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Secretaría de Energía Eléctrica
ENERGIA
ELECTRICA - MERCADO ELECTRICO MAYORISTA - ORGANIZACION
DEL SISTEMA FISICO
Resolución (SE) 61/92. Del 29/4/1992. B.O.: 13/5/1992. Energía
Eléctrica. Organización del
Sistema Físico de Mercado Eléctrico Mayorista. Agentes Reconocidos.
Organización. Procedimientos para la Programación de la Operación, el
Despacho de Cargas y el Cálculo de Precios. Sanciones por Falta de Pago.
Disposiciones Transitorias. Ámbito de aplicación y vigencia.
VISTO la
Ley Nº 24.065 del 16 de enero de 1992, y
CONSIDERANDO:
Que
conforme a lo dispuesto en el Artículo Nº 36 de la Ley Nº 24.065, se
encomienda a esta Secretaría la fijación de normas de despacho económico
para las transacciones de energía y potencia en el Mercado Eléctrico
Mayorista.
Que el
Artículo Nº 35 de la misma Ley establece que esta Secretaría determinará
las normas a las que se ajustará el Organismo Encargado de Despacho para
cumplir sus funciones.
Que desde
la puesta en vigencia de la Resolución Ex-Subsecretaría de Energía
Eléctrica Nº 38/91, el 1º de agosto de 1991, el despacho de cargas y el
Organismo Encargado del Despacho se desenvuelven de acuerdo a idénticos
principios que los expresados en los Artículos Nº 35 y 36 de la Ley Nº
24.065.
Que la
experiencia recogida desde la fecha de vigencia de la Resolución Ex-Sub
Secretaría de Energía Eléctrica Nº 38/91 aconseja perfeccionar y
profundizar los procedimientos en aplicación.
Que como
consecuencia de lo antedicho resultó necesario elaborar nuevos
procedimientos para la programación de la operación, el despacho de
cargas y el cálculo de precios para el Mercado Eléctrico Mayorista.
Que estos
procedimientos deberán ser aplicados a todas las transacciones por
compraventa de energía en bloque en el ámbito del Sistema Argentino de
Interconexión.
Que la
Secretaría de Energía Eléctrica está facultada para el dictado del
presente acto por el artículo 36 de la Ley Nº 24.065.
Por ello,
EL
SECRETARIO DE ENERGIA ELECTRICA RESUELVE:
CAPITULO
I:
ORGANIZACION DEL SISTEMA FISICO DEL MERCADO ELECTRICO MAYORISTA
Artículo
1º – A los efectos de reglamentar el funcionamiento del Mercado
Eléctrico Mayorista, el Sistema Argentino de Interconexión se considera
dividido en Centros de Generación, Red de Transporte e Instalaciones de
Distribución. Asimismo, existe un Sistema de Operación y Despacho
superpuesto a dicho sistema físico.
Art. 2º –
Defínase como Instalaciones de Generación, al conjunto de equipos
destinados a la producción, transformación y maniobra de energía
eléctrica, a espaldas del último interruptor de vinculación a la red de
transporte o a la red de distribución.
Art. 3º–
Caracterízase como Red de Transporte, al conjunto de instalaciones de
transmisión, compensación, transformación y maniobra, que se especifican
en el ANEXO 1 de este acto, del que forma parte integrante, más las que
se incorporen en fecha posterior por expansión de la citada red.
Art. 4º –
Considérense como instalaciones afectadas a la actividad de
distribución, al solo efecto de su actuación en el Mercado Eléctrico
Mayorista, las que no son consideradas como propias de la actividad de
generación ni de la red de transporte.
Art. 5º –
Caracterizase como puntos físicos de intercambio con el Mercado
Eléctrico Mayorista a las interconexiones:
a) de las
instalaciones de generación con la red de transporte y las de
distribución;
b) de la
red de transporte con las redes de distribución, y las instalaciones de
generación;
c) entre
distintas redes de distribución;
d) con los
sistemas eléctricos de países interconectados.
Art. 6º –
De acuerdo a lo que establece el Anexo 1 de la presente, el SOD se
integrará con:
- un
sistema de operación en tiempo real (SOTR),
- un
sistema de medición comercial (SMEC),
- un
sistema de comunicaciones (SCOM)
El
Organismo Encargado del Despacho coordinará un proyecto único denominado
PROYECTO SOD, y minimizando las inversiones requeridas para la
instrumentación de los referidos sistemas.
Antes del
1/9/92 el Organismo Encargado del Despacho elevará la propuesta
definitiva para la aprobación de la Secretaría de Energía Eléctrica.
CAPITULO
II:
AGENTES
RECONOCIDOS DEL MERCADO ELECTRICO MAYORISTA
Art. 7º –
Son agentes reconocidos del Mercado Eléctrico Mayorista, en el marco de
los Artículos 4º y 34º de la Ley 24.065;
a) los que
participan del Mercado Eléctrico Mayorista al 30/4/92, operando en el
marco de la Resolución Nº 38/91;
b) los
concesionarios de actividades de generación hidroeléctrica, transporte o
distribución en los términos de la Ley Nº 24.065;
c) los
generadores y grandes usuarios que soliciten y obtengan autorización de
la Secretaría de Energía Eléctrica para incorporarse al Mercado
Eléctrico Mayorista con posterioridad al 30/4/92, incluyendo
autogeneradores;
d) los
distribuidores de jurisdicción provincial que soliciten y obtengan
autorización de la Secretaría de Energía Eléctrica para incorporarse al
Mercado Eléctrico Mayorista con posterioridad al 30/4/92;
e) las
empresas de países interconectados autorizadas a operar en el Mercado
Eléctrico Mayorista por la Secretaría de Energía Eléctrica.
Art. 8º –
Los agentes reconocidos tendrán puntos de entrada/salida al Mercado
Eléctrico Mayorista definidos de acuerdo a los procedimientos a que se
refiere el Capítulo IV. Los precios con que operará cada agente en el
Mercado SPOT serán los característicos de dichos puntos. Los puntos de
entrada/salida del Mercado Eléctrico Mayorista son:
a) los
nodos de la Red de Transporte a los que el agente del Mercado Eléctrico
Mayorista esté conectado físicamente;
b) nodos
de Generación o Distribución fuera del ámbito de la Red de Transporte
que defina esta Secretaría de Energía Eléctrica, cuando estuvieran
afectados por el sistema de distribución troncal de modo tal que el
precio en estos nodos difiera sensiblemente respecto del precio de los
nodos vinculados de la Red de Transporte.
CAPITULO
III:
ORGANIZACION DEL MERCADO ELECTRICO MAYORISTA
Art. 9º –
El Mercado Eléctrico Mayorista se compone de:
a) Un
Mercado a Término, con contratos por cantidades, precios y condiciones
pactadas libremente entre vendedores y compradores.
b) Un
Mercado Spot, con precios sancionados en forma horaria en función del
costo económico de producción, representando por el Costo Marginal de
Corto Plazo medido en el Centro de Carga del Sistema.
c) Un
Sistema de estabilización por trimestres de los precios previstos para
el Mercado Spot, destinado a la compra de los Distribuidores.
