plazo se realizara segun el calendario que se establece a continuacion: a) Hasta el dia ocho (8) de cada mes, los Agentes del MEM podran actualizar las informaciones de la base de datos de mediano y largo plazo para los siguientes doce (12) meses. b) Con estas informaciones y la informacion relevante de la base de datos del SENI, el OC debera enviar un borrador del programa de operacion de mediano plazo a los Agentes del MEM y a la SIE, a mas tardar el dia dieciocho (18) de cada meso c) Los Agentes del MEM podran enviar sus observaciones hasta el dia veintiuno (21) de cada mes al OC, que las analizara y tomara las decisiones de lugar, las cuales incluira en el programa definitivo de operacion de mediano plazo, que debera enviar a los Agentes del MEM y a la SIE, a mas tar dar el dia veintitres (23) de cada meso SECCION IIUY.PROGRAMA SEMANAL DE OPERACION 65

ART. 195.- Cada semana, el OC preparara el Programa Semanal de Operacion y 10 comunicara a los Agentes del MEM, al CCE y a la SIE, antes de las 12:00 horas del penultimo dia de cada semana calendario. parrafo.- La semana ealendario que regira el Programa Semanal de Operacion comprendera siete (7) dias, de sabado a viemes.

ART. 196.- El Programa Semanal de Operacion debera contener las siguientes informaciones: a) La produccion semanal, con detalle horario, de cada una de las maquinas del SENI. b) Los Costos Marginales esperados en el Nodo de Referencia y en aquellos nodos desacoplados economicamente en que se realicen entregas y/o retiros de energia. c) El pronostico de energia no suministrada en cada hora y la distribucion del deficit entre las Empresas de Distribucion y Usuarios No Regulados. d) Las maquinas requeridas por restricciones de transporte. e) Las maquinas que realizaran la Regulacion Primaria de Frecuencia. f) La reserva operativa y las maquinas que aportaran a dicha reserva. g) La Reserva Fria y las unidades que aportaran a dicha reserva. h) Las decisiones adoptadas por el OC, con relacion a las observaciones formuladas por los Agentes del MEM.

ART. 197.- Hasta las 12:00 horas del antepenultimo dia de cada semana calendario, los Agentes del MEM podran actualizar las informaciones de la base de datos semanal. Con estas informaciones y la informacion relevante de la base de datos del sistema, el OC preparara el borrador del Programa Semanal de Operacion. parrafo.- lEI OC debera enviar dieho borrador de Programa Semanal de Operacion a los Agentes del MEM y ala SIE, a mas tardar a las 12:00 horas del penultimo dia de eada semana. Los Agentes del MEM podran enviar sus observaeiones, hasta las 18:00 horas de ese mismo dia, al OC, que las analizara y tomara las deeisiones de lugar, las cuales incluira en el Programa Semanal de Operacion definitivo, el eual debera enviar a los Agentes del MEM y a la SIE, a mas tardar a la 12:00 horas del ultimo dia de eada semana. parrafo.- II En easo que un Agente del MEM no quedase eonforme con las deeisiones adoptadas por el OC, podra presentar su diserepaneia al Consejo de Coordinacion del OC, a mas tardar a las 18:00 horas del dia laborable subsiguiente, el eualla analizara y adoptara las resolueiones de lugar. parrafo.- III En easo que el OC no pudiese enviar la programacion en la feeha y horario indieados, queda obligado a notifiearlo oportunamente a los Agentes del MEM y a la SIE, salvo para periodos de retraso inferiores a treinta (30) minutos. En tal easo, los Agentes del MEM tendran el mismo tiempo de retraso adieional para realizar sus observaeiones.

ART. 198.- Pronostico de demanda El OC determinara la demanda del SENI sobre la base de la informacion contenida en la base de datos semanal y las estadisticas de consumos de Empresas de Distribucion y Usuarios No Regulados, asi como el estimado de la potencia correspondiente a la energia no servida. 66

ART. 199.- De conformidad con el articulo 112 de la Ley, las empresas que produzcan energia electrica a partir de medios no convencionales que son renovables como: la hidroelectrica, la eolica, solar, biomasa, marina y otras fuentes de energia renovable tendran derecho de preferencia, en igualdad de precios y condiciones, en la venta y despacho de electricidad. A tales fines, el OC y el CCE estaran obligados a hacer efectivo dicho derecho de preferencia al momenta de despachar y ejecutar la operacion del SENI.

ART. 200.- Despacho de Centrales Hidroelectricas de Pasada. El despacho de las centrales hidroelectricas de pasada tendran la primera prioridad de colocacion en la curva de carga.

ART. 201.- Despacho de centrales hidroelectricas de embalse La Empresa de Generacion Hidraulica (EGEHID) debera comunicar al OC, adicionalmente ala informacion de las centrales hidroelectricas de pasada establecida en la base de datos semanal, y antes de las 12:00 horas del antepenultimo dia habil de cada semana, la siguiente informacion de sus centrales de embalse: a) Energia a producir en cada dia de la semana por requerimientos aguas abajo, segun las normas relativas al uso del agua para las centrales hidroelectricas. b ) Energia semanal a producir por decision economica. parrafo.- EI OC utilizara esta informacion de generacion diaria y el monto semanal, con el objeto de lograr el despacho mas economico para el conjunto de las instalaciones, colocando la produccion horaria de estas centrales en las horas de mayor demanda, 0 en aquellas horas en que por razones de reserva operativa, regulacion de frecuencia, regulacion de tension y/o seguridad de servicio se requiem generacion hidroelectrica. EI OC podra ademas, por decision economica, modificar en mas 0 en menos un cinco por ciento (± 5%), la energia semanal a despachar infonnada por la empresa.

ART. 202.- Despacho de centrales termoelectricas. El despacho de las centrales termoelectricas se realizara en forma posterior al despacho de las unidades hidroelectricas, segun orden de merito estricto de menor a mayor costa variable de despacho (CVD), hasta completar la demanda, minimizando la energia no suministrada y respetando las restricciones operativas de las unidades y del Sistema de Transmision. Hasta tanto no se disponga del conjunto de restricciones de transmision, por razones de seguridad, determinado sobre la base de estudios del SENI, el OC podra utilizar las recomendaciones que a tal efecto le comunique por escrito el CCE al momenta de realizar la programacion semanal, la programacion diaria y las reprogramaciones diarias. El OC debera determinar con los model os tecnicamente apropiados las unidades que por restricciones de minimos tecnicos, tiempos de arranque u otras restricciones, deben permanecer en operacion durante algunas horas. 67 El OC debera determinar con los modelos tecnicamente apropiados, segun el caso, las unidades que por necesidad de reactivos 0 seguridad del SENI deben ser despachadas a potencia constante. El costa variable de despacho se define como sigue: CVD : Costo Variable de Produccion / factor de nodo de energia, Donde: CVP : Costo Variable de Produccion CVP : Consumo especifico medio * precio combustible en planta + Costo Variable No Combustible

ART. 203.- Regulacion Primaria de Frecuencia. La Regulacion Primaria de Frecuencia es obligatoria y debera ser realizada por todas las Empresas de Generacion, a menos que exista algun acuerdo en contrario entre las Empresas de Generacion, previamente aprobado por la SIE, la cuallo notificara por escrito al OC y al CCE. parrafo.- Se fija como margen para Regulacion Primaria de Frecuencia el tres por ciento (3%) de la generacion. Si este valor no fuere suficiente para mantener la frecuencia dentro de los margenes establecidos, el OC podra subir este porcentaje, pero en ningun caso podra ser superior al cinco por ciento (5%) de la generacion.

ART. 204.- Regulacion de Tension. Cada Empresa de Generacion estara obligada a cumplir con los siguientes mandatos: a) Entregar en forma permanente, hasta el noventa por ciento (90%) del limite de potencia reactiva, inductiva 0 capacitiva, en cualquier punta de operacion que este dentro de las caracteristicas tecnicas de la maquina, dadas por la curva de capabilidad para la maxima capacidad de refrigeracion. b ) Entregar en forma transitoria, el cien por ciento (100%) de la capacidad arriba mencionada durante veinte (20) minutos continuos, con intervalos de cuarenta (40) minutos. c) Mantener la tension en Barras que le solicite el Oc. parrafo.- La Empresa de Transmision debera poner a disposicion del SENI todo el equipamiento para el control de tension y suministro de potencia reactiva, incluyendo compensadores sincronicos y estaticos y la reserva necesaria.

ART. 205.- Regulacion Secundaria de Frecuencia. La Regulacion Secundaria de Frecuencia, se fija en un tres por ciento (3%) de la demanda y debera estar distribuida entre al menos tres (3) unidades hidroelectricas 0 entre las maquinas de mayor Costo Variable de Despacho en cada hora, en caso de que no existiere capacidad suficiente en maquinas hidroelectricas. 68 SECCION IlLY. PROGRAMA DIARIO DE OPERACION

ART. 206.- El OC preparara el Programa Diario de Operacion y 10 comunicara a los Agentes del MEM, al CCE y a la SIE, antes de las 18:00 horas del dia anterior.

ART. 207.- El Programa Diario de Operacion contendra las siguientes informaciones: a) El programa de produccion diaria (potencia activa y reactiva), con detalle horario, de cada una de las plantas generadoras del SEN!. b) Configuracion del Sistema de Transmision. c) Los Costos Marginales esperados en el Nodo de Referencia y en aquellos nodos desacoplados economicamente en que se realicen entregas y/o retiros de energia. d) El pronostico de energia no suministrada en cada hora, y la distribucion del deficit entre las Empresas de Distribucion y los Usuarios No Regulados. e) Las maquinas requeridas por restricciones de transporte en cada hora. f) Las maquinas que realizaran la Regulacion Primaria de Frecuencia en cada hora. g) Las instrucciones para corregir el programa de operacion ante desviaciones. h) La reserva operativa y las maquinas que aportaran a dicha reserva en cada hora. i) La Reserva Fria y las unidades que aportaran a dicha reserva en cada hora. j) Las decisiones adoptadas por la Direccion del OC con relacion a las observaciones formuladas por los Agentes del MEM.

ART. 208.- El Programa Diario de Operacion comprendera las 24 horas del dia, entre las 0:00 y las 24:00 horas y se realizara segun el calendario que se establece a continuacion: a) Hasta las 10:00 horas del dia anterior, los Agentes del MEM podran actualizar las informaciones establecidas en la base de datos diaria. Con estas informaciones y la informacion relevante de la base de datos del sistema, el OC preparara el borrador de Programa Diario correspondiente al dia siguiente. b ) El OC debera enviar dicho borrador de Programa de Operacion Diario a los Agentes del MEM y a la SIE, a mas tardar a las 14:00 horas del dia anterior. Hasta las 16:00 horas de ese mismo dia, los Agentes del MEM podran enviar sus observaciones a la direccion del OC que las analizara y tomara las decisiones de lugar, las cuales incluira en el Programa Diario de Operacion definitivo que debera enviar a los Agentes del MEM y a la SIE, a mas tardar hasta las 18:00 horas del dia anterior al dia del programa. c) En caso que un Agente del MEM no quedase conforme con la decision adoptada por el OC, podra presentar su discrepancia, a mas tardar a las 18:00 horas del dia subsiguiente, ante el Consejo de Coordinacion del OC, el cualla considerara y emitira las resoluciones delugar. d) En caso que el OC no pudiese enviar la programacion en la fecha y horario indicados, tiene la obligacion de notificarlo oportunamente a los Agentes del MEM y a la SIE (salvo para periodos de retraso inferiores a 30 minutos). En tal caso, los Agentes del MEM tendran el mismo tiempo de retraso adicional para realizar sus observaciones. 69

ART. 209.- Pronostico de demanda diaria. El OC determinara la demanda del sistema sobre la base de la informacion contenida en la base de datos semanal y las estadisticas de consumos de Empresas de Distribucion y Usuarios No Regulados, asi como el estimado de la potencia correspondiente a la energia no servida.

ART. 210.- Despacho de centrales hidroelectricas de pasada. El despacho de las centrales hidroelectricas de pasada tendra la primera prioridad de colocacion en la Curva de Carga.

ART. 211.- Despacho de centrales hidroelectricas de embalse. Sobre la base de la programacion semanal y de la informacion de la base de datos diaria, el OC procedera a colocar la energia diaria de las centrales hidroelectricas de embalse en las horas de mayor demanda, 0 en aquellas horas que requieran generacion hidroelectrica por razones de regulacion de frecuencia, regulacion de tension y/o seguridad de servicio. parrafo.- El OC podra modificar la energia diaria establecida en el programa semanal en mas 0 menos un cinco por ciento (± 5%), en caso de que las condiciones pronosticadas de demanda, la disponibilidad del parque generador termoelectrico 0 de los afluentes a las centrales hidroelectricas de pasada hayan cambiado sustancialmente. Cualquier desviacion superior a este porcentaje debera ser justificada y notificada a la SIE y a los Agentes del MEM a mas tardar dos (2) horas despues del evento.

ART. 212.- Despacho de centrales termoelectricas. El despacho de las centrales termoelectricas se realizara en forma posterior al despacho de las unidades hidroelectricas, segun orden de merito estricto de menor a mayor costa variable de despacho (CVD), hasta completar la demanda, minimizando la energia no suministrada y respetando las restricciones operativas de las unidades y del sistema de transporte. Hasta tanto no se disponga del conjunto de restricciones de transporte, por razones de seguridad, determinado sobre la base de estudios del sistema electrico, el OC podra utilizar las recomendaciones que a tal efecto debera comunicar por escrito el CCE al momenta de realizar la programacion semanal, la programacion diaria y las reprogramaciones diarias. El OC debera determinar con los model os tecnicamente apropiados las unidades que por restricciones de minimos tecnicos, tiempos de arranque u otras restricciones, deben permanecer en operacion durante algunas horas. El OC debera determinar con los model os tecnicamente apropiados, segun el caso, las unidades que por necesidad de reactivos 0 seguridad del SENI deben ser despachadas a potencia constante. El costa variable de despacho se define como sigue: 70 CVD : Costo Variable de Produccion / factor de nodo de energia, Donde: CVP: Costo Variable de Produccion CVP: Consumo especifico medio * precio combustible en planta +Costo Variable No Combustible CAPITULO IV COORDINACION DE LA OPERACION EN TIEMPO REAL SECCION IY.I. DESPACHO

ART. 213.- EI CCE despachara las unidades de generacion y la operacion del Sistema de Transmision bajo la coordinacion del OC, sobre la base de las politicas de operacion e instrucciones contenidas en los Programas Diario, Semanal y de Mediano y Largo Plazo, y tambien en documentos especiales que emita el Oc.

ART. 214.- EI CCE impartira las instrucciones necesarias a los Agentes del MEM para dar cumplimiento a los programas y politicas de operacion; tales instrucciones son de cumplimiento obligatorio, salvo causas de Fuerza Mayor comprobables, que incidan en la seguridad de las personas y de las instalaciones. Las actividades a ser ejecutadas por el CCE son las siguientes: a) Ordenar las configuraciones del Sistema de Transmision requeridas para el despacho de las unidades generadoras y el abastecimiento de la demanda, de acuerdo a la Programacion Diaria y a las politicas de operacion establecidas por el oc. b) Comunicar al OC los hechos relevantes del SENI que requieran un ajuste al Programa Diario de Operacion. c) Despachar las unidades generadoras y la operacion del Sistema de Transmision, de acuerdo a las instrucciones impartidas en el Programa Diario de Operacion. d) Dirigir el reestablecimiento del SENI luego de una contingencia. e) Entregar cada dia al OC, a los Agentes del MEM y a la SIE, antes de las 10:00 horas, un informe para las veinticuatro (24) horas del dia anterior con el despacho ejecutado y con los hechos relevantes que hayan sucedido, tales como: energia no suministrada, con detalle horario; indisponibilidades de equipos, indicando aquellas que causaron cortes en el suministro; variaciones relevantes de la frecuencia y/o de la tension; sobrecargas de equipos y medidas adoptadas; ordenes impartidas que no fueron ejecutadas en tiempo y forma por parte de cualquier Agente del MEM; horas de ordenes de arranque y parada, y horas de ingreso y salida de unidades; horas de ordenes de conexi on y desconexion de equipos de transmision, y horas de conexi on y desconexion reales.

ART. 215.- En caso de ocurrir la indisponibilidad forzada de alguna instalacion del SENI, el CCE debera entregar al OC y a la SIE, dentro de las 24 horas siguientes al evento, un informe 71 detallado que establezca: la actuacion de las protecciones, registros de la frecuencia, registros de tensiones y demas datos relacionados que permitan esc1arecer el hecho.

ART. 216.- El OC debera supervisar la operacion en tiempo real del SENI en todo momento, y debera controlar el cumplimiento de los programas y politicas de operacion. A tal efecto, el OC podra requerir al CCE informacion, en tiempo real, sobre las operaciones que se esten lIevando a cabo, informes sobre las desviaciones respecto del Programa Diario de Operacion, asi como cualquier informacion que pueda ser necesaria para garantizar la seguridad, cali dad y economia de la operacion del SENI. En caso que 10 amerite, el OC podra convocar a los Agentes del MEM para el analisis de fallas por incidencias, cuyas conc1usiones seran comunicadas a todos los Agentes del MEM y a la SIE, la que debera efectuar el seguimiento de la implementacion de las conc1usiones adoptadas y de ser el caso disponer las sanciones correspondientes por incumplimiento de los Agentes del MEM. SECCION IY.II. REPROGRAMACION DE LA OPERACION

ART. 217.- El CCE debe operar el SENI en tiempo real siguiendo el Programa Diario de Operacion. Sin embargo, por iniciativa del OC 0 a requerimiento del CCE se reformula el Programa Diario de Operacion en los siguientes casos: Cuando se produzcan salidas de equipos debido a Casos Fortuitos 0 de Fuerza Mayor, cuando los caudales de los rios que alimentan centrales de pasada varian y la produccion de energia de tales centrales difiere significativamente con relacion a 10 previsto en el Programa Diario de Operacion, y/o cuando la demanda real difiere significativamente de la prevista en el mismo Programa. Tratandose de la demanda se considera como diferencia significativa, en un momenta dado del dia, a cualquiera de los dos casos siguientes: a) La demanda media real difiere de la programada en mas del cinco por ciento (5%). b ) La demanda acumulada de energia real difiere de la programada en mas del tres punta cinco por ciento (3.5%). El OC debera reformular el Programa de Operacion Diario y remitirlo a los Agentes del MEM y a la SIE, via correo electronico, medio equivalente 0 fax. La programacion debe reemplazar, para todos los efectos, al Programa Diario de Operacion desde su puesta en vigencia por el OC hasta las 24:00 horas del mismo dia. Los Agentes del MEM estan obligados a cumplir con la reprogramacion.

ART. 218.- Ante la ocurrencia de alguna contingencia 0 cambio importante en la operacion del SENI, tales como desviaciones notables de la demanda, salida forzada de una parte del parque generador 0 del Sistema de Transmision, 0 algun otro hecho relevante, y que algun Agente del MEM comunicase oficialmente que tendria una duracion de mas de ocho (8) horas, el OC debera realizar una reprogramacion para las horas restantes de ese dia, la cual debera comunicar a los 72 Agentes del MEM, al CCE y a la SIE. Estos tendran un plazo de treinta (30) minutos luego de recibir la reprogramacion para enviar sus observaciones. El OC debera analizar y tratar de compatibilizar las observaciones y enviar la decision dentro de los siguientes treinta (30) minutos.

ART. 219.- La reprogramacion del OC y las disposiciones del CCE, deben considerar las limitaciones propias de equipos e instalaciones, por 10 que los Agentes del MEM deben verificar inmediatamente que la reprogramacion 0 tales disposiciones, no excedan las capacidades 0 limitaciones operativas de sus equipos e instalaciones. De observarse inminentes transgresiones, los Agentes del MEM afectados deberan comunicarlas inmediatamente al OC, al CCE para su correccion y a los demas Agentes del MEM para su conocimiento, via correo electronico, medio equivalente 0 fax. El OC evaluara inmediatamente la reclamacion; la aceptara 0 rechazara; sustentara su decision y la comunicara via correo electronico, medio equivalente, 0 fax, al CCE, a todos los Agentes del MEM y a la SIE. De aceptarla, corregira inmediatamente sus disposiciones y/o efectuara la reprogramacion 0 correcciones a que hubiere lugar. SECCION IY.III.RECHAZOS AUTOMATICOS DE CARGA

ART. 220.- El OC encargara 0 efectuara los estudios necesarios para pre-establecer los esquemas de rechazo automatico de carga para hacer frente a situaciones de inestabilidad en el SENI. Estos esquemas de rechazo de carga son de cumplimiento obligatorio y son comunicados a todos los integrantes del SENI. El OC establecera el plazo en coordinacion con los Agentes del MEM.

ART. 221.- Los criterios iniciales para el esquema de rechazo de carga seran los siguientes: a) Durante periodos de inestabilidad se evita, en 10 posible, que la frecuencia descienda de 58.5 Hz, para no reducir la vida util de unidades termicas; b ) El nivel minimo de frecuencia para el SENI 10 determina la capacidad de las unidades termicas y es fijado por el OC, de acuerdo a la informacion tecnica proporcionada por los Agentes del MEM. Actualmente el nivel minimo de frecuencia para el sistema es de 58.0 Hz; c) La desconexion de unidades es instantanea solo para frecuencias superiores al nivel maximo, el cual es fijado por el OC, de acuerdo a la informacion tecnica proporcionada por los Agentes del MEM; actualmente el nivel maximo de frecuencia transitoria para el sistema es de 63 Hz; d) Si la frecuencia permanece por mas de quince (15) segundos en el nivel maximo, pueden desconectarse unidades; e) Las etapas del esquema de rechazo, la carga rechazada en cada etapa, la duracion de las etapas, etc., derivan de estudios especializados que realiza el OC; f) La frecuencia debe estabilizarse dentro de los margenes previstos; g) El rechazo autornatico de carga no debe originar sobre-frecuencias; h) El sistema puede operar segmentado; 73 i) Los operadores del sistema de generacion y del sistema de distribucion priorizaran la permanencia de cargas de sus clientes; j) En los esquemas de rechazo automatico por minima frecuencia se incluira las cargas en orden descendente de priori dad; k) Se pueden utilizar reles de minima frecuencia, derivada de frecuencia, minima tension, maxima tension e inversion de potencia, con temporizacion. SECCION IV.IY. ESTADOS DE ALERTA, EMERGENCIA Y RECUPERACION

ART. 222.- Inmediatamente despues de producida una perturbacion, el CCE, en comunicacion con los Agentes del MEM, determinara la configuracion y estado del sistema y dispondra las acciones necesarias para restablecer la operacion del mismo a su estado normal.

ART. 223.- El CCE puede optar por rechazos manuales de carga y/o desconexion de generadores u otros equipos para preservar la estabilidad y seguridad del SENI. Estas medidas deben derivar de estudios especializados a cargo del OC, quien las pre-establece.

ART. 224.- Luego de producida una perturbacion, y transcurridos los Estados de Alerta y Emergencia, el CCE en coordinacion con el OC y en comunicacion con los Agentes del MEM, determinara la configuracion y el estado de la red y del SENI, definira el plan de restablecimiento y 10 implementara en coordinacion con los Agentes del MEM, quienes ejecutaran sus instrucciones y 10 informaran hasta conseguir el estado normal. Cuando las circunstancias 10 justifiquen, el CCE puede otorgar autonomia a los Agentes del MEM para ejecutar maniobras obligandolos a informar.

ART. 225.- El CCE dispondra 0 autorizara la reconexion de cargas y coordinara estrechamente con los Agentes del MEM la Regulacion Secundaria de Frecuencia en el rango 59.7-60.3 Hz. Conc1uida la recuperacion total 0 parcial del servicio, los Agentes del MEM informaran al CCE su carga efectivamente reconectada.

ART. 226.- Los Agentes del MEM involucrados con perturbaciones importantes del SENI, es decir aquellas que signifiquen la interrupcion de suministro a mas de diez mil (10,000) usuarios en zonas rurales 0 veinte mil (20,000) usuarios en zonas urbanas, siempre que se prevea que las interrupciones vayan a durar mas de cuatro (4) horas, deberan informar al CCE sobre la operacion de sus instalaciones, en un plazo maximo de treinta (30) minutos de ocurrido el evento. El CCE elaborara el informe inicial sobre la perturbacion en un plazo maximo de sesenta (60) minutos y 10 remitira a los Agentes del MEM y a la SIE. SECCION IY.Y. INFORMACION DE LOS AGENTES DEL MEM. 74

ART. 227.- El OC determinara la informacion a ser requerida de los Agentes del MEM para la coordinacion de la operacion del SENI en tiempo real y diferido. SECCION IY.VI. INFORMACION DEL CENTRO DE CONTROL DE ENERGIA

ART. 228.- El CCE establecera la referencia horaria para el registro de todos los eventos y actividades vinculadas con la operacion en tiempo real del sistema. Los Agentes del MEM estan obligados a usar esta referencia.

ART. 229.- El CCE debera remitir a los Agentes del MEM y a la SIE antes de las 10:00 horas de cada dia, un informe sobre la operacion del SENI correspondiente al dia anterior, via correo electronico 0 medio equivalente; pudiendo utilizarse fax solamente en caso de desperfecto de los otros medios. Este informe contendra lo siguiente: a) El despacho real de las unidades de generacion; b ) Las perturbaciones ocurridas; c) Las horas de salida y reconexion de equipos por mantenimiento y falIa; d) Las horas de orden de arranque y parada y las de ingreso y salida de unidades; e) Las horas en las que se reprogramo la operacion del SENI; f) Las disposiciones de regulacion de frecuencia; g) El registro de la frecuencia; h) Otra informacion tecnica adicional que el OC 0 la SIE estimen conveniente.

ART. 230.- Cuando se produzca un hecho que origine interrupciones de suministro igual 0 mayor al diez por ciento (10%) de la demanda del SENI, el CCE debera elevar un informe preliminar sobre su ocurrencia al OC y a la SIE dentro de las dos (2) horas de ocurrido. Este informe debera ser ampliado con otro detallado, dentro de las cuarenta y ocho (48) horas de producido el evento. SECCION IY.VII. SOBRECARGA DE EQUIPOS

ART. 231.- En tiempo real, los Agentes del MEM deben supervisar que sus equipos operen dentro de los limites de carga informados al CCE. parrafo.- En easo de deteetarse una sobreearga que exeeda los limites fijados para un equipo determinado de un Agente del MEM, este debera eomuniearla al CCE, el eual dispondra las medidas neeesarias para redueir la earga del equipo en coordinacion con el Agente del MEM propietario. SECCION IY.VIII. REGULACION DE TENSION 75

ART. 232.- Todos los Agentes del MEM estan obligados a proveer los equipos necesarios para la supervision de los niveles de tension en sus respectivas instalaciones. Los niveles de tension en las Barras de los Sistemas de Generacion, Transmision y Distribucion son regulados directamente por sus titulares, quienes estan obligados a mantener los valores de tension de Barras y Factor de Potencia establecidos por este Reglamento. Los Agentes del MEM operadores de sistemas de generacion estan obligados a generar y entregar la potencia reactiva inductiva 0 capacitiva solicitada por el CCE, hasta los limites de capacidad de sus equipos, para mantener los niveles de tension de Barra adecuados. El CCE es responsable de supervisar y controlar los niveles de tension en las Barras del Sistema de Transmision. En el Estado Normal, la tension de las Barras de carga debera mantenerse dentro del mas 0 menos cinco por ciento (± 5%) sobre su tension de operacion. El OC debera establecer las tensiones de operacion a ser controladas en las Barras del Sistema de Transmision sobre la base de estudios especializados. Estas tensiones no deben exceder los rangos de operacion especificados para el Estado Normal del SENI. SECCION IV.IX. REGULACION DE FRECUENCIA

ART. 233.- Los Agentes del MEM operadores de sistemas de generacion son responsables por la regulacion de frecuencia del SENI cuya operacion esta a cargo del CCE. SECCION IY.X. COORDINACION DE MANIOBRAS

ART. 234.- Al CCE le corresponde disponer la ejecucion de toda maniobra que involucre equipos de generacion y transmision; asi como de aquellos equipos de distribucion y de Usuarios No Regulados que el CCE considere necesario, para mantener la seguridad operativa del SENI. Las maniobras requeridas por los Agentes del MEM, por mantenimiento 0 pruebas, deberan sujetarse a aquellos inc1uidos en el Programa Diario de Operacion. Se exceptuan las maniobras necesarias para efectuar mantenimientos correctivos de Fuerza Mayor.

ART. 235.- Los centros de control de las Empresas de Distribucion y los UNR solicitaran autorizacion al CCE, en todos los casos en que se involucren entradas y salidas de cargas superior a los diez (10) MW. parrafo.- En casos de emergencias, limitaciones 0 restricciones en el SENI, los Centros de Control de Empresas de Distribucion solicitaran la autorizacion al CCE, para conexion y desconexion, independientemente de la magnitud de la carga. SECCION IY.XI. SALIDA INTEMPESTIVA DE EQUIPOS 76

ART. 236.- Cuando una unidad sale intempestivamente, el CCE evaluara el deficit producido y dispondra incrementar, en esa magnitud, la generacion de las unidades con Reserva Rotante tal que se consiga un nuevo despacho economico. Cuando un equipo de transmision que enlaza areas de control, sale intempestivamente, el CCE evaluara el deficit 0 exceso de generacion en cada area y procedera del siguiente modo: a) Para el area con deficit, dispondra preferentemente incrementar la generacion de las unidades con Reserva Rotante para lograr un nuevo despacho economico. Este incremento debe hacerse con la lista de merito desde la unidad de menor costa variable de produccion hasta la de mayor costa variable. b ) Para el area con exceso, dispone preferentemente disminuir la generacion de las unidades con el fin de lograr un nuevo despacho economico. En ambos casos, el Agente del MEM cuyo equipo sale, comunicara al CCE el tiempo previsto de su indisponibilidad. Si su disponibilidad es inmediata, el CCE instruira su reconexion. Si no 10 es, el CCE requerira inmediatamente al OC la reprogramacion de la operacion del sistema para las horas restantes del dia. SECCION IY.XII. DIFERENCIA ENTRE LA DEMANDA REAL Y PROGRAMADA

ART. 237.- Cuando la demanda real es mayor que la programada, el CCE, bajo la coordinacion del OC dispondra incrementar, preferentemente, la generacion de las unidades de menor costa variable, inc1uyendo las centrales hidroelectricas.

ART. 238.- Cuando la demanda real sea menor que la programada, el CCE dispondra disminuir, preferentemente, la generacion de las unidades de mayor costa variable. Se exceptuan las unidades que operan por restriccion del sistema.

ART. 239.- En ambos casos y dependiendo de la diferencia entre la demanda real y la programada, el CCE requerira inmediatamente al OC la reprogramacion de la operacion del sistema para las horas restantes del dia. SECCION IY.XIII. INCREMENTO 0 DISMINUCION DE CAUDALES

ART. 240.- Cuando los caudales de las centrales de pasada aumentan, el CCE dispondra incrementar la generacion de las centrales de pasada y disminuir la de las unidades termicas de mayor costa variable, preferentemente. Se exceptuan las unidades termicas que operan por restriccion del sistema.

ART. 241.- El CCE requerira inmediatamente al OC la reprogramacion de la operacion del sistema para las horas restantes del dia. 77

ART. 242.- Cuando disminuyan los caudales de centrales hidroelectricas y esto pueda afectar significativamente la produccion de energia, el CCE requerira inmediatamente al OC la reprogramacion de la operacion del sistema para las horas restantes del dia. SECCION IY.XIY. RACIONAMIENTO

ART. 243.- EI servicio electrico se restringira, cuando en un momenta determinado, la oferta electrica es inferior a la demanda en el SENI 0 en un area, como consecuencia de salidas programadas 0 forzadas de equipo.

ART. 244.- Cuando la SIE declare mediante resolucion un Racionamiento del Sistema Interconectado por causas de fuerza mayor, el cumplimiento de los programas de racionamiento es obligatorio.

ART. 245.- Los Agentes del MEM operadores de sistemas de generacion deberan comunicar a sus clientes todo Racionamiento programado, inmediatamente despues de conocerse los programas de operacion. EI CCE garantizara el cumplimiento de los programas de racionamiento incluidos en los Programas Diarios de Operacion.

