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Dec. núm. 523-23 que modifica y actualiza el Reglamento núm. 555-02, de Aplicación
de la Ley General de Electricidad núm. 125-01 y sus modificaciones. G. O. No. 11126
del 2 de noviembre de 2023.
LUIS ABINADER
Presidente de la República Dominicana
NÚMERO: 523-23
CONSIDERANDO PRIMERO: Que el desarrollo de la República Dominicana depende en
gran medida del subsector eléctrico, el cual requiere del apoyo estatal para consolidarse de
forma equilibrada y autosostenible.
CONSIDERANDO SEGUNDO: Que el Estado tiene la obligación de proteger los derechos
e intereses de los consumidores y usuarios del servicio eléctrico, así como de asegurar la
calidad y seguridad del suministro de energía.
CONSIDERANDO TERCERO: Que la tecnología aplicada a la generación y distribución
de energía eléctrica ha evolucionado significativamente en los últimos años, dando lugar a
sistemas de almacenamiento avanzados y redes inteligentes que optimizan la gestión y
entrega de la electricidad.
CONSIDERANDO CUARTO: Que la innovación tecnológica y las nuevas modalidades de
generación y distribución exigen una actualización normativa que adapte las disposiciones
reglamentarias vigentes a estos avances para promover la eficiencia y la modernización del
sector eléctrico.
CONSIDERANDO QUINTO: Que, en ese tenor, es necesario establecer normas y
procedimientos que garanticen que los agentes involucrados en el subsector eléctrico
desempeñen su rol con eficacia a fin de asegurar la estabilidad del sistema.
VISTA: La Constitución de la República, proclamada 13 junio de 2015.
VISTA: La Ley núm. 125-01, del 26 de julio de 2001, General de Electricidad.
VISTA: La Ley núm. 186-07, del 6 de agosto de 2007, que modifica varios artículos de la
Ley núm. 125-01, General de Electricidad.
VISTA: La Ley núm. 57-07, del 7 mayo de 2007, sobre Incentivo al Desarrollo de Fuentes
Renovables de Energía y de sus Regímenes Especiales.
VISTA: La Ley núm. 1-12, del 25 de enero de 2012, que establece la Estrategia Nacional de
Desarrollo 2030.
VISTA: La Ley núm. 107-13, del 6 de agosto de 2013, sobre los Derechos de las Personas
en sus Relaciones con la Administración y de Procedimiento Administrativo.
VISTA: La Ley núm. 167-21, del 9 de agosto de 2021, de Mejora Regulatoria y
Simplificación de Trámites.
VISTA: La Ley núm. 365-22, del 7 de diciembre de 2022, que crea la Empresa Generadora
de Electricidad Punta Catalina. Suprime la Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas
Estatales y la Unidad de Electrificación Rural y Sub-Urbana. Modifica los artículos 40 y 133,
y deroga el artículo 138 de la Ley núm. 125-01. Deroga además la Ley núm. 394-14.
VISTO: El Decreto núm. 555-02, del 19 de julio de 2002, mediante el cual se emite el
Reglamento de Aplicación de la Ley núm. 125-01, General de Electricidad.
VISTO: El Decreto núm. 749-02, del 19 de septiembre de 2002, que introduce
modificaciones y ratifica la plena vigencia del Reglamento de Aplicación de la Ley General
de Electricidad, contenido en el Decreto núm. 555- 02.
VISTO: El Decreto núm. 306-03, del 1 de abril de 2003, que ratifica y enmienda el
Reglamento de Aplicación de la Ley General de Electricidad, contenido en el Decreto núm.
555-02, del 19 de julio de 2002 y modificado por el Decreto núm. 749-02.
VISTO: El Decreto núm. 494-07, del 30 de agosto de 2007, que modifica el Reglamento de
Aplicación de la Ley General de Electricidad, núm. 125-01, del 26 de julio de 2001.
VISTO: El Decreto núm. 486-22, del 24 de agosto de 2022, que establece el Reglamento de
Aplicación de la Ley núm. 167-21, de Mejora Regulatoria y Simplificación de Trámites.
En ejercicio de las atribuciones que me confiere el artículo 128 de la Constitución, dicto el
siguiente
DECRETO:
CAPÍTULO I
DISPOSICIONES GENERALES
ARTÍCULO 1. Objeto. El presente decreto tiene por objeto modificar y actualizar el
Reglamento de Aplicación de la Ley General de Electricidad, núm. 125-01, del 26 de julio
de 2001, y sus modificaciones, con el fin de incorporar las disposiciones necesarias para el
desarrollo y operación del Sistema de Almacenamiento de Energía con Baterías (SAEB),
garantizando el suministro eficiente, seguro, confiable y sostenible de la energía eléctrica.
ARTÍCULO 2. Alcance. El presente decreto tiene alcance a nivel nacional y modifica,
incorpora y deroga disposiciones contenidas en:
1. El Decreto núm. 555-02, del 19 de julio de 2002, mediante el cual se emite el Reglamento
para Aplicación de la Ley núm. 125-01, General de Electricidad.
2. El Decreto núm. 494-07, del 30 de agosto de 2007, que modifica el Reglamento de Aplicación
de la Ley General de Electricidad, núm. 125-01, del 26 de julio de 2001.
CAPÍTULO II
DISPOSICIONES MODIFICATORIAS E INCORPORACIONES
ARTÍCULO 3. De las definiciones. Se modifica el artículo 1 del Reglamento de Aplicación
de la Ley General de Electricidad núm. 125-01, emitido mediante el Decreto núm. 555-02,
del 19 de julio de 2002, y sus modificaciones, para que en lo adelante se lea como sigue:
“ARTÍCULO 1. Para los fines del presente reglamento los términos que se indican a
continuación tienen el siguiente significado:
1.
APORTE DE REGULACIÓN PRIMARIA DE FRECUENCIA: Margen de capacidad
de Regulación Primaria de Frecuencia que una Unidad Generadora o Sistema de
Almacenamiento de Energía con Baterías presta efectivamente al Sistema Eléctrico
Nacional Interconectado (SENI). Para establecer las transacciones económicas del
Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) por Aporte de Regulación Primaria de Frecuencia, el
Organismo Coordinador (OC) debe determinar este valor de manera “ex post”.
2.
APORTE DE REGULACIÓN SECUNDARIA DE FRECUENCIA: Margen de
capacidad de Regulación Secundaria de Frecuencia que una Unidad Generadora o Sistema
de Almacenamiento de Energía con Baterías mantiene efectivamente disponible para el
Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI). Para establecer las transacciones
económicas del Mercado Eléctrico Mayorista por Aporte Regulación Secundaría de
Frecuencia, el Organismo Coordinador (OC) debe determinar ese valor de manera “ex
post”.
3.
ACTIVIDAD DE COMERCIALIZACIÓN: Prestación del servicio de comercialización
de electricidad por parte de una empresa comercializadora, a los usuarios finales.
4.
ACTIVIDAD DE DISTRIBUCIÓN: Prestación del servicio de distribución de
electricidad por parte de una empresa distribuidora, a los usuarios finales.
5.
ÁREA DEL SISTEMA: Es una sección del sistema interconectado compuesta por centros
de generación, redes de transmisión o redes de distribución, que puede separarse del resto
del sistema y operar aisladamente, sin que se desvincule de la concesión original.
6.
AUTORIZACIÓN PARA LA PUESTA EN SERVICIO DE OBRAS ELÉCTRICAS:
Es la autorización que otorga la Superintendencia de Electricidad para la puesta en
funcionamiento de obras eléctricas, conforme a lo que se señala en el presente reglamento.
7.