Art. 10. –
La coordinación de la operación técnica y administración comercial del
Mercado Eléctrico Mayorista estará a cargo de un Organismo Encargado del
Despacho. Hasta el momento de toma de posesión de sus funciones por la
sociedad que ordena constituir el Artículo Nº 35 de la Ley 24.065, la
Gerencia Despacho Nacional de Cargas de AGUA Y ENERGIA ELECTRICA
SOCIEDAD DEL ESTADO actuará como el Organismo Encargado del Despacho.
Art. 11.–
Los agentes reconocidos del Mercado Eléctrico Mayorista, así como
cualquier otro actor que participe de su funcionamiento deben acatar
obligatoriamente las instrucciones del Organismo Encargado del Despacho
en la operación de tiempo real. La falta de cumplimiento injustificado
de las instrucciones de operación que imparta el Organismo Encargado del
Despacho, dará lugar a la aplicación de multas cuyo monto será
equivalente al perjuicio económico que ocasione al Sistema
Interconectado.
Lo
percibido en tal concepto, se destinará al Fondo Unificado que establece
el Artículo Nº37 de la Ley Nº 24.065.
Art. 12.–
Las solicitudes de conexión de instalaciones nuevas al sistema físico
y/o de incorporación de nuevos agentes al Mercado Eléctrico Mayorista
serán presentadas ante esta Secretaría de Energía Eléctrica, que las
hará públicas y contará con 60 días corridos para aprobarlas o
rechazarlas. En ausencia de dictamen explícito en el plazo indicado,
dichas solicitudes quedarán automáticamente aprobadas. Eventuales
oposiciones de terceros podrán presentarse ante esta Secretaría o ante
el Ente Nacional Regulador a partir de su constitución.
CAPITULO
IV:
PROCEDIMIENTOS PARA LA PROGRAMACION DE LA OPERACION, EL DESPACHO DE
CARGAS Y EL CALCULO DE PRECIOS
Art. 13.–
El Organismo Encargado del Despacho, así como los distintos actores del
Mercado Eléctrico Mayorista, sujetarán su accionar al Reglamento de
Procedimientos para la Programación de la Operación, el Despacho de
Cargas, y el Cálculo de Precios que se adjunta como ANEXO 1, que forma
parte integrante del presente acto.
Todos los
agentes reconocidos del Mercado Eléctrico Mayorista quedan obligados a
operar de acuerdo con dichas normas y a suministrar en tiempo y forma
los datos requeridos para el funcionamiento del sistema.
Art. 14. –
Apruébense los procedimientos para la Programación Estacional y la
metodología de cálculo de precios estacionales descripta en el Capítulo
2 del ANEXO 1 de la presente.
Art. 15. –
Apruébense los procedimientos de Despacho Semanal y Diario y la
metodología de sanción de precios horarios descriptos en el Capítulo 3
del Anexo 1 de la presente. Otórgase a la sociedad que cumpla funciones
de OED un plazo máximo de 12 meses para que adapte las herramientas en
uso o incorpore nuevas, a los efectos de que los programas de despacho
diario y semanal se adecuen a los lineamientos establecidos en el
Capítulo Nº 3 del Anexo 1 de la presente Resolución.
Otórgase
asimismo al Organismo Encargado del Despacho un plazo de 6 meses a
contar del 1/5/92 para:
a) poner
en funcionamiento un modelo de proyección de demandas;
b)
completar y poner en funcionamiento el régimen de remuneración del
servicio de regulación de frecuencia en el Mercado Eléctrico Mayorista.
En ambos
casos, en acuerdo con los lineamientos establecidos en el mismo Capítulo
citado en el párrafo anterior.
Art. 16. –
Apruébese la metodología de remuneración de la actividad de transporte
en bloque contenida en el Anexo 1 de esta Resolución, para el
equipamiento existente al 30/4/92, cuya enumeración se incluye en dicho
Anexo.
La
metodología y modelos utilizados para la determinación de factores
nodales, así como el completamiento del sistema de precios para la
actividad de transporte serán ajustados durante el estudio encarado en
el marco de la Resolución Nº 402/92 del Ministerio de Economía y Obras y
Servicios Públicos, y quedarán firmes a partir del 1/11/92.
Art. 17.–
Los Distribuidores permitirán el libre acceso a las instalaciones de su
red troncal por parte de otros agentes del Mercado Eléctrico Mayorista
en tanto cuenten con capacidad remanente para aceptarlos.
La
remuneración y las condiciones de uso de las instalaciones de las Redes
de Distribución Troncal que presten servicios de transporte en bloque a
otros agentes del Mercado Eléctrico Mayorista, serán las que convengan
las partes.
En caso de
no llegar a un acuerdo podrán recurrir ante esta Secretaría a fin de que
ésta las determine.
En tales
casos, el Distribuidor cobrará por el uso de su red troncal de
distribución una remuneración basada en las mismas consideraciones que
se aplican a la Red de Transporte.
Art. 18. –
Apruébese la organización de Mercado de Contratos descripto en el
Capítulo 4 del Anexo 1 de la presente Resolución.
Art. 19. –
Apruébense los procedimientos de Facturación, Cobranza y Liquidaciones
contenidas en el Capítulo 5 del Anexo 1 que forma parte de la presente
Resolución.
El
Organismo Encargado del Despacho será responsable de producir toda la
información necesaria a dichos procedimientos y emitirá por cuenta y
orden de los agentes del Mercado Eléctrico Mayorista la documentación
comercial conforme se explicita en el citado Anexo 1.
Asimismo,
el Organismo Encargado del Despacho administrará el sistema de cobranzas
centralizado y el sistema de cancelación de deudas asociado.
El
Organismo Encargado del Despacho no reconocerá pagos, compensaciones o
cancelaciones realizadas por fuera del sistema establecido en dicho
Anexo 1.
Art. 20. –
Apruébese el mecanismo de recuperación de gastos e inversiones del
Organismo Encargado del Despacho contenido en el Anexo 1 de la presente.
Limítase al 0,65% del importe de las Ventas totales en el Mercado
Eléctrico Mayorista por período estacional, la recaudación por este
concepto.
Art. 21.–
Instrúyese al Organismo Encargado del Despacho a aplicar la recaudación
obtenida por aplicación del Artículo 70 de la Ley Nº 24.065 a la cuenta
habilitada al efecto por el Consejo Federal de la Energía Eléctrica, en
el Banco de la Nación Argentina.
Art. 22. –
A los efectos de la aplicación de lo establecido en el Artículo 37 de la
Ley Nº 24.065, de las empresas de generación y transporte de propiedad
total o mayoritaria del Estado Nacional presentarán a aprobación de la
Secretaría de Energía Eléctrica antes de 1/6/92 la información de costos
operativos y de mantenimiento totales por unidad de producción, así como
los conceptos metodológicos que lo fundamenten.