ART. 246.- Programacion de las restricciones de suministro en caso de Racionamiento del Sistema declarado por la SIE. EI procedimiento para realizar las restricciones programadas de suministro, una vez realizado el despacho de minimo costa de acuerdo a las condiciones de seguridad establecidas, sera el siguiente: a) EI OC determinara la demanda contratada por las Empresas de Distribucion y Usuarios No Regulados. b) Con la informacion de disponibilidad y el despacho realizado, el OC determinara la parte de esa demanda contratada que cuenta con generacion disponible. c) Sobre la base de la prevision de demanda y los contratos de suministro con disponibilidad de generacion, se determinara la demanda que implica transacciones en el Mercado Spot. d) Cada Empresa de Distribucion y Usuario No Regulado sera restringido en sus suministros, de manera programada, en forma proporcional a sus transacciones en el Mercado Spot. e) Las Empresas de Distribucion deberan comunicar al OC la forma en que realizaran las restricciones de suministro en el ambito de usuario final, con informacion de horarios y sectores a ser restringidos. f) En ningun caso se podra restringir la demanda que cuenta con un contrato de suministro y con la disponibilidad del generador, exceptuando aquellos casos donde no sea posible por restricciones de transmision 0 distribucion. g) Si una Empresa de Distribucion 0 Usuario No Regulado excede su potencia racionada, el CCE le notificara sujetarse al programa en un plazo de quince (15) minutos. De persistir el exceso, transcurrido el plazo, podra disponer la desconexion de sus cargas. h) EI CCE informara diariamente al OC y a la SIE la ejecucion de los programas de Racionamiento y sustentara los cambios realizados. EI OC evaluara su cumplimiento y 78 basado en estos resultados, elaborara los programas de Racionamiento y los Programas Diarios de Operacion siguientes. CAPITULO V BASE DE DATOS

ART. 247.- EI OC determinara las informaciones requeridas de los Agentes del MEM para la sustentacion de la base de datos del SENI, las cuales seran utilizadas para la programacion de la operacion de corto, mediano y largo plazo y para los estudios correspondientes del SENI. TITULO IX TRANSACCIONES ECONOMICAS DEL MERCADO MAYORISTA CAPITULO I TRANSACCIONES ECONOMICAS DE ENERGIA

ART. 248.- Mensualmente el OC debera calcular las transacciones economicas del Mercado Spot y emitir el informe mensual de transacciones economicas, segun los plazos y especificaciones establecidas en la normativa vigente.

ART. 249.- EI OC calculara para cada hora, el Costo Marginal de Corto Plazo de energia del SENI, en las Barras de las subestaciones en que se realicen inyecciones y/o retiros de energia. Los Costos Marginales de Corto Plazo de energia, seran aquellos en que incurra el sistema electrico durante una hora, para suministrar una unidad adicional de energia en la Barra correspondiente, considerando la operacion optima determinada por el OC, inc1uyendo las perdidas marginales en el Sistema de Transmision. Se entendera por operacion optima aquella que minimiza el costa de suministro.

ART. 250.- Los Costos Marginales de Corto Plazo de energia que se consideren para valorizar las transferencias entre Agentes del MEM seran los resultantes de la operacion real del SENI en el periodo considerado.

ART. 251.- Cuando se produzca Racionamiento por falta de potencia para abastecer la demanda, el Costo Marginal de Corto Plazo de energia activa sera igual al Costo De Desabastecimiento definido en el articulo 2 de la Ley.

ART. 252.- EI Costo De Desabastecimiento definido en el articulo 2 de la Ley, sera determinado por la SIE anualmente, mediante resolucion, antes del treinta y uno (31) de diciembre de cada afio para su aplicacion a partir del primero (1ro.) de enero del afio siguiente.

ART. 253.- En el caso que una central termica sea despachada por motivos de seguridad del SENI 0 por necesidades de reactivo, su despacho sera realizado a potencia constante y la unidad no sera considerada para el calculo del costa marginal del SENI. 79

ART. 254.- Si como consecuencia de una falla en el SENI, por una restriccion de transmision maxima 0 de la operacion economica, este se desacoplara economicamente en dos (2) 0 mas subsistemas, los costos marginales de energia activa en cada subsistema, seran aquellos en que incurra cada subsistema electrico durante un periodo, para suministrar una unidad adicional de energia activa en las Barras correspondientes, considerando la operacion optima determinada por el OC para cada subsistema. Dos (2) partes de un sistema electrico se consideran desacopladas economicamente cuando debido a una desconexion fisica entre ellos 0 bien debido a una restriccion de transmision, es imposible abastecer incrementos de demanda en una parte del sistema con generaciones economicas disponibles en la otra parte del sistema.

ART. 255.- EI Costo Marginal de Corto Plazo de energia activa en la Barra De Referencia para cada hora "h", (CMGREFh ) correspondera al mayor Costo Variable De Produccion, referido a la Barra De Referencia (costo variable / factor de nodo), de las maquinas termoelectricas despachadas en la hora "h" que esten vinculadas a la Barra De Referencia del sistema y que cuenten con Potencia Disponible para abastecer una unidad adicional de energia activa en la hora "h"; De no existir maquinas despachadas que esten vinculadas a la Barra De Referencia del SENI y que cuenten con Potencia Disponible, correspondera al menor Costo Variable De Produccion referido a la Barra de referencia (costo variable / factor de nodo) de las maquinas termoelectricas que no estan generando y que podrian entrar en servicio y entregar potencia activa durante la hora "h", en la Barra De Referencia del sistema; De no existir ninguna maquina vinculada a la Barra De Referencia que pueda entrar en servicio en la hora "h", correspondera al Costo De Desabastecimiento definido por la SIE. Al determinar si una maquina en servicio posee Potencia Disponible, no se podra considerar como Potencia Disponible el margen que pudieran tener las maquinas que regulan frecuencia. Asimismo, no se podran considerar con Potencia Disponible para abastecer una unidad adicional de energia, aquellas maquinas que se encuentren en servicio por razones de seguridad 0 por requerimientos de energia reactiva. EI factor de nodo a aplicar para referir el Costo Variable de Produccion de una maquina ubicada en una Barra "i" vinculado a la Barra De Referencia debera ser calculado con la siguiente expresion: donde: aperdl es la derivada de las perdidas de transporte ante una variacion de la demanda lap; P;, asumiendo como Barra libre la Barra De Referencia del SENI.

ART. 256.- EI Costo Marginal de Corto Plazo de energia activa (CMGSUB sh ) , en la hora "h" y en una Barra "s", desacoplado economicamente, correspondera al mayor Costo Variable De 80 Produccion referido a la Barra "s" (costo variable / factor de nodo) de las maquinas termoelectricas despachadas en la hora "h", vinculadas a la Barra "s", con Potencia Disponible para abastecer una unidad adicional de energia activa en la hora "h". De no existir maquinas despachadas con Potencia Disponible, vinculadas a la Barra "s", correspondera al menor Costo Variable De Produccion (costo variable / factor de nodo) de las maquinas termoelectricas vinculadas a la Barra "s" que no esten generando pero que podrian entrar en servicio y entregar potencia activa en la hora "h". De no existir ninguna maquina vinculada a la Barra "s" que pueda entrar en servicio en la hora "h", correspondera al Costo De Desabastecimiento definido por la SIE. Para determinar si una maquina en servicio posee Potencia Disponible, no se podra considerar como Potencia Disponible el margen que pudieren tener las maquinas que regulen frecuencia, ni tampoco el margen para reserva operativa. Asimismo, no se podran considerar con Potencia Disponible para abastecer una unidad adicional de energia, aquellas maquinas que se encuentren en servicio por razones de seguridad 0 por requerimientos de energia reactiva. Cuando fuere necesario, el OC debera definir la Barra 0 las Barras "s" De Referencia, de un subsistema desacoplado economicamente. EI Factor de nodo a aplicar para referir el Costo Variable de Produccion de una maquina ubicada en una Barra "j" vinculado a la Barra De Referencia de un subsistema "s" debera ser calculado con la siguiente expresion: donde: aperd!. laP es la derivada de las perdidas de transporte ante una variacion de la j demandaPj , asumiendo como Barra libre la Barra "s".

ART. 257.- EI Costo Marginal de Corto Plazo de energia en una Barra "i" (CMG ih ) , en la hora "h", vinculado a la Barra De Referencia se determinara mediante la siguiente expresion: CMG ih = CMGREFh x Fn ih donde: Fn, es el factor de nodo correspondiente a la Barra "i" en la hora "h" relativo a la Barra De Referencia del sistema.

ART. 258.- EI Costo Marginal de Corto Plazo de energia en una Barra "j" (CMG j h ), en la hora "h", vinculado a una Barra "s" De Referencia de un subsistema desacoplado economicamente se determinara mediante la siguiente expresion: CMG j h = CMGSUB sh x Fn sj h ' 81 donde: Fn sjh es el factor de nodo correspondiente a la Barra "j" en la hora "h"relativo a la Barra De Referencia "s" del subsistema.

ART. 259.- El OC debera calcular el Costo Marginal de Corto Plazo de energia, para cada una de las veinticuatro (24) horas de cada dia, en cada una de las Barras en que se realicen inyecciones y/o retiros. El costa marginal de una hora correspondera al promedio ponderado por los tiempos de duracion de los costos marginales instantaneos de corto plazo producidos al interior de una hora. El OC debera informar a los Agentes del MEM y a la SIE dichos costos marginales horarios, antes de las 18:00 horas del dia laborable siguiente. Los Agentes del MEM podran enviar sus observaciones al OC antes de las 18:00 horas del dia laborable subsiguiente. El OC debera considerar las observaciones de los Agentes del MEM y resolver sobre las mismas y debera comunicar los Costos Marginales De Corto Plazo definitivos antes de las 18:00 horas del dia posterior al dia de recibidas las observaciones. En caso de que cualquier Agente del MEM no quedase conforme con 10 resuelto por el OC, entonces podra enviar su discrepancia el dia siguiente, explicando las razones de su desacuerdo. La Administracion del OC debera someter las observaciones del Agente del MEM al Consejo de Coordinacion, en su proxima reunion. El Consejo de Coordinacion debera conocer y resolver sobre dichas observaciones y emitira su decision. El OC debera comunicar al Agente del MEM la decision del Consejo de Coordinacion al dia siguiente de la reunion. En caso de que el Consejo de Coordinacion considerase valida, total 0 parcialmente, la observacion de algun Agente del MEM, entonces el OC debera aplicar 10 resuelto por el Consejo de Coordinacion en el calculo de los Costos Marginales de Corto Plazo a partir del dia siguiente ala resolucion del Consejo de Coordinacion. En ningun caso podran ser modificados los costos marginales definitivos emitidos por el Oc. Hasta que el OC no dispusiere de un modelo de optimizacion hidrotermica para el calculo de los val ores del agua, 0 en tanto dichos val ores no sean dec1arados por la Empresa Hidroelectrica, las centrales hidroelectricas no seran tomadas en consideracion para la determinacion del Costo Marginal de Corto Plazo de energia activa. El OC debera determinar los costos marginales de energia sobre la base de la modelacion vigente, haciendo abstraccion de aspectos que no hayan sido incorporados a la representacion del SENI.

ART. 260.- El OC determinara los factores de nodo de la energia con la frecuencia y modelos que dicho organismo establezca.

ART. 261.- Los Costos Marginales de Corto Plazo de energia seran utilizados para valorizar las transferencias de energia entre los Agentes del MEM. 82

ART. 262.- La valorizacion de las transferencias de energia y los correspondientes pagos entre Agentes del MEM en el OC, seran contabilizados por dicho organismo, en forma mensual, de acuerdo con el siguiente procedimiento: a) En las Barras en las cuales se realicen transferencias, se efectuara la medicion y/o calculo para determinar las inyecciones y retiros horarios de energia de cada Agente del MEM involucrado; b) La energia entregada y retirada por cada Agente del MEM sera valorada multiplicando por el Costo Marginal de Corto Plazo la energia activa de la Barra correspondiente; c) Para cada Agente del MEM, se sumaran algebraicamente todas las inyecciones y retiros valorizados ocurridos en el SENI durante el meso Las inyecciones se consideraran con signo positivo y los retiros con signo negativo. El valor resultante, sea este positivo 0 negativo, constituira el saldo neto acreedor 0 deudor, respectivamente, de cada Agente del MEM. d) La suma de todos los saldos netos a que se refiere el punta anterior, con sus respectivos signos, constituira el Derecho de Uso de energia activa. Este Derecho de Uso sera atribuido a los duefios del Sistema de Transmision y constituira un saldo neto acreedor si resulta negativo 0 un saldo neto deudor si resulta positivo, para efectos del pago entre Agentes del MEM. e) Cada Agente del MEM deudor pagara su saldo neto a los Agentes del MEM acreedores en la proporcion en que cada uno de ellos participa en el saldo total acreedor. CAPITULO II TRANSACCIONES ECONOMICAS DE POTENCIA

ART. 263.- La transferencia total de Potencia De Punta entre un Agente del MEM y el resto sera igual a la diferencia entre su demanda de Potencia De Punta y su Potencia Firme propia 0 contratada. Estas transacciones se valorizaran al Costo Marginal de la Potencia en Barra, de acuerdo con el procedimiento establecido en el presente Reglamento. La demanda de Potencia De Punta de cada Agente del MEM sera calculada por el OC, considerando el consumo medio horario bruto demandado por el 0 por sus clientes en la hora de punta anual del SENI y sus perdidas de transmision.

ART. 264.- Se denominara como demanda maxima anual coincidente del SENI, a la demanda bruta media horaria, durante un afio calendario, del total de las unidades generadoras del sistema, ocurrida dentro de las horas de punta del sistema mas el estimado de potencia correspondiente a la energia no abastecida. A su vez, la hora en que ocurre la demanda maxima, se denominara hora de punta anual del SENI. parrafo.- Par horas de punta se entenderan aquellas horas del ana en las cuales se estima que se produce la demanda maxima del SENI. Las horas de punta seran definidas par el Oc.

ART. 265.- El OC debera determinar la Demanda Maxima Anual coincidente estimada del SENI y la demanda maxima coincidente estimada de cada uno de los Agentes del MEM, mediante el 83 procedimiento establecido en el pronostico de Demanda Maxima Anual coincidente contemplado en el presente Reglamento.

ART. 266.- EI OC determinara mensualmente las Potencias Firmes de las unidades generadoras, con las informaciones actualizadas al mes anterior, de la base de datos de indisponibilidad y del sistema, utilizando el procedimiento establecido en el presente Reglamento. EI OC determinara tambien las inyecciones y retiros de Potencia Firme para cada uno de los Agentes del MEM, conforme a la informacion de los compromisos de potencia establecidos en los formularios de administracion y al estimado de la Demanda Maxima Anual coincidente.

ART. 267.- Cada mes el OC debera calcular e informar a los Agentes del MEM y a la SIE, el Costo Marginal de Potencia de Punta vigente para el meso

ART. 268.- La Potencia Firme de cada generador sera calcuiada como la suma de las Potencias Firmes de sus propias unidades generadoras mas las de aquellas que tengan contratadas con terceros. La suma de las Potencias Firmes del conjunto de todas las unidades generadoras sera igual a la demanda maxima del SENI.

ART. 269.- La Potencia Firme de cada unidad generadora termoelectrica del SENI se calculara como sigue: a) Se determinara la potencia total que el conjunto de todas las unidades generadoras termoelectricas es capaz de garantizar, con un nivel de seguridad del SENI que este en el rango de noventa y cinco por ciento (95%) a noventa y ocho por ciento (98%). Para esto se inicia el calculo con el valor de noventa y cinco por ciento (95%). b) Se repetira el mismo calculo, retirando la unidad generadora termoelectrica cuya Potencia Firme se esta evaluando. c) Se calculara la diferencia entre la potencia total obtenida en a), y la potencia total obtenida en b). Esta diferencia se denominara Potencia Firme preliminar de la unidad generadora termoelectrica en cuestion. d) Se calculara la diferencia entre la suma de las potencias firmes preliminares de todas las unidades generadoras termoelectricas del SENI, y la, potencia total calculada segun a). Esta diferencia se denominara residuo inicial. e) Se calculara la Potencia Firme inicial de cada unidad generadora termoelectrica, restandole a su Potencia Firme preliminar un residuo que sera igual a la prorrata del residuo inicial calculado en d), de acuerdo con la diferencia entre la potencia instalada de cada unidad termoelectrica y su potencia media. Por potencia media de cada unidad generadora termoelectrica se entendera su potencia instalada multiplicada por su disponibilidad media en horas de punta. f) La disponibilidad media de las unidades generadoras termoelectricas se calculara considerando la indisponibilidad mecanica forzada y la indisponibilidad programada por mantenimientos. La tasa de indisponibilidad forzada de las unidades termoelectricas correspondera a la tasa media resultante de la estadistica de fallas de los ultimos diez (10) afios. En el caso de unidades que no tengan diez (10) afios de estadistica, se adoptara un valor referencial de tasa de indisponibilidad forzada para completar los diez (10) afios, 84 considerando estadisticas nacionales e internacionales para unidades termoelectricas del mismo tipo. g) En el caso de las unidades hidroelectricas. la Potencia Firme se calculara considerando que esta potencia es respaldada por la energia disponible para un afio hidrologico cuya probabilidad de excedencia sea igual al valor del nivel de seguridad definido en a). Para ello se despachara la oferta hidroelectrica de pasada en la base de la curva de carga anual, determinandose como Potencia Firme de las unidades generadoras correspondientes la potencia media generada. En el caso de las unidades con Capacidad de Regulacion, se despachara la oferta hidroelectrica regulada en ellugar de la curva de carga mensual que permita maximizar la colocacion de la potencia instalada efectiva de dichas unidades; si dicha potencia logra ser completamente colocada, ella sera definida como Potencia Firme. En el caso que quedare un excedente de potencia hidroelectrica sin colocar, la energia hidroelectrica regulada sera colocada en la punta de la curva de carga; en este caso, la Potencia Firme de cada unidad hidroelectrica se calculara con el siguiente procedimiento: i) se determina la potencia media regulada de cada unidad, que se refiere a la energia colocada en punta dividida por el tiempo de uso Ii) se determina la diferencia entre la potencia total regulada colocada en la curva de carga y la suma de las potencias medias reguladas de las unidades. iii) se asigna esta diferencia entre las unidades generadoras a prorrata de la excedente de potencia instalada efectiva de cada unidad, y IV) Se determina la Potencia Firme de cada unidad como la suma de la potencia obtenida en i) y la potencia obtenida en iii). h) Se calculara la diferencia entre la suma de las potencias firmes de las unidades hidroelectricas y de las potencias firmes iniciales de todas las unidades generadoras termoelectricas y la demanda maxima del SENI. Esta diferencia se denominara residuo final. i) Si el residuo final calculado en h) es mayor que cero, se incrementa el nivel de seguridad sefialado en a) y se repite el proceso hasta alcanzar un residuo final igual a cero. Si se alcanza un nivel de seguridad igual a noventa y ocho por ciento (98%) y todavia queda residuo final, este se reducira de la unidad generadora termoelectrica de mayor costa variable de generacion, si aun quedara residuo final se proseguira con la siguiente y asi sucesivamente. j) Si el residuo final calculado en h) es menor que cero, se multiplicara la Potencia Firme inicial de las unidades termoelectricas por un factor unico, de manera tal de llevar el residuo final al valor cero (0). parrafo.- EI mes en que una unidad generadora se incorpore al parque de unidades generadoras del SENI, se determinara la Potencia Firme de cada unidad como el promedio ponderado de las potencias firmes con y sin la nueva unidad, usando como ponderador la proporcion del mes en una y otra situacion. Este mismo procedimiento se aplicara cuando una unidadgeneradora se retire del parque.

ART. 270.- El OC definira los model os matematicos a utilizar para el calculo de la Potencia Firme.

ART. 271.- El OC debera determinar y establecer los factores de nodo y las perdidas de potencia a utilizar en base a un flujo de carga para la Demanda Maxima Anual coincidente estimada del 85 SENI, considerando como produccion de los generadores sus Potencias Firmes calculadas para el meso

ART. 272.- El OC realizara mensualmente el calculo de las Transacciones de Potencia de punta mediante el procedimiento de calculo siguiente: a) En las Barras en las cuales se realicen transacciones, se determinara las inyecciones de Potencia Firme, y los retiros de ella, para satisfacer la demanda maxima anual coincidente estimada de los consumos, de cada Agente del MEM involucrado. b ) La potencia entregada y retirada por cada generador y la retirada por Empresas de Distribucion y Usuario No Regulados, correspondiente a las compras en el Mercado Spot, sera valorizada multiplicandolas por el Costo Marginal de la Potencia de la Barra correspondiente. c) Para cada generador se sumaran algebraicamente todas las inyecciones de Potencia Firme y retiros de demanda maxima valorizados. Las inyecciones se ponderaran con signa positivo. El valor resultante, sea este positivo 0 negativo, constituira el saldo, acreedor 0 deudor respectivamente, de cada generador. d) Para cada distribuidor y UNR se suman los retiro valorizados. El valor resultante constituira el saldo deudor de cada Agente del MEM distribuidor 0 UNR. e) La suma de todos los saldos a que se refieren los puntos c) y d) anteriores, con sus respectivos signos, constituira el Derecho de U so de Potencia de Punta. Este Derecho de Uso sera percibido por los duefios del Sistema de Transmision, por concepto de derecho de uso de dicho sistema, y constituira un saldo neto acreedor, para efectos del pago entre Agentes del MEM a que se refiere el punta siguiente. f) Cada Agente del MEM deudor pagara su saldo neto a los Agentes del MEM acreedores en la proporcion en que cada uno de ellos participa en el saldo total acreedor.

ART. 273.- Anualmente el OC recalculara las Potencias Firmes de las unidades generadoras y las transacciones de Potencia De Punta del afio anterior, considerando la maxima demanda real anual ocurrida, de acuerdo a 10 que se establece en los siguientes articulos.

ART. 274.- El OC debera, antes del quince (15) de marzo, calcular e informar a los Agentes del MEM los pagos mensuales definitivos correspondientes a las transacciones de Potencia De Punta del afio anterior. El calendario para realizar el recalculo se establece mas abajo. Cada afio el OC debera determinar la Demanda Maxima Anual coincidente real del sistema, con las perdidas reales de transporte inc1uidas, correspondiente al afio anterior. El OC determinara las Potencias Firmes de las unidades generadoras, con las informaciones actualizadas al 31 de diciembre del afio anterior, de la base de datos de indisponibilidad y de la base de datos del sistema, utilizando el procedimiento establecido en el presente Reglamento. El OC determinara tambien las inyecciones y retiros de Potencia Firme para cada uno de los Agentes del MEM, conforme a la informacion de los compromisos de potencia establecidos en los contratos y a la demanda maxima anual coincidente real. 86 EI dia quince (15) de febrero de cada afio, el OC debera establecer y enviar a los Agentes del MEM y a la SIE, las Transacciones de Potencia De Punta reales y los pagos correspondientes entre Agentes del MEM por cada mes del afio anterior. Estos pagos deberan realizarse con el Costo Marginal de Potencia de Punta real de cada mes y aplicando los factores de nodo en cada mes, obtenidos de estudios de flujo de carga basado en la Demanda Maxima Anual coincidente real del sistema y considerando como produccion de los generadores sus Potencias Firmes definitivas calculadas para cada meso En ningun caso se consideraran para el calculo de las Potencias Firmes las diferencias entre las perdidas reales y las perdidas obtenidas del estudio de flujo de carga realizado para determinar los factores de nodo, en que se utilizaron como produccion de los generadores sus Potencias Firmes. Hasta el dia veinticinco (25) de febrero de cada afio, los Agentes del MEM podran enviar sus observaciones al OC, que debera someterlas antes del cinco (5) de marzo a la decision del Consejo de Coordinacion. En el curso de este ultimo mes, el OC debera comunicar a los Agentes del MEM y a la SIE las resoluciones adoptadas por el Consejo de Coordinacion. EI OC debera informar sobre el recalculo definitivo de las transacciones de Potencia De Punta, el recalculo de los pagos mensuales y las diferencias entre los valores facturados mensualmente y los valores recalculados. Cada Agente del MEM debera realizar los pagos que surjan por la diferencia entre cada valor recalculado y el valor que fue efectivamente pagado en el mes correspondiente. Estos pagos deberan realizarse de una vez, a los treinta (30) dias de ser comunicados por el oc. Para fines de liquidar las diferencias entre los valores recalculados y los pagos realizados mensualmente, se debera considerar la tasa de interes activa promedio ponderado semanal vigente en cada dia, de los bancos comerciales y multiples, 0 la que la reemplace, informada por el Banco Central de la Republica Dominicana, que se aplicara sobre el numero real de dias, sobre la base de un (1) afio de trescientos sesenta y cinco (365) dias.

ART. 275.- Los Costos Marginales de Potencia De Punta utilizados para valorizar las transferencias de Potencia De Punta entre Agentes del MEM, corresponden al de la Barra de mas alto nivel de tension de la subestacion en que se efectuan las transferencias. CAPITULO III COSTO MARGINAL DE POTENCIA DE PUNTA

ART. 276.- Se establece el Costo Marginal de Potencia en el SENI y sus formulas de indexacion, los cuales seran usados por el OC para valorizar las transacciones de Potencia De Punta entre los Agentes del MEM. 87

ART. 277.- Precio de la Potencia de Punta. Se define el costa marginal de desarrollo de la Potencia De Punta del SENI igual al costa anual de inversion y al costa fijo de operacion y mantenimiento de una turbina a gas de ciclo abierto de 50 MW de potencia instalada, mediante la siguiente formula: CMPPBR = (((CTG/(FDT*CP)) * FRCM + O&M) * RES Donde: CMPPBR: Costo marginal de la Potencia De Punta en Barra de Referencia (RD$/kW-mes). CTG: Costo turbina a gas, corresponde al valor CIF mas los costos de instalacion y conexion a la red e impuestos. FDT: Factor de derrateo por temperatura. CP: Coeficiente de Consumos Propios. FRCM: Factor de recuperacion del capital mensual, calculado para una tasa de descuento mensual equivalente a la tasa anual definida por la Ley un periodo de 240 meses. O&M: Costo fijo de operacion y mantenimiento. RES: Margen de reserva teorica.

ART. 278.- Formula de indexacion. Se define la formula de indexacion para la actualizacion mensual del Costo Marginal de Potencia De Punta. Para obtener el Costo Marginal de la Potencia De Punta en Barra de Referencia en un mes i cualquiera se aplicara la siguiente formula de indexacion: D CMPPBR Mesi n = CMPPBR Die n-l X A X D ' 0 siendo: A = (CPIMesi_l I; Si( CPIMesi_l 1< 1.02 CPINovn_l) CPINovn_l) A= 1.02;Si( CPIMesi_l I> 1.02 CPINovn_l) Donde: CMPPBR M es i-n : Precio (RD$/KW-mes) de la Potencia de Punta del mes i y el afio n CMPPBRDicn-l : Precio (RD$/KW-mes) de la Potencia de Punta de diciembre del afio anterior. 88 CPI Mes i-i : Indice de precios al consumidor de los Estados Unidos de America "all cities, all items" en el mes anterior al que se realiza el ajuste. CPI Nov n-I : Indice de precios al consumidor de los Estados Unidos de America "all cities, all items" en el mes de noviembre del afio anterior al afio en que se realiza el ajuste. D : Tasa de cambio promedio del dolar americano en el mercado oficial publicada por el Banco Central de la Republica Dominicana para ventas en efectivo en el mercado extrabancario, correspondiente al mes anterior al que se realiza el ajuste. Do : Tasa de cambio promedio del dolar americano en el mercado oficial publicada por el Banco Central de la Republica Dominicana para ventas en efectivo en el mercado extrabancario, correspondiente al mes de noviembre del afio anterior.

ART. 279.- La SIE fijara cada cuatro afios, mediante resolucion, el Costo Marginal de Potencia De Punta segun la metodologia indicada en este Reglamento.

ART. 280.- Costo Marginal de la Potencia de Punta en cada Barra del sistema de transmision. Para cada mes "rn" el OC determinara el Costo Marginal de la Potencia de Punta en cada Barra j del sistema mediante la siguiente formula: CMPPm,j = CMPPBR m * FNPm,j Donde: CMPPm,j: Costo Marginal de Potencia de Punta en la Barra "j" en el mes "m". CMPPBR m: Costo Marginal de Potencia de Punta en la Barra de referencia, en el mes "m", determinado segun se establece en este Reglamento. FNPm,j : Factor de Nodo de Potencia De Punta en el nodo "j", del mes "m".

ART. 281.- Para la valorizacion de las transferencias de Potencia De Punta previstas en este Reglamento, el OC utilizara mensualmente los costos marginales de Potencia De Punta vigentes, resultantes de la aplicacion del articulo anterior. CAPITULO IV DE LOS CONTRATOS DE COMPRA VENTA DE ENERGIA Y POTENCIA

ART. 282.- Todos los Agentes del MEM deberan entregar al OC, veinte (20) dias calendario antes del inicio de un contrato de suministro de electricidad, un borrador del formulario de administracion de contratos, para fines de coordinar su administracion.

ART. 283.- EI formulario de administracion de contratos sera el documento a utilizar por el OC para realizar las transferencias de energia y Potencia De Punta entre Agentes del MEM. Este 89 formulario contendra todos los requisitos necesarios para que el OC pueda administrar cada contrato, pero en ningun caso reemplazara al contrato suscrito entre las partes.

ART. 284.- El OC analizara cada borrador de formulario recibido, y en el plazo de siete (7) dias calendario de presentado, notificara a los Agentes del MEM involucrados si tiene alguna observacion que impida su administracion, por no poderse verificar en forma inequivoca las transacciones economicas envueltas.

ART. 285.- En caso de que el OC no tuviese observaciones, debera notificar a los Agentes del MEM involucrados, dentro del mismo plazo de siete (7) dias calendario de presentado el borrador de formulario. Las partes deberan remitir al OC el formulario definitivo, firma do por las partes, con firmas legalizadas, dentro de los diez (10) dias siguientes del recibo de la notificacion por parte del oc.

ART. 286.- El formulario de administracion de contratos debera contener al menos las informaciones que se especifican mas abajo. El OC podra amp liar su contenido en caso de que asi 10 amerite la administracion de cualquier contrato. La informacion minima que debera contener el formulario es la siguiente: a) Agente del MEM vendedor. b) Agente del MEM comprador. c) Duracion del contrato. d) Tipo de contrato (toda la demanda, por ciento (%) de la demanda, potencia contratada u otro tipo). e) Puntos de suministro (deberan poseer sistema de medicion). f) Potencia y energia contratada (en caso de contrato tipo potencia contratada, debera indicarse la potencia horaria comprometida por punta de suministro). g) Responsabilidad del pago del Derecho de Conexion por la potencia contratada (Agente del MEM vendedor 0 Agente del MEM comprador). h) Causales de rescision del contrato. La rescision sera notificada al OC mediante un acuerdo de ambas partes. En caso de falta de acuerdo la SIE debera pronunciarse acerca de la validez de la rescision. En ningun caso podra existir un formulario de administracion de contratos que no contenga especificada la energia y potencia contratada de forma inequivoca. En ningun caso las modificaciones a los formularios de administracion de contratos convenidas entre las partes, podran originar reliquidaciones de las transacciones economicas ni afectar a terceras partes en reliquidaciones de meses anteriores. CAPITULO V SISTEMA DE MEDICION COMERCIAL (SMC)

ART. 287.- El SMC estara constituido por los siguientes componentes: a) Un sistema de medicion y registro de energias activa y reactiva en cada Punto de Conexion, compuesto por transformadores de corriente y de voltaje y medidores de 90 energia. Estos ultimos deberan contar con los elementos necesanos para el almacenamiento y transmision de datos. b) Un sistema de comunicaciones para la recoleccion de la informacion, basado en la red de telefonia conmutada publica 0 privada yen otras redes de transmision de datos. c) Un sistema de recoleccion de datos centralizado, ubicado en el oc.