BANDA MUERTA DEL REGULADOR DE CARGA O VELOCIDAD: Zona de
insensibilidad del regulador o controlador para los valores muy cercanos a la frecuencia
nominal del sistema.
8.
BARRA: Es aquel punto del sistema eléctrico preparado para entregar y retirar electricidad.
9.
BARRA DE REFERENCIA: Es aquella barra que por definición tiene un factor de nodo
de energía y potencia igual a uno. En el sistema interconectado dominicano la Barra de
Referencia será establecida mediante resolución por la Superintendencia de Electricidad.
10.
BENEFICIARIA O CONCESIONARIA: Es toda empresa eléctrica a la cual el Poder
Ejecutivo le ha otorgado una concesión, previa recomendación favorable de la SIE y la
CNE, para la instalación, puesta en servicio o explotación de obras eléctricas, de
conformidad con lo establecido en la Ley núm. 125-01 y sus modificaciones.
11.
CAPACIDAD DE REGULACIÓN PRIMARIA: Potencia a la que una Unidad
Generadora o Sistema de Almacenamiento de Energía por Baterías puede variar en un
rango de tiempo máximo definido, mediante la acción automática de su sistema de
regulación de potencia/frecuencia, dentro de todo su rango técnicamente operable. Estos
procedimientos son establecidos por la Superintendencia de Electricidad (SIE) para
garantizar la seguridad y estabilidad del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI).
12.
CAPACIDAD DE REGULACIÓN SECUNDARIA: Potencia a la que una Unidad
Generadora o Sistema de Almacenamiento de Energía por Baterías puede variar de forma
sostenida mediante la acción automática de su sistema de regulación de
potencia/frecuencia, dentro de todo su rango técnicamente operable.
13.
CASO FORTUITO: Acontecimiento imprevisible e inevitable que ocurre al azar, y cuyo
origen no está relacionado directa ni indirectamente con el agente que aparentemente es
responsable del daño.
14.
CAUDAL: Es el volumen de agua que fluye por un cauce o conducto, por unidad de
tiempo.
15.
CENTRAL DE GENERACIÓN O PLANTA: Es un conjunto de una o más unidades
generadoras.
16.
CENTRAL HIDRÁULICA DE PASADA: Central hidroeléctrica que utiliza caudal
natural, es decir, agua fluente que no se almacena en reservorios, para generación de energía
eléctrica.
17.
CENTRAL HIDRÁULICA DE REGULACIÓN: Central hidroeléctrica que utiliza agua
almacenada en reservarlos, es decir, caudal regulado para generación de energía eléctrica.
Este almacenamiento puede ser horario, diario, semanal, mensual, anual y plurianual.
18.
CENTRAL MARGINAL: Se refiere a la o las unidades generadoras que en un despacho
óptimo de carga incrementa su generación cuando se incrementa marginalmente la
demanda.
19.
CENTRAL TÉRMICA: Conjunto de una o más unidades generadoras que trabajan en
base a combustibles fósiles.
20.
CENTRO DE CONTROL DE ENERGÍA (CCE): Dependencia de la Empresa de
Transmisión Eléctrica Dominicana (ETED) cuya función principal es la operación en
tiempo real del Sistema Interconectado, siguiendo las directrices dictadas por el Organismo
Coordinador.
21.
CENTRO DE CONTROL DE UN OPERADOR CONECTADO AL SISTEMA (CC):
Centro de control de una empresa que funciona en estrecha interrelación con el Centro de
Control de Energía en las actividades relacionadas con la coordinación y la operación en
tiempo real del Sistema Interconectado.
22.
CLIENTE O USUARIO DE SERVICIO PÚBLICO DE ELECTRICIDAD: Es la
persona física o jurídica cuya demanda máxima de potencia es menor a la establecida en el
artículo 108, y que, por lo tanto, se encuentra sometida a una regulación de precio.
23.
COGENERADORES: Entidades o empresas que utilizan la energía producida en sus
procesos, a fin de generar electricidad para su consumo y, eventualmente, para la venta de
sus excedentes a terceros, a través del SENI.
24.
CUOTA DE REGULACIÓN PRIMARIA DE FRECUENCIA: Margen de capacidad
de generación asignado por el Organismo Coordinador (OC) en los Programas de
Operación a una Unidad Generadora o Sistema de Almacenamiento de Energía con
Baterías, que debe ser mantenido mediante equipos adecuados de control para la regulación
primaria de la frecuencia del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI).
25.
CUOTA DE REGULACIÓN SECUNDARIA DE FRECUENCIA: Margen de
Capacidad de Generación Asignado por el Organismo Coordinador (OC) en los Programas
de Operación a una Unidad Generadora o Sistema de Almacenamiento de Energía con
Baterías, que debe estar disponible mediante equipos adecuados de control para la
regulación secundaría de la frecuencia del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado
(SENI).
26.
CNE: Comisión Nacional de Energía, creada mediante la Ley núm. 125-01, definida de
conformidad con el texto de la Ley núm. 57-07.
27.
CONDICIÓN DE VERTIMIENTO: Se considera condición de vertimiento aquella en
que un determinado embalse vierta por no tener capacidad de almacenamiento disponible.
28.
CONSEJO: Es el máximo organismo de dirección y administración de la Superintendencia
de Electricidad, de acuerdo con lo estipulado en el artículo 31 de la Ley núm. 125-01.
29.
CONSUMO DE ENERGÍA ELÉCTRICA PREPAGADO: Cantidad de energía
eléctrica a la que tiene derecho el cliente o usuario de servicio público de electricidad por
el valor propagado, definida al momento en que el suscriptor o cliente active el prepago a
través del mecanismo que la Empresa Distribuidora disponga.
30.
CONSUMO PROPIO: Es la energía consumida por los sistemas auxiliares de una central
o subestación.
31.
CONTRATO DE OTORGAMIENTO DE DERECHOS PARA LA EXPLOTACIÓN
DE OBRAS ELÉCTRICAS: Delegación que consintió la Corporación Dominicana de
Electricidad a favor de una empresa eléctrica, previa aprobación del Poder Ejecutivo,
otorgándole a la Beneficiaría el derecho de instalar y explotar obras eléctricas, bajo las
condiciones convenidas en el contrato y demás disposiciones legales vigentes, anteriores a
la entrada en vigencia de la Ley General de Electricidad, núm. 125-01, y su Reglamento de
Aplicación.
32.
COSTO MARGINAL DE CORTO PLAZO: Es el costo variable necesario para producir
una unidad adicional de energía, considerando la demanda y el parque de generación
disponible.
33.
COSTO MARGINAL DE POTENCIA DE PUNTA: Es el costo unitario de incrementar
la capacidad instalada de generación de Potencia de Punta.
34.
COSTO
VARIABLE
DE
PRODUCCIÓN
DE
UNA
MÁQUINA
TERMOELÉCTRICA: Corresponde al costo del combustible puesto en planta y utilizado
en la producción de energía eléctrica, multiplicado por el consumo específico medio de la
máquina más el costo variable no combustible.
35.
COSTO VARIABLE NO COMBUSTIBLE: Es el costo en insumos varios distintos del
combustible, en que incurre una máquina termoeléctrica al producir una unidad adicional
de energía eléctrica.
36.
CUOTA DE REGULACIÓN PRIMARIA DE FRECUENCIA: Margen de capacidad
de generación asignado por el Organismo Coordinador (OC) en los Programas de
Operación a una Unidad Generadora o Sistema de Almacenamiento de Energía con
Baterías, que debe ser mantenido mediante equipos adecuados de control para la regulación
primaria de la frecuencia del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI).
37.