CAPITULO
V:
SANCIONES
POR FALTA DE PAGO
Art. 23.–
La falta de pago íntegro y en término de los montos adeudados a partir
de la vigencia de la presente Resolución, será sancionada por el
Organismo Encargado del Despacho con un interés equivalente a la tasa
fijada por el BANCO NACION ARGENTINA (BNA) para sus operaciones de
descuento de documentos a 30 días de plazo.
Art. 24.–
Sin perjuicio de lo previsto en el párrafo precedente, transcurridos
QUINCE (15) días de mora, el Organismo Encargado del Despacho, previa
autorización de esta Secretaría, dispondrá la interrupción del
suministro de energía eléctrica al deudor moroso conforme lo siguiente:
1 — Cortes
programados de UNA (1) hora cada CUARENTA Y OCHO (48) horas a partir del
día DIECISEIS (16) de la mora.
2 — Cortes
programados de DOS (2) horas cada VEINTICUATRO (24) horas a partir del
día VEINTIUNO (21) de la mora.
3 — Cortes
programados de TRES (3) horas cada VEINTICUATRO (24) horas a partir del
día veintiséis (26) de la mora.
4 —
Interrupción del suministro y desconexión a partir del día TREINTA Y UNO
(31) de la mora.
El
programa de cortes y las causas de su implementación serán ampliamente
difundidos desde los TRES (3) días previos a su efectivización.
Art. 25. –
Si el deudor moroso fuera un generador con contratos en el Mercado a
Término, de la compra de faltantes, el Organismo Encargado del Despacho
transferirá a los distribuidores y grandes usuarios que constituyeran la
contraparte, las sanciones previstas en el Artículo precedente. Los
distribuidores y grandes usuarios afectados podrán aplicar en
consecuencia al generador las penalidades previstas contractualmente por
falta de suministro. El Organismo Encargado del Despacho está autorizado
a venderles el equivalente en energía de la sanción a los precios del
Mercado Spot, de contar éste con excedentes.
CAPITULO
VI:
DISPOSICIONES TRANSITORIAS
Art. 26.–
En cumplimiento de lo establecido en el Artículo Nº 8 inciso b),
dispónese incorporar como nodos de Entrada/Salida del Mercado Eléctrico
Mayorista a los siguientes: Arroyito 132 kV, Güemes 132 kV, Necochea 132
kV y San Luis 132 kV.
Art. 27.–
Provisoriamente, con vigencia hasta el 31/10/92, serán reconocidos como
agentes del Mercado Eléctrico Mayorista solamente grandes usuarios de
potencia convenida o contratada superior a 5 MW.
Art. 28.–
Instrúyese al Organismo Encargado del Despacho a calcular los factores
de Nodo y Adaptación de los puntos de entrada/Salida del Mercado
Eléctrico Mayorista, en relación al nodo EZEIZA 500 kV que se
considerará Centro de Carga del Sistema.
Art. 29. –
Autorízase al Organismo Encargado del Despacho a utilizar para la
programación estacional y cálculo de precios correspondiente al período
trimestral por comenzar el 1/5/92, y hasta tanto no esté en aplicación
el cálculo de precios "de referencia", los siguientes, que se tomarán
coincidentes con los precios "tope":
TABLA 1 (Formato PDF, 84 KB)
Estos
precios serán afectados por los factores de zona y/o plantas
abastecedoras y porcentajes de fletes que correspondan a cada central.
Antes del
1/7/92 la Secretaría de Energía Eléctrica definirá la metodología que el
Organismo Encargado del Despacho utilizará a partir del 1/8/92 para el
cálculo y actualización de los Precios de Referencia de Combustibles.
Art. 30. –
Apruébese los siguientes Precios de Referencia Estacionales para el
período 1/5/92 al 31/7/92:
a) precio
de la potencia: 3.878 pesos por MEGAVATIO-MES
b) precio
de la energía (los que deberán ser afectados por los factores de nodo
correspondientes):
b.1) en
horas de pico: 49 pesos con 29 centavos por MEGAVATIO HORA
b.2) en
horas de valle: 43 pesos con 43 centavos por MEGAVATIO HORA
b.3) en
horas restantes: 49 pesos con 25 centavos por MEGAVATIO HORA
Art. 31. –
Se establecen con vigencia hasta el 31/10/92, los siguientes precios
para la remuneración de la Red de Transporte cuyas instalaciones se
especifican en el Anexo 1, y redes troncales de distribución en los
términos del Artículo Nº 17 de esta Resolución:
a) cargo
por conexión:
N500 = 8
$/h por cada salida de 500 kV.
N200 = 5
$/h por cada salida de 220 kV.
N132 = 1
$/h por cada salida de 132 kV.
PTRA =
0,036 $/h por MVA de transformación.
b) Cargo
por hora de capacidad de transporte por cada 100 km de línea de Alta
Tensión (LAT):
Para
interconexiones de 500 kV 50 $/100 km LAT.
Para
interconexiones de 220 kV 30 $/100 km LAT.
Para
interconexiones de 132 kV 15 $/100 km LAT.
Art. 32. –
Para las transacciones de reactivo o pagos por apartamientos no
tolerados, los precios vigentes a partir del 1/5/92 para las
instalaciones existentes serán:
a)
Reactivo de generadores o compensadores sincrónicos y estáticos (CHRG) =
0,09 $/h x MVAr
b)
Reactivo a suministrar por reactores o capacitores (CHRD y CHRT) = 0,05
$/h x MVAr
c) Todos
los pagos por apartamientos no tolerados se harán sobre la base de 0,9
$/h x MVAr
Se
establece como fecha de inicio de estas transacciones el 1/8/92.
Art. 33. –
Se establece en 5 $ (cinco pesos) el valor máximo por MEGAVATIO por hora
fuera del valle (hfv) los días hábiles para la remuneración de la
Potencia Puesta a Disposición hasta el 31/10/92:
Art. 34. –
Se establece en 0,75 $ (setenta y cinco centavos) por KILOVATIO-HORA no
suministrado el costo de la Energía no Suministrada hasta el 31/10/1992.
Art. 35.–
Los períodos mencionados en el Anexo 1 como "Pico", "Valle" y "Horas
Restantes" corresponden a los siguientes horarios estacionales:
TABLA 2 (Formato PDF, 83 KB)
CAPITULO
VII:
AMBITO DE
APLICACION Y VIGENCIA
Art. 36. –
Las empresas que al 30/4/92 estuvieran vinculadas al SISTEMA ARGENTINO
DE INTERCONEXION, y cuyas transacciones económicas se ejecutaran a esa
fecha según los procedimientos establecidos por la resolución
Ex-Subsecretaría de Energía Eléctrica Nº 38/91 y sus modificatorias se
encuadrarán, a partir de la fecha de la presente resolución, en el
régimen de comercialización establecido en esta norma.
Art. 37. –
Derógase la Resolución Ex-Subsecretaría de Energía Eléctrica Nº 38 del
19 de julio de 1991.
Art. 38. –
El presente régimen se aplicará a la comercialización mayorista de
energía eléctrica que se efectúe a partir del 1º de mayo de 1992.