ART. 288.- Cada Agente del MEM tendra la responsabilidad de disponer de la medicion de sus inyecciones y retiros de energia electrica hacia y desde el SENI. Es responsabilidad de los siguientes Agentes del MEM la instalacion del SMC en los Puntos de Conexion (Agente Responsable): a) Las Empresas de Distribucion, en los Puntos de Conexion con el Sistema de Transmision. b) Las Empresas de Generacion y los Usuarios No Regulados, en los Puntos de Conexion con el Sistema de Transmision y con Empresas de Distribucion. c) Los Autoproductores y Cogeneradores que venden sus excedentes a traves del SENI, en los Puntos de Conexion con el Sistema de Transmision y con Empresas de Distribucion.

ART. 289.- Todo Agente del MEM vinculado a un Punto de Conexion, que no es responsable del SMC en dicho punto, debera otorgar al Agente Responsable y al OC todas las facilidades para realizar 10 especificado en el presente Reglamento en dicho Punto de Conexion.

ART. 290.- Los Agentes Responsables del SMC podran aplicar una clave de lectura a los medidores. Esa clave debera ser suministrada obligatoriamente al OC, la cual sera administrada exclusivamente por este. La SIE podra requerir en cualquier momenta del OC el acceso a los medidores.

ART. 291.- El OC sera responsable por la instalacion, operacion y mantenimiento del sistema de recoleccion de datos centralizado. Todo equipo adicional que sea necesario para efectuar esa operacion en medidores de otras marcas 0 model os puestos en servicio despues de la primera habilitacion comercial, debera ser suministrado e instalado por los Agentes del MEM que utilicen tales instrumentos.

ART. 292.- Los Agentes Responsables del SMC deberan surmmstrar al OC el software de programacion y lectura de sus respectivos medidores, tanto para los existentes como para los que sean instalados en el futuro. En el caso de la existencia de varios "softwares en el mercado para un mismo modelo, el OC definira cual de ellos debera entregar cada Agente del MEM, asi como el numero de licencias a entregar por cada Agente del MEM.

ART. 293.- Las obligaciones antes mencionadas para los Agentes Responsables del SMC seran validas independientemente de todo acuerdo que ellos establezcan a tal efecto con otros Agentes del MEM 0 de obligaciones contractuales de la Corporacion Dominicana de Empresas Electricas Estatales (CDEEE) 0 la empresa que actue como titular de derechos, obligaciones y como fiscalizadora de los bienes publicos en materia de electricidad. 91

ART. 294.- En el caso de no contar con lineas telefonicas de libre acceso, los Agentes del MEM deberan presentar ante el OC constancia de la compafiia telefonica cuyas redes se encuentren mas cercanas al punta en cuestion, en la cual se especifique que el servicio telefonico no puede ser provisto. En estos casos, para fines de la primera habilitacion comercial, la que sera considerada una habilitacion comercial provisional para los puntos de medicion que se encuentran en estos casos, se exonerara el requisito del vinculo de comunicacion. Esta exoneracion solo sera valida por el periodo que acuerde el Consejo de Coordinacion del oc.

ART. 295.- Para los efectos de realizar las transacciones economicas, las mediciones mensuales de los puntos descritos en el articulo anterior de este Reglamento deberan ser entregadas al OC por el Agente Responsable en los plazos establecidos por ese organismo para la entrega de las lecturas utilizadas para realizar las transacciones economicas.

ART. 296.- Deberan registrarse las siguientes magnitudes en cada Punto de Conexi6n: a) Energia activa entrante y saliente, b ) Energia reactiva entrante y saliente, c) Sumatoria de voltajes integrados en el tiempo para las tres fases. En caso de que el medidor utilizado tenga otra forma de almacenar los eventos de caida de tension en cualquiera de las fases, no sera necesario registrar esta sumatoria.

ART. 297.- A los efectos de la especificacion de la c1ase de precision de los elementos componentes de la cadena de medicion se definen las siguientes categorias de Puntos de Conexion: a) Categoria I: Puntos de Conexion con voltaje nominal no inferior a sesenta y nueve (69) kV 0 potencia media horaria no inferior a veinte (20) MW b) Categoria II: Puntos de Conexion con voltaje nominal inferior a sesenta y nueve (69) kV y potencia media horaria inferior a veinte (20) MW.

ART. 298.- EI valor de potencia media horaria mencionado en el parrafo anterior podra ser modificado en el futuro por el Consejo de Coordinacion del oc.

ART. 299.- En Puntos de Conexion de Categoria I la c1ase de precision de cada uno de los componentes debera ser igual 0 mejor que las indicadas a continuacion: Normas IEC Normas ANSIIIEEE Componente Clase N° Clase I sec = 1 A: 0.2 Transformadores de corriente 60044 I sec = 5 A: 0.2 S C 12.11 0.3 Transformadores de voltaje 60186 0.2 C 12.11 0.3 Medidor(es) de energia 60687 0.2 S C 12.16 92

ART. 300.- En Puntos de Conexion de Categoria II la c1ase de precision de cada uno de los componentes debera ser igual 0 mejor que las indicadas a continuacion: Normas Normas IEC ANSIIIEEE Componente N° Clase N° Clase I sec = 1 A: 0.5 Transformadores de corriente 60044 I sec = 5 A: 0.5 S C 12.11 0.6 Transformadores de voltaje 60186 0.5 C 12.11 0.6 Medidor(es) de energia 60687 0.5 S C 12.16

ART. 301.- Las normas a que se hacen referencia en los dos (2) articulos anteriores podran ser modificadas por el Consejo de Coordinacion del OC, y ratificadas por la SIE, en caso de que surja una nueva norma 0 una actualizacion de las mismas.

ART. 302.- Tanto los transformadores de medida como los medidores de energia deberan ser fabricados y ensayados por empresas 0 entidades que reunan requisitos minimos a establecer por el Consejo de Coordinacion del Oc. En tanto no se cuente con empresas que reunan los requisitos minimos y para los transformadores de medida instalados a la fecha de aprobacion de la presente normativa y con el fin de realizar la habilitacion comercial, el Agente Responsable debera presentar los protocolos de ensayo entregados por la fabrica de los mismos.

ART. 303.- En instalaciones de Categoria I existentes a la fecha de emision del presente Reglamento podra admitirse el uso de los transformadores de medida instalados actualmente, siempre que su c1ase sea igual 0 mejor que IEC 0.5 6 ANSIIIEEE 0.6. En esta situacion, se da un plazo de cuatro (4) meses a partir de la fecha de emision del presente Reglamento para instalar los equipos con la c1ase de precision indicada en el mismo.

ART. 304.- Toda vez que sea necesario el cambio de transformadores de medida existentes por deterioro 0 perdida de c1ase se exigira que los equipos de reemplazo reunan los requisitos especificados para instalaciones nuevas.

ART. 305.- Cada Punto de Conexion debera contar con tres (3) transformadores de corriente y tres (3) transformadores de voltaje, con nucleos y arrollamientos para uso exc1usivo del SMC y del sistema de operacion en tiempo real. Los transformadores podran tener otros nucleos 0 arrollamientos destinados a otros usos.

ART. 306.- En instalaciones existentes podra admitirse la utilizacion de nucleos y/o arrollamientos compartidos con otros sistemas de medicion existentes, siempre que la carga total no supere la potencia de exactitud de aquellos. Esta situacion solo podra subsistir mientras no sea necesario el reemplazo de los transformadores de medida actuales y hasta un plazo maximo de seis (6) meses a partir de la fecha de emision del presente Reglamento. 93

ART. 307.- En cada Punto de Conexion deberan instalarse dos (2) medidores de energia independientes: uno principal y otro de respaldo. Ambos deberan ser de la misma clase y podran estar conectados al mismo juego de transformadores de medida.

ART. 308.- En los Puntos de Conexion de Categoria II correspondientes a Usuarios No Regulados con transferencia media horaria inferior a diez (10) MW podra omitirse el medidor de respaldo si algun Agente del MEM a cuya red esta conectado, posee otro medidor de su propiedad con almacenamiento de registros horarios conectado al mismo cable de alimentacion y de clase igual 0 mejor que uno (1.0). La posibilidad de utilizar este medidor como respaldo debera acordarse mediante convenio firmado entre el Usuario No Regulado y el Agente del MEM.

ART. 309.- Los medidores deberan ser de estado solido, con tres (3) elementos de corriente y tres (3) de voltaje. Deberan disponer de facilidades para el registro interno de las magnitudes requeridas.

ART. 310.- En Puntos de Conexion con flujo de energia en ambos sentidos deberan instalarse medidores bidireccionales. Los registros deberan ser independientes para cada sentido.

ART. 311.- Los impulsos generados por los medidores de energia deberan ser almacenados en los mismos instrumentos.

ART. 312.- Los impulsos deberan ser almacenados en canales independientes para cada magnitud a registrar, en periodos ajustables entre cinco (5) y sesenta (60) minutos. Durante la etapa de transicion se adoptara el periodo de quince (15) minutos, pero este podra ser modificado en cualquier momenta por el Consejo de Coordinacion del oc.

ART. 313.- Los medidores deberan contar con memoria no volatil que permita almacenar la informacion de los ultimos cuarenta (40) dias como minimo, considerando la utilizacion de cinco (5) canales y registros cada quince (15) minutos. Deberan tener bateria incorporada para mantener los datos almacenados en memoria por 10 menos durante siete (7) dias ante la falla de la alimentacion auxiliar.

ART. 314.- Los errores maximos admisibles en la medicion de tiempo seran: a) Comienzo de cada periodo: ± sesenta (60) segundos respecto de la red unificada de telefonia celular de la Republica Dominicana. b) Duracion de cada periodo: ± tres centesimas de por ciento (0.03 %) respecto de la duracion real del periodo.

ART. 315.- Todos los instrumentos programables deberan contar con la posibilidad de inhibir su programacion mediante una clave aplicada por "software".

ART. 316.- Cada Punto de Conexion debera contar con un modern con un canal telefonico que permita efectuar la lectura de registros en cualquier momento, tanto del medidor principal como 94 del de respaldo. Debera tener tambien la posibilidad de comunicacion con una computadora mediante conexion con cable y mediante lector optico.

ART. 317.- El protocolo de comunicaciones, el formato de la informacion y la programacion de los medidores deberan ser compatibles con los que disponga el Oc. De 10 contrario el Agente Responsable debera proveer al OC los equipos y la programacion necesaria para viabilizar la comunicacion.

ART. 318.- Las instalaciones deberan cumplir con todos los requisitos establecidos en el Codigo de Conexion que a tales fines dicte la SIE mediante resolucion.

ART. 319.- El 0 los medidores correspondientes a cada Punto de Conexion deberan instalarse en armarios 0 compartimientos independientes con puertas precintables que impidan el acceso a bornes y conexiones.

ART. 320.- Los gabinetes deberan tener grado de proteccion mecanica no inferior a IEC IP40 6 NEMA 12, para instalacion interior, 6 IEC IP54 6 NEMA 4, para instalacion a la intemperie 0 en ambientes de elevada contaminacion. En todos los casos deberan inc1uir una chapa de acrilico con la identificacion del Punto de Conexion.

ART. 321.- La construccion de los gabinetes debera permitir la lectura del VIsor del 0 los medidores y ellibre acceso a su puerta optica.

ART. 322.- Cada Punto de Conexion debera poseer una bornera de contraste precintable en la cual esten accesibles todas las conexiones de voltaje y de corriente que permita la intercalacion de un instrumento patron.

ART. 323.- Todos los componentes de los circuitos de medicion, desde los transformadores de medida hasta los medidores, deberan contar con borneras con tapas precintables, de manera que pueda impedirse todo acceso a los bornes.

ART. 324.- La alimentacion electrica auxiliar a los medidores deb era asegurarse mediante alguno de los siguientes metodos: a) Doble fuente de alimentacion con un dispositivo de supervision permanente y conmutacion; b ) Inversor alimentado por bateria; c) Sistema de alimentacion ininterrumpible (UPS). 95

ART. 325.- Para el caso de los Agentes del MEM cuyos puntos de conexion no cuentan con las facilidades para realizar la instalacion de una doble fuente de alimentacion electrica indicada en el punta anterior, tendran un plazo de seis (6) meses a partir de la primera habilitacion comercial, que sera considerada habilitacion comercial provisional, para que los Agentes del MEM regularicen esta situacion. Estos puntos deberan ser informados justificadamente por los Agentes del MEM respectivos y seran aprobados por el Consejo de Coordinacion del oc.

ART. 326.- Cada Punto de Conexion debera contar con un sistema supervisor de los voltajes de medicion que origine una alarma cuando falte alguno de ellos.

ART. 327.- La carga de los transformadores de medida debera estar comprendida entre veinticinco y cien por ciento (25 y 100 %) de su potencia de exactitud. Si la impedancia de los medidores y cables no fuera suficiente deberan incorporarse resistores de compensacion adecuados para obtener los valores de carga mencionados.

ART. 328.- La seccion minima de cables a utilizar debera ser de dos punta cinco (2.5) mm- 6 AWG #14. Los cables correspondientes a los circuitos secundarios de transformadores de voltaje deberan ser seleccionados de manera que la caida de voltaje entre bornes de transformadores y medidor, con factor de potencia cero punta nueve (0.9), sea inferior a cero punta uno por ciento (0.1 %).

ART. 329.- Los circuitos secundarios de voltaje deberan estar protegidos mediante fusibles. Los resistores de compensacion de carga a conectar eventualmente en ellos no deberan contar con proteccion particular alguna.

ART. 330.- EI punta neutro de los transformadores de medida, los blindajes de cables y toda parte metalica accesible de los gabinetes y equipos deberan ser vinculados rigidamente a tierra para poder evitar voltajes de contacto peligrosos para el personal.

ART. 331.- EI Agente Responsable en cada Punto de Conexion debe informar al OC el esquema de medicion de emergencia que utilizara en caso de indisponibilidad 0 error en las mediciones principal y de respaldo. Dicho esquema estara sujeto a aprobacion de parte del Consejo de Coordinacion del oc.

ART. 332.- Los medidores seran interrogados en forma automatica desde el OC en dias preestablecidos de cada mes calendario, de manera de poder detectar cualquier anomalia antes de terminar el meso

ART. 333.- Si alguna de esas operaciones no fuera posible por fallas en el vinculo de comunicaciones 0 en el instrumento, el OC establecera los mecanismos para que el Agente Responsable de los puntos de conexion que se encuentren en esta situacion haga llegar a ese organismo las lecturas de dichos puntos. EI plazo de entrega de dichas lecturas sera el mismo que el establecido en el presente Reglamento, y deberan ser entregadas en el formato que establezca el oc. 96

ART. 334.- Para el registro de transacciones se usara prioritariamente los datos almacenados en el registrador principal de cada Punto de Conexion. Si se observara alguna anomalia en esa lectura se usaran los datos registrados por el medidor de respaldo, cuando existiera. Las anomalias a que se hace referencia pueden ser, entre otras: a) Datos erroneos. b ) Falta de datos. c) Falta de sincronismo. d) Diferencias superiores a uno por ciento (1.0 %) (medidores c1ase 0.2 S) 0 dos punta cinco por ciento (2.5 %) (medidores c1ase 0.5 S) entre los registros de ambos medidores en uno o mas periodos 0 en todo el meso

ART. 335.- Si no fuera posible distinguir cual de los dos medidores arrojara resultados anomalos o si ambos 10 hicieran, los datos a utilizar para las transacciones deberan ser determinados por el OC utilizando alguno de los siguientes metodos: a) Mediante el sistema de medicion de emergencia. b ) Por afinidad con las lecturas de los medidores correspondientes a equipos de potencia de caracteristicas similares que operen en paralelo en un Punto de Conexion adyacente. c) Mediante la integracion de la medicion de potencia utilizada en el sistema de operacion en tiempo real. d) Utilizacion de curvas tipicas obtenidas de valores estadisticos de consumo.

ART. 336.- Una vez terminada la instalacion del SMC correspondiente a un Punto de Conexion, o cuando se efectue el traslado 0 cambio de algunos de sus componentes, el Agente Responsable debera solicitar su habilitacion comercial al oc.

ART. 337.- A tal fin deb era presentar la siguiente documentacion del Punto de Conexion al OC, cumpliendo con las especificaciones de "software" y de formato que este indicara oportunamente: a) Esquemas unifilar y trifilar conformes a obra. b ) Protocolos de ensayos de rutina en fabrica de los transformadores de medida y del 0 los medidores, realizados por laboratorios autorizados. c) Calculo de caida de voltaje en los circuitos secundarios de transformadores de voltaje. d) Calculo de cargas en los circuitos secundarios de transformadores de voltaje y de corriente. e) Calculo de la corriente primaria prevista para los transformadores de corriente, la cual no debera ser inferior al cincuenta por ciento (50 %) de su valor nominal. f) Esquema de medicion de emergencia para usar en casos de indisponibilidad de los medidores principales y de respaldo y/o de sus transformadores de medida. g) "Diskette" con la programacion del 0 de los medidores (si fuera de aplicacion). 97

ART. 338.- El OC verificara la documentacion mencionada y, en un plazo inferior a treinta (30) dias, programara una inspeccion "in situ" con la presencia del Agente Responsable con el objeto de controlar el cumplimiento del presente Reglamento y de las practicas prudentes. A tal efecto realizara las siguientes operaciones: a) Verificacion de la programacion y ensayo del 0 de los medidores segun norma IEC 60687 6 ANSIIIEEE C.12.16. b ) Medicion de carga en los circuitos primario y secundario de los transformadores de medida (de corriente y de tension). c) Medicion de caida de voltaje en los transformadores de voltaje. d) Verificacion de la comunicacion entre el OC y el medidor. e) Aplicacion de precintos. f) Inhibicion del medidor mediante palabra clave.

ART. 339.- El costa de estas verificaciones sera pagado por el Agente Responsable.

ART. 340.- El OC podra conceder habilitacion comercial provisional en los casos previstos en el presente Reglamento.

ART. 341.- En caso de haberse otorgado alguna habilitacion comercial provisional en algun Punto de Conexion, el OC debera otorgar la habilitacion comercial definitiva al finalizar el plazo otorgado al Agente del MEM. De no ser posible otorgar dicha habilitacion comercial definitiva por incumplimiento del Agente Responsable, el OC debera comunicar el hecho a la SIE.

ART. 342.- El OC debera contratar la contrastacion y ensayo, con cargo a los Agentes Responsables, de los sistemas de medicion, con la siguiente periodicidad: a) Transformadores de medida (ensayo): cada diez (10) afios. b) Medidores (contrastacion): cada dos (2) afios.

ART. 343.- La contrastacion y/o ensayo deberan ser efectuados por entidades especializadas seleccionadas por el OC, debiendo el Agente Responsable coordinarse y prestar todas las facilidades al OC y a las empresas contratadas para realizar dichas labores.

ART. 344.- El OC podra disponer, por iniciativa propia 0 a solicitud escrita de cualquier Agente del MEM, el contraste del 0 de los medidores instalados en un Punto de Conexion, adjuntando un analisis detallado de las desviaciones observadas.

ART. 345.- El contraste debera ser efectuado por una empresa especializada contratada a tal efecto por el Oc. Si el resultado no fuera satisfactorio, su ejecucion y la correspondiente recalibracion seran pagados por el Agente Responsable del equipo con resultados no satisfactorios. De 10 contrario el contraste estara a cargo de la parte que 10 haya solicitado.

ART. 346.- Toda intervencion del Agente Responsable sobre las instalaciones del SMC debera ser plenamente justificada y contar con la previa autorizacion del oc. 98

ART. 347.- Solo ante situaciones que comprometan el servicio, el Agente Responsable podra intervenir sobre las instalaciones del SMC sin cumplir con los requisitos mencionados en el parrafo anterior. En tal caso debera informar de inmediato al OC, explicando detalladamente las causas de la urgencia y los trabajos efectuados.

ART. 348.- En los casos mencionados, el OC efectuara una nueva inspeccion y repondra los precintos que hubieran sido retirados. Esta operacion sera hecha en presencia del Agente Responsable y dara origen a un acta que sera firmada por los presentes. Su costa quedara a cargo del Agente Responsable. CAPITULO VI FACTURACION DE LAS TRANSACCIONES ECONOMICAS

ART. 349.- El OC dentro de los primeros nueve (9) dias laborables siguientes al mes para el cual se calculan las transacciones economicas, enviara a los Agentes del MEM y a la SIE el informe mensual de transacciones economicas. En caso que en este plazo el OC no reciba toda la informacion 0 cuente con informacion erronea debera emitir el informe mensual de las transacciones economicas informando de esta situacion e indicando los supuestos que ha considerado para la emision del informe. El informe mensual de transacciones economicas debera contener al menos la siguiente informacion: a) Costos Marginales de Corto Plazo de la energia para cada una de las horas del mes anterior. b ) Informaciones de Costo Marginal de Potencia de Punta. c) Resumen de las mediciones de inyecciones y retiros horarios de energia. d) Transferencias de electricidad y sus correspondientes pagos entre Agentes del MEM ocurridos durante el mes anterior. e) Determinacion del Derecho de Conexion y pagos entre Agentes del MEM. f) Otros pagos entre Agentes del MEM.

ART. 350.- Cualquier informacion solicitada relativa al calculo de las transacciones economicas que realice el OC debera ser entregada por el Agente Responsable en un plazo maximo de veinticuatro (24) horas contadas a partir de recibida la solicitud.

ART. 351.- Los Agentes del MEM podran observar, fundadamente y por escrito el informe mensual de transacciones economicas emitido por el OC en un plazo de dos (2) dias laborables despues de recibido el informe.

ART. 352.- Hasta el dia diecisiete (17) de cada mes, 0 el dia laborable siguiente si aquel no 10 fuese, el OC podra emitir un nuevo informe, conforme a las observaciones recibidas por los Agentes del MEM que considere pertinentes. En el caso que en este plazo no alcance a emitir el 99 informe, debera informar que en las transacciones del mes siguiente se deberan reliquidar por las observaciones que se acojan.

ART. 353.- Hasta el dia dieciocho (18) de cada mes, 0 el dia laborable siguiente si aquel no 10 fuese, el Consejo de Coordinacion del OC debera reunirse para tratar el tema unico de la aprobacion del informe mensual de transacciones economicas y reliquidaciones de meses anteriores. La reunion debera ser notificada por 10 menos veinticuatro (24) horas de antelacion.

ART. 354.- Conforme al informe de transacciones economicas emitido por el OC y aprobado por el Consejo de Coordinacion del OC, cada Agente del MEM deudor pagara su saldo neto a todos los Agentes del MEM acreedores, en la proporcion en que cada uno de los acreedores participe del saldo positivo total del meso Este pago se realizara hasta el dia veintiuno (21) 0 el dia habil anterior si ese dia no 10 fuera, del mes siguiente para el cual se calculan las transacciones economicas.

ART. 355.- Para los casos de mora, el Agente del MEM acreedor tendra derecho al cobro de intereses al Agente del MEM deudor en mora. Los intereses los facturara directamente el Agente del MEM acreedor al Agente del MEM deudor sobre los montos adeudados, calculados con la tasa de interes activa promedio ponderado semanal vigente en cada dia de atraso, de los bancos comerciales y multiples, 0 la que la reemplace, informada por el Banco Central de la Republica Dominicana mas un recargo de dieciocho (18%) anual. Para aquellos dias en que no se cuente con la informacion del Banco Central, se podra utilizar la tasa de interes activa promedio ponderado semanal del ultimo informe emitido por el Banco Central. Dicha tasa de interes se proyectara para un afio de trescientos sesenta y cinco dias (365) y se aplicara la proporcion correspondiente al numero real de dias entre el dia resultante del articulo anterior y la fecha de pago real.

ART. 356.- En las reliquidaciones de pagos efectuados por correcciones emitidas por informes del OC, los montos envueltos devengaran un interes a favor del Agente del MEM acreedor, calculado con la tasa de interes pasiva promedio ponderado semanal vigente en cada dia de atraso, de los bancos comerciales y multiples informada por el Banco Central de la Republica Dominicana. Para aquellos dias en que no se cuente con la informacion del Banco Central, se utilizara la tasa de interes pasiva promedio ponderado semanal del ultimo informe emitido por el Banco Central. Dicha tasa de interes se proyectara para un afio de trescientos sesenta y cinco dias (365) y se aplicara la proporcion correspondiente al numero real de dias entre el dia que fue establecido por el OC como fecha de pago de las transacciones sujetas a reliquidacion y la fecha de pago que establezca el mismo organismo para el pago de la reliquidacion. 100 CAPITULO VII PEAJES DE TRANSMISION

ART. 357.- La SIE, de conformidad con el articulo 85 de la Ley, definira mediante resolucion las instalaciones que forman parte del Sistema de Transmision y ademas calculara y fijara el costa total de largo plazo para efecto del calculo de Peaje de Transmision.

ART. 358.- Para determinar los valores nuevos de reemplazo a los que se refiere el articulo 87 de la Ley la SIE tomara en cuenta los costos de mercado, para 10 cual consultara, sobre los costos de suministro y construccion de lineas y subestaciones de transmision, en procesos competitivos a nivel nacional e internacional.

ART. 359.- Las instalaciones del Sistema de Transmision, sus valores nuevos de reemplazo, la anualidad de la inversion y los costos de operacion y mantenimiento de cada una de las instalaciones existentes y aquellas por construir dentro de periodos de cuatro (4) afios, seran definidos mediante resolucion de la SIE. El costa total anual de cada instalacion del Sistema de Transmision, correspondiente a la anualidad de la inversion y los costos anuales de operacion y mantenimiento, sera utilizado como base para la determinacion del Peaje de Transmision.

ART. 360.- La anualidad de la inversion de cada instalacion del Sistema de Transmision, se determinara multiplicando el monto de la inversion optimizada por el factor de recuperacion del capital, considerando una vida util promedio de las instalaciones de treinta (30) afios y la tasa de costa de oportunidad del capital definida en la Ley. El monto de la inversion se calculara a partir del Valor Nuevo de Reemplazo de las instalaciones de costa total minimo.

ART. 361.- El Peaje de Transmision sera recaudado a traves de dos componentes: el Derecho de Uso y el Derecho de Conexion.

ART. 362.- El Derecho de Uso de la Red Principal de Transmision correspondera en cada mes al valor determinado por el OC al realizar las transacciones economicas de energia y potencia, de acuerdo a 10 establecido en el presente Reglamento. El Derecho de Uso se compone del Derecho de Uso de Energia y el Derecho de Uso de Potencia de Punta.

ART. 363.- El OC calculara mensualmente el Derecho de Uso conforme 10 establecido en el presente Reglamento.

ART. 364.- El Derecho de Conexion mensual en la Red Principal de Transmision 10 calculara el OC, restando al costa total anual del Sistema de Transmision mensualizado el Derecho de Uso. El derecho de conexion unitario (DCU) se establecera en pesos dominicanos por kilovatios por mes (RD$/Kw-mes) correspondiente. 101

ART. 365.- Los cargos de conexion y sus formulas de ajuste que sean establecidos por la SIE seran fijados mediante resolucion y publicados en periodicos de circulacion nacional. Estos val ores podran ser aplicados a contar de los quince (15) dias calendario siguientes a dicha publicacion.

ART. 366.- Mensualmente, cada generador "i" del SENI debera pagar al propietario del Sistema de Transmision el Derecho de Conexion correspondiente al mes anterior "m" dado por: DC;m = Pliirme/lenc; * DCUm donde: DC irn : es el pago por concepto de Derecho de Conexion del generador "i" correspondiente al mes "m". PFirmeGenirn : es la Potencia Firme del generador "i" correspondiente al mes "rn". DCUrn: Derecho de Conexion Unitario correspondiente al mes "rn" (RD$/Kw-mes), actualizado con las formulas de indexacion que la SIE establezca.

ART. 367.- Las Empresas de Generacion seran responsables de recaudar el Derecho de Conexion de sus clientes. Los Agentes del MEM deberan pagar y/o cobrar el Derecho de Conexion por sus compras y/o ventas en el Mercado Spot de acuerdo a 10 indicado en el articulo siguiente.

ART. 368.- El OC debera realizar mensualmente las transferencias por Derecho de Conexion entre Agentes del MEM utilizando el siguiente procedimiento: a) En las barras en las cuales se realicen transferencias, se determinaran las inyecciones de Potencia Firme, y los retiros de demanda de Potencia De Punta; b) La Potencia Firme inyectada y Potencia De Punta retirada por cada Agente del MEM sera valorada multiplicando por el Derecho de Conexion unitario (DCUm); c) Para cada Agente del MEM, se sumaran algebraicamente todas las inyecciones y retiros valorizados. Las inyecciones se consideraran con signa positivo y los retiros con signa negativo. El valor resultante, sea este positivo 0 negativo, constituira el saldo neto acreedor 0 deudor, respectivamente, de cada Agente del MEM. d) La suma de todos los saldos netos a que se refiere el punta anterior, constituira un saldo neto deudor de los propietarios del Sistema de Transmision para efectos del pago entre Agentes del MEM. e) Cada Agente del MEM deudor pagara su saldo neto a los Agentes del MEM acreedores en la proporcion en que cada uno de ellos participa en el saldo total acreedor.

ART. 369.- Para efectos de 10 dispuesto en los articulos 82 y 83 de la Ley, en el caso que la SIE deba fijar los peajes por la servidumbre correspondiente, con motivo de discrepancias entre el interesado y el propietario de las lineas, esta podra aplicar un procedimiento similar al del Sistema de Transmision 0 bien aplicar un procedimiento simplificado a traves del cual el peaje se calcula como el costa medio de inversion y perdidas de las instalaciones involucradas, 102 expresados por Km de linea y por Kw de potencia transmitida. Las perdidas podran ser valorizadas con Costos Marginales de largo plazo 0 de Corto Plazo.

ART. 370.- De conformidad con el articulo 89 de la Ley, en los Sistemas Aislados con una demanda inferior 0 igual ados (2) megavatios (MW) y para los propietarios de lineas y subestaciones electricas de distribucion, los Peajes seran acordados directamente entre el propietario de las instalaciones y el interesado en su uso. De no haber acuerdo, cualquiera de las partes podra pedir la fijacion del Peaje por la SIE, la que establecera un procedimiento simplificado a traves del cual el Peaje se calcula como el costa medio de inversion y perdidas de las instalaciones involucradas, expresados por Km de linea y por Kw de potencia distribuida 0 transmitida. Las perdidas podran ser valorizadas con Costos Marginales de largo plazo 0 de Corto Plazo. CAPITULO VIII DE LOS SERVICIOS AUXILIARES SECCION VIII. LVALORIZACION DE ENERGIA REACTIVA

ART. 371.- EI Organismo Coordinador realizara mensualmente las Transacciones Economicas correspondientes a la Valorizacion de Energia Reactiva y Compensacion por Regulacion de Tension, entre Agentes del MEM, segun el procedimiento que se describe a continuacion.

ART. 372.- Definiciones Generales. Para los fines de la aplicacion de las disposiciones contenidas en la presente Seccion se entendera por: CKVArh nt = Costo del equipamiento de compensacion reactiva estatica en RD$/KVArh, correspondiente al nivel de tension (nt) del sistema electrico. Este valor sera determinado cada cuatro (4) afios por la Superintendencia de Electricidad sobre la base del procedimiento descrito mas adelante en el presente Reglamento. ERE; = Energia Reactiva Base de la maquina "i", corresponde a la energia reactiva que obligatoriamente debe entregar una maquina termoelectrica "i" 0 hidroelectrica. Este valor se fija en el valor correspondiente a la Potencia Nominal de cada maquina y factor de potencia instantaneo de 0.85. Valor expresado en KVAr. CVP; = Costo Variable de Produccion de la maquina termoelectrica "i". Valor expresado en pesos dominicanos (RD$)/KWh. QGen',J. = Energia Reactiva Neta entregada por la maquina "i", en la hora "j" , a solicitud del Centro de Control de Energia segun los Programas de Operacion Semanal y Diario emitidos por el Organismo Coordinador. Valor expresado en KVArh. PGen;,j =Energia Activa Neta entregada por una maquina "i", en la hora "j". Valor expresado en KWh. 103 QEEi,j = Energia Reactiva en Exceso Entregada por la maquina termoelectrica 0 hidroelectrica "i", en la hora "j", en que el Centro de Control de Energia se 10 solicita segun los Programas de Operacion Semanal y Diario emitidos por el Organismo Coordinador. Valor expresado en KVArh. QEE. l,j =QGen. l,j -ERE1 CMgb,i,j = Costo Marginal de Corto Plazo utilizado en las Transacciones Economicas de Energia, en la barra b a la cual esta conectada la maquina i, en la hora j. Valor expresado en pesos dominicanos (RD$)/KWh. Pot Rec, =Potencia Reconocida de la maquina termoelectrica i. Esta potencia reconocida correspondera a la potencia (media horaria) que la maquina estaba entregando al momenta de requerirse el aporte de energia reactiva. En caso que la maquina haya sido despachada a un nivel inferior para entrega de energia reactiva, pero economicamente se requiere a plena capacidad, la Potencia Reconocida correspondera al valor promedio de la potencia entregada en forma continua durante cuatro horas, en la ultima oportunidad que fue requerida a potencia maxima por al menos cuatro horas. FPR = Factor de Potencia Requerido en las barras de consumo de empresas distribuidoras y UNR, establecido previamente en el presente Reglamento. AEER= La anualidad de la inversion del Equipo de Energia Reactiva, determinada multiplicando el factor de recuperacion del capital, calculado una vida util de 20 afios y una tasa de costa de oportunidad, de conformidad con 10 establecido en el articulo 123 de la Ley, por el Valor Nuevo de Reemplazo del equipo.