CUOTA DE REGULACIÓN SECUNDARIA DE FRECUENCIA: Margen de
Capacidad de Generación Asignado por el Organismo Coordinador (OC) en los Programas
de Operación a una Unidad Generadora o Sistema de Almacenamiento de Energía con
Baterías, que debe estar disponible mediante equipos adecuados de control para la
regulación secundaria de la frecuencia del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado
(SENI).
38.
DEMANDA MÁXIMA ANUAL: Es la máxima demanda bruta media horaria, durante un
año calendario, del total de las unidades generadoras del sistema, ocurrida dentro de las
horas de punta del sistema más el estimado de potencia correspondiente a la energía no
abastecida.
39.
DEMANDA MÁXIMA ANUAL REAL: Es la máxima demanda bruta media horaria,
durante un año calendario del total de las unidades generadoras del sistema, ocurrida dentro
de las horas punta del sistema.
40.
DÍAS LABORABLES: Los días lunes a viernes de cada semana, excluyendo los que sean
feriados.
41.
ESTADO DE ALERTA: Condición en la que el sistema opera estacionariamente,
manteniendo el balance de potencia activa y reactiva; pero que, en caso de que ocurra una
perturbación, algunos equipos pueden sobrecargarse y las variables de control pueden
salirse del rango normal. Cuando se produce una transición al Estado de Alerta, el Centro
de Control de Energía (CCE) y los operadores conectados al sistema deben realizar las
coordinaciones y maniobras necesarias para que el sistema pueda recuperar su estado
normal y los niveles de seguridad adecuados.
42.
ESTADO DE EMERGENGIA: Es la condición en la que, por haberse producido una
perturbación en el sistema, la frecuencia y tensiones se apartan de valores normales y la
dinámica que ha adquirido el sistema amenaza su integridad, haciéndose necesario tomar
medidas de emergencia, como rechazar carga o desconectar generación en forma
significativa. En este estado se suceden acciones automáticas de protección y de rechazo
de carga para aislar los elementos o porciones falladas del sistema y estabilizarlo.
43.
ESTATISMO: Es la respuesta natural de la máquina en frecuencia a las variaciones de
potencia. Se expresa en valores porcentuales.
44.
ESTATISMO PERMANENTE: Característica técnica de una planta, unidad de
generación eléctrica o Sistema de Almacenamiento de Energía por Baterías que determina
la variación porcentual de la frecuencia por cada unidad de variación porcentual de la
potencia con respecto a los valores nomínales.
45.
ENERGÍA NO CONVENCIONAL: Incluye todas las energías renovables, salvo a las
hidroeléctricas mayores de 5MW y al uso energético de la biomasa. Puede incluir otras
energías de origen no renovable; pero en aplicaciones especiales como de cogeneración o
de nuevas aplicaciones con beneficios similares a las renovables en cuanto a ahorrar
combustibles fósiles y no contaminar.
46.
EQUIPO PRINCIPAL DE TRANSMISIÓN: Comprende las líneas de transmisión, los
equipos de transformación, conexión, protección, maniobra y equipos de compensación
reactiva asociados al Sistema de Transmisión.
47.
ESTADO NORMAL: Es la condición estacionaria del sistema en la que existe un balance
de potencia activa y un balance de potencia reactiva, los equipos de la red eléctrica operan
sin sobrecarga y el sistema opera dentro de los márgenes de tolerancia permitidos de
frecuencia y tensión.
48.
ESTADO DE OPERACION: Es cualquiera de las cuatro condiciones en las que, para
efectos de este reglamento, puede clasificarse la operación de un sistema en un momento
determinado: normal, alerta, emergencia y recuperación.
49.
ESTADO DE RECUPERACION: Es la condición en la que, concluido 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 reconexión
de generación y carga para restablecer el estado normal del sistema.
50.
FACTOR DE POTENCIA (FP): Es la relación entre la potencia reactiva y la activa,
expresado como el valor del coseno del ángulo de la resultante vectorial de los anteriores.
Desde el punto de vista analítico, la resultante se denominaría potencia o energía aparente
(EAP).
51.
INTEGRANTES DEL ORGANISMO COORDINADOR: Son las Empresas Eléctricas
de Generación, 'Transmisión y Distribución y Comercialización, así como los
Autoproductores y Cogeneradores que venden sus excedentes a través del Sistema
Interconectado.
52.
INSTITUCIONES GUBERNAMENTALES NO CORTARLES (IGNC): Son todas
aquellas instituciones que, por la naturaleza del servicio que brindan, no pueden set- objeto
de corte del suministro eléctrico.
53.
LEY: Es la Ley General de Electricidad, núm. 125-01, de del 26 de julio de 2001;
modificada por la Ley núm. 186-07 del 6 de agosto de 2007.
54.
LICENCIAS: Son las autorizaciones otorgadas por la Superintendencia de Electricidad
para ejercer los servicios eléctricos locales. La Superintendencia de Electricidad dictará la
normativa que regirá el otorgamiento de las mismas.
55.
LA COMISIÓN: Comisión Nacional de Energía, creada mediante la Ley núm. 12501.
56.
LINEAS DE TRANSMISIÓN RADIALES: Son aquellas líneas de transmisión que, en
caso de encontrarse fuera de servicio, dejan aislado de la Red Principal de Transmisión al
generador o centro de consumo al cual se conectan.
57.
MANTENIMIENTO CORRECTIVO: Actividad que se realiza con el fin de superar un
defecto o avería de un equipo que ha ocasionado un mal funcionamiento o su
inoperatividad, dejándolo en condiciones aceptables o normales de funcionamiento. Puede
o no ser programado.
58.
MANTENIMIENTO DE URGENCIA: Aquel mantenimiento correctivo que debe
realizarse inmediatamente ante la ocurrencia de una falla en un equipo, a fin de evitar graves
consecuencias en el mismo.
59.
MANTENIMIENTO MAYOR: Es aquel cuya ejecución requiere el retiro total de la
unidad generadora o equipo principal de transmisión, durante un período igual o mayor a
ciento sesenta y ocho (168) horas. Este mantenimiento mayor se limitará y se realizarán
conforme a las normas de procedimiento establecidas por el fabricante de los equipos y las
normas técnicas internacionales dictadas para ello.
60.
MANTENIMIENTO NO PROGRAMADO: Aquella actividad que no está indicada en
el programa de mantenimiento.
61.
MANTENIMIENTO PREVENTIVO: Aquel que consiste en realizar actividades que
pueden o no implicar reparaciones o cambios de dispositivos al cumplir un período
prefijado, con la finalidad de reducir la probabilidad de daños en el equipamiento o perdidas
de producción.
62.
MANTENIMIENTO PROGRAMADO: Es el mantenimiento considerado en los
programas de operación anual del sistema interconectado. Este tipo de mantenimiento debe
estar contenido en el programa de operación, previamente aprobado por el Organismo
Coordinador.
63.
MÁQUINA GENERADORA: Es el conjunto motor primogenerador.
64.
MÁQUINA (O CENTRAL) REGULANTE: Es aquella calificada para operar con
margen de reserva de regulación, sea primaria o secundaria. Para lo que sigue en el presente
reglamento se refiere siempre a la de regulación primaria.
65.
MARCO REGULATORIO: La Ley núm. 125-01, del 26 de julio de 2001, modificada
por la Ley núm. 186-07, del 6 de agosto de 2007; la Ley núm. 365-22, del 7 de diciembre
de 2022; el presente reglamento de aplicación, con sus modificaciones; las resoluciones
dictadas por la CNE, las resoluciones dictadas por la Superintendencia de Electricidad y
las demás normas dictadas por las autoridades competentes para normar el subsector
eléctrico.
66.
MERCADO DE CONTRATOS: Es el mercado de transacciones de compra y venta de
electricidad basada en contratos de suministro libremente pactados.