Art. 39. –
Comuníquese, publíquese, dése a la Dirección Nacional del Registro
Oficial y Archívese.
ANEXO I
PROCEDIMIENTOS PARA LA PROGRAMACION DE LA OPERACION, EL DESPACHO DE
CARGAS, Y EL CALCULO DE PRECIOS
(S/art.
36; LEY 24.065)
1.- EL
MERCADO ELECTRICO MAYORISTA
1.1.
SISTEMA ELECTRICO
A los
efectos del funcionamiento del Mercado, el Sistema Argentino de
Interconexión se considera dividido en Centros de Generación, Red de
Transporte e Instalaciones de Distribución. Asimismo existe un Sistema
de Operación y Despacho superpuesto a dicho sistema físico.
1.2.
INTEGRACION DEL MERCADO ELECTRICO MAYORISTA
El Mercado
Eléctrico Mayorista (MEM) se compone de:
a) Un
Mercado a Término, con contratos por cantidades, precios y condiciones
pactadas libremente entre vendedores y compradores;
b) Un
Mercado Spot, con precios sancionados en forma horaria en función del
costo económico de producción, representado por el Costo Marginal de
Corto Plazo medido en el Centro de Carga del Sistema;
c) Un
Sistema de estabilización por trimestres de los precios previstos para
el Mercado Spot, destinado a la compra de los Distribuidores.
La
coordinación de la operación técnica y administración del MEM. Se
realizará a través de un Organismo encargado del Despacho (OED).
Los puntos
de intercambio físico del MEM se definen en las conexiones de las
instalaciones de Generación con la red de Transporte, de Distribución;
de la red de Transporte con las redes de Distribución; entre las
distintas redes de Distribución, en las interconexiones internacionales
y en la vinculación de los Grandes Usuarios entre sí, o con
instalaciones de Distribución, Transporte o Generación.
Cada
agente del MEM tendrá:
* uno o
más puntos de intercambio sobre el Sistema Eléctrico;
* uno o
más puntos de entrada o salida del Mercado donde se definirá su precio
de compra/venta.
Los puntos
de entrada/salida del MEM son:
a) los
nodos definidos en el ámbito de la Red de Transporte a los que el agente
del MEM está conectado físicamente;
b) los
nodos de Generación o distribución fuera del ámbito definido de la Red
de Transporte, con una potencia efectiva o convenida superior a 50MW,
cuyo intercambio con la red estuviera afectado por el sistema de
transmisión de modo tal que el precio en ese nodo difiere sensiblemente
respecto del precio de su nodo vinculación con la red de Transporte.
Estos puntos serán identificados por la SEE.
Todos los
propietarios de Centros de Generación y/o instalaciones de Transporte o
Distribución independientes del Estado nacional reconocidos como agentes
del MEM adquieren al compromiso de operar de acuerdo a la metodología
establecida por estas normas, y a suministrar en tiempo y forma los
datos requeridos para un funcionamiento adecuado del Sistema.
Son
agentes reconocidos del MEM:
a) los que
participan del MEM al 30/4/92, tal como aparecen en la Información
Necesaria para la facturación correspondiente a ese mes que editará el
OED;
b) los
concesionarios de actividades de generación hidroeléctrica, transporte o
distribución en los términos de la ley 24.065;
c) los
generadores y grandes usuarios que soliciten y obtengan autorización de
la Secretaría de Energía Eléctrica para incorporarse al MEM con
posterioridad al 30/4/92, incluyendo autogeneradores;
d) los
distribuidores de jurisdicción provincial que soliciten y obtengan
autorización de la Secretaría de Energía Eléctrica para incorporarse al
MEM con posterioridad al 30/4/92;
e)
empresas de países interconectados autorizadas a operar en el MEM.
Ante
solicitudes de incorporación al Sistema Eléctrico por parte de
Generadores o Grandes Usuarios (nuevos proyectos industriales), la SEE
informará los antecedentes presentados a las empresas del MEM y al OED,
quienes podrán solicitar información adicional y emitir su opinión al
respecto. La SEE contará con 60 días corridos para aprobar o rechazar el
pedido. De no emitir su dictamen en este plazo, se considerará aprobado
el proyecto. En caso de oponerse a la solicitud, el trámite pasará al
Ente Nacional Regulador (ENR) para su resolución.
Los
agentes reconocidos del MEM entregarán al OED la información requerida
para la Base de Datos del Sistema (Anexo 1). Cada vez que se produzca un
cambio en alguno de estos datos, la empresa deberá informar al OED,
quien tendrá la responsabilidad de mantener actualizado este conjunto de
información. La base de datos y sus sucesivas actualizaciones será
puesta a disposición de todos los integrantes del MEM por el OED.
1.3.
AMBITO DEL TRANSPORTE
El ámbito
de la red de Transporte incluirá:
a) las
instalaciones que se transfieran a él, o los Concesionarios en el
momento de establecerse las concesiones del Transporte y privatizar su
gestión;
b) las
instalaciones futuras que se incorporen en el marco y términos de esas
concesiones;
c) las
instalaciones que el concesionario reciba de terceros por haber sido
construida fuera del ámbito de su concesión.
La
regulación del Transporte, incluyendo el sistema de precios definidos es
de aplicación:
* en el
ámbito de las concesiones del Transporte;
* en todos
los casos que un agente del MEM de más de 50WM de potencia convenida,
requiera de instalaciones de fuera del ámbito de las concesiones del
Transporte para acceder al Mercado.
Todo
vendedor y/o comprador que actúe como agente del MEM tendrá definido uno
o más puntos de acceso al Mercado a través de los cuales participará en
la remuneración del ingreso variable del Transporte. En caso de ser más
de uno, se reducirá a un nodo equivalente en proporción a la potencia
típica estimada para cada estado característico previsto para la red.
Cuando un
agente no esté conectado directamente a nodos reconocidos de la red de
Transporte, se le asignará un nodo de referencia o equivalente según
corresponda, para la definición de su precio nodal y participación en la
remuneración del Transporte.
1.4.
SISTEMA DE OPERACION Y DESPACHO (SOD)
El
funcionamiento del Mercado Spot requiere comunicación en tiempo real
entre los integrantes del MEM. y el OED, para programar y coordinar la
operación y el despacho del Sistema, así como para calcular en tiempo y
forma los precios y volúmenes que definirán los montos en las
transacciones económicas.
Las
necesidades que de ellos se derivan en materia de comunicaciones,
adquisición, transmisión y procesamiento de la información a
intercambiar entre los agentes del MEM y el OED, asociada a la operación
y a las transacciones comerciales que se lleven a cabo, serán cubiertas
por medio del Sistema de Operación y Despacho (SOD).
La
responsabilidad primaria de operación y despacho será del OED. Sin
embargo, en vista del despliegue territorial y de la multiplicidad de
actores que intervienen en el MEM, el OED está facultado para delegar
funciones que le son propias en otras empresas.
1.4.1.