ART. 373.- Maquinas Termoelectricas despachadas al minimo Tecnico por Regulacion de Tension y Aporte de Energia Reactiva. En caso que una maquina termoelectrica sea despachada a la Potencia Minima Tecnica por requerimientos de regulacion de tension, corresponde determinar a dicha maquina su Participacion en el Cobro por Energia Reactiva y Regulacion de Tension de acuerdo a la siguiente formulacion: PCTMTl,j. = maxlCKVArh t x QEE; PGen . x {CVP - CMg b .. )J r n l,j l,j ~ 1 ,l,j Donde: PCTMTl,j. = Participacion en el Cobro por Energia Reactiva y Regulacion de Tension de la maquina termoelectrica "i", en la hora "j" por despacho forzado a Potencia Minima Tecnica para regulacion de tension. Valor expresado en pesos dominicanos. 104 parrafo.- Los mirumos tecnicos de las centrales termoelectricas seran fijados por la SIE y su cumplimiento sera coordinado por el OC y ejecutado por el CCE.

ART. 374.- Maquinas Termoelectricas con aporte de energia reactiva en exceso. Cuando a una maquina termoelectrica i, despachada economicamente a maxima capacidad, se le solicita por parte del Centro de Control de Energia, segun los Programas de Operacion Semanal y Diario emitidos por el Organismo Coordinador, un aporte de energia reactiva superior a ERE;, corresponde determinar a dicha maquina, en caso que su aporte de energia reactiva sea superior a ERE;, su Participacion en el Cobro por Energia Reactiva y Regulacion de Tension de acuerdo a la siguiente formulacion: PCTRE;,j = maxlCKVArh nt x QEE;,j; (Pot Re c, - PGen;,j) x (CMgb,;,j - CVp; )J Donde: PCTRE l,j. = Participacion en el cobro por Energia Reactiva y Regulacion de Tension de la maquina termoelectrica "i", en la hora "j" por entrega de energia reactiva en exceso. Valor expresado en pesos dominicanos (RD$).

ART. 375.- Maquinas Hidroelectricas con aporte de energia reactiva en exceso Cuando a una maquina hidroelectrica i, despachada, se le solicita por parte del Centro de Control de Energia, segun los Programas de Operacion Semanal y Diario emitidos por el Organismo Coordinador, un aporte de energia reactiva superior a ERE;, corresponde determinar a dicha maquina, en caso que su aporte de energia reactiva sea superior a ERE;, su Participacion en el Cobro por Energia Reactiva y Regulacion de Tension de acuerdo a la siguiente formulacion: PCHRE l,j. = CKVArh n t x QEEl,j. PCHRE;,j = Participacion en el cobro por Energia Reactiva y Regulacion de Tension de la maquina hidroelectrica "i", en la hora "j" por entrega de energia reactiva en exceso. Valor expresado en pesos dominicanos (RD$).

ART. 376.- Maquinas Hidroelectricas operando como compensadores sincronicos Cuando una maquina hidroelectrica i, es despachada como compensador sincronico por parte del Centro de Control de Energia, segun los Programas de Operacion Semanal y Diario emitidos por el OC, corresponde determinar a dicha maquina su Participacion en el Cobro por Energia Reactiva y Regulacion de Tension de acuerdo a la siguiente formulacion: PCHCS l,j. = maxlCKVArh r n . EAC t x QGenl,j ' l,j .. J . X CMg b,l,j PCHCS;,j = Participacion en el cobro por Energia Reactiva y Regulacion de Tension de la maquina hidroelectrica "i", en la hora "j" por entrega de energia reactiva operando como compensador sincronico, Valor expresado en pesos dominicanos (RD$). 105 EAC;,j = Energia Activa consumida por la maquina hidroelectrica "." 1 , al operar como compensador sincronico en la hora "j".

ART. 377.- Maquinas termoelectricas 0 hidroelectricas con entrega de energia reactiva inferior a la energia reactiva base. Cuando a una maquina termoelectrica 0 hidroelectrica i, se le solicita por parte del Centro de Control de Energia, segun los Programas de Operacion Semanal y Diario emitidos por el Organismo Coordinador, un aporte de energia reactiva superior 0 igual a ERE;, corresponde determinar a dicha maquina, en caso que su aporte de energia reactiva sea inferior a ERE;, el Pago por Energia Reactiva y Regulacion de Tension de acuerdo a la siguiente formulacion: PERNE',j. = CKVArh n t x QNE',j. PERNE;,j = Pago por Energia Reactiva y Regulacion de Tension de la maquina termoelectrica 0 hidroelectrica "i" en la hora "j" por no entregar la energia reactiva solicitada. Valor expresado en pesos dominicanos (RD$). QNE;,j = Energia Reactiva no entregada por la maquina "." 1 , en la hora "j", expresado en (KVArh). QNE.',j = ERE , -QGen. ',j

ART. 378.- Consumos de Empresas de Distribucion, Generacion 0 UNR En aquellas barras en que las Empresas de Distribucion, los generadores 0 los UNR tengan consumos con un factor de potencia inferior al FPR se debera determinar para cada consumo el Pago por Energia Reactiva y Regulacion de Tension de acuerdo a la siguiente formulacion: PMFP; = Pr opPago x Desvlip x VaiCompra, PMFP; = Pago por Energia Reactiva y Regulacion de Tension del consumo de una Empresa de Distribucion, UNR 0 generador en la barra "i", por concepto de mal Factor de Potencia. Valor expresado en pesos dominicanos (RD$). En caso de existir mas de un consumo en la barra i, se deb era realizar este calculo para cada consumo. PropPago = Proporcion de pago = 0.01. DesvFp = Desviacion del factor de potencia con relacion a FPR. Desvhp, = a si Fpreal es mayor 0 igual a FPR. Desvhp, = 100 x valorAbsoluto(FPR - Fpreals si Fpreal es menor a FPR. 106 VaiCompra, = Es el consumo de energia activa valorizado al costa marginal promedio mensual (promedio de los costos marginales utilizados en las Transacciones Economicas de Energia) de la barra a la cual esta conectado el consumo. Fpreal = Factor de potencia del consumo de la distribuidora, UNR 0 generador en la barra "i".

ART. 379.- Equipamiento para control de tension de la Empresa de Transmision La Empresa de Transmision debera mantener operativo todo el equipamiento para control de tension que se remunera a traves del peaje. En caso que un equipamiento no se encuentre disponible, ya sea por una salida forzada 0 por una salida programada, la Empresa de Transmision debera participar en el pago a los Agentes del MEM acreedores. Los montos de participacion estaran dados por: a) Salida Forzada Por cada salida forzada de mas de diez minutos y menor de una hora, se debera computar un monto equivalente a: MSFIH = 3* (AEER (RD$) /8760) Para aquellas salidas de servicio forzadas mayores a una hora y menores a cinco horas se debera computar un monto adicional equivalente a: MSFMIH = TMIH* 2* (AEER (RD$) /8760 ) Siendo TMIH el tiempo, descontada una hora, en que el equipamiento de control de tension no estuvo disponible. Para aquellas salidas de servicio forzadas mayores a cinco horas, se debera computar un monto adicional equivalente a: MSFM5H = TM5H* AEER (RD$) /8760 Siendo TM5H el tiempo, descontadas cinco horas, en que el equipamiento de control de tension no estuvo disponible. b) Salida Programada Para salidas de servicio programadas, se debera computar un monto equivalente a: MSP = TSP * AEER (RD$) /8760 Siendo TSP el tiempo en horas de la salida programada. Si el mantenimiento programado es solicitado al Of. en horas en que el equipamiento no seria requerido, el monto MSP sera nulo. En cada oportunidad en que la empresa de transmision 107 solicite un mantenimiento, el OC debera determinar si el equipamiento objeto del mantenimiento esta sujeto a pagos por falta de aporte de energia reactiva. El monto total a pagar por la empresa de transmision sera: PERTX = MSFIH +MSFMIH+MSFM5H +MSP

ART. 380.- Equipamiento para control de tension de otras empresas Aquellas empresas autorizadas por la SIE a instalar equipos de compensacion de energia reactiva, sobre la base de un informe del OC que establece la conveniencia de instalacion de dicho equipo de compensacion, se les debera considerar una Participacion en el Cobro por Energia Reactiva y Regulacion de Tension por cada equipamiento dada por la siguiente formulacion: PCEOE = CapKVAr x HD x CKVArh nt Siendo: PCEOE: La Participacion en el Cobro por Energia Reactiva y Regulacion del equipo con capacidad CapKVAr. HD: Horas del mes en que estuvo disponible el equipo.

ART. 381.- Determinacion de los pagos mensuales entre Agentes del MEM: a) Agentes del MEM Deudores Para cada maquina "i", se sumaran los pagos horarios por Compensacion de Energia Reactiva y Regulacion de Tension del mes resultante, de acuerdo a 10 establecido en el presente Reglamento HorasMes PERNE" = "PERNE, L.. ',J j=! PERNE; =Pago mensual (saldo deudor) que debera realizar la empresa propietaria de cada maquina "i", a los Agentes del MEM que resulten acreedores en las Transacciones Economicas de Energia Reactiva y Regulacion de Tension, excepto que resulte ajustado este valor segun 10 antes descrito. PMFP; = Pago mensual (saldo deudor) que debera realizar la empresa propietaria de cada consumo "i", a los Agentes del MEM que resulten acreedores en las Transacciones Economicas de Energia Reactiva y Regulacion de Tension. PERTX = Pago mensual (saldo deudor) que deb era realizar la empresa de transmision a los Agentes del MEM que resulten acreedores en las Transacciones Economicas de Energia Reactiva y Regulacion de Tension. b) Agentes del MEM Acreedores 108 Para cada maquina termoelectrica e hidroelectrica, se sumaran todas las participaciones horarias del mes. Es importante destacar que podria ocurrir que una misma maquina pueda tener participacion por mas de un concepto. La participacion mensual de cada Agente del MEM sera: HorasMes = "PCTMT, PCTMT'L... ',j j=1 HorasMes = "PCTRE, PCTRE'L... ',j j=1 HorasMes = "PCHRE, PCHRE'L... ',j j=1 HorasMes PCHCS" = L... "PCHCS, ',j j=1 c) Los saldos deudores y acreedores totales, se determinaran de la siguiente forma: NM NC SDT = LPERNE; + LPMFP; + PERTX ;=1 ;=1 Donde: SDT: Saldo Deudor Total por Energia Reactiva y Regulacion de Tension. NM el numero de maquinas con pagos por energia reactiva no entregada y NC el numero de consumos con mal Factor de Potencia. NMT NTRE NHRE NHCS NTE PT = LPCTMT; + L PCTRE; + L PCHRE; + LPCHCS; + LPCEOE; ;=1 ;=1 ;=1 ;=1 ;=1 Donde: PT: Participacion Total en el Cobro por Energia Reactiva y Regulacion de Tension. NMT el numero de maquinas termoelectricas con participacion en el cobro por despacho forzado a minimo tecnico, NTRE el numero de maquinas termoelectricas con participacion en el cobro por aportes en exceso, NHRE el numero de maquinas hidroelectricas con participacion en el cobro por aportes en exceso, NHSC el numero de maquinas hidroelectricas con participacion en el cobro por operacion como compensador sincronico y NTE es el numero total de empresas con participacion en el cobro por la instalacion de equipos de compensacion. Si SDT > PT se debera ajustar el pago de cada Agente del MEM deudor, en forma proporcional, de modo que SDT sea igual a PT. Cada Agente del MEM acreedor debera percibir el monto de participacion mensual indicada anteriormente. Los Agentes del MEM deudores deberan pagar, a los Agentes del MEM acreedores, sus saldos deudores en forma proporcional a los saldos acreedores. 109 Si SDT ::; PT se debe pro ceder de la siguiente manera: Determinacion del monto acreedor cuando SDT ::; PT SATMT; =PCTMT; x(~:J SATMT; = Saldo Acreedor de la maquina termoelectrica "i" por despacho forzado a minimo tecnico. SATRE =PCTRE x(SDTJ 1 PT1 SATRE; = Saldo Acreedor de la maquina termoelectrica "i" por aporte en exceso de energia reactiva. SAHRE = PCHRE x (SDT 1 PT 1 J SAHRE; = Saldo Acreedor de la maquina hidroelectrica "i" por aporte en exceso de energia reactiva. SAHCS;=PCHCS;X(~:J SAHCS; = Saldo Acreedor de la maquina hidroelectrica "i" por operacion como compensador sincronico. Los Agentes del MEM deudores deberan pagar, a los Agentes del MEM acreedores, sus saldos deudores en forma proporcional a los saldos acreedores.

ART. 382.- Determinacion del costa unitario del equipamiento de compensacion reactiva estatica. EI costa unitario del equipamiento de energia reactiva se determinara por nivel de tension de acuerdo con la siguiente formulacion: expresado en RD$/KVArh. Donde: Invnt: Es la inversion en equipos de compensacion estatica en el nivel de tension "nt", corresponde al valor CIF mas los costos de instalacion y conexion a la red e impuestos. FRC : Factor de recuperacion del capital. Se debe calcular considerando una vida util de 20 afios y una tasa de costa de oportunidad de acuerdo al articulo 123 de la Ley. 110 0& M nt : Costo anual fijo de operacion y mantenimiento del equipo. ERA nt : Energia reactiva media anual. KVA_Inst : Es la capacidad en KVAr del equipo. A los efectos de determinar el equipamiento tipico a utilizar, se deberan considerar las siguientes capacidades por nivel de tension: a) 69 KV: RD$ KVAr b) 138 KV: RD$ KVAr. La SIE debera definir por resolucion el Costo Unitario de los equipamientos de energia reactiva anualmente segun 10 especificado en este procedimiento. SECCION VIII.II. PROCEDIMIENTO PARA REGULACION DE FRECUENCIA

ART. 383.- Objetivo Establecer las condiciones para la regulacion de la frecuencia del Sistema Electrico Nacional Interconectado (SENI), asi como el calculo de la remuneracion por este concepto entre los Agentes del MEM con unidades designadas para este servicio.

ART. 384.- Definiciones de la Seccion Para los fines de la aplicacion de las disposiciones contenidas en la presente Seccion se entendera por: Banda muerta del regulador: Zona de insensibilidad para los valores muy cercanos a la frecuencia nominal del sistema. Capacidad de regulaci6n primaria: Potencia que una unidad generadora puede variar por accion automatica de su sistema de regulacion de [potencia/frecuencia], dentro de todo su rango de generacion, en 30 segundos como maximo. Capacidad de regulaci6n secundaria: Potencia que una unidad generadora puede variar por accion automatica 0 manual en forma sostenida por su sistema de regulacion [potencia/frecuencia] . Estatismo permanente: Es la respuesta natural de la maquina en frecuencia a las variaciones de potencia. Se expresa en val ores porcentuales. Regulaci6n de frecuencia: Acciones necesarias para mantener la frecuencia dentro de las tolerancias permisibles definidos para el sistema. El OC establece los parametros de regulacion y las empresas generadoras son responsables a traves de sus CC, de efectuar la regulacion de la misma, siguiendo las disposiciones del oc. El control de frecuencia en un primer nivel es realizado por todas las centrales de generacion de acuerdo a su estatismo, y en un segundo nivel, por las centrales de regulacion. Regulaci6n primaria de frecuencia (RPF): Es la regulacion rapida de frecuencia, con un tiempo de respuesta inferior a 30 segundos, destinada a equilibrar instantaneamente la III generacion con la demanda, con el minimo de desviacion en la frecuencia. Esta regulacion se realiza a traves de equipos instalados en las maquinas que permiten modificar en forma automatica su produccion. Regulaci6n secundaria de frecuencia (RSF): Es la acci6n manual 0 automatica sobre los variadores de carga de una 0 mas maquinas, que compensa la desviacion final de la frecuencia resultante de la RPF. Su funcion principal es responder frente a las desviaciones de demanda de modo de mantener el equilibrio generacion - demanda en todo momento. En primera instancia las variaciones de demanda seran absorbidas por las maquinas que participan en la RPF. La RSF permite llevar nuevamente dichas maquinas a los valores asignados en el despacho, anulando las desviaciones de frecuencia. Su tiempo de respuesta es de varios minutos, tiempo necesario para que se reasignen de manera optima los recurs os de generacion para satisfacer la demanda. Reserva para regulaci6n primaria de frecuencia (RRPF): Margen de reserva rotante en las centrales que responden automaticamente a variaciones subitas de frecuencia habilitadas para participar en la RPF. Reserva para regulaci6n secundaria de frecuencia (RRSF): Margen de reserva rotante en las unidades 0 centrales calificadas para este proposito y que responden a variaciones de generacion por regulacion automatica 0 manual. Reserva rotante (RR): Margen de capacidad de generacion de las centrales en operacion para llegar a la maxima potencia de generacion disponible, en cualquier instante. Este margen de capacidad de generacion resulta de la diferencia entre la sumatoria de las capacidades disponibles de las unidades sincronizadas al sistema y la sumatoria de sus potencias entregadas al sistema. Usualmente se la c1asifica en dos tipos: a) Reserva de Regulacion Primaria. b ) Reserva de Regulacion Secundaria. Tiempo de respuesta: Tiempo que tarda una maquina en modificar su potencia desde un valor permanente hasta su estabilizacion en el nuevo valor de potencia.

ART. 385.- Responsabilidades del OC a) Mantener actualizados los requisitos tecnicos que se contemplan en el presente procedimiento, para calificar las unidades de generacion que proporcionaran la Reserva Rotante del SENI. b ) Verificar el cumplimiento de todos los requisitos para la calificacion como maquina de regulacion. c) Programar la Reserva Rotante en los Programas de Operacion Semanal y Diario. d) Programar la Reserva Rotante distribuida en areas preservando la seguridad, calidad y economia del suministro electrico. Asimismo, de acuerdo al orden de despacho, debera programar las unidades encargadas de regular la frecuencia en los sistemas temporalmente aislados. e) Disponer en cualquier momenta y sin previa aviso, la verificacion en el campo de los parametros de calibracion de los reguladores de velocidad de las unidades de generacion. De ser necesario podra instalar registradores y/o equipos de medicion que se requieran para verificar las caracteristicas tecnicas. f) Establecer la lista de meritos de unidades calificadas para efectuar RPF y RSF. 112 g) Establecer la lista de meritos de unidades asignadas para efectuar RPF y RSF. Cuando estas unidades se le asigne efectuar la RPF y RSF seran compensadas segun 10 establecido en el presente procedimiento. h) Establecer la forma y plazos en que los Agentes del MEM deben presentar la informacion tecnica en tiempo diferido para actualizar los datos tecnicos requeridos. i) Elaborar los estudios de rechazo de carga por variaciones de la frecuencia del SENI.

ART. 386.- Responsabilidades del Centro de Control de Energia (CCE) a) Racer cumplir la asignacion, la distribucion y el uso optimo de los recurs os destinados para la Reserva Rotante para Regulacion Primaria de Frecuencia (RPF) y la Reserva Rotante para Regulacion Secundaria de Frecuencia (RSF) del SENI. b ) Despachar la Reserva Rotante asignada para RSF de modo de reestablecer los niveles de despacho en las unidades asignadas para la Regulacion Primaria de Frecuencia. c) Despachar economicamente las unidades de acuerdo a los programas y politicas de operacion de modo de recuperar la Reserva Rotante para Regulacion Secundaria. d) De formarse sistemas temporalmente aislados por mantenimiento 0 contingencia en el SENI, disponer, de ser el caso, las acciones necesarias para que la Regulacion de Frecuencia sea ejecutada con las unidades de generacion calificadas segun el orden de merito elaborado por el OC, para cumplir con esta tarea en sus respectivas areas. e) Supervisar la frecuencia y reserva de las principales areas en tiempo real, para lograr un nivel suficiente de cali dad de frecuencia. f) Informar el detalle de la operacion diaria inc1uyendo 10 relativo a la frecuencia y al movimiento de Reserva Rotante del Sistema.

ART. 387.- Responsabilidades de los Agentes del MEM a) Mantener actualizados los datos tecnicos de las unidades de generacion del SENI, requeridos en el presente procedimiento. b ) Mantener la cali dad del producto, en el aspecto de frecuencia, con reserva propia en sus maquinas 0 a traves del pago que realicen a otro generador 0 generadores por la reserva que aportan en su reemplazo. c) El Agente del MEM generador del SENI que realice la regulacion de frecuencia, debe mantener el estatismo asignado y otros parametros que afecten la respuesta del regulador de velocidad, no modificandolos sin la coordinacion y aprobacion del oc. d) Realizar la Regulacion de Frecuencia del Sistema bajo la directiva del CCE para la operacion en tiempo real y comunicar toda accion correctiva al CCE, con copia al Oc. e) Verificar que la programacion de la operacion del sistema y las disposiciones operativas del CCE no vulneren la seguridad de sus equipos e instalaciones. En caso contrario comunicarlo al CCE de inmediato para la correccion respectiva con copia al Oc. f) Aceptar la delegacion de responsabilidad de coordinacion en tiempo real, en caso que asi 10 disponga el CCE, asumiendo las responsabilidades derivadas del encargo. Esta delegacion quedara c1aramente registrada por el emisor y el receptor. g ) Informar, a traves de su Centro de Control, el detalle de la operacion diaria de su area de control inc1uyendo entre otros el despacho de la reserva rotante y aspectos relevantes. h) Operar las unidades generadoras designadas para efectuar Regulacion de Frecuencia, manteniendo la reserva programada por el oc. 113 i) Comunicar inmediatamente al CCE con copia al OC sobre la indisponibilidad parcial 0 total de las unidades autorizadas para aportar Reserva Rotante.

ART. 388.- Seleccion de las Maquinas Regulantes La Empresa de Generacion que considere proponer alguna de sus unidades para Regulacion Primaria de Frecuencia presentara una solicitud al OC a fin de ser evaluadas como maquinas de regulacion, indicando la capacidad maxima de regulacion como porcentaje de la potencia efectiva de sus unidades generadoras, acompafiando la informacion tecnica basica establecida en el presente procedimiento.

ART. 389.- Proceso de Calificacion EI OC deb era verificar el cumplimiento de todos los requisitos para la calificacion de una unidad generadora como maquina de regulacion.

ART. 390.- Requisitos Tecnicos para RPF Documentacion tecnica que demuestre los siguientes requisitos minimos: a) Estatismo permanente entre el 0 y 6%. b) Banda muerta inferior al 0.1 % (0.06 Hz). c) Capacidad de Regulacion minima del de mas 0 menos cinco por ciento (± 5%) dentro de to do su rango de generacion. d) Rango de frecuencia admisible de operacion de la unidad, sin limite de tiempo, entre 59 y 61 Hz. e) La variacion de la carga de la central debe ser sostenible al menos durante los siguientes 30 segundos. f) Contar con un enlace en tiempo real con el CCE. g ) Disponer en sus bornes de generacion de un sistema de medicion y registro automatico de potencia y frecuencia que registrara continuamente su participacion en la Regulacion Primaria de Frecuencia.

ART. 391.- Informacion a suministrar para RPF Con la solicitud de calificacion, cada generador debe adjuntar la siguiente informacion: a) Identificacion de la maquina. b ) Informacion del fabricante inc1uyendo especificaciones tecnicas y planos c) Caracteristicas del regulador (marca y tipo, afio de fabricacion sistema de control, mando, etc.) d) Banda Muerta (rango de ajuste, calibracion actual) e) Estatismo Permanente (rango de ajuste, valor usual) f) Tiempo de establecimiento (tiempo que transcurre desde la ocurrencia de una perturbacion hasta que el valor de potencia de generacion entra al rango de mas 0 menos cinco por ciento (± 5%) del valor final) g) Maxima Capacidad de Regulacion. h) Gradiente de toma de carga. i) Estatismo Transitorio (Rango de ajuste, valor usual). j) Diagrama de bloques de controladores (Proporcional, Integrador, Derivador). 114

ART. 392.- Requisitos Tecnicos para RSF Los requisitos tecnicos para realizar RSF son todos los solicitados para RPF mas aquellos requisitos adicionales que especifique el oc.

ART. 393.- Informacion a suministrar para RSF La informacion tecnica solicitada para RPF y aquella informacion adicional que solicite el Oc.

ART. 394.- Habilitacion de unidades generadoras para RPF a) Para la habilitacion de una 0 mas unidades, a fin de participar en la RPF del Sistema, el OC debera verificar el cumplimiento de los requisitos tecnicos e informacion establecidos para realizar la RPF, establecida en el presente procedimiento. b ) De cumplir todos los requisitos tecnicos y haber suministrado la informacion, el OC debera notificar al Agente del MEM solicitante que su maquina se encuentra habilitada para participar en la RPF. c) La habilitacion de una maquina entra en vigencia a partir de la siguiente programacion semanal. d) De no existir solicitudes para realizar la RPF, el OC calificara a las centrales para realizar esta funcion sobre la base de la informacion tecnica disponible. e) EI Agente del MEM debera notificar al OC cualquier cambio que desee realizar en sus equipos destinados a la regulacion de frecuencia.

ART. 395.- La habilitacion de una maquina 0 conjunto de maquinas para participar en la RPF significa un compromiso del Agente del MEM de aportar la reserva cada vez que el OC la considere en la programacion semanal 0 diaria y en tiempo real le sea solicitado por el CCE .

ART. 396.- Habilitacion de unidades generadoras para RSF a) Para la habilitacion de una 0 mas unidades, a fin de participar en la RSF del Sistema, el Organismo Coordinador debera verificar el cumplimiento de los requisitos tecnicos establecidos para realizar la RPF, establecida en el presente procedimiento. b ) De cumplir todos los requisitos, el OC debera notificar al Agente del MEM solicitante que su maquina se encuentra habilitada para participar en la RSF. c) La habilitacion de una maquina entra en vigencia a partir de la siguiente programacion semanal. d) De no existir solicitudes para realizar la RSF, el OC calificara a las centrales para realizar esta funcion sobre la base de la informacion tecnica disponible. e) EI Agente del MEM debera notificar al OC cualquier cambio que desee realizar en sus equipos destinados a la regulacion de frecuencia.

ART. 397.- La habilitacion de una maquina 0 conjunto de maquinas para participar en la RSF significa un compromiso del Agente del MEM de aportar la reserva cada vez que el OC la considere en la Programacion Semanal 0 Diaria y en tiempo real le sea solicitado por el CCE . 115

ART. 398.- Pruebas a) Cuando el OC 10 disponga, a fin de determinar el comportamiento y la respuesta ante variaciones bruscas de frecuencia de las unidades de generaci6n cuya calificaci6n como maquinas de regulaci6n se haya solicitado, se realizaran pruebas de campo con un consultor especializado y en calidad de observador, personal del oc. b ) Asimismo se efectuaran pruebas si a juicio del OC existen razones para considerar que la respuesta de Regulaci6n de Frecuencia ha experimentado alguna modificaci6n importante. c) Las pruebas se pondran en conocimiento de la SIE. d) Para la selecci6n del consultor el OC dispondra de una relaci6n de consultores calificados. e) El costa del consultor sera asumido por el Agente del MEM que solicit6 que su unidad sea evaluada como de regulaci6n 0 el Agente del MEM con unidades de regulaci6n habilitadas. f) Conc1uida la prueba, el consultor debe determinar, mediante los calculos respectivos el comportamiento y la respuesta ante variaciones subitas de frecuencia en un lapso de cero (0) a diez (10) segundos de la unidad de generaci6n y comprobar que la variaci6n de carga de la unidad debe ser sostenible durante los siguientes treinta (30) segundos en base a la capacidad de generaci6n. g ) El informe final de una prueba sera suscrito por el consultor y sera presentado al OC para su analisis y aprobaci6n. En caso de presentarse observaciones las mismas deberan ser resueltas por el consultor. El consultor tiene un plazo maximo de quince (15) dias calendario despues de la prueba para presentar en forma oficial al OC el informe final. El OC tiene un plazo de siete (7) dias calendario para observaciones y el consultor cinco (5) dias calendario para levantarlas. El informe final asi como todos los calculos sustentatorios de detalle seran presentados por el consultor en forma escrita y en medio magnetico, 10 cual estara a disposici6n de cualquier Agente del MEM. h) El OC hara conocer a los Agentes del MEM el resultado final de las pruebas.

ART. 399.- Determinaci6n De La Reserva Rotante El OC debera elaborar la programaci6n del despacho de la Reserva Rotante considerando las maquinas de regulaci6n disponibles. Esta programaci6n considerara una Reserva Rotante para RPF de tres por ciento (3%) a cinco por ciento (5 %) de la demanda estimada en el programa de operaci6n. Asimismo, se debera contemplar una Reserva Rotante para RSF de tres por ciento (3%) a cinco por ciento (5 %) de la demanda estimada en el programa de operaci6n. La Reserva Rotante establecida para RPF y RSF debera ser programada para cada intervalo horario, expresada en MW. El porcentaje de reserva para RPF y RSF en los programas de operaci6n en ningun caso podra superar un cinco por ciento (5%) para RPF y un cinco por ciento (5%) para RSF. En caso de haber separaci6n del Sistema en sub-sistemas temporalmente aislados, la Reserva Rotante debera calcularse y programarse separadamente para cada subsistema aislado. En caso de haberse agotado la Reserva Rotante disponible de la lista de meritos, el OC 0 el CCE, segun corresponda, podra asignar Reserva Rotante a otros genera dores no previstos inicialmente en la programaci6n. 116

ART. 400.- Seleccion De Las Unidades Para Reserva Rotante Generalmente todas las unidades pueden regular la frecuencia sea primaria 6 secundaria del Sistema, sin embargo, no todas ellas pueden mantener la frecuencia en los rangos requeridos por las normas. Solamente algunas maquinas pueden aportar reserva para regular la frecuencia del sistema, en consecuencia es necesario elaborar una lista de meritos y establecer la forma de asignacion con las unidades que reunan las condiciones descritas en el presente procedimiento y con cargo a ser verificadas mediante pruebas coordinadas por el oc.

ART. 401.- Lista De Meritos De Las Unidades De Generacion El OC contara con una lista de meritos inc1uyendo a las centrales hidroelectricas y termicas con las caracteristicas de los regula dores de velocidad, asi como el gradiente de toma de carga, los costos variables totales, etc. El OC seleccionara y tomara decisiones para la asignacion de la Reserva Rotante total del Sistema; proceso que se hara en funcion a los datos, segun 10 indicado en el presente procedimiento. El OC ordenara una lista de merito para RPF de las centrales calificadas para participar en la Regulacion de Frecuencia. El orden de merito se constituira en funcion del indicador: A= (Pmaxima - Pminima) * Gradientedetomadecarga Estatismo El rango de potencia para regulacion asignado a las maquinas sera como maximo igual al solicitado por el Agente del MEM generador. La asignacion de las maquinas para la RSF sera realizada por el OC en funcion de los costos variables de operacion de las unidades y los parametros de regulacion de frecuencia, de modo de minimizar el costa de la RSF. En caso de no contar con suficientes unidades despachadas para regular frecuencia, el OC podra disponer la entrada en operacion de unidades mas caras para realizar la regulacion de frecuencia. Los propietarios de estas unidades deberan ser compensados en sus costos operativos de acuerdo con la diferencia entre su costa variable de produccion y el costa marginal de energia en la barra de inyeccion de la unidad.