67.
MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA: Es el mercado eléctrico en el cual interactúan
las Empresas Eléctricas de Generación, Transmisión y Distribución y Comercialización,
así como los Usuarios No Regulados, comprando, vendiendo y transportando electricidad.
Comprende el Mercado de Contratos y el Mercado Spot.
68.
MERCADO ELÉCTRICO MINORISTA: Es aquel en el cual actúan las Empresas de
Distribución y Comercialización, vendiendo electricidad a los Usuarios Regulados y estos
comprando electricidad a las primeras.
69.
MERCADO SPOT: Es el mercado de transacciones de compra y venta de electricidad de
corto plazo, no basado en contratos a término cuyas transacciones económicas se realizan
al Costo Marginal de Corto Plazo de Energía y al Costo Marginal de Potencia.
70.
NODO DE REFERENCIA: En el SENI, es la subestación eléctrica establecida mediante
resolución por la SIE, y que por definición tiene un factor nodal igual a uno.
71.
OBRA ELÉCTRICA: Cualquier infraestructura y equipamiento para: a) Generar y vender
electricidad, b) Transportan energía de alta tensión, c) Distribuir electricidad a Usuarios
Regulados, o, d) Abastecer de electricidad en alta a media tensión a un Usuario No
Regulado.
72.
OCUPANTE: Es toda persona que se encuentre en un inmueble a título de propietario,
inquilino, en calidad de préstamo o cualquier otra condición que implique el usufructo del
inmueble, por el período que dure su estadía.
73.
OFICINA DE PROTECCIÓN AL CONSUMIDOR DE ELECTRICIDAD
(PROTECOM): Es la dependencia de la Superintendencia de Electricidad cuya función es
fiscalizar los procedimientos y acciones de las Empresas Distribuidoras en primera
instancia, frente a las reclamaciones de los consumidores del servicio público, atender y
dirimir en segunda instancia las reclamaciones de los consumidores de servicio público
frente a las Empresas de Distribución.
74.
OPERADOR CONECTADO AL SISTEMA: Para efectos de este reglamento, es el
operador de centrales de generación y de sistemas de distribución vinculados al Sistema
Interconectado.
75.
ORGANISMO COORDINADOR (OC): Es una institución cuya función es planificar y
coordinar la operación de las empresas generadoras, así como del sistema de transmisión y
distribución que integran el Sistema Eléctrico Nacional Interconectado.
76.
PERTURBACIÓN: Es cualquier evento que altere el balance de potencia activa y reactiva
del sistema, así como que modifique las condiciones de frecuencia y voltaje normales del
sistema.
77.
PETICIÓN: Conjunto de documentos que conforman el expediente de una solicitud
presentada por un peticionario ante la Superintendencia de Electricidad para: i) la concesión
de explotación de obras eléctricas, ii) la autorización para la instalación de obras eléctricas,
iii) la Autorización para la Puesta en Servicio de Obras eléctricas, iv) la Solicitud de
Autorización para Ejercer la Condición de Usuario No Regulado.
78.
PETICIONARIO: Cualquier persona física o jurídica, que presente una petición.
79.
POTENCIA MÍNIMA TÉCNICA: Es la potencia mínima a la que puede generar una
unidad en condiciones de operación normal, conforme a las especificaciones técnicas y
manuales de operación y mantenimiento preventivo suministradas por el fabricante de esa
unidad o por estudios técnicos de expertos en la materia.
80.
PROGRAMA DIARIO DE OPERACIÓN: Es aquel que está constituido por las
directrices operacionales indicadas por el OC y el Programa Diario de Mantenimiento
(PDM).
81.
PROGRAMA SEMANAL DE OPERACIÓN: Es aquel que está constituido por el
Programa de Despacho Semanal (PDS) y el Programa Semanal Mantenimiento (PSM).
82.
PUNTO DE CONEXIÓN: Conjunto de equipos y aparatos de transformación, maniobra,
protección, comunicación y auxiliares a través de los cuales se establece la vinculación
entre dos agentes, y que delimita la propiedad de los mismos.
83.
RED PRINCIPAL DE TRANSMISIÓN: Incluye todas las líneas de transmisión que no
son radiales.
84.
REGULACIÓN DE FRECUENCIA (RF): Conjunto de acciones necesarias para
mantener la frecuencia dentro de las tolerancias permisibles definidas para el sistema.
85.
REGULACIÓN PRIMARIA DE FRECUENCIA (RPF): Conjunto de acciones de
respuesta rápida en la regulación de la frecuencia eléctrica, que se lleva a cabo en un tiempo
inferior al definido por la Superintendencia de Electricidad (SIE). Tiene como objetivo
equilibrar de forma instantánea la generación con la demanda para minimizar las
desviaciones de la frecuencia respecto a su valor nominal.
86.
REGULACIÓN SECUNDARIA DE FRECUENCIA (RSF): Conjunto de acciones
automáticas que se aplican sobre los variadores de carga de las unidades, centrales de
generación o Sistemas de Almacenamiento de Energía por Baterías que tiene como objetivo
compensar las desviaciones finales de la frecuencia resultante de la Regulación Primaría
de Frecuencia.
87.
RESERVA PARA REGULACIÓN PRIMARIA DE FRECUENCIA (RRPF): Margen
de reserva rotante en las centrales que responden automáticamente a variaciones súbitas de
frecuencia habilitadas para participar en la RPF.
88.
RESERVA PARA LA REGULACIÓN SECUNDARIA DE FRECUENCIA (RRSF):
Margen de reserva rotante de las unidades, centrales eléctricas o Sistema de
Almacenamiento de Energía por Baterías, calificadas para la realización de la Regulación
Secundaria de Frecuencia.
89.
RESERVA ROTANTE (RR): Margen de capacidad de generación de las centrales en
operación para llegar a la máxima potencia de generación disponible en cualquier instante.
Este margen de capacidad de generación 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 clasifica en dos tipos:
a) Reserva de Regulación Primaria.
b) Resella de Regulación Secundaria.
90.
REPROGRAMACIÓN DE LA OPERACIÓN DEL SISTEMA: Es la reformulación del
Programa de Operación Diario. La efectúa el Organismo Coordinador, por iniciativa propia
o a requerimiento del CCE, cuando la demanda proyectada de acuerdo al Programa Diario
de Operación difiere significativamente de la real en un momento dado del día, los caudales
de las centrales de pasada varían significativamente con relación a lo previsto en el mismo
programa; o cuando se modifica la oferta de generación por efecto de la salida no
programada de alguna unidad generadora.
91.
RESPUESTA DEL SISTEMA DE ALMACENAMIENTO DE ENERGÍA CON
BATERÍAS: Es la respuesta del Sistema de Almacenamiento de Energía con Baterías, para
almacenar e inyectar potencia activa o reactiva a la red, en forma rápida y sostenida, ante
variaciones de voltaje o frecuencia del sistema.
92.
RESERVA FRÍA O NO SINCRONIZADA: Es la capacidad de las unidades disponibles
para entrar en servicio a requerimiento del OC.
93.
SALIDA FORZADA: Es la desconexión intempestiva de un equipo por falla, defecto, o
como consecuencia de la falla de cualquier otro elemento del sistema.
94.
SERVICIOS AUXILIARES: Son los servicios de Regulación de Frecuencia, Regulación
de Tensión, Compensación de Energía Reactiva y cualesquier otro que sea necesario para
el correcto funcionamiento del mercado de energía y para la seguridad y confiabilidad del
sistema interconectado.
95.
SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN: Corresponde a las instalaciones de media y baja tensión
destinadas a transferir electricidad hacia usuarios finales desde los puntos de conexión con
las instalaciones de transmisión, dentro de la zona de concesión para la explotación de obras
eléctricas.