CONSTITUCION
El SOD
abarcará específicamente lo siguiente:
* un
sistema de operación en tiempo real (SOTR), que brindará los medios
físicos necesarios para llevar a cabo la coordinación de la operación en
tiempo real del Sistema Eléctrico.
* un
sistema de medición comercial (SMEC), destinado a la medición, registro
y transmisión de la información necesaria para la ejecución de las
Transacciones Económicas en el MEM.
* un
sistema de comunicaciones (SCOM) afectado a la operación en tiempo real,
y al sistema de medición comercial, abarcando enlaces de voz, datos,
télex, etc.
El OED
coordinará con participación de los agentes del MEM, un proyecto único
denominado PROYECTO SOD, minimizando las inversiones requeridas para la
instrumentación de los referidos sistemas.
El
proyecto será presentado antes del 1/8/92 a las empresas del MEM para
que informen sus observaciones. A partir de ellas, el OED elaborará un
proyecto final, incluyendo las propuestas y/o correcciones que considere
adecuadas. Antes del 1/9/92 el OED elevará la propuesta definitiva para
aprobación de la Secretaría de Energía Eléctrica.
1.4.2.
LINEAMIENTOS DEL PROYECTO SOD
1.4.2.1.
SISTEMA DE OPERACION EN TIEMPO REAL (SOTR)
Este
sistema incluirá las funciones necesarias para llevar a cabo la
operación del sistema físico y la administración del MEM en tiempo real
que realizará el OED desde su Centro de Control. Será responsabilidad de
las empresas hacer llegar los datos requeridos al Centro de Control del
OED o bien a donde se determine, conforme las normas que aprobará la
SEE.
Las
empresas concesionarias del servicio de transporte deberán contar con el
soporte de telecontrol necesario para abastecer sus propias necesidades,
y suministrar al OED en su Centro de Control la información requerida
para la coordinación de la operación de la Red de Transporte.
Los
generadores, cuyo régimen de funcionamiento será acordado con el OED,
serán responsables de colocar la información requerida en el Centro de
Control del OED.
Aquellas
instalaciones que no formen parte de la Red de transporte, pero que
vinculen puntos de intercambio de terceros con el Mercado deberán contar
con los medios adecuados para llevar a cabo su supervisión, y para
enviar la información necesaria al Centro de Control del OED.
1.4.2.2.
SISTEMA DE MEDICION COMERCIAL (SMEC)
Las
mediciones destinadas a fines comerciales se realizarán con instrumental
propio de las empresas que participan en el MEM. Dichos medidores
deberán cumplir las normas que se establezcan para el MEM, propuestas
por el OED, y aprobadas por la SEE. El OED contará con un registro
oficial de estos medidores donde figurarán todas sus características y
los ensayos efectuados.
El OED
contará con un sistema de registro y transmisión de datos con el que se
recolectará toda la información procedente de los mencionados medidores.
El OED acordará con los integrantes del MEM el modo cómo se realizará el
acceso hasta este sistema del registro y transmisión.
Atendiendo
a las necesidades inmediatas y de mediano plazo de reemplazo de
medidores, relocalización de equipamiento, etc., el OED coordinará una
etapa de transición entre el actual sistema de mediciones y su
conformación final.
1.4.2.3.
SISTEMAS DE COMUNICACIONES (SCOM)
Los medios
de comunicación que se empleen para cubrir las necesidades de los
agentes del MEM en relación con el SOTR y el SMEC, constituirán el SCOM
del MEM.
Antes de
1/8/92, el OED pondrá a disposición de las empresas del MEM y elevará a
la SEE un inventario de recursos existentes y modos de utilizarlos para
las comunicaciones con el O.E.D. Asimismo elaborará y elevará a la SEE
pautas a incluir en el régimen regulatorio que regirá para el uso de
instalaciones de terceros, pertenecientes al sector eléctrico,
requeridas por el SOD, incluyendo el régimen remuneratorio a aplicar
ante la ausencia de acuerdo entre las partes.
Aquellas
empresas que no dispongan de medios de comunicación propios para
suministrar al OED la información requerida por el SOD, podrán
establecer acuerdos con terceros para la prestación de los servicios de
comunicaciones necesarios, bajo condiciones contractuales a fijar por
las partes.
2.-
PRECIOS ESTACIONALES A DISTRIBUIDORES
Los
precios a Distribuidores se determinarán para períodos estacionales de
seis meses a partir del 1 de mayo y del 1 de noviembre de cada año. El
precio se fijará según una tarifa binómica, con un precio de la energía
por período tarifario, en función del costo marginal promedio del
Sistema, y un cargo fijo por potencia. Para ello el OED realizará la
programación semestral del Sistema según pautas y criterios aprobados
por la Secretaría de Energía Eléctrica, utilizando la Base de Datos del
Sistema, y la Base de Datos Estacional correspondiente al período,
convalidada por los integrantes del MEM.
El precio
se mantendrá fijo por los primeros tres meses. Transcurrida la mitad del
semestre, el OED realizará una actualización de la programación de los
tres meses restantes, cuyos datos y resultados se acordarán con las
empresas integrantes del MEM. Si la Secretaría de Energía Eléctrica
considera que el apartamiento resultante es significativo respecto a la
previsión original, podrá disponer modificar mediante resolución, los
precios a Distribuidores para el resto del período.
2.1. BASE
DE DATOS PARA LA PROGRAMACIÓN ESTACIONAL
2.1.1.
DATOS ESTACIONALES
Antes del
10 de febrero y 10 de agosto las empresas deberán suministrar los datos
requeridos para el período estacional y una estimación para los próximos
3 años (ver Anexo 2).
De no
contarse con toda la información dentro de este plazo, será
responsabilidad del OED definir los datos faltantes manteniendo el valor
utilizado para el mismo período estacional anterior y/o modificando los
que sean necesarios de acuerdo a hipótesis que informará a las empresas
correspondientes. Para las curvas típicas de demanda, de no
suministrarse nueva información se utilizarán las registradas doce meses
antes para definir la forma de las mismas. Con respecto a los datos de
energía y potencia, de faltar información se utilizarán los datos
registrados doce meses antes, más una tasa de crecimiento anual que
estimará el OED en función de las previsiones y datos existentes. El OED
informará a la empresa correspondiente la tasa considerada.
El OED
deberá respetar los datos suministrados por las empresas e incorporarlos
a la Base de Datos Estacional. Sin embargo, en vista de que con ellos se
calculará el precio estacional a Distribuidores, de detectar
incoherencias en el conjunto o con respecto a valores reales
registrados, el OED podrá solicitar modificaciones. De no llegarse a un
acuerdo entre las partes, el OED deberá trabajar con el valor declarado
por la empresa, pero dejando constancia de la observación realizada. En
particular, para las previsiones de demandas de energía suministradas
por los Distribuidores, el OED analizará su coherencia con la potencia
máxima declarada.