ART. 402.- Lista De Meritos De Las Unidades Para La Operacion En Areas Aisladas. Con la finalidad de seleccionar las centrales de regulacion para sistemas temporalmente aislados, el SENI sera subdividido en areas, con sues) probable(s) central(es) de regulacion. Estas posibilidades no son exc1uyentes, podrian aislarse en otros subsistemas diferentes en funcion a la indisponibilidad de las lineas. 117 El OC seleccionara y tomara decisiones para la asignacion de la reserva rotante total del sistema; proceso que se hara en funcion a los datos, segun 10 indicado en el presente procedimiento. El OC ordenara una lista de merito para RPF de las centrales calificadas como de regulacion, en el subsistema temporalmente aislado, similarmente a 10 establecido en el presente procedimiento.

ART. 403.- Programacion De Las Maquinas En La Reserva Rotante En la Programacion Semanal y Diaria, el OC debera asignar a las maquinas despachadas la reserva para RPF segun la lista de merito indicada precedentemente, hasta agotar el margen de reserva total. Las maquinas despachadas habilitadas para RPF que no fueron designadas quedaran de respaldo para reasignar la reserva en caso de falla de alguna de las unidades participantes en la RPF. Asimismo, el OC debera asignar la reserva para RSF en la Programacion Semanal y Diaria conforme a 10 indicado en el presente procedimiento hasta agotar el total de reserva destinada a RSF. a) Criterios Generales 1) El OC debera realizar la programacion de la reserva rotante considerando las maquinas de regulacion despachadas y habilitadas para la regulacion de frecuencia. 2) Las unidades 0 centrales que son designadas para la Reserva Rotante deben de aportar la reserva necesaria para RPF 6 RSF, por la cual las unidades 0 centrales se veran obligadas a operar en niveles de potencia diferente a su optimo en el SENI. Esta divergencia tiene relacion con perdidas de produccion, perdidas de oportunidad, vertimientos, bajos rendimientos, etc. 3) Las unidades 0 centrales designadas para dar Reserva Rotante al Sistema seran despachadas con las restricciones necesarias para mantener la reserva rotante. 4) La RPF y la RSF son compromisos de calidad de servicio electrico que asumen los generadores, de acuerdo con las normas legales vigentes y conforme a las condiciones establecidas en los programas de despacho. 5) Las Empresas de Distribucion deberan coordinar con el CCE los cortes programados y la reposicion de los mismos. 6) Las Empresas de Distribucion estan obligadas a informar al OC los cortes programados en la Programacion Semanal y Diaria. Esta informacion debe contener al menos los siguientes datos: i. Identificacion del circuito 11. Potencia maxima y minima del circuito 111. Hora de corte IV. Hora de reposicion v. Estimacion de potencia a cortar vi. Operador que realizara el corte. b) Criterios adicionales para la designacion de unidades 1) En primer lugar seran designadas las unidades para la Regulacion Primaria de Frecuencia y en segundo lugar se designaran unidades para la Regulacion Secundaria de Frecuencia. 118 2) La misma metodologia de calculo y asignacion de la Reserva Rotante se realizara cuando el sistema, bajo ciertas circunstancias, se divida en subsistemas; debiendo tener cuidado unicamente en el nivel de potencia y la Reserva Rotante respectiva de los subsistemas temporalmente aislados. 3) En caso de que en una central hidroelectrica el mantener la Reserva Rotante significara vertimiento, es decir, que la central se viera forzada a verter para mantener la reserva, el CCE debera limitar el despacho de la Reserva Rotante en dicha central, fijando la maxima generacion posible para evitar el vertimiento. 4) Si en la operacion en tiempo real, una unidad quedara imposibilitada de seguir participando en la Reserva Rotante, el Agente del MEM informara dicha indisponibilidad al CCE con copia al OC, los cuales decidiran las asignaciones de la reserva de otras unidades de la lista de meritos de las unidades de generacion aprobada por el oc. Dicho evento debera ser informado a la SIE.

ART. 404.- Compensacion Por Ejercer La RPF y La RSF La responsabilidad de pago de la RPF, RSF y la compensacion por generacion forzada para Regulacion de Frecuencia recae en todos los generadores, en forma proporcional a la energia generada en cada hora, con discriminacion de Sistemas Aislados. Es decir la compensacion por Regulacion de Frecuencia se realizara en forma independiente por cada sistema aislado durante las horas que se mantenga esta situacion.

ART. 405.- Cali dad de la Regulacion de Frecuencia La calidad de la regulacion de frecuencia se determinara en base al factor de eficiencia dado por: IndEjieieneia = L IFreeNom - Free Re ali I *10 Se definen los siguientes valores para el Factor de Eficiencia: Factor Eficiencia = 0.0 si IndEficiencia > lEI Factor Eficiencia = 0.5 si 1E2 <IndEficiencia < lEI Factor Eficiencia = 1.0 si IndEficiencia < 1E2 EI OC en un periodo de seis (6) meses determinara los parametros lEI e IE2 en base a los resultados de la operacion real. En tanto se adopta un Factor de Eficiencia igual a uno (1). FrecNom: 60 Hz. FrecReal: Lectura de la frecuencia cada 10 seg. EI OC podra filtrar este valor al momenta de calcular el factor de eficiencia y definir los valores de lEI e 1E2.

ART. 406.- Compensacion por RPF Cada unidad generadora que participa en la RPF, con excepcion de las maquinas requeridas en forma forzada para RPF, recibira como compensacion un monto dado por: CompRPFhi = (CMGCPenergia hi -CVP; +IR) xMRAsignadoRPFhi 119 Donde: CompRPFhi: Es la compensacion por RPF al generador que inyecta en la barra i en la hora h. CMGCPenergia hi: Es el Costo Marginal de Corto Plazo de energia en la barra i que inyecta el generador en la hora h. CVP;: Costo Variable de Produccion de la maquina que realiza la regulacion de frecuencia e inyecta su energia en la barra i. IR: Incentivo para regulacion de frecuencia, cuyo valor sera fijado anualmente por la SIE. MRAsignadoRPFhi: Es el Margen de Reserva Asignado para RPF al generador que inyecta en la barra i en la hora h. Cuando la generacion de la unidad no fue restringida en el programa de despacho 0 por indicacion del CCE a un valor determinado por necesidad de RPF, se considerara que no existe energia de regulacion compensable.

ART. 407.- Compensacion por RSF Cada unidad generadora que participa en la RSF, con excepcion de las maquinas requeridas en forma forzada para RPF, recibira como compensacion un monto dado por: CompRSFhi = (CMGCPenergia hi - CVP; + IR x Factor _EficienciahJ xMRAsignadoRSFhi Donde: CompRSFhi : Es la compensacion por RSF al generador que inyecta en la barra i en la hora h. CMGCPenergia hi: Es el Costo Marginal de Corto Plazo de energia en la barra i que inyecta el generador en la hora h. CVP;: Costo Variable de Produccion de la maquina que realiza la regulacion de frecuencia e inyecta su energia en la barra i. IR: Incentivo para regulacion de frecuencia, cuyo valor sera fijado anualmente por la SIE. MRAsignadoRSFhi : Es el Margen de Reserva Asignado para RSF al generador que inyecta en la barra i en la hora h. Cuando la generacion de la unidad no fuera restringida en el programa de despacho 0 por indicacion del CCE a un valor determinado por necesidad de RSF, se considerara que no existe energia de regulacion compensable. 120

ART. 408.- Compensacion por Generacion Forzada para RPF y RSF Aquellas unidades generadoras que no hayan sido despachadas segun lista de merito por costa variable de produccion, pero sean despachadas para regular frecuencia, seran compensadas en sus costos variables de produccion de acuerdo a la siguiente metodologia: CompCVPhi = (CVP; - CMGCPenergia hi) x Energiaclenerada., + IRxFactor _Ejiciencia hi xMRAsignadoRSF;h Donde: CompCVPhi : Compensacion por generacion forzada para RPF 0 RSF. CVP; : Costo Variable de Produccion de la unidad generadora que inyecta en la barra i. CMGCPenergia hi: Es el Costo Marginal de Corto Plazo de energia en la barra i en la hora h. Energiatlenerada.j: Energia generada por la unidad en la hora h inyectada en la barra i. MRAsignadoRSFhi : Es el Margen de Reserva Asignado para RSF al generador que inyecta en la barra i en la hora h. IR: Incentivo para regulacion de frecuencia, cuyo valor sera fijado anualmente por la SIE.

ART. 409.- Asignacion de la compensacion por Regulacion de Frecuencia EI siguiente mecanismo de compensaciones se aplicara para cada hora, y sera de aplicacion tanto para el Sistema Integrado como para subsistemas temporalmente aislados. EI OC debera sumar los montos deudores y acreedores de cada hora para obtener el total en el mes e informarlos en las Transacciones Economicas mensuales con vencimiento en las mismas fechas de pago de las transacciones economicas de energia y potencia. Se determina el monto total horario M h correspondiente a la suma de compensacion por RPF, RSF y Compensacion por generacion forzada para regulacion de frecuencia en cada hora en el sistema y en cada uno de los subsistemas temporalmente aislados. M h = "LCompRPFhi + "LCompRSFhi + "LCompCVPhi h,i h,i h,i La compensacion se hara a todos los integrantes que realizaron la RPF y RSF con sus unidades 0 centrales y que han sido evaluados por el OC como tal. EI pago por RPF y RSF de cada generador sera en proporcion a la energia generada de acuerdo a la siguiente formula: 121 Gjh n LG k=! kh Donde: Pj : Monto de la compensacion a ser pagada por el propietario de la unidad generadora j en el sistema integrado 0 en el subsistema aislado segun corresponda. M h : Monto total horario a ser compensado a los propietarios de las unidades que realizaron RPF, RSF y Compensacion por generacion forzada para regulacion de frecuencia, en el sistema integrado 0 en el subsistema aislado segun corresponda. Gjh : Energia horaria neta generada por la unidad j en el sistema integrado 0 en el subsistema aislado segun corresponda. Esta energia correspondera a la informada para las Transacciones Economicas 0 la correspondiente a la energia neta horaria informada por el CCE en los informes de post-despacho. LG kh: Energia horaria neta generada por todas las unidades en la hora h. Esta energia k correspondera a la informada para las Transacciones Economicas 0 la correspondiente a la energia neta horaria informada por el CCE en los informes de post-despacho. CAPITULO IX PROCEDIMIENTO PARA EL PRONOSTICO DE LA DEMANDA MAXIMA ANUAL

ART. 410.- En el procedimiento para el Pronostico de la Demanda Maxima Anual de potencia coincidente que establece que cada Empresa de Distribucion y Usuario No Regulado debera enviar un informe al OC, antes del treinta (30) de septiembre de cada afio, un estimado del consumo de energia mensual para cada uno de los meses del afio siguiente, junto con un estimado de la forma de sus consumos por dia tipico de cada mes, con detalle horario en Barra unica. Tales estimados deberan estar justificados con las suposiciones asumidas y las formulas y datos utilizados en el calculo, que deberan ser inc1uidos en el informe. parrafo.- El OC preparara las proyecciones de la demanda, en base a la informacion que le sera suministrada de conformidad con 10 establecido precedentemente, las cuales deberan ser remitidas a la CNE para que, de conformidad con 10 establecido en el articulo 14 de la Ley, la demanda pueda ser satisfecha en condiciones de eficiencia y de optima utilizacion de recursos mas un estimado de la demanda maxima correspondiente ala Energia No Servida que se determinara en funcion de los objetivos de eficiencia establecidos por la Superintendencia de Electricidad.

ART. 411.- Los dias tipicos a considerar seran los siguientes: Dia tipico #1: Los dias lunes no feriados y los dias laborables siguientes a dias feriados; Dia tipico #2: Los dias laborables de martes a viernes; 122 Dia tipico #3: Los dias sabados no feriados; Dia tipico #4: Los dias feriados y los domingos.

ART. 412.- Con las demandas de cada Empresa de Distribucion y de cada UNR, en Barra unica por dia tipico, el OC determinara la curva de demanda del SENI en Barra unica, agregando la demanda de todas las Empresas de Distribucion y Usuarios No Regulados por dia tipico de cada mes, con detalle horario. La demanda maxima a utilizar en el calculo provisional de Potencia Firme correspondera al maximo valor de demanda horaria del sistema del dia tipico laborable. Para la hora de demanda maxima anual coincidente asi determinada, el OC asignara a cada Agente del MEM el compromiso correspondiente en los contratos de suministro de electricidad. CAPITULO X INDISPONIBILIDAD EN HORAS DE PUNTA

ART. 413.- La base de datos de indisponibilidad en horas de punta de calculo de la Potencia Firme sera utilizada por el OC para el calculo de la Potencia Firme de las unidades generadoras. La base de datos de indisponibilidad en dichas horas de punta contendra, para cada maquina termoelectrica, las informaciones de potencia efectiva neta de la maquina, fecha inicio potencia efectiva neta, Potencia Disponible medida, disponibilidad referencial y disponibilidad media medida. Estas informaciones seran registradas mensualmente por el OC segun los registros de operacion real, informes de indisponibilidad por mantenimientos mayores y menores e informes de indisponibilidad forzada. Potencia Efectiva Neta de la Maquina: Es la potencia neta maxima que efectivamente puede entregar una maquina termoelectrica por un periodo prolongado, cuando es solicitada por despacho economico para operar a la maxima potencia. Este valor debera ser informado por cada Empresa de Generacion y podra ser aumentado en aquellos casos en que por trabajos de envergadura, debidamente justificados y comunicados con anticipacion, la unidad pueda entregar una potencia superior. Fecha Inicio Potencia Efectiva Neta: Cada valor declarado de Potencia Efectiva Neta de una maquina tendra una fecha de inicio a partir de la cuallas indisponibilidades se calcularan con respecto a ese valor. Potencia Disponible Medida: Es la potencia media horaria neta que aporta al sistema una maquina, en aquellas horas de punta de calculo de la Potencia Firme en que por despacho economico es convocada a operar a plena capacidad. En aquellos casos en que una maquina sea declarada indisponible (fuera de servicio) por mantenimiento programado, la Potencia Disponible Medida sera nula, sin necesidad de chequear si por despacho hubiese sido convocada a operar. Se entendera que una unidad 123 termoelectrica es convocada a operar a plena capacidad, cuando el Costo Marginal de Corto Plazo de energia en la Barra en que inyecta su energia es superior a su Costo Variable de Produccion. Todos los valores de potencia media horaria neta que aporta una unidad cuando es solicitada a operar a plena capacidad deben ser registrados, sin importar el tipo de indisponibilidad que pudo haber lIevado a la unidad a operar a una potencia inferior a su plena capacidad. Solamente deben ser exc1uidos, aquellos valores de potencia media horaria neta que hayan sido solicitados por despacho. Cuando una maquina sea dec1arada en repotenciacion, su Potencia Efectiva Neta sera nula durante el periodo que duren los trabajos de repotenciacion. Esta indisponibilidad no sera registrada en las estadisticas. En aquellos casos en que una unidad deja un margen de potencia para Regulacion Primaria 0 Secundaria de Frecuencia, a la Potencia Medida se le debera adicionar dicho margen. Registros de Potencia Efectiva Medida: Son registros que contienen, la hora en que se verifico la Potencia Disponible Medida de una maquina, la Potencia Efectiva Neta y la Potencia Disponible Medida. Se denominara PEMit a la Potencia Efectiva Neta de la Maquina "t" en la hora "i", PDMit ala Potencia Disponible Medida de la Maquina "t" en la hora "i". En el calculo de la Potencia Firme, el OC debera utilizar la estadistica historica de indisponibilidad de los ultimos diez (10) afios, calculada con la informacion detallada de las salidas forzadas y programadas. En caso de no contar con las estadisticas de fallas y salidas programadas de los ultimos diez (10) afios, se debera utilizar para los afios faltantes, un valor de tasa de falla y salidas programadas referencial establecido de estadisticas nacionales 0 internacionales de unidades del mismo tipo. Mensualmente el OC determinara la Disponibilidad Media Medida en horas de Punta de Calculo de la Potencia Firme (DMM), de cada una de las maquinas termoelectricas, mediante la siguiente formula: LPDMi,t DMM = ~i,-----_ _ t,m "PEM L... l,t Donde: "t" Unidad termoelectrica. "i" Representa las Horas en que se mide la PDM, desde la primera hora de la estadistica hasta la ultima hora registrada en el mes "m". "DM" Disponibilidad de maquina La Indisponibilidad de la maquina "t" correspondiente al mes "rn" sera: IndisPt,m = 1- DMt,m Siendo: 124 DMt,m = (0.6 + 0.04 x NM t /12)x DMMt,m + (0.4 - 0.04 x NM t /12) x DRt NM t : El numero de meses en que se ha estado llevando la estadistica de la maquina "t", con un maximo de 120. DR t : Disponibilidad Referencial de la maquina "t" obtenida de estadisticas nacionales 0 internacionales de maquinas del mismo tipo.

ART. 414.- La Potencia Efectiva Neta a utilizar en el calculo de la Potencia Firme de la maquina "t" correspondera al ultimo valor de Potencia Efectiva Neta. En caso que en un mes se disponga de mas de un valor de potencia efectiva neta, se debera utilizar en el calculo de Potencia Firme de la unidad la Potencia Efectiva Neta promedio ponderada por el numero de dias.

ART. 415.- Para aquellas unidades que ingresen al SENI se debera considerar como estadistica inicial de indisponibilidad una estadistica nacional 0 internacional, definida por el OC, del tipo que se trate, agregando, por cada afio operando antes de entrar al sistema de Republica Dominicana en exceso de diez (10), dos puntos porcentuales (2%) a la indisponibilidad.

ART. 416.- El OC podra realizar pruebas de disponibilidad, sin previo aviso, a todas aquellas maquinas que en los ultimos seis (6) meses no hayan sido convocadas a generar a potencia maxima por mas de cien (100) horas. La indisponibilidad de potencia entregada, respecto de la Potencia Efectiva Neta, medida a partir del momenta en que se inicia la solicitud para entrar en operaci6n, por las vias normales de comunicaci6n hasta el momenta en que se solicita salir de servicio, sera considerada equivalente a las horas que le faltan a la unidad para completar cien (100) horas en los ultimos seis (6) meses. La duraci6n de la prueba deb era ser tal que permita a la unidad mantenerse en servicio por 10 menos cuatro (4) horas a potencia maxima. Durante la prueba los costos operativos de estas maquinas seran de cargo de la empresa propietaria y no tendra derecho a compensaci6n por la diferencia entre el Costo Variable de Producci6n y el Costo Marginal. Durante la realizaci6n de las pruebas las maquinas no fijaran el Costo Marginal del SENI. Cuando una unidad resulte con una indisponibilidad superior a cincuenta por ciento (50%) durante la realizaci6n de una prueba, la Potencia Firme Preliminar sera multiplicada por cero punta ocho (0.8) durante el siguiente semestre por cada resultado de prueba con indisponibilidad superior a cincuenta por ciento (50%). En caso que una unidad registre indisponibilidad superior a cincuenta por ciento (50%) en tres (3) pruebas consecutivas, dicha unidad tendra durante el siguiente semestre Potencia Firme Preliminar y Potencia Firme nula. TITULO X REGLAMENTO DE LAS RELACIONES ENTRE EMPRESAS DE DISTRffiUCION Y USUARIOS DE SERVICIO PUBLICO. 125 CAPITULO I DEFINICIONES GENERALES PARA EL SUMINISTRO

ART. 417.- Cliente 0 Usuario Titular. Se define Cliente 0 Usuario Titular de un servicio de energia electrica a la persona fisica 0 juridica que tiene suscrito un contrato de suministro con la Empresa de Distribucion 0 con la anterior prestataria del servicio de distribucion: La CDE. Para fines de aplicacion del articulo 96 de la Ley, se concede un plazo maximo de doce (12) meses a partir de la fecha de publicacion del presente Reglamento, a los usuarios del servicio electrico con contratos de suministro a nombre de otra persona, para que procedan a efectuar el correspondiente traspaso. Si dentro de ese plazo la Empresa de Distribucion advierte que el usuario del servicio electrico no es la persona contratante del mismo, podra exigir a este constituirse en garante solidario de ese suministro 0 en su defecto, la suscripcion de un contrato a su nombre. De no obtemperar el usuario a ninguno de los dos requerimientos, la Empresa De Distribucion podra suspender el suministro de energia electrica. Vencido el plazo de doce (12) meses antes indicado, se reputara usuario titular, es decir, contratante de la Empresa de Distribucion el habitante del inmueble, en cuyo caso la Empresa de Distribucion podra cobrar el equivalente al consumo registrado por el medidor durante los meses que demuestre mediante pruebas fehacientes, su permanencia en el inmueble. Para los casos en que el usuario no tenga equipo de medicion, el cobro se realizara de acuerdo allevantamiento de carga que le efectue a dicho usuario, de conformidad con la tabla homologada de consumo elaborada por la SIE. En caso de conflicto, la evaluacion de las pruebas estara a cargo de la SIE, la cual emitira su veredicto en cada caso. A partir de la entrada en vigencia del presente Reglamento, el formato para cada tipo de contrato de suministro a ser suscrito por los Usuarios Regulados con las Empresas de Distribucion debera ser aprobado por la SIE y sus disposiciones deberan redactarse de conformidad con 10 establecido en el presente Reglamento. Los contratos suscritos hasta la publicacion del presente Reglamento, se consideran aprobados por la SIE. Se requerira a todo interesado en suscribir un contrato de suministro que le acredite la condicion de Cliente 0 Usuario Titular: 1) presentar a la Empresa de Distribucion la documentacion que le otorgue la titularidad legal del inmueble 0 de la instalacion para la cual se solicita el suministro y 2) presentar a la Empresa de Distribucion un contrato de alquiler 0 la documentacion que le acredite la posesion 0 tenencia del inmueble, debiendo presentar la certificacion correspondiente de la Direccion General de Catastro 0 una autorizacion otorgada por el propietario del inmueble asi como una copia de la cedula de identidad y electoral, 0 en caso de ser extranjeros una copia del pasaporte 0 residencia legal. En caso de personas juridicas, se requerira: 1) Copia Certificada de los documentos constitutivos de la empresa, 2) Acta del Consejo que avale al representante legal y 3) Copia del Registro Nacional de Contribuyente (RNe). 126

ART. 418.- Suministros Provisionales. Se consideran suministros provisionales aquellos que se solicitan por periodos definidos de tiempo y con un plazo maximo de duraci6n inferior a un (1) afio. Estos suministros de acuerdo al articulo 109 de la Ley, no estaran sujetos a regulaci6n de precios. El servicio inc1uye el montaje y desmontaje de las instalaciones de extensi6n 0 de refuerzo y el corte del suministro en la fecha acordada de finalizaci6n. Es tambien potestad de la Empresa de Distribuci6n y en funci6n de sus propios criterios, el colocar medida en este tipo de suministros. parrafo.- Dentro de este caso especial, pueden estar contemplados los suministros a establecimientos que por la naturaleza y periodicidad de sus actividades, su demanda de potencia aumenta 0 disminuye segun la epoca del afio, tales como escuelas, factorias, etc., asi como a los que se instalan periodicamente en sitios ya establecidos como ferias, puestos de agrupaciones politicas, los suministros de obras de construccion, asi como aquellos que se instalan de modo ocasional y de duracion minima (24 horas) tales como recitales, actos politicos, etc.

ART. 419.- Cambio de Titularidad. Los derechos y obligaciones derivados del contrato de servicro de energia electrica recaen exc1usivamente, conforme al articulo 96 de la Ley, en la persona natural 0 juridica contratante sin perjuicio de 10 establecido en el presente Reglamento. Dichos derechos y obligaciones no podran ser cedidos a terceros sin la autorizaci6n escrita de la Empresa de Distribuci6n. En caso de efectuarse un cambio de usuario, sin la autorizaci6n de la Empresa de Distribuci6n, el Cliente o Usuario Titular continuara siendo responsable frente a la Empresa de Distribuci6n de todas las obligaciones previstas en el contrato, sin perjuicio de la facultad de la Empresa de Distribuci6n de suspender el servicio, de conformidad con 10 establecido en el articulo 95 de la Ley, hasta tanto el cesionario irregular normalice su situaci6n frente a la Empresa de Distribuci6n suscribiendo un contrato a su nombre. parrafo.- La Empresa de Distribucion no podra negar al cesionario la suscripcion de un nuevo contrato por el hecho de que el anterior Usuario Titular tenga una deuda pendiente de pago con esta. De conformidad con el articulo 93 de la Ley, las Empresas de Distribucion deberan suministrar el servicio de energia electrica, a los solicitantes del mismo, dentro de los tres (3) dias de efectuada la solicitud y suscrito el contrato.

ART. 420.- Condiciones de Habilitaci6n. En adici6n a 10 estipulado en el presente Reglamento, para poder formalizar un contrato con la Empresa de Distribuci6n, la persona natural 0 juridica solicitante debera: a) No tener deudas pendientes con la Empresa de Distribuci6n, por concepto de suministro de energia electrica u otro concepto resultante de este Reglamento, y en su caso liquidarlas. A tal efecto podra solicitar el comprobante correspondiente en las oficinas de la Empresa de Distribuci6n. b ) Dar cumplimiento al dep6sito de fianza, establecido en el contrato con la Empresa de Distribuci6n, cuando esta asi 10 requiera. c) Firmar el correspondiente contrato de suministro de acuerdo al tipo de tarifa elegida atendiendo al esquema tarifario vigente, establecido por la SIE. 127

ART. 421.- Usuario Irregular del Suministro. Son Usuarios Irregulares del Suministro todas aquellas personas naturales 0 juridicas, que acreditando titularidad 0 no del inmueble 0 instalaci6n no han celebrado contrato con la Empresa de Distribuci6n 0 con la anterior prestataria, La Corporaci6n Dominicana De Electricidad (CDE) y usufructuan el servicio en forma gratuita. La Empresa de Distribuci6n podra suspender el suministro en el momenta que 10 detecte no haciendose responsable de los dafios y/o perjuicios que ello conlleve siendo de plena aplicaci6n el presente Reglamento y el articulo 125 de la Ley.

ART. 422.- Punto de Suministro. La Empresa de Distribuci6n hara entrega del suministro en un solo punta y unicamente por razones tecnicas aprobadas por la misma, podra habilitar mas de un punta de suministro, que seran medidos, contratados y facturados de forma independiente. Con la firma del contrato del suministro el Cliente 0 Usuario Titular acepta que el punta de suministro se ubicara en el limite de la linea de edificaci6n establecido por el organismo municipal competente y autoriza a la colocaci6n de la 0 las cajas de los equipos de medici6n y todo instrumental necesario para el registro de los consumos sobre pared 0 muro de su propiedad. En los suministros existentes, en caso de imposibilidad fisica del traslado de la medici6n a la linea de edificaci6n, el representante tecnico de la Empresa de Distribuci6n y de comun acuerdo con el Cliente 0 Usuario Titular establecera el mejor sitio para la ubicaci6n fisica de la medici6n, atendiendo a las normas de seguridad. Del mismo modo en los nuevos suministros el Cliente 0 Usuario Titular debera realizar las obras necesarias a fin de facilitar la colocaci6n de la medici6n en la linea de edificaci6n. CAPITULO II OBLIGACIONES DEL CLIENTE 0 USUARIO TITULAR

ART. 423.- Dec1araci6n Jurada de Datos. El Cliente 0 Usuario Titular es responsable por la veracidad de los datos suministrados a la Empresa de Distribuci6n, requeridos para la contrataci6n del servicio en las condiciones pactadas. La Empresa de Distribuci6n podra requerir toda la documentaci6n que estime pertinente para la confirmaci6n de la informaci6n aportada por el Cliente 0 Usuario Titular y su calidad para solicitar el servicio. Cualquier documentaci6n solicitada debera ser provista por el Cliente 0 Usuario Titular en un plazo de treinta (30) dias contados a partir de su solicitud. El incumplimiento del Cliente 0 Usuario Titular con esta obligaci6n, 0 la comprobaci6n de que la informaci6n suministrada por el Cliente 0 Usuario Titular es falsa, incorrecta 0 no veraz, previa autorizaci6n de la SIE, la Empresa de Distribuci6n podra suspender el suministro de energia electrica y terminar el contrato. Asimismo, debera actualizar dicha informaci6n cuando se produzcan cambios en los datos iniciales 0 cuando asi 10 requiera la Empresa de Distribuci6n por detectarse inconsistencia en los mismos, para 10 cual dispondra de un plazo no mayor de treinta (30) dias contados a partir de la 128 solicitud de los mismos. En ambos casos, el asunto debera ser sometido previamente a la SIE para que, previa investigacion y cita al Cliente 0 Usuario Titular elabore sus medios de defensa, en un plazo de quince (15) dias. Vencido dicho plazo, la SIE, decidira si procede 0 no suspender el suministro de energia, dentro de un plazo no mayor de quince (15) dias.

ART. 424.- Pago de Facturas. El Cliente 0 Usuario Titular se compromete a pagar mensualmente la facturacion emitida por la Empresa de Distribucion, mediante el sistema de pago elegido, a mas tardar en la fecha de vencimiento indicada en la misma. En caso de que el Cliente 0 Usuario Titular no reciba su factura, debera contactar la oficina comercial de la Empresa de Distribucion de su conveniencia para informarse de los montos adeudados, obligandose esta a entregar al Cliente 0 Usuario Titular, a titulo gratuito, un duplicado de la misma. Del mismo modo el hecho de no haber recibido la factura, no exime al Cliente 0 Usuario Titular del pago a tiempo de la misma. En caso de que El Cliente 0 Usuario Titular, no reciba la factura correspondiente durante dos(2) meses consecutivos, y comunica por escrito tal situacion a la Empresa de Distribucion, si la Empresa de Distribucion no procede a remitir al Usuario Titular las correspondientes facturas, este podra rec1amar ante la Oficina de Proteccion al Consumidor (PROTECOM), la cual notificara por escrito a la Empresa de Distribucion para que repare su falta. Si al mes siguiente persiste tal situacion sin justificacion valida 0 si se repite tal circunstancia en el mismo afio, la Empresa de Distribucion debera exonerar al Cliente 0 Usuario Titular del pago de la mora por retraso del pago de la factura no entregada, en los casos anteriormente indicados. La factura 0 el duplicado de la misma actuan a todos los efectos como notificacion fehaciente de deuda, asi como aviso de corte al vencimiento del plazo indicado, de conformidad con 10 establecido en el articulo 95 de la Ley y el presente Reglamento. Por pagos posteriores al vencimiento, el Cliente 0 Usuario Titular debera abonar los recargos por costa financiero del dinero a la tasa de interes activa del mercado, conforme al promedio de dicha tasa publicado mensualmente por el Banco Central de la Republica Dominicana, sobre dichos importes, de conformidad con 10 establecido en el articulo 97 de la Ley. Durante el periodo en que el servicio este suspendido por falta de pago, el Cliente 0 Usuario Titular debera seguir pagando los cargos fijos y los cargos correspondientes a la potencia contratada 0 demanda maxima leida. Pasados tres (3) meses sin que la Empresa de Distribucion restablezca el suministro, como consecuencia de la falta de pago del Cliente 0 Usuario Titular, se considerara automaticamente rescindido el contrato, manteniendo la deuda acumulada hasta esa fecha y sin cargos posteriores de intereses. Si el Cliente 0 Usuario Titular faltara a su obligacion de pago, la Empresa de Distribucion podra transferir la deuda a otro de los suministros del Cliente 0 Usuario Titular 0 al de su esposa (0) comun en bienes y utilizar la fianza 0 garantia por consumo para el pago de los balances adeudados por este, solamente cuando se cumplan estas dos condiciones: a) El contrato que origino el suministro en deuda haya quedado rescindido conforme a 10 estipulado en el parrafo anterior. 129 b) Que la Empresa de Distribucion haya notificado fehacientemente con al menos Veinte (20) dias de antelacion al Cliente 0 Usuario Titular la transferencia de la deuda al otro suministro. En los casos en que el servicio estuviere suspendido y el Cliente 0 Usuario Titular solicite su reconexion, debera pagar las facturas pendientes, los recargos por mora, los cargos fijos y los cargos por potencia contratada 0 demandada, ademas del cargo por reconexion establecidos por la SIE mediante resolucion, sin perjuicio de 10 establecido en este Reglamento relativo a la rescision automatica del contrato y a los acuerdos de pago. Los montos adeudados por el Cliente 0 Usuario Titular del suministro electrico, a partir de la firma del contrato, son exigibles en su totalidad por parte de la Empresa de Distribucion y daran lugar a las acciones legales pertinentes que garanticen el pago de los mismos, inc1uyendo los embargos y demas vias conservatorias y ejecutorias, independientemente de cualquier accion penal que pueda ser atribuible a la persona natural 0 juridica que figura en el contrato, sin perjuicio de 10 establecido en este Reglamento relativo a los acuerdos de pago.