96.
SMC: Sistema de Medición Comercial.
97.
SIE: Es la Superintendencia de Electricidad.
98.
SUPERINTENDENCIA DE ELECTRICIDAD: Es un organismo autónomo creado por
la Ley núm. 125-01, cuya función principal es ser el ente regulador del Subsector Eléctrico.
99.
SUPERINTENDENTE: Es el presidente del Consejo de la SIE.
100. SISTEMA DE ADQUISICIÓN Y REGISTRO DE DATA DE POTENCIA-
FRECUENCIA: Equipamiento instalado en cada Unidad Generadora o Sistema de
Almacenamiento de Energía por Baterías con capacidad de capturar y registrar los valores
instantáneos de potencia-frecuencia durante la operación real del sistema eléctrico.
101. SISTEMA DE ALMACENAMIENTO DE ENERGÍA CON BATERÍAS (SAEB):
Equipo capaz de almacenar e inyectar energía a la red para que, de forma rápida y sostenida
compense diferentes servicios complementarios, tales como, regulación de frecuencia,
regulación de tensión, alivio de congestiones, aplanamiento de curva de demanda, entre
otros.
102. SISTEMA DE CONTROL AUTOMÁTICO DE GENERACIÓN O AUTOMATIC
GENERATION CONTROL (AGC): Sistema que se encarga de transmitir señales hacia
los generadores o Sistemas de Almacenamiento de Energía con Baterías que se encuentran
bajo su control para modificar su carga con la finalidad de mantener o reestablecer la
frecuencia a su valor nominal y la potencia de intercambio dentro de unos valores
previamente definidos.
103. TIEMPO DE RESPUESTA: Tiempo que tarda una máquina o Sistema de
Almacenamiento de Energía por Baterías en modificar su potencia desde un valor
permanente hasta su estabilización en el nuevo valor de potencia, ante un cambio de
consigna o en respuesta a una variación de frecuencia en el sistema interconectado.
104. VALOR NUEVO DE REEMPLAZO (VNR): Es el costo eficiente en que se incurre para
suministrar una línea de transmisión, subestación, Red de Distribución y sus equipos, que
cumplan las mismas funciones que desempeña la instalación o equipo a ser reemplazado.
105. ZONA DE CONCESIÓN: Área geográfica establecida en los contratos de otorgamiento
de derechos para la explotación de obras eléctricas de distribución, dentro de la cual la
empresa concesionaria tiene el derecho de ser distribuidora exclusiva del suministro de la
energía eléctrica demandada por los usuarios sometidos a regulación de precios.
ARTÍCULO 4. De las tensiones nominales y rangos de tolerancia. Se modifica el artículo
149 del Reglamento de Aplicación de la Ley General de Electricidad núm. 12501, emitido
mediante el Decreto núm. 555-02, del 19 de julio de 2002, y sus modificaciones, para que en
lo adelante se lea como sigue:
Artículo 149. Las tensiones nominales y sus rangos de tolerancia en la operación de
las instalaciones del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI) serán
establecidos por la Superintendencia de Electricidad (SIE') mediante resolución.
ARTÍCULO 5. De la frecuencia nominal y rangos de frecuencia. Se modifica el artículo
150 del Reglamento de Aplicación de la Ley General de Electricidad núm. 125-01, emitido
mediante el Decreto núm. 555-02, del 19 de julio de 2002, y sus modificaciones, para que en
lo adelante se lea como sigue:
Artículo 150. Se establece una frecuencia nominal de 60 Hz en los sistemas eléctricos
de corriente alterna en los que se efectúen suministros de servicio público. Los
servicios de regulación primaria y secundaria de frecuencia deben mantener la
frecuencia, dentro de los siguientes rangos:
59.85 a 60.15 Hz durante el 99.0 % del tiempo.
59.75 a 60.25 Hz durante el 99.8 % del tiempo.
ARTÍCULO 6. De la responsabilidad por el control del flujo de energía reactiva. Se
Modifica el artículo 151 del Reglamento de Aplicación de la Ley General de Electricidad
núm. 125-01, emitido mediante el Decreto núm. 555-02, del 19 de julio de 2002, y sus
modificaciones, para que en lo adelante se lea como sigue:
Artículo 151. Las empresas eléctricas de generación, transmisión, distribución,
autoproducción, cogeneración y usuarios no regulados, participantes en el Sistema
Eléctrico Nacional Interconectado (SENI), serán responsables del control del flujo de
energía reactiva en los puntos de intercambios.
Párrafo I. La Empresa de Transmisión Eléctrica Dominicana (ETED) deberá poner
a disposición del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI) todo el
equipamiento para el control de tensión y suministro de potencia reactiva reconocido
en el pago del Peaje de Transmisión.
Párrafo II. Los agentes generadores, propietarios u operadores de todo tipo de
unidades generadoras, de cualquier tipo de fuentes primarias de energía, están
obligados a participar en el control de tensión por medio de la generación o absorción
de potencia reactiva, cuando sus unidades generadoras son requeridas al despacho por
razones económicas, de seguridad o de regulación de tensión, según se especifica a
continuación:
a) Entregar en forma permanente hasta el noventa por ciento (90 %) del límite de potencia
reactiva, inductiva o capacitiva, en cualquier punto de operación que esté dentro de las
características técnicas de la unidad generadora, dadas por su curva de capabilidad.
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) Fijar los intercambiadores del nivel de tensión (taps) de los transformadores en las
posiciones que el Organismo Coordinador (OC) requiera, sobre la base de estudios
especializados.
d) Mantener la tensión en barras que el Organismo Coordinador (OC) y el Centro de Control
de Energía (CCE) les requiera.
ARTÍCULO 7. Del control de potencia. Se modifica el artículo 154 del Reglamento de
Aplicación de la Ley General de Electricidad núm. 125-01, emitido mediante el Decreto núm.
555-02, del 19 de julio de 2002, y sus modificaciones, para que en lo adelante se lea como
sigue:
Artículo 154. Las empresas de distribución y usuarios no regulados deberán controlar,
con carácter obligatorio, que su demanda en barra de compra de electricidad tenga como
mínimo un factor de potencia medio horario establecido polla Superintendencia de
Electricidad (SIE).
Párrafo I. La Superintendencia de Electricidad (SIE) establecerá una metodología para
reconocer en los cálculos del pliego tarifario aplicado por las empresas distribuidoras a
los usuarios regulados, el mecanismo de compensación para los clientes que no cuentan
con medidores que registren factor de potencia horario.
Párrafo II. En los casos de clientes que cuenten en sus instalaciones con medición
horaria, las empresas distribuidoras están facultadas para facturar en cada hora del mes,
el recargo especificado por el régimen tarifario definido por la Superintendencia de
Electricidad (SIE) para aquellos consumos que registren un factor de potencia medio
horario inferior al establecido por la Superintendencia de Electricidad (SIE).
Párrafo III. La facturación del recargo horario por parte de las empresas distribuidoras
estará supeditada a la aplicación del procedimiento para la realización de las
transacciones económicas correspondientes a la valorización de energía reactiva y
compensación por regulación de tensión entre Agentes del Mercado Eléctrico Mayorista
(MEM), definido en el presente reglamento.
Párrafo IV. La Superintendencia de Electricidad (SIE), al definir la remuneración de las
empresas distribuidoras por el uso de sus instalaciones para el servicio a sus clientes,
reconocerá las inversiones eficientes requeridas para garantizar el suministro de energía
reactiva demandada por estos.