El OED
realizará durante el período estacional el seguimiento de los datos
observados. De verificar para algún mes que el dato real se aparta en
más del 10% respecto del valor informado por la empresa y que dicho
apartamiento se corresponde con la objeción indicada, el OED quedará
automáticamente habilitado para el resto del período estacional a
ajustar el dato de la empresa de acuerdo al criterio indicado en la
observación (o sea, si un dato fue objetado como muy alto, el OED estará
habilitado para disminuir el valor informado, pero no para aumentarlo).
En este caso deberá informar a la empresa la modificación realizada.
A lo largo
del período las empresas deberán informar cualquier modificación que
surja en su previsión de datos estacionales para mantener la información
estacional actualizada y poder realizar revisiones y estudios
posteriores que se requieran.
El OED
será el responsable de mantener actualizada la base de datos, y al
finalizar cada mes suministrará a los integrantes del MEM las
modificaciones notificadas.
El OED
conformará adicionalmente un registro de autogeneradores y cogeneradores
autorizados a operar en el MEM. Deberán tener acceso contratado o
conexión aprobada al Sistema de Transporte y contar con una adecuada vía
de comunicación e intercambio de datos con el OED. Estos generadores
podrán comprar y vender en el MEM al precio del Mercado en la medida que
entreguen la información requerida dentro de los plazos indicados. De lo
contrario sus operaciones serán tratadas como las de "empresas no
reconocidas" (ver 3.8).
El OED
canalizará los requerimientos de importación/exportación para el período
por parte de países interconectados, los que deberán intercambiarse
dentro de los mismos plazos indicados para ser incorporados a la Base de
Datos Estacional. Estas operaciones de compra/venta de empresas de
países interconectados en el Mercado Spot serán aceptadas o rechazadas
por el OED de acuerdo a los resultados de la programación prevista, no
requiriendo aprobación de la SEE.
Para la
programación estacional se definirán precios de combustibles (Precios de
Referencia Estacionales y Precios Máximos Reconocidos) elaborados por el
OED de acuerdo a los criterios aprobados por la SEE. En el Anexo 13 se
incluye la metodología a utilizar para definirlos. Los Generadores con
contratos deberán declararlos en el MEM y se utilizará el precio
contratado, salvo que supere el valor tope en cuyo caso se reemplazará
por el precio máximo reconocido. Para el resto, se utilizará el Precio
de Referencia salvo que declaren un precio estacional. En este caso se
utilizará el precio estacional declarado, limitado con el tope indicado,
pero el Generador luego no podrá modificar durante todo el período
estacional dicho valor para la programación y despacho semanal y diario.
En todos
los casos, el OED reemplazará automáticamente los precios informados que
superen los de referencia, por el valor de referencia.
2.1.2.
MANTENIMIENTO PROGRAMADO
2.1.2.1.
TRANSPORTISTAS
Antes del
10 de enero y 10 de julio, cada empresa Transportista deberá informar a
sus usuarios (Generadores, Distribuidores y Grandes Usuarios en su área
de influencia) el programa de mantenimiento previsto para el próximo
período estacional, indicando también un programa tentativo para los
siguientes 30 meses. Las empresas usuarias contarán con 10 días corridos
para analizarlo, informar sus objeciones y/o sugerir programaciones
alternativas justificándolas en sus requerimientos.
De surgir
este tipo de objeciones, la empresa Transportista deberá reunirse con
sus usuarios a más tardar el 25 de enero y 25 de julio para acordar una
programación satisfactoria para el conjunto.
Antes del
1 de febrero y 1 de agosto las Transportistas deberán enviar al OED su
programa de mantenimiento para el período en estudio, incluyendo la
estimación para los siguientes 30 meses. De no haber llegado a un
acuerdo con sus usuarios enviará:
a) el
programa propuesto por el Transportista y las objeciones de los
usuarios;
b) las
modificaciones propuestas por los usuarios y las objeciones de los
Trasportistas.
En el
punto 2.1.2.3. se indica cómo se procederá en estos casos.
2.1.2.2.
GENERADORES
Las
empresas Generadoras deberán informar antes del 1 de febrero y 1 de
agosto de cada año sus necesidades de mantenimiento para el semestre a
estudiar, incluyendo una estimación para los siguientes 30 meses.
2.1.2.3.
COORDINACION DEL MANTENIMIENTO PROGRAMADO
El OED
analizará todos los pedidos de mantenimiento en conjunto, pudiendo
sugerir modificaciones en función de su efecto sobre la operación
programada, especialmente sobre el riesgo de falla. En particular para
el Sistema de Transporte, considerará los casos en que no hubo acuerdo
con los usuarios y, en base a la información suministrada, definirá el
programa más conveniente desde el punto de vista del despacho conjunto
del Sistema pero teniendo en cuenta las objeciones tanto de los usuarios
como del Transportista.
El OED
deberá reunir a las empresas del MEM antes del 15 de febrero y 15 de
agosto para analizar posibles alternativas, y coordinar y acordar un
programa de mantenimiento que minimice el costo de operación y riesgo de
falla, dentro de las posibilidades de cada empresa de modificar su
programa original propuesto. El OED posee facultades para arbitrar en
caso de no existir acuerdo entre las empresas del MEM respecto a la
programación de los mantenimientos del período.
La reunión
tendrá una duración máxima de dos días. Al comenzar la reunión el OED
presentará un estudio incluyendo:
* el
programa de mantenimiento propuesto;
* las
modificaciones a los pedidos de mantenimiento y su justificación;
* los
resultados del programa propuesto (evolución de precios, riesgo de
falla, evolución de la disponibilidad y reserva de potencia, etc.).
Las
empresas cuyas solicitudes de mantenimiento hayan sido modificadas
podrán objetar el cambio, justificándolo debidamente y proponiendo un
programa alternativo o reiterando el pedido original. Si el motivo se
basa en fechas inmodificables (ej. revisión por fin de garantía o
recepción de un equipo), el OED deberá respetar las fechas de
mantenimiento solicitadas. De lo contrario y de no llegar a un acuerdo,
el OED deberá realizar el estudio de las consecuencias sobre la
programación del mantenimiento solicitado en vez del propuesto por el
OED. Dicho análisis se presentará en el segundo día de reunión. De
resultar menor costo para el mantenimiento solicitado por el Generador,
se adoptará su pedido. Si en cambio genera un sobrecosto y no surge un
acuerdo entre las partes, se adoptará automáticamente la propuesta del
OED.
El
programa acordado será el que se utilizará para la previsión estacional
y se considerará el definitivo para los próximos 6 meses y provisorio
para los restantes 30 meses.
A lo largo
del período, las empresas podrán solicitar modificaciones a su
mantenimiento estacional acordado. De tratarse de un Transportista,
previamente deberá contar con el acuerdo de sus usuarios. El OED
analizará cada pedido y lo rechazará si significa un aumento en más del
5% en el precio estacional respecto al de referencia calculado. De no
ser así, se aceptará la solicitud y se informará a las empresas el nuevo
programa de mantenimiento, con la modificación requerida.
2.2.
MODELADO Y MODELOS
2.2.1.