ART. 425.- Conexion de Instalaciones y Custodia de Equipos de Medicion y Control. El Cliente 0 Usuario Titular reconoce que el punta de entrega de la energia electrica es posterior al equipo de medicion y esta identificado en los bornes de salida de la caja portadora del equipo de medicion en el caso de suministros en Baja Tension (BT) y por la salida de los transformadores medicion (de corriente, CTs, y de voltaje, PTs) en el caso de los suministros de Media Tension (MT), por 10 cuallos equipos de medicion y control son propiedad de la Empresa de Distribucion la que tiene el derecho exc1usivo para efectuar la instalacion, lectura, operacion, mantenimiento, reemplazo, reposicion, desconexion 0 retiro de la conexion de las instalaciones del Cliente 0 Usuario Titular y de los equipos de medicion y control.

ART. 426.- Se reconoce como responsabilidad del Cliente 0 Usuario Titular el mantener las instalaciones propias en buen estado de conservacion y libres de obstaculos que dificulten la lectura 0 inspeccion de los equipos de medicion.

ART.427.- La Empresa de Distribucion se reserva el derecho de suspender el servicto si comprueba dafios en los equipos de medicion como consecuencia de irregularidad intencional y manifiesta atribuible al Cliente 0 Usuario Titular, para 10 cual debera levantar la correspondiente acta de comprobacion y proceder conforme a 10 que establece el parrafo II del articulo 125 de la Ley y el presente Reglamento. El Cliente 0 Usuario Titular respondera con el pago de las penalidades aplicables y los cargos de reparacion de los dafios incurridos conforme a 10 establecido en los articulos 124 y 125 de la Ley.

ART. 428.- Se entendera por dafio intencional, aquel dafio ocasionado a los equipos de medicion o a sus instalaciones con el objeto de incurrir en una irregularidad intencional y manifiesta en contra de la Empresa de Distribucion. 130

ART. 429.- Mantenimiento de las Instalaciones Propias. El Cliente 0 Usuario Titular es responsable del mantenimiento de las instalaciones interiores 0 particulares de cada suministro, que comienzan en el punta de entrega de la electricidad por la Empresa de Distribucion. Del mismo modo, El Cliente 0 Usuario Titular se compromete a notificar a la Empresa de Distribucion toda modificacion realizada en su instalacion que, en forma visible, afecte las condiciones en que se presta el servicio establecidas en su contrato. La Empresa de Distribucion no se responsabiliza por los dafios en las instalaciones del Cliente 0 Usuario Titular 0 en las de terceros que puedan derivarse en incumplimiento de la disposicion contenida en el articulo anterior. Asimismo el Cliente 0 Usuario Titular es responsable de los dafios en las instalaciones afectadas que sean propiedad de la Empresa de Distribucion. La Empresa de Distribucion es responsable de los dafios ocasionados a las instalaciones propias y artefactos electricos de los clientes y usuarios que se originen por causas atribuibles a las Empresas de Distribucion.

ART. 430.- La Empresa de Distribucion se reserva el derecho de suspender el servicro si determina que las condiciones tecnicas de las instalaciones interiores del Cliente 0 Usuario Titular, significan un riesgo para si mismo 0 terceros, comunicando al Cliente 0 Usuario Titular dicha situacion mediante acta levantada al efecto, conforme a 10 establecido en el parrafo II del articulo 93 de la Ley.

ART. 431.- Comunicacion de Irregularidades a la Empresa De Distribucion. Cuando el beneficiario del servicio de energia electrica advierta que las instalaciones de la Empresa de Distribucion (inc1uyendo el equipo de medicion, estado de los precintos), no presentan el estado habitual, y/o normal debera comunicarlo por escrito a La Empresa de Distribucion en el mas breve plazo posible y exigir de esta la constancia de la comunicacion (en caso de que la comunicacion se efectue por telefono, el numero de registro de la comunicacion y asi como el nombre de la persona que la recibio), no pudiendo manipular, reparar, remover ni modificar las mismas por si 0 por intermedio de terceros. Esta notificacion del Cliente 0 Usuario Titular, exonera a este de cualquier reclamacion en su contra realizada por la Empresa de Distribucion y si no es obtemperada en un plazo no mayor de cuarenta y ocho (48) horas, cualquier dafio ocurrido a las instalaciones y artefactos electricos del Cliente 0 Usuario Titular, comprometera la responsabilidad de la Empresa de Distribucion. En casos de dafios producidos a las instalaciones y artefactos electricos del Cliente 0 Usuario Titular, la SIE expedira certificacion contentiva de responsabilidad de los mismos, previa evaluacion de las causas y en caso de imposibilidad de determinar su responsabilidad, se auxiliara de peritos en la materia cuya remuneracion sera pagada por el perjudicado pudiendo transferir los mismos a cargo del responsable de los dafios causados. En todo caso, la SIE podra reservarse el derecho a acogerse 0 no a la opinion del perito y dec1ararse incompetente. La evaluacion de las indemnizaciones por dafios y perjuicios sera competencia de los tribunales ordinarios.

ART. 432.- En el caso de hurto 0 robo del equipo de medicion 0 control instalado en el inmueble en el que se efectua el suministro al Cliente 0 Usuario Titular, este debera inmediatamente 131 conocido el hecho, realizar la denuncia policial correspondiente y con el comprobante de la misma, solicitar la regularizacion en las oficinas de la Empresa de Distribucion.

ART. 433.- Acceso a los Equipos de Medicion. El Cliente 0 Usuario Titular debe permitir y hacer posible al personal de la Empresa de Distribucion 0 al personal autorizado por esta y/o de la autoridad competente, que acrediten debidamente su identificacion como tales, el libre acceso durante horario diurno al punta de suministro y al inmueble en que se presta el servicio, para fines de lectura, instalacion, levantamiento de potencia de las instalaciones, mantenimiento, reemplazo, reposicion, desconexion 0 retiro de conexiones de las instalaciones del Cliente 0 Usuario Titular y de los equipos de medicion y control. Para el acceso al punta de suministro y/o equipos de medicion el horario sera de ocho de la manana (8:00 a.m.) a seis de la tarde (6:00 p.m.) y sera ininterrumpido con fines de reparacion de averias; asi como para verificar las condiciones y formas en que el Cliente 0 Usuario Titular del suministro usa la energia electrica para su uso exc1usivo y para el destino final dec1arado.

ART. 434.- Unicamente en los casos de suministros individuales cuyos Clientes 0 Usuarios Titulares no permitan el acceso a los puntos de suministros y/o equipos de medicion al personal debidamente autorizado de la Empresa de Distribucion, para los fines propios de sus funciones, esta podra suspender los mismos desde las acometidas individuales, notificandole por escrito a la SIE con veinticuatro (24) horas de antelacion. En el caso de edificios y condominios las Empresas de Distribucion deberan notificar a la SIE cuando los Clientes 0 Usuarios Titulares no le permitan el acceso a los modulos de los equipos de medicion para fines de verificacion de su estado 0 cualquier otro fin dentro de las facultades de estas, con objeto de que esta institucion les autorice a realizar la suspension temporal del suministro desde la acometida del edificio. La antes dicha actuacion debera realizarse en presencia de un representante de la SIE y de un notario publico. El suministro de electricidad se restablecera inmediatamente despues que se permita el acceso a los funcionarios y representantes de las Empresas de Distribucion actuantes a los modulos de equipos de medicion y se proceda la verificacion de los mismos.

ART. 435.- Contratacion y Uso de Potencia. La solicitud de la potencia a contratar se calculara en funcion de las necesidades especificadas por el Cliente 0 Usuario Titular, teniendo la Empresa de Distribucion derecho a controlar que la potencia demandada no exceda la contratada, 10 que podra hacer por cualquier medio aprobado por la SIE.

ART. 436.- Si el Cliente 0 Usuario Titular necesita hacer uso de una potencia mayor a la contratada, debera solicitar este aumento a la Empresa de Distribucion. La nueva potencia contratada tendra una validez minima de un (1) afio, durante el cual el Cliente 0 Usuario Titular no podra modificar su potencia sin la autorizacion expresa de la Empresa de Distribucion.

ART. 437.- Si el Cliente 0 Usuario Titular necesita hacer una reduccion de la potencia contratada, debera solicitar esta disminucion a la Empresa de Distribucion. La nueva potencia 132 contratada tendra una validez minima de un (1) afio, durante el cual el Cliente 0 Usuario Titular no podra modificar su potencia sin la autorizacion expresa de la Empresa de Distribucion.

ART. 438.- Exc1usividad del Suministro. a) El Cliente 0 Usuario Titular reconoce que la Empresa de Distribucion, como Concesionaria de los derechos de explotacion del Servicio Publico de Distribucion de Energia Electrica, tiene el derecho de ser distribuidor exc1usivo del servicio a favor de los clientes reconocidos como regulados por las disposiciones legales vigentes y dentro de su zona actual de concesion de acuerdo con sus contratos de concesion y de las que pudiera ser beneficiaria de concesion en el futuro. Quedando, por tanto, expresamente prohibida la distribucion y/o comercializacion a terceros, tanto de la energia suministrada por la Empresa de Distribucion, como de la generada por medios propios. De verificarse el incumplimiento de cualquiera de estas disposiciones, la Empresa de Distribucion tendra derecho a suspender el servicio y a rescindir el contrato. b) En caso de comprobarse que la cesion de energia fue utilizada para eludir, distorsionar 0 entorpecer los calculos de tasaciones de la energia suministrada por la Empresa de Distribucion y no facturada, se aplicaran las disposiciones indicadas en el presente Reglamento, en relacion al Cliente 0 Usuario Titular del contrato del suministro que cedio la energia.

ART. 439.- Cancelacion de la Titularidad. El Cliente 0 Usuario Titular solicitara a la Empresa de Distribucion la terminacion del contrato, cuando por cualquier circunstancia deje de ser beneficiario del servicio de energia electrica contratado.

ART. 440.- La titularidad podra ser cancelada 0 cambiada a instancias del Cliente 0 Usuario Titular 0 de la Empresa de Distribucion y todos los tramites relacionados con dicha cancelacion o cambio de titularidad seran sin cargo alguno para el primer 0 ultimo Cliente 0 Usuario Titular.

ART. 441.- En caso de terminacion del contrato por parte del Cliente 0 Usuario Titular 0 por decision de la Empresa de Distribucion, el Cliente 0 Usuario Titular debera saldar toda suma 0 valor generado por consumos hasta el momenta mismo en que la Empresa de Distribucion acepte su descargo. La simple notificacion de intencion de terminacion del contrato por cualquiera de las partes, no libera al Cliente 0 Usuario Titular de su responsabilidad de cubrir todos los valores pendientes a la fecha de terminacion y se podra perseguir su pago frente a este por todas las vias legales pertinentes si fuere necesario, de conformidad con 10 establecido por el articulo 96 de la Ley. De igual manera, la Empresa de Distribucion esta obligada a devolver al Cliente 0 Usuario Titular, los val ores por concepto de deposito de fianza actualizada, energia facturada de mas, intereses y cargos por mora en exceso y otros derechos.

ART. 442.- Utilizacion de la Energia sin Perturbaciones. El Cliente 0 Usuario Titular se obliga a utilizar la energia suministrada por la Empresa de Distribucion en forma tal que no provoque perturbaciones en sus instalaciones, en las instalaciones de la Empresa de Distribucion 6 en las de terceros conectados a la red. 133 CAPITULO III DERECHOS DEL CLIENTE 0 USUARIO TITULAR

ART. 443.- Nivel de Cali dad de Servicio. El Cliente 0 Usuario Titular tiene derecho a que la Empresa de Distribucion le suministre el servicio de energia electrica medido en la ubicacion especificada, conforme a las condiciones de potencia, tension y frecuencia nominal, con diferencias que no excedan el margen de tolerancia admitido en la reglamentacion sobre normas de cali dad que a tales fines dicte la SIE.

ART. 444.- Funcionamiento del Equipo de Medicion. a) El Cliente 0 Usuario Titular tendra derecho a instalar a sus expensas un equipo de medicion de respaldo (testigo) con el instalado por la Empresa de Distribucion, con la finalidad de contrastar el funcionamiento del mismo, de conformidad con el parrafo del articulo 94 de la Ley. En caso de discordancia en la lectura registrada de ambos equipos de medicion, el Cliente 0 Usuario Titular podra seguir el procedimiento descrito mas adelante en este mismo articulo. b) El Cliente 0 Usuario Titular tendra derecho a solicitar a la Empresa de Distribucion su intervencion en el caso de supuesta anormalidad en el funcionamiento del equipo de medicion instalado por esta. c) En caso de requerir el Cliente 0 Usuario Titular un control de su equipo de medicion, la Empresa de Distribucion podra optar en primer termino por realizar una verificacion del funcionamiento del mismo en el suministro, en presencia del Cliente 0 Usuario Titular. Esta intervencion sera sin cargo para el Cliente 0 Usuario Titular si ha transcurrido mas de tres (3) meses desde la ultima revision del equipo de medicion. De existir dudas 0 no estar de acuerdo con el resultado de la verificacion, el Cliente 0 Usuario Titular podra solicitar a la Empresa de Distribucion una nueva verificacion en el punta de suministro, la cual debera ser efectuada en su presencia y en la de un representante de la SIE, levantandose un acta a tales fines contentiva de todo 10 actuado y firmada por todas las partes presentes. En caso de que tampoco este satisfecho con dicha verificacion, el Cliente 0 Usuario Titular podra solicitar el contraste del equipo de medicion "in situ" 0 en un laboratorio homologado por la SIE, de conformidad con 10 establecido en el articulo 27 de la Ley. En dicho caso tambien se levantara la correspondiente acta, ademas se le exigira al Cliente 0 Usuario Titular previamente el pago de un deposito equivalente al calculo del importe en moneda nacional, correspondiente al consumo de trescientos cincuenta (350) KWh, segun la tarifa vigente de aplicacion al suministro en casos residenciales y comerciales y de quinientos (500) KWh en casos industriales, por concepto de gastos administrativos y operativos, entendiendose que en ningun caso los gastos por tales conceptos excederan de la suma exigida en deposito. parrafo.- Si el contraste "in situ" 0 en el laboratorio demostrara que el equipo de medicion funciona dentro de la tolerancia admitida, los gastos que originara el contraste "in situ" y el recontraste en laboratorio seran a cargo del Cliente 0 U suario Titular, 0 sea que se aplicara el deposito efectuado para el pago de dicho contraste 0 recontraste. Sin embargo, en todos los casos en que se verifique que el funcionamiento del equipo de medicion difiere de los valores admitidos conforme a 10 establecido en el contrato de suministro, se ajustaran las facturaciones segun 10 establecido en el presente Reglamento y los gastos de contraste y recontraste seran a cargo de la Empresa de Distribucion, que procedera a devolver al 134 Cliente 0 Usuario Titular el importe del deposito efectuado, mas las sumas cobradas indebidamente y sobre esto se contabilizaran los intereses que deban ser aplicados a favor del Cliente 0 Usuario Titular segun 10 establecido en el Articulo 97 de la Ley. A tales fines, las Empresas de Distribucion se obligan a presentar a la SIE un reporte mensual, de todos los casos en que en los contrastes in situ 0 en los laboratorios homologados por esta, se determine que los Clientes 0 Usuarios Titulares tienen razon, so pena de considerar su incumplimiento como falta de suministro de informacion economica, y pasible de ser sancionada conforme a las previsiones contenidas en el presente Reglamento.

ART. 445.- Rec1amos 0 Quejas Solo el Cliente 0 Usuario Titular tendra derecho a exigir a la Empresa de Distribucion la debida atencion y procesamiento de los rec1amos 0 quejas que considere pertinente efectuar. La Empresa de Distribucion debera cumplimentar estrictamente el analisis y contestacion de los rec1amos realizados por el Cliente 0 Usuario Titular del suministro segun la reglamentacion vigente. La Empresa de Distribucion estara obligada a dar respuesta por escrito a todos los rec1amos 0 quejas y a comunicarlos mensualmente a la Oficina de Proteccion al Consumidor.

ART. 446.- Durante el periodo en que la reclamacion este pendiente de resolucion, la Empresa de Distribucion no podra suspender el servicio por motivos de la 0 las facturas rec1amadas, so pena de incurrir en una falta grave, siempre y cuando la reclamacion se realice conforme a 10 establecido en el presente Reglamento.

ART. 447.- El proceso a seguir en caso de rec1amaciones sera el siguiente: a) En prim era instancia el Cliente 0 Usuario Titular deb era efectuar su reclamacion ante la Empresa de Distribucion por carta, telefono 0 en persona. Debera requerir el comprobante o numero de reclamacion, la cual se encuentra obligada a entregarlo al Cliente 0 Usuario Titular, 10 solicite 0 no. b ) La Empresa de Distribucion esta obligada a responder dicha reclamacion al Cliente 0 Usuario Titular por escrito en los plazos siguientes: 1) A. - Rec1amaciones Comerciales, 0 sea las que se refieren a problemas de facturacion; i. A-I: Cuya solucion no requiera una visita a las instalaciones del Consumidor: Oficinas Automatizadas: Las rec1amaciones seran resueltas en el tiempo de atencion al cliente. Oficinas no Automatizadas: seran resueltas en un plazo no mayor de tres (3) dias a partir de la presentacion de la reclamacion. 11. A-2: Cuya solucion requiera una 0 varias visitas a las instalaciones del consumidor: Seran resueltas en un periodo no mayor de diez (10) dias, contados a partir de la presentacion de la reclamacion. 111. A-3: Plazos para la habilitacion del servicio a consumidores con contratos nuevos: Clientes sin red dentro de zonas efectivamente servidas: Recibiran el servicio en un periodo no mayor de diez (10) dias, despues de haber efectuado la solicitud y suscrito el contrato. Clientes con red: Recibiran el servicio en un periodo no mayor de tres (3) dias, despues de haber efectuado la solicitud y suscrito el contrato. 2) B.- Rec1amaciones Tecnicas: 135 1. B-1: Reparaciones a clientes individuales, que no requieran cambios 0 suministros de equipos y accesorios, usando los existentes: En un plazo maximo de diez (10) horas para zonas urbanas y de dieciseis (16) horas para zonas rurales, despues de haberse realizado el reporte. 11. B-2: Reparaciones que involucren a mas de un cliente, que no requieran cambios ni suministro de equipos y accesorios: En un plazo maximo de ocho (8) horas para zonas urbanas y de dieciseis (16) horas para zonas rurales, despues de realizado el reporte. 111. B-3: Reparaciones a clientes individuales, que requieran cambio 0 suministro de equipos y accesorios: En un plazo maximo de dos (2) dias, a partir de la presentacion de la reclamacion. IV. B-4: Reparaciones que involucren a mas de un cliente donde se requiera cambio o suministro de equipos 0 accesorios: En un plazo no superior ados (2) dias, a partir de la presentacion de la reclamacion. v. B-5: Calibracion de equipos de medicion: En un plazo maximo de tres (3) dias calendarios, sin suspender el servicio. De ser necesario, la Empresa de Distribucion instalara un nuevo medidor durante el tiempo que demore la calibracion. parrafo.- En caso de que la Empresa de Distribucion no cumpliere con esta obligacion, el Cliente 0 Usuario Titular podra recurrir a la Oficina de PROTECOM de la SIE.

ART. 448.- Si el Cliente 0 Usuario Titular no estuviere satisfecho con los resultados de la Empresa de Distribucion debe rec1amar en segunda instancia ante la Oficina de PROTECOM de la SIE presentando la documentacion que acredite haber realizado la instancia anterior. La Empresa de Distribucion debera mantener el suministro de energia electrica hasta tanto se produzca el fallo de PROTECOM en relacion a dicha reclamacion. En caso de que la Empresa de Distribucion haya suspendido dicho suministro, deb era pro ceder a su reconexion inmediata una vez haya recibido la notificacion de PROTECOM. parrafo.- En esta instancia la Empresa de Distribucion debera cumplir con los siguientes plazos para dar respuesta al PROTECOM. Las reclamaciones se diferencian en las de tipo comercial 0 tecnico y estas a su vez, conforme a los criterios que se indican a continuacion: a) Rec1amaciones Comerciales; 1) Cuya solucion no requiera una visita a las instalaciones del Consumidor: i. Oficinas automatizadas: Los informes deberan ser presentados al PROTECOM en un plazo no mayor ados (2) dias laborables a partir de la presentacion de la solicitud por parte del PROTECOM. 11. Oficinas no automatizadas: Los informes deberan ser presentados al PROTECOM en un plazo no mayor a tres (3) dias laborables a partir de la presentacion de la solicitud por parte del PROTECOM. 2) Cuya solucion requiera una 0 varias visitas a las instalaciones del Consumidor. Los informes deberan ser presentados en un periodo no mayor de diez (10) dias, contados a partir de la solicitud por parte del PROTECOM. b) Rec1amaciones Tecnicas; 136 En el caso de Rec1amaciones Tecnicas las Empresas de Distribucion deberan presentar un informe en un plazo no mayor de cinco (5) dias, a partir de la fecha en que PROTECOM le efectuo la solicitud.

ART. 449.- Vigencia de los Plazos. Los plazos otorgados por el presente Reglamento para atender las rec1amaciones de los usuarios y dar respuesta a PROTECOM en las rec1amaciones en segunda instancia, podran ser modificados por la SIE mediante resolucion.

ART. 450.- Pago Anticipado. El Cliente 0 Usuario Titular tendra derecho a efectuar pagos anticipados a cuenta de futuros consumos en los casos en que las circunstancias 10 justifiquen y siguiendo, llegado el caso, los procedimientos que establezca la Empresa de Distribucion tomandose, al efecto, como base los consumos registrados en los periodos inmediatos anteriores. La Empresa de Distribucion tendra derecho a exigir el pago anticipado en el caso de procesos de dec1aratorias de quiebra. CAPITULO IV OBLIGACIONES DE LAS EMPRESAS DE DISTRIBUCION

ART. 451.- Las Empresas de Distribucion estan obligadas a instalar un medidor de energia electrica en cada punta de suministro al Cliente 0 Usuario Titular. Par'rafo.> Las Empresas de Distribuci6n quedan exentas del cumplimiento de esta disposici6n en los casos excepcionales previstos mas adelante, en el presente Reglamento.

ART. 452.- Los medidores deberan ser de estado solido y tener la c1ase de precision igual 0 mejor que 0.2, para los clientes industriales y de 0.5, para los clientes residenciales y comerciales, de acuerdo con las normas IEC #60687 0 ANSIIIEEE C12.16 y C 12.10. parrafo.- I La SIE podra modificar mediante Resoluci6n, 10 establecido en la parte principal de este articulo, cuando surja una nueva norma 0 una actualizaci6n de la existente. parrafo.- II Las Empresas de Distribuci6n deberan contar con un patr6n verificador de medici6n debidamente certificado con un rango de precisi6n en la medici6n igual 0 mejor que 0.15 para realizar pruebas a los medidores de los clientes que los soliciten. parrafo.- III Las Empresas de Distribuci6n tienen un plazo de dos (2) afios a partir de la fecha de publicaci6n del presente Reglamento para dar cumplimiento en su totalidad a las disposiciones de los articulos 451 y 452.

ART. 453.- Los medidores testigos que instalen los usuarios, de conformidad con las disposiciones del parrafo del articulo 94 de la Ley, deberan cumplir con las especificaciones tecnicas indicadas en el articulo precedente. 137

ART. 454.- Nivel de Cali dad de Servicio. La Empresa de Distribucion esta obligada a suministrar el servicio a quien se 10 solicite, dentro de su zona de concesion, de conformidad con el articulo 93 de la Ley. Asi mismo, la Empresa de Distribucion deb era suministrar el servtcio en la ubicacion especificada en el contrato suscrito con el Cliente 0 Usuario Titular, conforme a las condiciones de potencia, tension y frecuencia nominal establecidas, con diferencias que no excedan el margen de tolerancia admitido en la reglamentacion vigente que a tales fines dicte la SIE. Asi mismo la Empresa de Distribucion se obliga a presentar a la persona natural 0 juridica solicitante del servicio, las diferentes tarifas aplicables a su caso, de modo que este pueda elegir la de su mayor convenrencia.

ART. 455.- La Empresa de Distribucion podra interrumpir 0 proveer el servicio en condiciones distintas a las contratadas unicamente en Casos Fortuitos 0 de Fuerza Mayor, con la obligacion de dar aviso de ello a los usuarios y a la SIE, dentro de las cuarenta y ocho (48) horas de producida la interrupcion. Las Empresas de Distribucion deberan indemnizar a los usuarios de acuerdo con 10 que establece al articulo 100 de la Ley.

ART. 456.- El Cliente 0 Usuario Titular reconoce que la Empresa de Distribucion podra efectuar cortes programados para las tareas intrinsecas al mantenimiento, reparacion y crecimiento de su Red de Distribucion, pero esta debera comunicarlo al Cliente 0 Usuario Titular de manera directa o por los medios de comunicacion, por 10 menos con tres (3) dias calendarios de antelacion.

ART. 457.- La Empresa de Distribucion se compromete a indemnizar a sus Clientes 0 Usuarios Titulares por la mala cali dad de servicio suministrado, de acuerdo con las disposiciones y montos establecidos en la norma tecnica de cali dad de los servicios electricos que dicte la SIE.

ART. 458.- Aplicacion de la Tarifa. La Empresa de Distribucion esta obligada a facturar el servicto en base a la lectura de los equipos de medicion, por periodos mensuales vencidos y de acuerdo a los criterios establecidos en las tarifas fijadas por la SIE. Se entiende por periodo mensual de lectura de medidores y de facturacion de consumos aquel que, entre dos (2) lecturas y facturaciones sucesivas comprende un lapso no inferior a veintisiete (27) ni superior a treinta y un (31) dias, sin que pueda sobrepasar los 365 (trescientos sesenta y cinco) 0 366 (trescientos sesenta y seis) dias al afio. Excepcionalmente, en los suministros sin equipos de medicion a los que se factura consumo fijo que hayan sido expresamente autorizados por la SIE, este sera de treinta (30) dias.

ART. 459.- Si por causa de Fuerza Mayor el periodo excediera los treinta y un (31) dias, la Empresa de Distribucion deb era conceder a solicitud del Cliente 0 Usuario Titular, un acuerdo de pago para la cancelacion de esta factura, sin efectuar ningun tipo de cargo por mora 0 financiamiento, que tenga su origen en dicha causa.

ART. 460.- Es obligacion de las Empresas de Distribucion, emitir las facturas en base a la lectura de los equipos de medicion, excepto los que hayan sido expresamente autorizados por la SIE, y en los casos de grandes usuarios (usuarios interconectados en media tension) emitir un 138 acta de lectura firmada por el cliente 0 un representante autorizado. Excepcionalmente, en los casos de imposibilidad de lectura de los equipos de medicion, originada exc1usivamente en los hechos de que: (i) el mismo no se encuentre al alcance de la vista del lector de la Empresa de Distribucion, 0 (ii) el equipo de medicion se encuentre dafiado, se permitira a la Empresa de Distribucion, pero solo durante una facturacion, facturar al usuario aplicando la tarifa vigente para el mes en cuestion pero en base al consumo en KWh facturado el mes inmediatamente anterior. La factura debera llevar impresa la leyenda "Cobro Provisional". En la siguiente factura que se emita en base a la lectura real del equipo de medicion, se efectuaran los cargos 0 reintegros correspondientes, siempre que el consumo del mes inmediatamente anterior no haya sido objeto de reclamacion previa por el Cliente 0 Usuario Titular. En caso de incumplimiento de las disposiciones contenidas en la parte principal de este articulo, Las Empresas de Distribucion deberan conceder al Cliente 0 Usuario Titular al cualle facturo mas de un mes en base a consumo estimado, un plazo igual al periodo facturado en base a estimacion para el pago, prorrateado mediante cuotas mensuales iguales, de la totalidad de la diferencia originada en base a la lectura del equipo de medicion. El valor total a pagar por dicho concepto no generara cargo de intereses por mora 0 financiamiento, a menos que el usuario incumpla con el acuerdo de pago suscrito al efecto. Si por el contrario las Empresas de Distribucion como consecuencia de la falta de facturacion en base a la lectura de los equipos de medicion hubieren cobrado en exceso a los Clientes 0 Usuarios Titular, deberan reembolsar a dichos usuarios la totalidad de las sumas cobradas en exceso mas los intereses generados por las mismas a la tasa activa promedio de la banca comercial, publicada por el Banco Central. Sin perjuicio de 10 estipulado anteriormente indicado, las Empresas de Distribucion seran pasibles de la aplicacion de las penalidades establecidas en el presente Reglamento.

ART. 461.- De existir dentro del periodo a facturar diferentes condiciones de facturacion, originadas tanto por el Cliente 0 Usuario Titular, como por la Empresa de Distribucion 0 la SIE, el periodo sera subdividido y cada parte sera facturada de acuerdo a las condiciones vigentes en cada uno de ellos.

ART. 462.- Igualmente solo en casos excepcionales debidamente autorizados por la SIE (dificil acceso al punta de suministro, malas condiciones de la red), en los cuales no se registre el consumo por equipos de medicion (conexi ones directas) la Empresa de Distribucion facturara sobre la base de un consumo fijo mensual establecido en funcion de la potencia y horas de uso del equipamiento electrico, de acuerdo a tabla homologada de consumo avalada por la SIE, la cual sera empleada para los calculos del "Consumo Fijo Mensual", las "Fianzas" y las "Tasaciones por Irregularidades". Asimismo en estos casos, la Empresa de Distribucion tendra el derecho a verificar las condiciones de permanencia del consumo previsto y ajustarlo en caso de modificaciones, asi como a instalar equipos de medicion correspondiente cuando las condiciones tecnicas 0 la disponibilidad de equipos asi 10 permitan.

ART. 463.- Una vez la Empresa de Distribucion y el Cliente 0 Usuario Titular estipulen una tarifa fijada en base al punta de interconexion del Cliente 0 Usuario Titular y a la potencia 139 demandada por este, conforme se establece en este Reglamento, la Empresa de Distribucion, no podra cambiar unilateralmente la tarifa aplicable, si las condiciones del suministro permanecen iguales al momenta de la contratacion del servicio.

ART. 464.- Instalacion y Precintado de Equipos de Medicion y Control. La Empresa de Distribucion debera instalar a su costa equipos de medicion en: i) los nuevos suministros, Ii) las conexiones directas que son facturadas en base a un consumo fijo mensual y iii) en caso de remover los equipos de medicion actualmente existentes. Excepcionalmente, en caso de dafio de los equipos de medicion debido a irregularidades intencionales y manifiestas comprobados por la SIE 0 por solicitud de cambio del equipo de medicion por parte del Cliente o Usuario Titular sin que esta haya sufrido dafio alguno, el costa de la instalacion del equipo de medicion sera a expensas del Cliente 0 Usuario Titular. parrafo.- Estos equipos seran obligatoriamente precintados por la Empresa de Distribucion, de tal forma que solo se pueda acceder a los elementos en tension que garantizan la medida mediante la rotura de los correspondientes precintos.