ARTÍCULO 8. De la obligación de prestación del Servicio de Regulación Primaria de
Frecuencia. Se modifica el artículo 203 del Reglamento de Aplicación de la Ley General de
Electricidad núm. 125-01, emitido mediante el Decreto núm. 555-02, del 19 de julio de 2002,
y sus modificaciones para que en lo adelante se lea como sigue:
Artículo 203. Servicio de Regulación Primaria de Frecuencia. La prestación del servicio
de Regulación Primaria de Frecuencia es de carácter obligatorio para todas las unidades
de generación del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado, bajo responsabilidad de las
respectivas empresas generadoras, autoproductores y cogeneradores propietarias u
operadoras.
ARTÍCULO 9. Del requisito de Servicio de Regulación Secundaria de Frecuencia. Se
modifica el artículo 205 del Reglamento de Aplicación de la Ley General de Electricidad
núm. 125-01, emitido mediante el Decreto núm. 555-02, del 19 de julio de 2002, y sus
modificaciones, para que en lo adelante se lea como sigue:
Artículo 205. Servicio de Regulación Secundaria de Frecuencia. El servicio de
Regulación Secundaria de Frecuencia es un requisito indispensable para la operación del
Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI). El Organismo Coordinador (OC)
determinará la reserva para Reserva Secundaria de Frecuencia en función de la reserva
fijada para el servicio de Regulación Primaria de Frecuencia, sobre la base del
procedimiento establecido por la Superintendencia de Electricidad (SIE).
ARTÍCULO 10. De la Responsabilidad compartida por el control de tensión. Se
modifica el artículo 232 del Reglamento de Aplicación de la Ley General de Electricidad
núm. 125-01, emitido mediante el Decreto núm. 555-02, del 19 de julio de 2002, y sus
modificaciones, para que en lo adelante se lea como sigue:
Artículo 232. Todos los agentes del Mercado Eléctrico Mayorista están obligados a
proveer los equipos necesarios para la supervisión de los niveles de tensión en sus
respectivas instalaciones. Los niveles de tensión en las barras de los sistemas de
generación, autoproducción, cogeneración, transmisión y distribución son regulados
directamente por sus titulares, quienes están obligados a mantener los valores de tensión
de barras establecidos por la Superintendencia de Electricidad (SIE).
Párrafo I. Los agentes del Mercado Eléctrico Mayorista operadores de sistemas de
generación están obligados a generar y entregar la potencia reactiva inductiva o
capacitiva solicitada por el Centro de Control de Energía (CCE), hasta los límites
establecidos por la Superintendencia de Electricidad (SIE), para mantener los niveles de
tensión dentro de los rangos especificados.
Párrafo II. El Centro de Control de Energía (CCE) es responsable de supervisar y
controlar los niveles de tensión en las barras del sistema de transmisión. En el estado
normal la tensión de las barras de carga deberá mantenerse dentro del rango de variación
de tensión de operación que serán establecidos en el reglamento que a los fines dicte la
Superintendencia de Electricidad (SIE).
Párrafo III. El Organismo Coordinador (OC) deberá establecer las tensiones de
operación a ser controladas en las barras del sistema de generación y transmisión sobre
la base de estudios especializados. Estas tensiones no deben exceder los rangos de
operación especificados para el estado normal del Sistema Eléctrico Nacional
Interconectado (SENI) establecidos por la Superintendencia de Electricidad (SIE).
ARTÍCULO 11. De las transacciones económicas de energía reactiva y regulación de
tensión. Se modifica el artículo 371 del Reglamento de Aplicación de la Ley General de
Electricidad núm. 125-01, emitido mediante el Decreto núm. 555-02, del 19 de julio de 2002,
y sus modificaciones, para que en lo adelante se lea como sigue:
Artículo 371. El Organismo Coordinador (OC) realizará mensualmente las transacciones
económicas de energía reactiva y regulación de tensión, entre Agentes del Mercado
Eléctrico Mayorista (Agentes del MEM) de acuerdo con el procedimiento de valorización
de la energía reactiva y compensación por regulación de tensión establecido por la
Superintendencia de Electricidad (SIE) mediante resolución.
ARTÍCULO 12. Del procedimiento para la valorización de energía reactiva y
compensación por regulación de tensión. Se agrega un artículo 560 al Reglamento de
Aplicación de la Ley General de Electricidad núm. 125-01, emitido mediante el Decreto núm.
555-02, del 19 de julio de 2002, y sus modificaciones, que dispondrá lo siguiente:
Artículo 560. Procedimiento de valorización de la energía reactiva y compensación por
regulación de tensión. La Superintendencia de Electricidad (SIE) podrá solicitar al
Organismo Coordinador (OC) someter una propuesta de procedimiento de valorización
de energía reactiva y compensación por regulación de tensión, entre Agentes del Mercado
Eléctrico Mayorista (Agentes del MEM).
Párrafo I. El procedimiento propuesto por el Organismo Coordinador (OC) podrá ser
modificado o complementado por la Superintendencia de Electricidad (SIE), para su
posterior aprobación.
Párrafo II. El Organismo Coordinador (OC) podrá solicitar a la Superintendencia de
Electricidad (SIE) las modificaciones y actualizaciones (pie estime necesarias al
procedimiento de valorización de la energía reactiva y compensación por regulación de
tensión. Estas podrán ser acogidas o rechazadas por la Superintendencia de Electricidad
(SIE) para su aprobación mediante resolución.
ARTÍCULO 13. Del procedimiento para el cálculo de los saldos acreedores por aporte
de energía reactiva. Se agrega un artículo 561 al Reglamento de Aplicación de la Ley
General de Electricidad núm. 125-01, emitido mediante el Decreto núm. 555-02, del 19 de
julio de 2002, y sus modificaciones, que dispondrá lo siguiente:
Artículo 561. Cálculo de los saldos acreedores por aporte de energía reactiva. Para los
fines de las transacciones económicas por energía reactiva de cada mes, el Organismo
Coordinador (OC) deberá determinar, para cada agente del Mercado Eléctrico Mayorista,
los saldos acreedores resultantes por los excedentes de aporte de energía reactiva horaria
de las unidades de generación térmica, hidroeléctrica, y de fuentes de energía renovable
u otras tecnologías.
Párrafo. Los aportes de energía reactiva en exceso serán compensados solo cuando sean
los requeridos para mantener los voltajes en barra, en los valores establecidos por el
Organismo Coordinador en los programas diarios de operación o redespachos o por orden
del Centro de Control de Energía (CCE) en la operación en tiempo real.
ARTÍCULO 14. Del procedimiento para el cálculo de los saldos acreedores por aporte
de energía reactiva de las unidades termoeléctricas despachadas de manera forzada. Se
agrega un artículo 562 al Reglamento de Aplicación de la Ley General de Electricidad núm.
125-01, emitido mediante el Decreto núm. 555-02, del 19 de julio de 2002, y sus
modificaciones, que dispondrá lo siguiente:
Artículo 562. Máquinas termoeléctricas despachadas por regulación de tensión y aporte
de energía reactiva de manera forzada. El procedimiento de valorización de la energía
reactiva y compensación por regulación de tensión contendrá la formulación para
determinar la participación en el cobro por energía reactiva y regulación de tensión de las
unidades termoeléctricas despachadas de manera forzada para la operación en tiempo real
por el Centro de Control de Energía (CCE), por regulación de tensión y aporte de energía
reactiva, según los programas diarios de operación y redespachos emitidos por el
Organismo Coordinador (OC).