MODELOS UTILIZADOS
Para la
programación estacional el OED utilizará los modelos para optimización y
planificación de la operación desarrollados para el SIN Argentino por
encargo de la Secretaría de Energía Eléctrica:
a) Modelo
de Optimización OSCAR: tomando un horizonte de 3 años, optimiza el
manejo de los grandes embalses calculando para cada semana la
valorización del agua embalsada, teniendo en cuenta la aleatoriedad dada
por la hidraulicidad, pronósticos de demanda y disponibilidad del parque
y combustibles.
b) Modelo
de Simulación MARGO: con la valorización del agua, realiza el despacho
hidrotérmico semanal, respetando las restricciones que se le indiquen,
fijando como objetivo minimizar el costo total, suma del costo de
operación y el riesgo de falla.
La demanda
se modelará según curvas de carga horaria típicas y se podrá representar
su aleatoriedad respecto a la temperatura.
La
aleatoriedad del aporte hidroeléctrico se tendrá en cuenta utilizando la
serie de caudales registrados desde 1943 en cada uno de los ríos en que
se ubican centrales con potencia instalada y energía firme significativa
dentro de la oferta de Generación total en el MEM. De existir pronóstico
para alguno de ellos, se utilizarán sus aportes previstos: sin
aleatoriedad, si la predicción fuera determinística; con series de
distinta probabilidad asociada, si la proyección fuera estocástica.
En el
modelo OSCAR sólo se optimizarán las centrales hidráulicas con embalses
con capacidad de regulación estacional significativa que puedan afectar
el cálculo de los precios estacionales del Sistema.
Para
incluir el sobrecosto que resulta por la reserva definida para
regulación de frecuencia, de acuerdo a la banda acordada para el período
estacional, se indicará en el modelo, para cada máquina capaz de
participar en la regulación: como potencia máxima, la efectiva menos el
porcentaje correspondiente; y como potencia mínima, el mínimo técnico
más el porcentaje correspondiente.
Las
ofertas de venta de países interconectados, se incluirán en el modelo
MARGO como generación adicional, con sus correspondientes precios. Los
requerimientos de exportación, se incluirán como demanda adicional.
Los
modelos junto con su descripción, instrucciones de uso y base de datos
correspondientes serán suministrados a cada uno de los integrantes del
MEM que lo requiera. Cualquier modificación en los modelos o metodología
a emplear deberá ser acordada con los integrantes del MEM y aprobada
previamente por la Secretaría de Energía Eléctrica.
2.2.2.
MODELADO DE LA OFERTA HIDRAULICA
Los
modelos de programación y despacho deberán representar adecuadamente las
características de las cuencas hidroeléctricas así como las
restricciones que resultan de los correspondientes Contratos de
Concesión y que afectan su operación y despacho. En consecuencia, el OED
acordará con las empresas hidráulicas el modelado que corresponda para
garantizar que en el despacho y operación real se cumplan los
compromisos establecidos en la Concesión, pero que no se limite su
operación más allá de lo requerido por estas condiciones.
2.2.2.1.
EMBALSES CON CAPACIDAD DE REGULACION
Para la
previsión estacional, en el modelo OSCAR sólo se optimizarán las
centrales hidráulicas con embalses con capacidad de regulación (uno o
más períodos estacionales) cuya potencia instalada, energía media y
dispersión de aportes, representen que su operación puede afectar
significativamente el resultado del costo estacional medio del Sistema.
Como resultado de esta optimización se obtendrán las curvas de valor del
agua del período para cada uno de estos embalses.
Para la
programación semanal se podrán incluir en el modelado de los programas
OSCAR y/o MARGO otros embalses que, si bien no tienen la capacidad
suficiente para afectar el resultado medio estacional, sí lo tienen para
afectar el resultado a más corto plazo (semanal o mensual).
Para el
modelado de estas centrales, las empresas hidráulicas informarán al OED,
junto con el resto de los datos estacionales y dentro de los plazos
indicados en el punto 2.1.1., las restricciones que afectan su despacho
(caudales mínimos y/o máximos aguas abajo, pendiente de variación,
etc.).
El OED
recopilará la información (características y restricciones a considerar)
para realizar el modelado a utilizar en la programación y despacho. El
OED deberá respetar la información suministrada por las empresas pero,
en caso de detectar incoherencias o apartamientos respecto a la realidad
observada, podrá sugerir modificaciones. En caso de no llegar a un
acuerdo, deberá mantener la información de la empresa pero dejando
constancia escrita de su objeción y los motivos de la misma.
De no
contarse con toda la información dentro del plazo requerido, el OED
completará los datos faltantes manteniendo los correspondientes al mismo
período estacional anterior, salvo que exista información posterior u
otro motivo válido que justifique su modificación. En este caso,
informará a la empresa el valor asumido y el motivo.
En base a
las características de las cuencas y la información recopilada, el OED
elaborará una o más alternativas de modelado de los embalses para
realizar:
a) la
programación estacional (programas OSCAR y MARGO);
b) la
programación semanal (programas OSCAR y MARGO, y programa de despacho
hidrotérmico semanal);
c) el
despacho diario.
La
propuesta indicará para cada programación:
a) los
embalses cuya capacidad se tendrá en cuenta para optimizar su operación
en el período, junto con la representación prevista de sus
características y restricciones;
b) para
los embalses restantes el modo en que se definirá su oferta de energía
y/o potencia, y el modelado previsto de sus posibilidades de despacho.
Con ello
realizará corridas de prueba de:
a) el
período estacional a programar;
b) dos
semanas típicas del período;
c) dos
días hábiles y dos domingos típicos.
A más
tardar 10 días después de recibir la información, el OED deberá reunir a
las empresas hidráulicas con centrales de embalse cuyo modelado se
proponga modificar respecto al último acordado para presentar los
proyectos de representación de las cuencas y sus resultados incluyendo:
a)
descripción del modelado propuesto;
b) datos
incluidos suministrados por las empresas pero objetados por el OED y los
motivos de la observación;
c) nivel
de los embalses: evolución prevista, cotas mínimas y máximas
resultantes;
d)
caudales agua abajo: variaciones previstas, caudales mínimos y máximos
resultantes;
e)
generación: energía programada, potencia mínima y máxima;
f)
vertimiento: evolución de excedentes vertidos.
Analizando
esta propuesta, las empresas podrán objetar el modelado en tanto no
represente adecuadamente las limitaciones a su operación y despacho, o
sea que en los resultados se verifique que se vulneran las restricciones
que establecen sus compromisos aguas abajo. En este caso podrán
solicitar modificaciones o un modelado distinto, y se realizarán nuevas
pruebas con los programas para ajuste del modelo.
La reunión
tendrá una duración máxima de tres días y en la misma se deberá acordar
el modelado hidráulico a utilizar (estacional, semanal y diario).
El
modelado acordado no se podrá modificar en el período, salvo a pedido de
alguna de las empresas hidráulicas o del OED con la debida justificación
(por ejemplo de verificarse el apartamiento de alguno de los datos
objetados). De considerarse válido el motivo, el OED deberá reunir
nuevamente a todos los hidráulicos modelados en una reunión similar a la
anterior (con corridas de prueba y análisis de resultados) acordar el
nuevo modelado.