ART. 465.- La Empresa de Distribucion debera avisar a la SIE, mediante comunicacion y al Cliente 0 Usuario Titular mediante carta circular 0 en un periodico de circulacion nacional con al menos una semana de anticipacion, el cambio del equipo de medicion, cuando se trate de cambios de equipos de medicion por zona 0 barrios. Asi mismo debera comunicar, en todos los casos, al Cliente 0 Usuario Titular en el momenta de realizar la accion, mediante acta levantada al efecto, el cambio del equipo de medicion y todo 10 actuado al respecto. En caso de que el Cliente 0 Usuario Titular 0 su representante se rehusen a estar presentes en dicho momenta 0 a recibir y/o firmar el acta, la Empresa de Distribucion debera reportar dicha situacion a la SIE a mas tardar el dia siguiente de la ocurrencia del hecho. Dicha acta debera contener los siguientes datos: a) Motivo del retiro. b ) Estado 0 condiciones del equipo de medicion. c) La fecha de remocion. d) El numero del equipo de medicion removido. e) La lectura acumulada del equipo de medicion al momenta de ser retirado. f) El numero del equipo de medicion nuevo. g) Lectura del nuevo equipo de medicion al momenta de la instalacion. h) Indicacion expresa de la existencia del precinto. i) Indicacion expresa y firma del responsable actuante. j) Firma del Cliente 0 Usuario Titular 0 su representante. k) Voltaje de servicio. La inobservancia de cualesquiera de estas formalidades por parte de la Empresa de Distribucion al efectuar el retiro del equipo de medicion, eximira al Cliente 0 Usuario Titular de todo cargo 0 responsabilidad por cualquier anomalia que pudiere ser detectada en el equipo de medicion retirado. 140

ART. 466.- Consignacion de Informacion en las Facturas. La facturacion debera realizarse suministrando la mayor informacion posible, con la frecuencia prevista en el regimen tarifario y con una anticipacion de diez (10) dias laborables previa a su fecha de vencimiento.

ART. 467.- La Empresa de Distribucion debera entregar las facturas en la direccion del punta de suministro de la energia 0 en la direccion que indique el Cliente 0 Usuario Titular, con una anticipacion de siete (7) dias laborables previa a su fecha de vencimiento. En caso de que el Cliente 0 Usuario Titular no reciba las facturas, la Empresa de Distribucion debera expedir al Cliente 0 Usuario Titular un duplicado de las mismas sin costa alguno.

ART. 468.- Ademas de los datos regularmente consignados y/o exigidos por las normas legales, en las facturas debera al menos inc1uirse: a) Direccion de las oficinas comerciales de la Empresa de Distribucion. b ) Identificacion de la categoria tarifaria del suministro, valores de los parametres tarifarios (cargos fijos y variables). c) Unidades consumidas y/o facturadas. d) Detalle de los descuentos y creditos correspondientes y de las tasas, fondos, y/o gravamenes que se contemplen en el cuadro tarifario y en el marco regulatorio vigente. e) Notificacion de la deuda vencida pendiente. f) Especificacion del plazo de vencimiento de la factura actual. En el caso de que la factura presente una deuda atrasada por concepto de una facturacion vencida con anterioridad, la Empresa de Distribucion debera consignar la fecha a partir de la cual esta tendra derecho a la suspension del suministro, de conformidad con el articulo 95 de la Ley. g) Lugares y/o numeros de telefonos donde el Cliente 0 Usuario Titular pueda recurrir en caso de falta 0 inconvenientes en el suministro. h) Recuadro con la leyenda "Notificaciones". i) Informacion relativa al cargo por costa financiero. j) Numero de dias facturados. k) Voltaje de servicio. 1) Lectura actual y lectura anterior y fechas de las mismas. m ) Indicar si la facturacion es promediada 0 por lectura. n) Monto de la Fianza actualizado semestralmente. 0) Cuadro contentivo de historico de consumo (energia y potencia). p) Cualquier otra informacion que consigne la SIE por Resolucion. parrafo.- A partir del ana 2003, debera incluirse en las facturas el desglose total de los costas de la electricidad par KWh: Costas de Generacion, Costa de Transmision, Costa de Distribucion (VAD) y subsidio gubemamental, si 10 hubiere.

ART. 469.- Reintegro de Importes. En los casos en que la Empresa de Distribucion aplicara tarifas superiores 0 diferentes a las correspondientes, y/o facturase sumas mayores a las que correspondiere por causas imputables a la misma, debera reintegrar al Cliente 0 Usuario Titular los importes percibidos de mas, en la 141 forma que se acuerde por ambas partes. En estos casos la Empresa de Distribucion debera pagar a los Clientes 0 Usuarios Titulares una indemnizacion equivalente a un diez por ciento (10%) del monto a devolver, cuando incurra en cobros excesivos, sin perjuicio de las multas que la SIE podra fijarle conforme al presente Reglamento. En caso de que no hubiere acuerdo entre las partes para el reembolso 0 reintegro de las sumas cobradas en exceso, la SIE resolvera al respecto mediante Resolucion. En estos casos, para el calculo del reintegro se aplicaran las tarifas vigentes en la fecha de deteccion del error y abarcara el periodo comprendido entre ese momenta y el correspondiente al inicio del mismo, plazo que no podra retrotraerse en el tiempo mas alla de la fecha de inicio de cada una de las Empresas de Distribucion. El reintegro debera ser acreditado en la proxima facturacion despues de verificado el error.

ART. 470.- Identificacion y Equipamiento del Personal. La Empresa de Distribucion debera implementar una tarjeta identificatoria 0 camet (con nombre, apellido y numero de agente, foto y departamento para el que trabaja) para todo el personal que tenga relacion con la atencion al publico, tanto dentro de establecimientos de la Empresa de Distribucion como en la via publica. Asimismo deberan estar identificados con tarjetas identificatorias, con los mismos datos y afiadiendo para cual Empresa de Distribucion se encuentran realizando los trabajos, todo el personal perteneciente a empresas colaboradoras (contratistas y subcontratistas) que realicen trabajos a cuenta de la Empresa de Distribucion. Esta tarjeta 0 camet debera exhibirse en forma bien visible sobre la vestimenta 0 uniforme de trabajo.

ART. 471.- Asi mismo, el personal de las brigadas de las Empresas de Distribucion y de sus contratistas y subcontratistas que realizan los trabajos de campo, debe estar uniformado y con los correspondientes equipos de proteccion, tales como: cascos, lentes, botas, guantes para alta tension, equipo de comunicaciones, cinturones de seguridad, correas porta-herramientas asi como cualquier otro equipo de proteccion requerido por las leyes laborales vigentes.

ART. 472.- De igual forma los vehiculos tanto de las Empresas de Distribucion como de sus contratistas y subcontratistas deberan estar debidamente rotulados.

ART. 473.- Informacion en Oficinas de Atencion al Cliente. Sin perjuicio de otras medidas de difusion que considere adecuadas, las Empresas de Distribucion deberan fijar en un cartel 0 vitrina, en cada una de sus instalaciones donde se atienda al publico, el cuadro tarifario vigente y un anuncio comunicando que se encuentra a disposicion de los Clientes 0 Usuarios Titulares copias del presente titulo del Reglamento de la Ley. Asi mismo debera informar al publico de manera especial, todo 10 relativo a la titularidad, cambio de titularidad y condiciones de habilitacion conforme 10 establecido en el presente Reglamento.

ART. 474.- La Empresa de Distribucion se obliga a designar, en cada una de sus oficinas de atencion al cliente, un personal fijo para atender los inspectores de la SIE, en el desempefio de sus funciones, sin que los mismos tengan que tomar tumos para ser atendidos. La Empresa de 142 Distribucion debe asi mismo dar a la SIE acceso a su sistema informatico a fines de fiscalizacion y supervision, para fines de consulta solamente, conforme al articulo 24 de la Ley.

ART. 475.- Las Empresas de Distribucion deberan aprobar los planos de disefio de las instalaciones electricas en media y baja tension a las cuales se solicita el servicio de conexion a sus lineas, de conformidad con las normas, en los plazos y con el procedimiento dictado por la SIE mediante Resolucion. parrafo.- Las tarifas a ser cobradas por las Empresas de Distribucion por aprobacion de planos y servicio de interconexion seran fijadas por la SIE mediante resolucion.

ART. 476.- Las Empresas de Distribucion elaboraran el presupuesto de interconexion basado exc1usivamente en los materiales y en la labor (mano de obra) que la interconexion requiera para realizarla. CAPITULO V DERECHOS DE LAS EMPRESAS DE DISTRIBUCION

ART. 477.- Recuperacion de Montos por Facturacion de Consumos Inferiores en Suministros sin Equipos de Medicion. En suministros con contrato celebrado con la Empresa de Distribucion 0 con la Corporacion Dominicana De Electricidad (CDE), en fecha anterior a la fecha de la publicacion de este Reglamento, en caso de comprobarse inexactitud de los datos suministrados por el Cliente 0 Usuario Titular, que originen la aplicacion de un consumo fijo estimado inferior al que realmente corresponde, la Empresa de Distribucion podra proceder a actualizar los datos de carga, a firmar un nuevo contrato y las facturaciones a partir de la fecha de ese nuevo contrato, incluiran los nuevos datos registrados.

ART. 478.- Cobro de Facturas No Pagadas. En caso de no abonarse la factura a la fecha de su vencimiento, la Empresa de Distribucion aplicara automaticamente, conforme a 10 prescrito en el articulo 97 de la Ley, la tasa de interes activa del mercado al momenta de vencimiento de la factura vencida que genera dicho interes, de acuerdo con las previsiones establecidas en el presente Reglamento.

ART. 479.- Sin perjuicio de 10 establecido en el parrafo anterior, por falta de pago a la fecha de vencimiento de dos (2) 0 mas facturas mensuales, conforme 10 establecido en el articulo 95 de la Ley, la Empresa de Distribucion se encuentra facultada para disponer la suspension del suministro de energia electrica al deudor moroso. Durante el periodo en que el servicio este suspendido por falta de pago, el Cliente 0 Usuario Titular debera seguir pagando los cargos fijos y/o los cargos correspondientes a la potencia contratada 0 demanda maxima leida, hasta un maximo de tres (3) meses posteriores a la facturacion. Si vencido ese plazo el Cliente 0 Usuario Titular no ha solventado la deuda, el contrato de suministro quedara rescindido y la Empresa de Distribucion podra proceder al retiro del equipo de medicion. 143

ART. 480.- La Empresa de Distribucion podra conceder a su criterio y a solicitud del Cliente 0 Usuario Titular, un acuerdo de pago para la cancelacion total de los valores adeudados.

ART. 481.- Cobro de Fianzas. La Empresa de Distribucion podra requerir del Cliente 0 Usuario Titular la constitucion de una fianza como garantia del cumplimiento de todas las obligaciones economicas que surjan de la firma del contrato del suministro, la cual generara intereses a favor del Cliente 0 Usuario Titular calculados de acuerdo a la tasa pas iva promedio de la banca comercial para depositos a plazo, publicada mensualmente por el Banco Central de la Republica Dominicana. Dichos intereses seran capitalizados a partir de la fecha de la publicacion del presente Reglamento, semestralmente 0 por fraccion de mes al momenta de la baja del contrato de suministro. parrafo.- I La capitalizacion de los intereses sera aplicable a las fianzas constituidas con motivo de los contratos de suministro suscritos con posterioridad ala capitalizacion de la CDE. parrafo.- II Al cumplimiento del plazo semestralla Empresa de Distribucion hara reflejar, en la factura correspondiente, el incremento del monto de la fianza a razon de la capitalizacion de dichos intereses, mostrandose la tasa aplicada en cada caso.

ART. 482.- La fianza quedara determinada por el valor resultante del calculo de la estimacion de dos (2) meses de consumo en funcion de la potencia, las horas de utilizacion y la tarifa contratada, de acuerdo a la tabla homologada de consumos avalada por la SIE, que sera empleada para los calculos del "Consumo Fijo Mensual", las "Fianzas" y las "Tasaciones por Irregularidades". parrafo.- En el caso de usuarios fraudulentos, las Empresas de Distribucion podran exigir un mes adicional de fianza. En caso de reincidencia en fraude, la fianza a cobrar sera la siguiente: en la primera reincidencia, las Empresas de Distribucion podran exigirle una fianza adicional equivalente a cuatro (4) meses de consumo en funcion de la potencia, las horas de utilizacion y la tarifa contratada, de acuerdo a la tabla homologada de consumos avalada por la SIE, que sera empleada para los calculos del "Consumo Fijo Mensual", las "Fianzas" y las "Tasaciones por Irregularidades"; y en el caso de segunda reincidencia en adelante, una fianza adicional equivalente a seis (6) meses de consumo, sobre la base anteriormente indicada.

ART. 483.- En el caso de surrumstro provisional, la fianza quedara determinada por la estimacion del valor resultante del calculo del periodo de tiempo en que dure el evento por la potencia instalada por las horas de utilizacion de las instalaciones, el cual sera considerado como consumo probable de energia.

ART. 484.- La Empresa de Distribucion devolvera la fianza actualizada 0 la parte de la misma que no hubiera sido imputada a la cancelacion de las deudas al momenta de la terminacion del contrato. Dicha devolucion deb era efectuarse en un plazo maximo de quince (15) dias calendarios a partir la fecha de terminacion del contrato.

ART. 485.- La Empresa de Distribucion podra, de comun acuerdo con el Cliente 0 Usuario Titular y en casos comerciales e industriales, aceptar la constitucion de la citada fianza mediante 144 una fianza bancaria 0 una poliza de seguros expedida por una compafiia de seguros de reconocida solvencia.

ART. 486.- En caso de cambio de titularidad aceptada por todas las partes (el Cliente 0 Usuario Titular, el nuevo Cliente 0 Usuario Titular y la Empresa de Distribucion), estas podran consentir que tanto la fianza, asi como la deuda pendiente, sean transferidas al nuevo Cliente 0 Usuario Titular.

ART. 487.- En caso de cambio de contrato en ausencia del Cliente 0 Usuario Titular anterior, se dara de baja al anterior contrato y la fianza correspondera al anterior Cliente 0 Usuario Titular. EI nuevo Cliente 0 Usuario Titular debera constituir nueva fianza que garantice su contrato de suministro.

ART. 488.- Los derechos adquiridos por el Cliente 0 Usuario Titular en su contrato con respecto a la fianza caducaran a los seis (6) meses de realizado el cambio de titular 0 dada de baja el contrato de suministro, quedando la Empresa de Distribucion exenta a partir de ese momento, de toda responsabilidad frente al Cliente 0 Usuario Titular. Al vencimiento del indicado plazo, la fianza consignada no devengara interes alguno. Dichos recursos (la fianza mas los intereses generados hasta el vencimiento del plazo) deberan ser entregados a PROTECOM y deberan ser destinados a educacion del consumidor de energia electrica.

ART. 489.- Inspeccion y Verificacion de Equipos de Medicion. Por propia iniciativa y en cualquier momenta dentro del horario diurno (8:00 a.m. a 6:00 p.m.), exceptuando establecimientos comerciales cuyas actividades sean basicamente nocturnas, la Empresa de Distribucion podra inspeccionar las conexiones del suministro, las instalaciones internas hasta la caja 0 modulo de los equipos de medicion, asimismo como revisar, contrastar 0 cambiar los existentes. En cada visita, el personal de las Empresas de Distribucion debera dejar una notificacion al Cliente 0 Usuario Titular donde resalte todas las observaciones encontradas y si esta correcto 0 no el conjunto de equipos indicados.

ART. 490.- En caso de detectar problemas atribuibles a fallas del equipo de medicion y a errores imputables a las Empresas de Distribucion en el registro de la energia consumida y/o en el calculo del monto a facturar, la Empresa de Distribucion estara facultada a actuar en cada caso como se indica a continuacion: a) Cuando por problemas atribuibles a fallas propias del equipo de medicion en el registro 0 ausencia de registro de la energia consumida, los valores de energia hubieran sido medidos en exceso 0 en defecto, la Empresa de Distribucion debera emitir la Nota de Debito 0 Credito correspondiente y reflejar el debito 0 credito en la primera factura que emita con posteriori dad a la ocurrencia de dicha situacion, basandose para ello en el calculo que surja de considerar ellevantamiento de potencia de las instalaciones del Cliente 0 Usuario Titular del suministro, por el factor de utilizacion de cada uno de los equipos descritos en el levantamiento de potencia, por el periodo de tiempo que surja de los analisis de los consumos registrados 0 segun sea el caso, aplicando el consumo del mes inmediato anterior, de acuerdo a la tabla homologada de consumos avalada por la SIE, que sera empleada para los calculos del "Consumo Fijo Mensual", las "Fianzas" y las "Tasaciones 145 por Irregularidades", y aplicando la tarifa vigente al momenta de la deteccion de la anormalidad. Dicha tabla homologada de consumos podra ser sustituida por el valor consignado en la placa del fabricante del equipo. De existir dudas podrian determinarse los valores reales de consumo, sometiendo a prueba el 0 los equipos. Los ajustes no podran retrotraerse en el tiempo mas alla de cinco (5) meses, salvo prueba en contrario. b) Cuando por error imputable a la Empresa de Distribucion, debidamente comprobado por la SIE, en el registro de la energia consumida y/o en el calculo del monto a facturar al Cliente 0 Usuario Titular, esta facturare en exceso 0 en defecto, la Empresa de Distribucion debera emitir la nota de debito 0 credito correspondiente a la totalidad de los montos cobrados en defecto 0 en exceso, en la proxima factura que emita. En caso de cobro en defecto, la Empresa de Distribucion debera conceder un acuerdo de pago al Cliente 0 Usuario Titular afectado, por un plazo no menor al numero de meses durante los cuales dej6 de facturar al Cliente 0 Usuario Titular la totalidad de la energia consumida por este. Dichos valores no podran retrotraerse en el tiempo mas alla de tres (3) meses y no podran generar intereses a menos que el Cliente 0 Usuario Titular, incumpla con su compromiso de pago. En este caso la factura complementaria correspondiente a dichos pagos no podra tomarse en consideracion como una (1) factura independiente para fines de corte de suministro, no obstante el no pago de dos (2) de estas facturas se considerara para dichos fines como una (1) factura. En caso de cobro en exceso, la Empresa de Distribucion debera reembolsar, en efectivo, al Cliente 0 Usuario Titular, la suma adeudada mas los intereses devengados a la tasa activa promedio de la banca comercial, publicada mensualmente por el Banco Central, en un periodo no mayor de 30 (treinta) dias, salvo acuerdo entre las partes.

ART. 491.- En caso de comprobarse alguna irregularidad no intencional en la medicion 0 apropiacion de energia electrica no registrada, la Empresa de Distribucion estara facultada a recuperar el consumo no registrado, mediante la emision de una factura complementaria y procedera del siguiente modo: a) Personal debidamente autorizado perteneciente a la Empresa de Distribucion, levantara un acta de comprobacion, debiendo requerir la presencia del Cliente 0 Usuario Titular y/o Usuario Irregular 0 su representante, segun el modelo autorizado por la SIE, de la que debera entregarse copia a la SIE, al Cliente 0 Usuario Titular y/o Usuario Irregular, si se 10 hallare 0 en caso contrario, a su representante. En caso de que el Cliente 0 Usuario Titular o su representante se rehusen a estar presentes en dicho momenta 0 a recibir y/o firmar el acta, la Empresa de Distribucion debera reportar dicha situacion a la SIE a mas tardar el dia siguiente de la inspeccion, anexando copia del acta levantada. b ) Levantada el acta correspondiente, la Empresa de Distribucion efectuara el calculo de la energia y/o potencia a recuperar, de acuerdo a la tabla homologada avalada por la SIE, ya mencionada; y considerando un periodo que abarque desde la deteccion de la irregularidad hasta la fecha de la ultima verificacion 0 normalizacion completa del suministro, la que se determine del historico de consumos, siempre y cuando no se observe la utilizacion de subterfugios para ocultar la modalidad de consumo, y no se yea afectada por deficit de generacion. Dicho periodo no podra retrotraerse en el tiempo mas de cinco (5) meses contado desde la fecha de deteccion de la irregularidad. Se establecera su monto a la tarifa vigente en el momenta de la deteccion de la irregularidad (Tasacion por Irregularidad) y se emitira por ese concepto una factura complementaria. En este caso, la Empresa de 146 Distribucion debera, a solicitud del Cliente 0 Usuario Titular otorgar acuerdo de pago para la cancelacion total de los valores adeudados, sin perjuicio del pago de intereses por costos financieros a la tasa activa del mercado sobre saldos insolutos generados desde la fecha de su facturacion complementaria hasta su completo pago.

ART. 492.- En caso de tratarse de una irregularidad que consista en modificaciones c1andestinas o fraudulentas, la Empresa de Distribucion estara facultada a recuperar el consumo no registrado, inc1uyendo los gastos emergentes de la verificacion, a emitir la factura complementaria correspondiente, sin perjuicio de las sanciones penales aplicables y procedera del siguiente modo: a) La Empresa de Distribucion debera levantar un acta (la cual debe describir detalladamente la modificacion c1andestina 0 fraudulenta detectada y contener ademas todas las menciones indicadas en el modelo autorizado por la SIE) en presencia del Cliente 0 Usuario Titular y de un Notario Publico de los certificados por la SIE, la cual debera ser firmada por todas las partes inc1uyendo el Notario Publico, debiendo dejar una copia de dicha acta de fraude al Cliente 0 Usuario Titular y remitir una a PROTECOM a mas tardar al dia siguiente del levantamiento de la misma. Asi mismo debera tomar fotos fechadas de las irregularidades encontradas en las cuales debera figurar de fondo la portada de un periodico de circulacion nacional de la fecha de la deteccion, ser c1aramente identificable el inmueble y las instalaciones y equipo de medicion en los cuales se ha detectado la irregularidad. Levantada el acta correspondiente y tomadas las fotos, la Empresa de Distribucion efectuara el calculo de la energia y/o potencia a recuperar, de acuerdo a la tabla homologada de consumos antes mencionada y aplicando un plazo que va desde la deteccion de la irregularidad hasta la fecha de la ultima normalizacion completa del suministro, la que se determine del historico de consumos, siempre y cuando no se observe la utilizacion de subterfugios para ocultar la modalidad de consumo y no se yea afectada por deficit de generacion, y que podra retrotraerse en el tiempo salvo prueba en contrario, hasta un maximo de cinco (5) meses, conforme a 10 establecido en el parrafo II del Articulo 125 de la Ley. Se establecera su monto a la tarifa vigente en el momenta de la deteccion de la irregularidad y se emitira por ese concepto una factura complementaria. Ademas, la Empresa de Distribucion esta facultada a cobrar una factura de recargo de un diez (10) por ciento del consumo mensual tasado, aplicado a la tarifa vigente en el momenta de la deteccion del fraude. Las Empresas de Distribucion no podran efectuar el cobro de dichas sumas, hasta tanto la SIE evalue las pruebas que le son sometidas y dictamine respecto de los fraudes imputados. b) En caso de que como consecuencia de la irregularidad intencional y manifiesta se produzca una trasgresion de las tarifas BTS 1 y BTS2 a la tarifa BTD, la Empresa de Distribucion estara autorizada al cobro por concepto de disponibilidad de potencia para las tarifas BTS1 y BTS2, resultante de calcular el termino de potencia, en funcion del levantamiento de la potencia instalada en el acta de comprobacion, al precio de la tarifa vigente BTD, por un maximo de cinco (5) meses. Para ello podra emitir por este concepto una factura complementaria. El costa de la energia consumida durante el plazo de dicha irregularidad debera ser reajustado al precio de la tarifa BTD. c) En caso de que el Cliente 0 Usuario Titular y/o usuario del suministro sea reincidente en la comision de estas irregularidades en la medicion 0 apropiacion de energia electrica no registrada, la Empresa de Distribucion emitira una factura complementaria, en los mismos 147 terminos previstos anteriormente, y ademas estara facultada a cobrar una factura de recargo de: i) veinte por ciento (20%) del consumo mensual tasado aplicado a la tarifa vigente en el momenta de la detecci6n del fraude, en la primera reincidencia, Ii) un treinta por ciento (30%) del consumo mensual tasado a la tarifa vigente en el momenta de la detecci6n del fraude, de la segunda reincidencia en adelante. De la tercera reincidencia en adelante, la Empresa de Distribuci6n ademas podra exigir la constituci6n de un garante solidario. parrafo.- En todos los casos de irregularidad intencional y manifiesta, La Empresa de Distribucion comunicara a la SIE la totalidad de las sumas a pagar por los Clientes 0 Usuarios Titulares, con indicacion de sus respectivos conceptos, conforme 10 establecido anteriormente en este Reglamento, e intimara previa aprobacion de la SIE, al pago y notificara por todos los medios la factum complementaria y la factum de recargo por la energia y/o potencia a recuperar. Asi mismo, la Empresa de Distribucion debera notificar por todas las vias, con una antelacion minima de diez (l0) dias a su vencimiento el pago de dichas factums.

ART. 493.- Desmontaje de Instalaciones Clandestinas. En el caso de detecci6n de instalaciones c1andestinas, como conexiones directas ilegales y todo otro tipo de instalaci6n para usufructo 0 no de energia electrica, no autorizada por la Empresa de Distribuci6n, que utilice y/o se sustente de las instalaciones propias de la Empresa de Distribuci6n, esta procedera a su desinstalaci6n e incautaci6n 0 inutilizaci6n a fin de evitar riesgos en la via publica. Los dafios y/o perjuicios emergentes de dicha desinstalaci6n seran responsabilidad de la persona natural 0 juridica que usufructuaba la instalaci6n y solidariamente responsable la persona natural 0 juridica que efectu6 la instalaci6n. a) En el caso de conexiones directas ilegales, una vez eliminadas estas y normalizada la instalaci6n, se regularizara la situaci6n del usuario en 10 que hace referencia a la titularidad segun se determina en el presente Reglamento. Para la recuperaci6n de la demanda y/o consumo la Empresa de Distribuci6n aplicara un procedimiento similar al previsto en el articulo anterior de este Reglamento. b) En el caso de instalaciones de todo tipo que se sustenten y/o utilicen instalaciones de propiedad de la Empresa de Distribuci6n sin su autorizaci6n, la Empresa de Distribuci6n estara facultada a cobrar al usuario c1andestino los gastos emergentes en que haya incurrido la Empresa de Distribuci6n para su normalizaci6n, sin perjuicio de las acciones penales pertinentes que esta considere oportuno realizar.

ART. 494.- Suspensi6n del Suministro de Energia Electrica. Las Empresas de Distribuci6n podran suspender el suministro de energia en dias laborables y hasta las seis de la tarde (6: 00) P.M. del dia viernes de cada semana, en caso de que las Empresas de Distribuci6n laboren hasta los dias sabado hasta las cinco horas de la tarde (5:00 P.M.). Si s6lo laboran hasta el sabado al mediodia, s6lo podran suspender el suministro hasta los viernes a las doce del mediodia (12 M). En caso de centros nocturnos y por seguridad ciudadana podran suspender el suministro en horario ininterrumpido. La suspensi6n podra ser efectuada en los siguientes casos: a) Si el Cliente 0 Usuario Titular solicita una terminaci6n de contrato. b) Por detectarse alguna de las siguientes causas: 148 1) Falta de pago del Cliente 0 Usuario Titular de dos (2) 0 mas facturas vencidas, excepto en los casos de que las facturas vencidas 0 una de ellas se encuentren en reclamacion ante la SIE. 2) Cuando se compruebe que el Cliente 0 Usuario Titular ha solicitado el servicio con un nombre distinto al utilizado en otro contrato con la Empresa de Distribucion en el que tenga deuda, con la intencion de evadir el pago de la misma, previa aprobacion de la SIE. 3) Por malas condiciones tecnicas de sus instalaciones interiores, que signifiquen un riesgo para si mismo 0 terceros, en cuyo caso debera levantarse acta de tales condiciones, conforme 10 prescrito en el presente Reglamento. 4) Suministros en condiciones irregulares 0 fraudulentas, de conformidad con 10 establecido en el presente Reglamento. 5) Por incumplimiento del pago de las cantidades resultantes de reliquidaciones por uso fraudulento 0 transgresiones tarifarias, conforme a 10 establecido en el presente Reglamento. 6) Por comercializacion a terceros, de la energia electrica suministrada por la Empresa de Distribucion, conforme 10 establecido en el presente Reglamento. 7) Allevantar el acta de comprobacion de modificaciones c1andestinas 0 fraudulentas. 8) Por maltrato intencional de los equipos de medicion 0 impedir su mantenimiento 0 reposicion, conforme 10 establecido en el presente Reglamento. parrafo.- I Durante el periodo en que el servicio este suspendido por falta de pago, el Cliente 0 Usuario Titular debera seguir pagando los cargos fijos y los cargos correspondientes a la potencia contratada 0 demanda maxima leida hasta un maximo de tres (3) meses, a cuyo vencimiento el contrato de suministro quedara rescindido. parrafo.- II En caso de que el Cliente 0 Usuario Titular no permita la entrada del personal debidamente autorizado por la Empresa de Distribucion a los fines propios de sus funciones, esta podra suspender el suministro desde la acometida, en los casos de suministros individuales. En el caso de edificios y condominios las Empresas de Distribucion deberan notificar a la SIE cuando los usuarios no le permitan el acceso a los paneles para fines de verificacion de su estado 0 cualquier otro fin dentro de las facultades de estas, con objeto de que esta institucion les autorice a realizar la suspension temporal del suministro desde la acometida del edificio, siempre en presencia de un funcionario de la SIE. En ningun caso podra ser suspendido el suministro a un Cliente 0 Usuario Titular que este al dia en el pago de sus obligaciones frente a la Empresa de Distribucion y que acepte la verificacion. parrafo.- III Una vez solucionadas las razones que originaron la suspension, la Empresa de Distribucion debera restablecer el servicio en un plazo maximo de veinticuatro (24) horas. En caso de que la suspension del suministro se efectue el dia viemes, la Empresa de Distribucion estara obligada a restablecer 0 reconectar el servicio al usuario mas tardar el dia sabado siguiente, siempre y cuando hayan sido solucionadas las razones que originaron la suspension. parrafo.- IV En caso de que el Cliente 0 Usuario Titular al cual se le ha suspendido el suministro por causa de modificaciones clandestinas 0 fraudulentas, realice una reclamacion ante la SIE, la Empresa de Distribucion debera restablecerle el suministro de energia electric a, hasta tanto la SIE dictamine al respecto. La SIE debera emitir su veredicto en un plazo no mayor de cinco (5) dias laborables. 149 parrafo.- v En caso de que La Empresa de Distribucion por error, suspenda el suministro a un Cliente 0 Usuario Titular por una deuda de otro Cliente 0 Usuario Titular 0 por cualquier otra causa indebida, la Empresa de Distribucion deberaindemnizar al Cliente 0 Usuario Titular al dia en el pago de sus facturas y perjudicado por dicho error, con el equivalente a tres veces el monto de su ultimafacturacion.

ART. 495.- Cargos por Concepto de Cortes y Reconexion. Los cargos por concepto de corte y reconexion de servicio seran fijados por la SIE mediante resolucion. Las Empresas de Distribucion estan obligadas a tener en un lugar visible a los usuarios de sus oficinas comerciales la resolucion de la SIE vigente que fije dichos cargos. CAPITULO VI INTERESES POR COSTO FINANCIERO

ART. 496.- Intereses Aplicables con Posterioridad al Vencimiento de las Facturas. El Cliente 0 Usuario Titular y/o cliente 0 usuario de un suministro, incurrira en mora por el solo vencimiento de los plazos establecidos para el pago de las respectivas facturas, sin necesidad de interpelacion judicial 0 extrajudicial. Vencido el plazo establecido en la factura para efectuar el pago, al incumplimiento del mismo, los valores que corresponden a dicha factura generaran intereses por los costos financieros incurridos por la Empresa de Distribucion a partir del dia siguiente a la fecha limite prevista para el pago. Estos intereses son los establecidos en el Articulo 97 de la Ley. Este sistema sera aplicable a los clientes 0 usuarios privados y tambien a los clientes 0 usuarios de caracter publico del Estado Nacional 0 Provincial y Municipios, sea cual fuere su naturaleza juridica, tales como la administracion centralizada, organismos descentralizados, empresas del Estado, sociedades anonimas con participacion Estatal mayoritaria, sociedades del Estado, Municipalidades, etc. CAPITULO VII AUTORIDAD DE APLICACION

ART. 497.- Autoridad de Aplicacion. La Autoridad de Aplicacion sera la SIE. El Cliente 0 Usuario Titular y/o cliente 0 usuario tendra derecho a dirigirse en todo momento directamente a la autoridad de aplicacion, a fin de recibir informacion 0 en caso de reclamacion que esten relacionadas con la seguridad de las personas y en segunda instancia en caso de inconformidad con la respuesta dada por la Empresa de Distribucion en ocasion de rec1amaciones. 150 TITULO XI INFRACCIONES, SANCIONES Y PENALIDADES CAPITULO I DE LAS INFRACCIONES Y SANCIONES

ART. 498.- Las infracciones a la Ley y el presente Reglamento seran objeto de sancion y se clasificaran y penalizaran conforme se describe en el presente Reglamento.