ARTÍCULO 15. Del procedimiento para el cálculo de los saldos acreedores por aporte
de energía reactiva de las unidades hidroeléctricas despachadas como compensadores
sincrónicos. Se modifica el artículo 376 del Reglamento de Aplicación de la Ley General de
Electricidad núm. 125-01, emitido mediante el Decreto núm. 555-02, del 19 de julio de 2002,
y sus modificaciones, para que en lo adelante se lea como sigue:
Artículo 376. Máquinas hidroeléctricas operando como compensadores sincrónicos
despachadas por regulación de tensión y aporte de energía reactiva. El procedimiento de
valorización de la energía reactiva y compensación por regulación de tensión, establecido
por la Superintendencia de Electricidad (SIE), dispondrá el mecanismo para determinar
la participación en el cobro por energía reactiva y regulación de tensión las unidades
hidroeléctricas despachadas como compensadores sincrónicos por el Centro de Control
de Energía (CCE), según los programas de operación y redespachos emitidos por el
Organismo Coordinador (OC), por regulación de tensión y aporte de energía reactiva.
ARTÍCULO 16. Del procedimiento para el cobro de energía reactiva en defecto de las
centrales de generación. Se modifica el artículo 377 del Reglamento de Aplicación de la
Ley General de Electricidad núm. 125-01, emitido mediante el Decreto núm. 555-02, del 19
de julio de 2002, y sus modificaciones, para que en lo adelante se lea como sigue:
Artículo 377. Pago de centrales de generación con entrega de energía reactiva inferior a
la energía reactiva base. El procedimiento de valorización de la energía reactiva y
compensación por regulación de tensión contendrá de manera explícita la participación
en el pago de las centrales de generación con entrega de energía reactiva inferior a la
energía reactiva base.
Párrafo I. El despacho de la energía reactiva será determinado por el Organismo
Coordinador (OC), con la realización de estudios especializados, considerando los
criterios de seguridad y estabilidad del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado
(SENI).
Párrafo II. El pago de los generadores por energía reactiva en defecto ocurrirá solo
cuando los voltajes en barras asociadas a dichas centrales no hayan alcanzado los valores
requeridos por el Organismo Coordinador (OC) en los programas diarios de operación o
redespachos, o por orden del Centro de Control de Energía (CCE), en la operación en
tiempo real.
ARTÍCULO 17. Del procedimiento para el cobro de energía reactiva de los
consumidores. Se modifica el artículo 378 del Reglamento de Aplicación de la Ley General
de Electricidad núm. 125-01, emitido mediante el Decreto núm. 555-02, del 19 de julio de
2002, y sus modificaciones, para que en lo adelante se lea como sigue:
Artículo 378. Consumos de empresas de distribución, generación y usuarios no regulados
(UNR). El procedimiento de valorización de la energía reactiva y compensación por
regulación de tensión establecido por la Superintendencia de Electricidad (SIE) contendrá
de manera explícita la participación en el pago de consumos de empresas de distribución,
generación,
autoproducción,
cogeneración
y
usuarios
no
regulados
(UNR)
interconectados al Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI).
ARTÍCULO 18. Del procedimiento para el cobro de la energía reactiva consumida por
la empresa de transmisión. Se modifica el artículo 379 del Reglamento de Aplicación de la
Ley Genera] de Electricidad núm. 125-01, emitido mediante el Decreto núm. 555-02, del 19
de julio de 2002, y sus modificaciones, para que en lo adelante se lea como sigue:
Artículo 379. Equipamiento para el control de tensión de la empresa de transmisión. El
procedimiento de valorización de la energía reactiva y compensación por regulación de
tensión, establecido por resolución de la Superintendencia de Electricidad (SIE),
dispondrá el mecanismo para determinar el pago que debe realizar la empresa de
transmisión por consumo de potencia reactiva de sus líneas, transformadores u otros
equipos y la indisponibilidad de elementos para regulación de tensión, tales como
compensación de potencia reactiva estática y dinámica, así como inoperatividad de
variadores de taps de sus transformadores, entre otros.
Párrafo. La Empresa de Transmisión Eléctrica Dominicana (ETED) será responsable de
un saldo deudor, en caso de déficits de aportes de energía reactiva, por la falla de
instalación de equipos de regulación de tensión o su indisponibilidad.
ARTÍCULO 19. Del procedimiento para la participación de cogeneradores y
autoproductores en el pago o cobro por energía reactiva y regulación de tensión. Se
modifica el artículo 380 del Reglamento de Aplicación de la Ley General de Electricidad
núm. 125-01, emitido mediante el Decreto núm. 555-02, del 19 de julio de 2002, y sus
modificaciones, para que en lo adelante se lea como sigue:
Artículo 380. Participación de cogeneradores y autoproductores en el pago o cobro por
energía reactiva y regulación de tensión. En el procedimiento de valorización de la
energía reactiva y compensación por regulación de tensión, establecido por la
Superintendencia de Electricidad (SIE), se dispondrá el mecanismo para determinar la
participación de cogeneradores y autoproductores en el pago o cobro por energía reactiva
y regulación de tensión.
ARTÍCULO 20. Del procedimiento para la determinación de los pagos mensuales entre
agentes del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) por energía reactiva y regulación de
tensión. Se modifica el artículo 381 del Reglamento de Aplicación de la Ley General de
Electricidad núm. 125-01, emitido mediante el Decreto núm. 555-02, del 19 de julio de 2002,
y sus modificaciones, para que en lo adelante se lea como sigue:
Artículo 381. Determinación de los pagos mensuales entre agentes del Mercado Eléctrico
Mayorista (MEM) por energía reactiva y regulación de tensión. El procedimiento de
valorización de la energía reactiva y compensación por regulación de tensión, establecido
por la Superintendencia de Electricidad (SIE), dispondrá el mecanismo para determinar
los pagos mensuales entre agentes del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) por energía
reactiva y regulación de tensión.
ARTÍCULO 21. Del procedimiento para la fijación del costo unitario de compensación
de energía reactiva. Se modifica el artículo 382 del Reglamento de Aplicación de la Ley
General de Electricidad núm. 125-01, emitido mediante el Decreto núm. 555-02, del 19 de
julio de 2002, y sus modificaciones, para que en lo adelante se lea como sigue:
Artículo 382. Emisión del costo unitario de compensación energía reactiva. La
Superintendencia de Electricidad (SIE) fijará por resolución el costo unitario de
compensación de energía reactiva que será utilizado en las transacciones económicas de
valorización de la energía reactiva y compensación por regulación de tensión, tomando
en consideración de manera enunciativa, sin ser limitativos, los parámetros citados a
continuación:
a) La tecnología del equipamiento para la compensación de energía reactiva.
b) La demanda de energía reactiva.
c) La expansión del Sistema de Transmisión.
d) El precio de referencia del equipamiento para la compensación de energía reactiva.
e) El déficit de la energía reactiva del sistema.
f) Cualquier otro parámetro que la Superintendencia determine.
ARTÍCULO 22. Del objetivo del servicio de regulación de frecuencia. Se modifica el
artículo 383 del Reglamento de Aplicación de la Ley General de Electricidad núm. 125-01,
emitido mediante et Decreto núm. 555-02, del 19 de julio de 2002, y sus modificaciones, para
que en lo adelante se lea como sigue:
Artículo 383. Objetivo. Establecer las condiciones generales para la prestación del
servicio de Regulación de Frecuencia en el Sistema Eléctrico Nacional Interconectado
(SENI).
ARTÍCULO 23. De los procedimientos para la prestación de servicios de regulación de
frecuencia. Se agrega un artículo 563 al Reglamento de Aplicación de la Ley General de
Electricidad núm. 125-01, emitido mediante el Decreto núm. 555-02, del 19 de julio de 2002,
y sus modificaciones, que dispondrá lo siguiente:
Artículo 563. Procedimientos para prestación de servicios de Regulación de Frecuencia.
La Superintendencia de Electricidad (SIE) tiene la obligación de dictar por resolución los
siguientes procedimientos, relativos a la prestación del servicio de regulación de
frecuencia en el Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI):
a) Procedimiento de Habilitación de Instalaciones para Servicios de Regulación de Frecuencia
(PHISRF).
b) Procedimiento de Fiscalización de Instalaciones para Servicios de Regulación de Frecuencia
(PFSRF).
c) Procedimiento para la Determinación de la Reserva y Asignación de los servicios de
Regulación de Frecuencia. (PRARF).
d) Procedimiento para la realización de las Transacciones Económicas de Regulación de
Frecuencia (PTERF).
Párrafo I. A requerimiento de la Superintendencia de Electricidad (SIE), et Organismo
Coordinador (OC) someterá una propuesta de los procedimientos PHISRF, PFSRF,
PRARF y PTERF. Los procedimientos propuestos por el Organismo Coordinador (OC)
podrán ser modificados o complementados por la Superintendencia de Electricidad (SIE)
para su posterior aprobación.
Párrafo II. El Organismo Coordinador (OC) podrá solicitar a la Superintendencia de
Electricidad (SIE) las modificaciones y actualizaciones que estime necesarias realizar, a
cualquiera de los procedimientos relativos a la prestación del servicio de regulación de
frecuencia del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI). Estas podrán ser
acogidas o rechazadas por la Superintendencia de Electricidad (SIE).
Párrafo III. Los procedimientos deberán contener los requisitos técnicos de las unidades
generadoras y los equipamientos aprobados para la prestación de los servicios de
regulación primaria y secundaria de frecuencia.
Párrafo IV. La Superintendencia de Electricidad incluirá en los diferentes
procedimientos relativos a la prestación del servicio de regulación de frecuencia
(PHISRF, PFSRF, PRARF y PTERF), los requisitos técnicos a cumplir por los
generadores que hagan uso de los sistemas de almacenamiento de energía y la
remuneración económica aplicable.
ARTÍCULO 24. Del Organismo Coordinador (OC) en materia de regulación de
frecuencia. Se modifica el artículo 385 del Reglamento de Aplicación de la Ley General de
Electricidad núm. 125-01, emitido mediante el Decreto núm. 555-02, del 19 de julio de 2002,
y sus modificaciones, para que en lo adelante se lea como sigue:
Artículo 385. Obligaciones del Organismo Coordinador (OC) en la prestación del
servicio de Regulación de Frecuencia. El Organismo Coordinador (OC) con respecto a
los servicios de Regulación Primaría de Frecuencia y Regulación Secundaria de
Frecuencia del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI) tiene las siguientes
obligaciones:
a) Someter, a requerimiento de la Superintendencia de Electricidad (SIE), propuestas de los
procedimientos PHISRF, PFSRF, PRARF y PTERF.
b) Solicitar a la Superintendencia de Electricidad (SIE) las modificaciones y actualizaciones que
estime necesarias realizar a cualquiera de los procedimientos relativos a la prestación del
servicio de regulación de frecuencia del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI).
c) Verificar en el proceso de habilitación de toda instalación de generación, Sistema de
Almacenamiento de Energía con Baterías (SAEB) u otro equipamiento pata los servicios de
Regulación Primaria de Frecuencia o Regulación Secundaria de Frecuencia, el cumplimiento
de los requisitos exigidos en el PHISRF.
d) Programar la reserva rotante del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI) para los
servicios de Regulación Primaria de Frecuencia y Regulación Secundaria de Frecuencia en
los programas de la operación de corto plazo y redespachos.
e) Programar la reserva rotante para los servicios de Regulación Primaria de Frecuencia y
Regulación Secundaria de Frecuencia, distribuida para las áreas del Sistema Eléctrico
Nacional Interconectado (SENI), preservando la seguridad, calidad y economía del
suministro eléctrico; y, asimismo, designar las unidades generadoras, Sistema de
Almacenamiento de Energía con Baterías (SAEB) u otro equipamiento encargadas de regular
la frecuencia en dichos subsistemas cuando el Sistema Eléctrico Nacional Interconectado
(SENI) se subdivida temporalmente en subsistemas aislados.
f) Mantener una lista actualizada de las unidades generadoras. Sistema de Almacenamiento de
Energía con Baterías (SAEB) u otro equipamiento habilitado para el servicio de Regulación
Primaria de Frecuencia y su estatus en el transcurso del tiempo en cuanto a su disponibilidad
real para aportar dicho servicio.
g) Mantener una lista actualizada de las unidades generadoras, Sistema de Almacenamiento de
Energía con Baterías (SAEB) u otro equipamiento habilitado para el servicio de Regulación
Secundaria de Frecuencia y su estatus en el transcurso del tiempo en cuanto a su
disponibilidad real para aportar dicho servicio.
h) Elaborar los estudios de rechazo de carga en el Sistema Eléctrico Nacional Interconectado
(SENI) por variaciones de la frecuencia.
i) Verificar la calidad de la prestación de los servicios de Regulación Primaria de Frecuencia y
Regulación Secundaria de Frecuencia de todas las unidades generadoras, Sistema de
Almacenamiento de Energía con Baterías (SAEB) u otro equipamiento del Sistema Eléctrico
Nacional Interconectado (SENI) conforme con las disposiciones del PFSRF.
j) Determinar los aportes de Regulación Primaria de Frecuencia y aportes de Regulación
Secundaria de Frecuencia horarios de los servicios de regulación de frecuencia para todas y
cada una de las unidades de generación, autoproducción y cogeneración del Sistema Eléctrico
Nacional Interconectado (SENI), así como los sistemas de almacenamiento de energía por
baterías o equipamiento, conforme con las disposiciones del PFSRF. Estos aportes serán
insumos para la realización de las transacciones económicas por Regulación de Frecuencia.
k) Verificar la actuación o respuesta de las unidades generadoras o Sistema de Almacenamiento
de Energía con Baterías (SAEB) ante la ocurrencia de eventos o perturbaciones en que se
excedan los límites permitidos de la frecuencia.
l) Emitir los reportes requeridos en el PFSRF.
m) Requerir, cuando considere, a cualquier agente generador, cogenerador o autoproductor del
Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), que previamente haya obtenido el certificado de
habilitación para los servicios de Regulación Primaria de Frecuencia o Regulación
Secundaria de Frecuencia para sus instalaciones, que presente una solicitud de rehabilitación
para los servicios de Regulación Primaria de Frecuencia o Regulación Secundaria de
Frecuencia, frente a cambios en los equipos de regulación, en los equipos SCADA o en la
respuesta de dichas instalaciones.
ARTÍCULO 25. Del Centro de Control de Energía (CCE) en materia de regulación de
frecuencia. Se modifica el artículo 386 del Reglamento de Aplicación de la Ley General de
Electricidad núm. 125-01, emitido mediante el Decreto núm. 555-02, del 19 de julio de 2002,
y sus modificaciones, para que en lo adelante se lea como sigue:
Artículo 386. Obligaciones del Centro de Control de Energía (CCE). El Centro de
Control de Energía (CCE), con respecto a los servicios de Regulación Primaria de
Frecuencia y Regulación Secundaria de Frecuencia del Sistema Eléctrico Nacional
Interconectado (SENI), tiene las siguientes obligaciones:
a) Coordinar con los centros de control de los agentes generadores, autoproductores y
cogeneradores del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) que corresponda, las condiciones
operativas para la realización de las pruebas requeridas en el PHISRF.
b) Hacer cumplir la asignación, distribución y
Cédulas, pasaportes, teléfonos, correos y domicilios tapados por Notifacto. Texto extraído del PDF original (en los documentos antiguos, por reconocimiento de imagen): puede tener errores de lectura.