ART. 499.- Se c1asifican como faltas muy graves: a) Las que ponen en grave riesgo la estabilidad, seguridad y confiabilidad del SENI. b) Las que afecten de manera sistematica y deliberada la continuidad y calidad del servicio. c) El incumplimiento de las condiciones, requisitos y normas aplicables a la seguridad de las instalaciones de los servicios que se presten a los usuarios de acuerdo a la normativa vigente, de manera que se ponga en peligro manifiesto a las personas y los bienes. d) El abuso de posicion dominante. e) Las practicas monopolicas en las empresas del sub-sector electrico que operen en regimen de competencia. f) El incumplimiento 0 desacato reiterado de la Ley, del presente Reglamento y de las instrucciones, resoluciones y normas de la operacion del SENI dictadas por la SIE, el OC y el CCE. g) La utilizacion de instrumentos, aparatos 0 elementos sujetos a seguridad industrial sin cumplir las normas reglamentarias, cuando representen peligro 0 dafio grave para personas, bienes 0 el medio ambiente. h) La interrupcion sistematica del suministro de energia electrica para una zona 0 grupo de poblacion sin que medien los requisitos legales que 10 justifiquen. i) La negativa a suministrar energia electrica a nuevos usuarios, sin que existan razones que 10 justifiquen. j) La negativa a admitir verificaciones 0 inspecci ones reglamentarias acordadas en cada caso y que contribuya ala obstruccion de su practica. k) La aplicacion sistematica y reiterada a los consumidores de tarifas no autorizadas por la SIE. 1) La negativa, sistematica y reiterada, a facilitar a la CNE 0 a la SIE la informacion tecnica, financiera, economica y estadistica de manera veraz, correcta y completa, que se solicite, 0 a la de verificacion y control contable legalmente establecidos. m ) El incumplimiento reiterado en el suministro a la SIE y a la CNE de toda la informacion tecnica, economica, financiera y estadistica necesaria, que le sea requerida por estas, dentro de los plazos fijados en cada requerimiento. n) El incumplimiento de la orden de la SIE de desvinculacion 0 desinversion, dentro del plazo estipulado en la misma, en el caso previsto en el parrafo II del articulo 11 de la Ley. o ) La reduccion, sin autorizacion, de la capacidad de produccion 0 de suministro de energia electrica. p ) La realizacion de actividades incompatibles de acuerdo con 10 dispuesto en la Ley. q) El desarrollo de actividades electricas sin las debidas autorizaciones 0 en instalaciones que carecen de elIas. 151 r) El incumplimiento de los planes de expansion relativos a la ampliacion, mejora y adaptacion de las redes, instalaciones electricas y equipos, capacidad de generacion, calidad de servicio y gestion comercial para la adecuada prestacion del servicio y continuidad del suministro con los cuales se hayan comprometido las Empresas Electricas. s) La manipulacion de las dec1araciones de disponibilidad e indisponibilidad de la generacion, la transmision y la distribucion con relacion ala demanda. t) La negativa injustificada de acceso a la Red de Transmision 0 de Distribucion. u) Las infracciones graves cuando durante los dos (2) afios anteriores a su comision hubiera sido impuesta al infractor sancion definitiva por el mismo tipo de infraccion. v) La transferencia de las concesiones 0 parte de elIas, de acuerdo a 10 establecido en la Ley y en el presente Reglamento, sin la debida autorizacion de la SIE. w) La no constitucion del OC, dentro del plazo establecido en el presente Reglamento. x) El no pago de las contribuciones de hasta el uno por ciento (1%) establecido en la Ley para el sostenimiento de la CNE y la SIE. y) El no pago de los aportes financieros al Oc. z) La limitacion de la demanda del SENI con la interrupcion de los circuitos 0 ramales de distribucion con el proposito de disminuir 0 limitar el consumo de electricidad del pais. aa )El incumplimiento 0 desacato de la Ley, del presente Reglamento y de las resoluciones y normas dictadas por la SIE.

ART. 500.- Son faltas graves: a) Las conductas tipificadas en el articulo anterior cuando, por las circunstancias concurrentes, no puedan calificarse de muy graves y, en particular: b ) La negativa ocasional y aislada a facilitar a la CNE 0 a la SIE la informacion tecnica, economica, financiera y estadistica que se requiera de conformidad con 10 estipulado en la Ley. c) El incumplimiento de las medidas de seguridad, aun cuando no supongan peligro manifiesto para personas 0 bienes. d) El retraso injustificado en el comienzo de la prestacion del servicio a nuevos usuarios. e) El incumplimiento de las instrucciones relativas a la ampliacion, mejora y adaptacion de las redes e instalaciones electricas, para la adecuada prestacion y cali dad del servicio y la continuidad del suministro, impartidas por la SIE. f) La aplicacion irregular sistematica y reiterada de las tarifas autorizadas, de manera que se produzca una alteracion en exceso en el precio, superior al cinco por ciento (5%) e inferior al quince por ciento (15%). g ) El incumplimiento de las obligaciones resultantes de la aplicacion del regimen tarifario, de los criterios de cobros por servicios y tasas. h) Cualquier otra actuacion en el suministro 0 consumo de energia electrica, que suponga una alteracion porcentual de la realidad de 10 suministrado 0 consumido superior al diez por ciento (10 %). i) La declaracion de no disponibilidad al OC por las instalaciones de produccion de energia electrica, sin causa tecnica justificada. j) El incurrir el OC en retrasos injustificados en la comunicacion ala SIE y a los Agentes del MEM, de los resultados de la liquidacion 0 de los deberes de informacion sobre la evolucion del mercado. 152 k) Cualquier actuacion por parte del CCE a la hora de determinar el orden de entrada efectiva en funcionamiento de las instalaciones de produccion de energia electrica, que suponga una alteracion no justificada del despacho economico coordinado por el Oc. 1) La falta de comunicacion puntual por el CCE al OC de los datos relevantes para la liquidacion. m ) El incumplimiento de los indices de calidad del servicio que se establezcan en la normativa vigente. n) En el caso de las Empresas de Distribucion, el no dejar constancia escrita al Cliente 0 Usuario Titular, cuando suspende el servicio. o ) La alteracion de los periodos de facturacion establecidos en este Reglamento. p ) El incumplimiento en el suministro a la SIE y a la CNE de toda la informacion tecnica, economica, financiera y estadistica necesaria, que le sea requerida por estas, dentro de los plazos fijados en cada requerimiento. q) La negativa de las Empresas de Distribucion en informar al CCE, inmediatamente ocurra o se provoque cualquier operacion de entrada 0 salida de circuitos 0 ramales, indicando la capacidad y las causas de la interrupcion. r) La negativa de las Empresas Electricas a asistir a convocatorias realizadas por la SIE. s) La modificacion, por parte del Agente del MEM generador del Sistema que realice la regulacion de frecuencia, del estatismo asignado y otros parametros que afecten la respuesta del regulador de velocidad, sin la coordinacion y aprobacion del Oc. t) El no pago a cada municipio del tres por ciento (3%) de la facturacion corriente recaudada de conformidad con el articulo 134 de la Ley. u) El incumplimiento 0 desacato de la Ley, del presente Reglamento y de las instrucciones, resoluciones y normas de la operacion del SENI dictadas por la SIE, el OC y el CCE. v) El incumplimiento 0 desacato de la Ley, del presente Reglamento y de las resoluciones y normas dictadas por la SIE.

ART. 501.- Faltas leves. Constituyen faltas leves aquellas faltas de preceptos de obligada observancia comprendidos en la Ley, el presente Reglamento y en la normativa vigente, que no constituyan falta grave 0 muy grave, conforme a 10 dispuesto en los incisos anteriores.

ART. 502.- Para la aplicacion de la sancion se fijaran las siguientes penalizaciones: a) Para las faltas muy graves: 1) Desde 5,000 hasta 10,000 salarios minimos. 2) En caso de reincidencia, desde 7,500 hasta 15,000 salarios minimos. 3) Hasta el cinco por ciento (5%) del valor de los activos para el caso previsto en el articulo 11, parrafo II de la Ley. 4) Hasta el uno por ciento (1%) del patrimonio de la empresa en el caso de infracciones relacionadas con las obligaciones establecidas en los titulos IV y VI de la Ley. 5) La intervencion administrativa por la SIE, previa autorizacion de la CNE y judicial. 6) La caducidad 0 revocacion de la concesion por el Poder Ejecutivo, previa recomendacion de la SIE, via CNE. b) Para las faltas graves: Desde 2,000 hasta 5,000 salarios minimos. 153 c) Por las faltas leves: Desde 200 hasta 2,000 salarios minimos.

ART. 503.- La SIE podra ordenar en adicion a las penalizaciones antes mencionadas, la suspension, desconexion y retiro de las obras electricas, en cualesquiera casos de violacion de las normas de instalacion y puesta en servicio. CAPITULO II PROCEDIMIENTO PARA APLICACION DE LAS PENALIDADES

ART. 504.- En casos de infracciones 0 incumplimientos a la Ley y al presente Reglamento, la SIE iniciara la investigacion de la infraccion detectada, de la denuncia 0 reclamacion de terceros.

ART. 505.- Una vez recibida la denuncia 0 sea detectada de oficio la infraccion, la SIE determinara la necesidad de efectuar una inspeccion. Ordenada esta, se debera emitir un informe tecnico y legal, si corresponde, sobre los hechos de que se trate, el cual se adicionara a la denuncia 0 servira de auto de encabezamiento de proceso, segun sea el caso.

ART. 506.- La denuncia 0 el informe tecnico y legal aludido, 0 ambos documentos, si procede, se comunicaran por escrito al presunto infractor con la formulacion de cargos, la cual debera contener necesariamente: a) La individualizacion completa del 0 de las personas naturales 0 juridicas a quienes se formulan cargos. b ) La enunciacion precisa y clara de los hechos constitutivos de infracciones y de las normas legales, reglamentarias, tecnicas 0 administrativas infringidas; y, c) La formulacion precisa de los cargos, con expresion del plazo que tiene el inculpado para formular sus descargos, que sera de quince (15) dias laborables, a contar de la fecha de la notificacion, prorrogables por una sola vez en caso de ser conveniente 0 necesario para la investigacion. En el escrito de descargos se acompafiaran, ofreceran 0 solicitaran las pruebas 0 diligencias probatorias que se consideren procedentes.

ART. 507.- Las notificaciones que deban practicarse durante la tramitacion se haran por carta circular con acuse de recibo 0 mediante acto de alguacil, conforme 10 decida la SIE. Los plazos consignados en la misma cornenzaran a correr a partir de su fecha de recepcion.

ART. 508.- Contestados los cargos 0 vencido el termino fijado para ello, 0 el probatorio en su caso, que sera hasta de quince (15) dias laborables, se pasaran los informes al Superintendente para los fines de que el Consejo dictamine al respecto.

ART. 509.- Nadie podra ser sancionado por hechos que no hayan sido motivo de cargos debidamente notificados, sin otorgarsele el plazo para la presentacion de sus alegatos de descargo y sin haber sido evaluados dichos alegatos. 154

ART. 510.- El monto de las multas impuestas por la SIE debera ser pagado mediante cheque certificado 0 de administracion, dentro del plazo de diez (10) dias laborables, contados desde la fecha de notificacion de la resolucion de que se trate.

ART. 511.- El retardo en el pago de toda multa que aplique la SIE devengara intereses legales mensuales calculados a la tasa activa del mercado, conforme al promedio mensual publicado mensualmente por el Banco Central de la Republica Dominicana, sobre el monto de la multa.

ART. 512.- De conformidad con el articulo 127 de la Ley, las resoluciones que condenen al pago de multas 0 indemnizaciones a favor de la SIE, podran ser recurridas por el afectado, mediante la interposicion de un recurso jerarquico ante el Tribunal Contencioso Administrativo.

ART. 513.- En caso de recurso jerarquico, si la sancion de multa fuere dec1arada improcedente, la sentencia respectiva debera ordenar que se restituya al Agente del MEM que la haya pagado, 10 que debera realizarse en un plazo no mayor de diez (10) dias laborables contados a partir de la fecha de notificacion de la SIE.

ART. 514.- En los casos en que se obstaculizare 0 impidiere el pleno ejercicio de las atribuciones de la SIE, principalmente en el cumplimiento de las sanciones de desconexion 0 intervencion, esta podra solicitar directamente de la autoridad que corresponda, el auxilio de la fuerza publica.

ART. 515.- Lo dispuesto en este titulo es sin perjuicio de las sanciones establecidas en otras leyes 0 reglamentos, cuya aplicacion corresponda a otras entidades 0 a los Tribunales de Justicia.

ART. 516.- En caso de que la infraccion se refiera al incumplimiento de ofrecer informacion dentro de los plazos otorgados, 0 de asimetria de informacion, por parte de los Agentes del MEM, la SIE actuara de la siguiente manera: a) En caso de falta de suministro de informacion dentro del plazo otorgado, procedera a aplicar la multa 0 sancion de manera inmediata y 10 comunicara a la Empresa Electrica infractora, otorgandole un plazo de diez (10) dias laborables para el pago de la misma. b ) En caso de sospecha de que la informacion que le fuera suministrada es no veraz, ordenara la investigacion que fuere de lugar, pudiendo recurrir a cualquier medio de prueba, para efectuar la verificacion correspondiente. Una vez constatado el hecho, remitira toda la documentacion que la avale a la Empresa Electrica, otorgandole un plazo de diez (10) dias laborables para presentar su escrito de defensa y documentos que refuten las conc1usiones preliminares de la SIE. Una vez recibido los antes mencionados documentos, la SIE los evaluara y procedera a dar su dictamen definitivo en un plazo no mayor de quince (15) dias laborables a partir del recibo de los documentos de la Empresa Electrica infractora, 0 en su defecto, del vencimiento del plazo de diez (10) dias laborables anteriormente indicado. 155 TITULO XII SOBRE LAS MODIFICACIONES A ESTE REGLAMENTO Y A LAS TARIFAS CAPITULO I DE LAS MODIFICACIONES AL REGLAMENTO

ART. 517.-la CNE, la SIE, el OC y cualquier Agente del MEM, pueden presentar propuestas de modificacion al presente Reglamento relacionadas con el OC y las normas de operacion del SENI, para 10 cual se seguira el siguiente procedimiento: a) La propuesta de modificacion sera presentada ante el OC con su correspondiente justificacion. b ) El OC hara conocer la propuesta a todos los Agentes del MEM para que realicen las observaciones que consideren convenientes, otorgando un plazo segun el caso. c) El OC estudiara la propuesta tomando en cuenta las observaciones de los Agentes del MEM y emitira un concepto sustentado al respecto, inc1uyendo las modificaciones a la propuesta, si es el caso. d) El OC enviara a la SIE la propuesta de modificacion si la encuentra procedente, con los respectivos soportes que la sustenten. e) La SIE estudiara la propuesta, la sometera a vista publica y emitira su concepto al respecto. De encontrar la propuesta de modificacion procedente, la sometera a la CNE junto con los resultados de la vista publica, para que esta la proponga al Poder Ejecutivo para su aprobacion y expedicion del correspondiente Decreto. f) Copia de las solicitudes de modificacion y de los conceptos que se vayan produciendo, deberan estar disponibles al publico en general en el portal de Internet de la CNE, de la SIE y del oc. CAPITULO II DE LAS MODIFICACIONES A LOS PEAJES Y TARIFAS

ART. 518.- Para efectos de la fijacion de la anualidad y de los costos de operacion y mantenimiento de las instalaciones de transmision, asi como de las formulas de reajustes correspondientes que debe desarrollar la SIE cada cuatro (4) afios segun 10 previsto en el articulo 87 de la Ley, se establece el siguiente procedimiento: a) Con tres (3) meses de anticipacion al vencimiento de la vigencia de los Peajes de Transmision, la SIE dara a conocer al OC, a los Agentes del MEM y al publico en general, el Valor Nuevo de Reemplazo de las instalaciones del Sistema de Transmision con el respectivo soporte, el calculo de las anualidades, los costos de operacion y mantenimiento y las formulas de reajuste. b ) La SIE dara un plazo de quince (15) dias calendario, luego de la celebracion de la vista publica, para que todos los interesados manifiesten sus opiniones sobre los valores informados. c) Una vez estudiadas las observaciones, la SIE se pronunciara fijando mediante resolucion motivada, los nuevos valores y formulas. 156 d) La informacion relativa a este proceso debera estar disponible a cualquier interesado en el portal de Internet de la SIE.

ART. 519.- Para efecto de 10 establecido en los articulos 111, 115, 116, 117, 118 y 119 de la Ley, relativos a los principios y determinacion cada cuatro (4) afios del Valor Agregado de Distribucion, se establece el siguiente procedimiento: a) Con la debida anticipacion a la culminacion de la vigencia de las tarifas aplicadas, la SIE adelantara los estudios especiales que se requieran para calcular la estructura y nivel de las tarifas y formulas de indexacion, de acuerdo con los criterios y principios establecidos en la Ley. b ) Dichos estudios, sus resultados y la propuesta especifica que acoja la SIE, seran dados a conocer por la SIE a los Agentes del MEM y a los usuarios en general, con tres (3) meses de anticipacion ala culminacion del periodo tarifario en vigencia. c) La SIE debera otorgar un plazo minimo de treinta (30) dias a todos los Agentes e interesados, para que envien formalmente sus observaciones a la propuesta de estructura y niveles tarifarios y formulas tarifarias indexadas. d) Recibidas las observaciones, la SIE debera realizar una 0 mas audiencias publicas con representantes de la comunidad y de las Empresas Electricas, en las cuales se debata sobre la propuesta y sus fundamentos. La SIE reglamentara, mediante resolucion, dichas audiencias. e) En caso de producirse controversias entre las Empresas Electricas y la SIE respecto de las bases de los estudios, de su detalle y de sus resultados, se seguira el procedimiento de un tribunal arbitral, segun 10 dispuesto por el parrafo del articulo 119 de la Ley y el presente Reglamento. f) Con todos los elementos anteriores, la SIE procedera a fijar las tarifas mediante resolucion motivada. g) La informacion relativa a este proceso debera estar disponible a cualquier interesado en el portal de Internet de la SIE. h) Este procedimiento se aplicara tambien para el caso en que se constituya una concesion en una nueva Zona de Distribucion, de acuerdo con 10 previsto en el articulo 122 de la Ley. CAPITULO III TRIBUNAL ARBITRAL.

ART. 520.- De conformidad con 10 establecido en el parrafo del articulo 119 de la Ley, en caso de producirse controversias entre las Empresas Electricas y la SIE respecto de las bases de los estudios, de su detalle 0 de sus resultados, estas seran sometidas al conocimiento y decision de un tribunal arbitral, el cual estara compuesto por tres arbitros: uno designado por la 0 las empresas, otro por La SIE y el tercero de comun acuerdo.

ART. 521.- En 10 posible, la conformacion del tribunal sera multidisciplinaria y los arbitros deberan contar con vasta experiencia en el tema tarifario, elegidos de la respectiva nomina de profesionales registrados en la SIE, segun el orden de inscripcion en la misma. 157

ART. 522.- Dicho tribunal arbitral, podra consultar sobre temas especificos a otros profesionales de areas distintas a las ya mencionadas, a los fines de edificacion, previo a la toma de decisiones.

ART. 523.- El integrante que se declare implicado por tener interes personal en el asunto, 0 vinculos de parentesco con las partes, sera reemplazado por el que sigue en el orden de inscripcion. Tratandose de tachas formuladas por los afectados, resolvera el Superintendente.

ART. 524.- Los honorarios de dicho tribunal arbitral seran fijados por el Superintendente y estaran a cargo de las Empresas Electricas.

ART. 525.- El procedimiento de actuacion de dicho tribunal arbitral sera establecido por la CNE. TITULO XIII DISPOSICIONES TRANSITORIAS

ART. 526.- Se establece que, durante el afio 2002, para clasificar como usuario no regulado, el promedio de las tres mas altas demandas mensuales en los ultimos doce (12) meses del usuario, debera ser superior ados (2) MW.

ART. 527.- La CNE disefiara y pondra en funcionamiento un sistema de informacion energetica, en un plazo no mayor de diez (10) meses despues de aprobado el presente Reglamento. El sistema de informacion energetica debe configurar la base de datos que permita el disefio de la estrategia del sector y la toma de decisiones por parte de los inversionistas privados.

ART. 528.- La CNE debera, en un plazo no mayor de seis (6) meses contados a partir de la entrada en vigencia del presente Reglamento, presentar al Poder Ejecutivo un proyecto de reglamento donde se establezca la canalizacion y destino de los recurs os provenientes de la Ley 112-00 y de la Ley 125-01, asignados al incentivo de la energia producida a traves de medios no convencionales 0 recurs os renovables.

ART. 529.- Hasta tanto se constituya el OC como asociacion sin fines de lucro y se constituyan EGEHID y ETED, el Consejo de Coordinaci6n 10 integraran: El actual representante del bloque de Empresas de Generacion, el actual representante del bloque de Empresas de Distribucion y las personas que el Administrador General de la CDE designe para representar a las Empresas de Generacion Hidraulica y de Transmision, respectivamente y el Superintendente de Electricidad en calidad de presidente del mismo, con los derechos y facultades consignados en la ley. parrafo.- Asi mismo si EGEHID y ETED quedan legalmente constituidas con anterioridad a la incorporacion del OC, estas designaran de inmediato sus representantes ante el Consejo de Coordinacion y sustituiran a los representantes de CDE.

ART. 530.- Se concede un plazo maximo de sesenta (60) dias calendarios para la constitucion del OC bajo la forma y condiciones establecidas en este Reglamento. La no-constitucion dentro del plazo indicado constituira una falta muy grave imputable a todas las Empresas Electricas que 158 se encuentren en operacion al momenta de veneer el plazo y la sancion por este concepto se distribuira entre las Empresas Electricas en funcion de la proporcion en que estas participan en el financiamiento del Of';

ART. 531.- Los Agentes del MEM dispondran de un plazo no mayor de doce (12) meses, contados a partir de la fecha de promulgacion del presente Reglamento, para adaptar sus sistemas de manera tal que cumplan con 10 estipulado en los articulos 149 y 150 del presente Reglamento.

ART. 532.- Los factores de nodo de la energia indicados en este Reglamento, seran calculados por el OC a partir de la fecha que establezca el Consejo de Coordinacion. Antes de ese plazo, estaran vigentes los factores de nodo que viene utilizando el OC, segun las disposiciones anteriores a la Ley.

ART. 533.- La responsabilidad de contar con un Sistema de Medicion Comercial (SMC), establecido en el presente Reglamento sera exigible en un plazo de seis (6) meses contado a partir de la publicacion del mismo.

ART. 534.- Mientras el OC no cuente con el Sistema de Recoleccion Centralizado del Sistema de Medicion Comercial se establece un plazo maximo para la entrega de las lecturas por parte de los Agentes del MEM al OC hasta las 18:00 horas del tercer dia laborable siguiente al mes en que se calculan las transacciones economicas.

ART. 535.- Mientras no se cuente con las mediciones horarias de los Productores Independientes de Electricidad (IPP' s) y de las inyecciones de las centrales generadoras hidroelectricas, para la valorizacion de las transferencias de energia y los correspondientes pagos entre Agentes del MEM representados en el OC, establecidos en este Reglamento, el balance de la Corporacion Dominicana de Empresas Electricas Estatales (CDEEE) - Empresa de Generacion Hidroelectrica Dominicana (EGEHID) - Empresa de Transmision Electrica Dominicana (ETED), se determinara por diferencia entre los saldos deudores y acreedores de los Agentes del MEM. El valor resultante constituira el saldo acreedor 0 deudor de la CDEEE-EGEHID-ETED. parrafo.- Los Productores Independientes de Electricidad (IPP's) y las centrales hidroelectricas que tengan instalados sus mediciones horarias, seran debidamente incorporadas para la valoracion mensual de la transferencia de energia y potencia.

ART. 536.- Mientras no sea exigible la normativa del SMC, segun 10 dispone el presente Reglamento: a) Las empresas que cuenten con medidores en operacion a la fecha de la promulgacion del presente Reglamento, asi como de medidores que se vayan poniendo en operacion para dar cumplimiento con la normativa del SMC, estan obligadas a entregar las lecturas del mes anterior al OC hasta las 18:00 horas del tercer dia habil laborable siguiente al mes en que se calculan las transacciones economicas. b ) Para los medidores con lectura horaria en el nivel de tension y subestacion correspondientes, se utilizaran los valores directamente obtenidos de las lecturas horarias del medidor. 159 c) Para los medidores con lectura horaria en la subestacion correspondiente, pero en un nivel de tension inferior, los valores de energia horaria y potencia media horaria deberan ser corregidos de la siguiente manera: 1) Correccion por perdidas de magnetizacion: valor fijo horario de perdidas obtenido del ensayo de fabricacion en vacio del transformador. 2) Correccion por perdidas en el cobre = Kj * (valor horatio)", donde Kj es el coeficiente de perdidas en el cobre obtenido del ensayo de fabricacion del transformador. De no contar con la informacion de los ensayos, se debera corregir la medida aplicando un por ciento por las perdidas entre el nivel de tension en que se realiza la medicion y el nivel de tension correspondiente. Este por ciento de perdidas debera estar justificado en base a un valor de perdidas de magnetizacion y un coeficiente de perdidas en el cobre, de transformadores similares en: capacidad (MYA), razon de transformacion, niveles de tension y tipo de conexion. d) Para los medidores con lectura horaria en el nivel de tension adecuado pero instalado en otra subestacion, se debera corregir la medida aplicando un por ciento por las perdidas de transmision entre el punta correcto y el punta en que se realiza la medicion. Este por ciento de perdidas debera estar justificado en base a los parametros de la linea 0, en su defecto, en base a parametros de lineas similares en cuanto a: tipo de conductor, seccion, capacidad y nivel de tension. e) Para medidores con lectura acumulativa, en el nivel de tension y subestacion correspondientes: 1) En el caso de los generadores, deberan presentar la energia horaria y potencia media horaria obtenida de la lectura horaria realizada por un operador. 2) En el caso de las Empresas de Distribucion, estas deberan presentar el valor de energia correspondiente al periodo considerado (diario, semanal 0 mensual), y hacer una distribucion de dicha energia en cada una de las horas del periodo, basada en los siguientes factores: i. Las caracteristicas del consumo (industrial, comercial, residencial y/o una combinacion de ellos). 11. Informacion de la forma de los consumos por dia tipico (lunes 0 dia siguiente a dia feriado; dia laborable de martes a viernes; sabado, domingo 0 dia feria do). 111. Informacion historica obtenida con medidores horarios en zonas similares. f) Para medidores con lectura acumulativa en subestacion correspondiente, pero en un nivel de tension inferior, primero se aplicara exactamente el mismo procedimiento descrito para el caso e), para determinar los valores de energia horaria y de potencia media horaria. A los valores asi obtenidos de energia horaria y de potencia media horaria seran corregidos en base al mismo procedimiento descrito en el punta c), para determinar los factores de correccion por perdidas de transformacion. g ) Para medidores con lectura acumulativa en el nivel de tension adecuado pero en otra subestacion, primero se determinaran los val ores de energia horaria y de potencia media horaria siguiendo el mismo procedimiento descrito para el caso f) (caso basico de medidor con lectura acumulativa). A los valores antes obtenidos de energia horaria y de potencia media horaria, se les aplicara un por ciento de perdidas de transmision, aplicando el mismo procedimiento descrito en el punta e) (caso basico de medidor instalado en otra subestacion). 160

ART. 537.- En tanto el OC no pueda determinar el derecho de uso de energia, debido a que no se cuenta con mediciones horarias de todos los Agentes del MEM, segun las especificaciones del SMC, el mismo, a los efectos del calculo de los derechos de conexion unitario, debera ser estimado por el OC en forma previa al mes en que sera utilizado, con la misma informacion y simplificaciones adoptadas para determinar los factores de nodo de energia.

ART. 538.- El OC elaborara en un plazo de seis (6) meses a partir de la puesta en vigencia del presente Reglamento una propuesta para reglamentar y precisar la participacion en el MEM de los autogeneradores, cogeneradores y plantas de generacion electrica a partir de medios no convencionales que sean renovables. La SIE estudiara la propuesta y la sometera a consideracion de la CNE, previa el tramite previsto sobre las modificaciones al Reglamento para su expedicion por parte del Poder Ejecutivo.

ART. 539.- El OC contara con un plazo de cuatro (4) meses a partir de la puesta en vigencia del presente Reglamento, para la implementacion y aplicacion del procedimiento para la Regulacion de Frecuencia.

ART. 540.- La implementacion y aplicacion del procedimiento para la Valorizacion de la Energia Reactiva estara sujeta a la implementacion del Sistema de Medicion Comercial (SMC).

ART. 541.- La Empresa de Generacion Hidroelectrica Dominicana, debera entregar a la SIE y al OC, dentro de los diez (10) meses de publicado este Reglamento, las estadisticas de caudales y/o energia generable de sus unidades hidroelectricas de los ultimos veinte (20) afios.

ART. 542.- Los integrantes del SENI adecuaran sus sistemas de comunicacion y control a 10 establecido por este Reglamento, en un plazo de doce (12) meses a partir de su publicacion. Durante este plazo, aquella informacion requerida por el CCE debera ser reportada por via electronica 0 telefono.

ART. 543.- Los integrantes del sistema nombraran a los jefes de sus respectivos Centros de Control, ante el CCE y el OC, en un plazo maximo de treinta (30) dias de publicado el presente Reglamento.

ART. 544.- En todas las materias 0 aspectos regulados en este Reglamento por disposiciones cuya vigencia haya sido diferida en los articulos anteriores, continuaran rigiendo las normas 0 procedimientos en actual aplicacion hasta la entrada en vigor de aquellas, salvo los casos en que se haya previsto una norma transitoria especifica que regule de modo particular, para el tiempo intermedio, una determinada situacion juridica. 161

ART. 545.- Los Sistemas Aislados con capacidad instalada inferior ados (2) MW existentes a la fecha de publicacion del presente Reglamento deberan, dentro de un plazo de noventa (90) dias a partir de la misma, depositar en la SIE toda la documentacion que avale sus operaciones, sin perjuicio de la documentacion adicional que pueda solicitarle la SIE a fin de obtener la debida informacion sobre los mismos y adecuarlos a 10 establecido en la Ley, el presente Reglamento y las normas de calidad, tecnicas y de operacion que dicte la SIE por resolucion.

ART. 546.- Los Sistemas Aislados con una capacidad instalada superior ados (2) MW, que se encuentren instalados y en operacion a la fecha de la publicacion del presente Reglamento, tendran un plazo de seis (6) meses contados a partir la misma, para solicitar la correspondiente concesion.

ART. 547.- Las Empresas de Generacion que a la fecha de publicacion del presente Reglamento, mantengan en vigencia contratos de venta de energia con la Corporacion Dominicana de Electricidad (CDE), deberan en un plazo no mayor de seis (6) meses proveerse de la correspondiente Concesion Definitiva para la explotacion de obras electricas que esten ejecutando.

ART. 548.- La SIE expedira mediante resolucion, en un plazo no mayor a seis (6) meses contados a partir de la fecha de publicacion del presente Reglamento, el procedimiento que regira las licitaciones a que se refieren los articulos 48, 64, 99 y 110 de la Ley.

ART. 549.- El presente Reglamento deroga todas las resoluciones y disposiciones administrativas que le sean contrarias. Dado en la ciudad de Santo Domingo de Guzman, Distrito Nacional, Capital de la Republica Dominicana a los diecinueve (19) dias del mes de julio del afio dos mil dos (2002). Afio 158 de la Independencia y 139 de la Restauracion. 162