Las
centrales hidráulicas de embalse no optimizadas se representarán como
una oferta de energía para cada semana, en base a la información
suministrada por la empresa correspondiente. Dichos valores resultarán
de la operación prevista por la propia empresa en base a sus pronósticos
de aportes y requerimientos aguas abajo. De no contarse con esta
información dentro de los plazos correspondientes, el OED utilizará las
energías semanales correspondientes a la media histórica para la
programación estacional, y la estimada en base a lo que se viene
registrando para la programación semanal y diaria. En el MARGO, el
despacho semanal de esta energía se realizará teniendo en cuenta las
posibilidades de empuntamiento y requerimientos de caudal base en cada
una de las centrales correspondientes.
2.2.2.2.
CENTRALES HIDRAULICAS DE PASADA
En la
previsión estacional, las Centrales ubicada en los ríos Paraná y Uruguay
se modelarán como centrales de pasada pero incluyendo la serie histórica
de los ríos para representar el efecto en el Sistema de la aleatoriedad
de su aporte. El resto de las centrales de pasada se representarán como
una oferta de energía de base para cada semana.
Para la
programación semanal y diaria se podrá decidir representar su capacidad
de embalse de contar con una potencia instalada importante y ser posible
realizar variaciones de nivel que sean significativas para los
resultados de la operación. Esta decisión y el modelado correspondiente
se definirán en la reunión estacional descripta en el punto anterior,
para lo que serán invitadas las empresas correspondientes.
2.3.
PRECIO DE LA ENERGIA
2.3.1.
CALIDAD DEL SERVICIO
2.3.1.1.
CAPACIDAD REGULANTE
Para
fundamentar la elección de una determinada calidad de desempeño ante
desbalances instantáneos de corta duración entre oferta y demanda, el
OED presentará a los consumidores del MEM, como parte de cada
programación estacional, un estudio que vincule el costo de enfrentar
desbalances de distinta magnitud con el costo de la energía no
suministrada asociada a no contar con reserva suficiente para
enfrentarlos.
El OED
utilizará un modelo de confiabilidad, de tipo probabilístico que simule
la falla de los componentes del Sistema Eléctrico. El modelo calculará,
en función de la disponibilidad de las máquinas y reserva para
regulación, la energía no suministrada de corta duración por fallas
aleatorias en el equipamiento en servicio. Cuanto mayor la reserva
rotante sometida a regulación considerada, mayor será el apartamiento
respecto al despacho óptimo sin reserva y, como consecuencia, mayor el
costo de operación, pero menor el costo de falla. En cambio, cuanto
menor sea la reserva, si bien los costos de operación disminuirán, se
incrementará el riesgo de falla de corta duración y su costo asociado.
Para el
semestre, el OED calculará la curva que relaciona distintos niveles de
reserva de potencia para regulación con su costo, dado por el incremento
en el Precio del Mercado más el costo de la energía no suministrada que
resulta para el período. El óptimo será aquel en que el costo total,
igual a la suma del costo de regulación más el de la interrupción
intempestiva probable, resulte mínimo.
2.3.1.2.
CRITERIO ESTACIONAL PARA PROGRAMAR RESTRICCIONES A LA DEMANDA
En base al
modelado hidráulico y datos estacionales acordados, el programa OSCAR
definirá una política de operación de embalses, sugerida como óptima, a
través de la valorización del agua en cada embalse optimizado.
El OED
representará dicha política en la forma de curvas de nivel del embalse
para cada semana, correspondientes a los siguientes valores del agua:
* "cero"
(vertimiento),
* cada
nivel de falla considerado (nivel del embalse asociado a distinta
profundidad del déficit).
Para cada
embalse el OED transformará las curvas de nivel de falla en curvas de
reserva energética convirtiendo el volumen embalsado en la
correspondiente energía almacenada. Totalizando estas curvas de reserva
energética se obtendrá la curva de mínima reserva hidroeléctrica
requerida por el sistema para cada semana del período. Con ello quedará
definida la reserva estratégica mínima cuyo mantenimiento justificará en
la operación del Sistema la aplicación de restricciones a la demanda en
salvaguardia de los objetivos de seguridad y economía establecidos.
2.3.1.3.
CRITERIOS ACORDADOS
A más
tardar el 20 de febrero y 20 de agosto el OED enviará el estudio sobre
capacidad regulante y reserva estratégica mínima a los Generadores,
quienes contarán con 5 días corridos para informar sus observaciones.
Antes del
1 de marzo y 1 de setiembre el OED presentará la propuesta a las
empresas Distribuidoras del MEM, adjuntando las observaciones de los
Generadores, e incluyendo:
* el
criterio propuesto para dimensionar la capacidad de regulación y la
curva potencia regulante- costo, junto con el óptimo recomendado y el
mínimo aceptable para el funcionamiento del Sistema Eléctrico;
* las
curvas de reserva estratégica en embalses para definir la necesidad de
programar cortes al suministro, indicando cotas mínimas en los grandes
embalses de acumulación y/o niveles críticos de reserva operativa en
otros embalses.
Los
Distribuidores contarán con 5 días corridos para analizar la propuesta y
acordar los criterios a utilizar durante el período. Con respecto a la
capacidad regulante podrán acordar una banda distinta al óptimo
propuesto, pero la misma no podrá ser de inferior desempeño que el
mínimo indicado aunque sí mayor. De no llegar a un acuerdo en ese plazo,
se utilizará el óptimo sugerido por el OED. Los Distribuidores a su vez
tomarán conocimiento del criterio de reserva hidráulica estratégica
mínima requerida cuyo mantenimiento justificará durante el período la
aplicación de restricciones al abastecimiento de la demanda.
2.3.2.
PRECIO DEL MERCADO Y PRECIOS LOCALES
Se
considera al Mercado ubicado en el centro de carga del Sistema. El
despacho óptimo se realizará en dicho punto, o sea incluyendo no sólo
los costos de operación de las máquinas sino también el costo de la
vinculación entre la generación y la demanda con el centro de carga.
Como resultado de este despacho se obtendrá el Precio del Mercado (PM).
De existir
restricciones de Transporte o Distribución que no permitan vincular toda
la generación y demanda de un área con el Mercado, se considera que
dicha área se encuentra desvinculada del Mercado. Esta desvinculación
podrá ser total si el área queda desconectada, o parcial si sólo está
afectada por una limitación en la transmisión o una restricción de
operación. En ambos casos tendrá su propio Precio Local (PL) de mercado,
independiente del PM. El precio local de un área exportadora resultará
inferior al PM mientras que el de un área importadora será mayor.
Se
distinguen en consecuencia:
a) un
precio del Mercado, definido como el precio en el centro de carga del
Sistema;
b) precios
Locales, definidos como los precios de áreas desvinculadas del centro de
carga del Sistema por restricciones físicas u operativas.
En
consecuencia, el Precio de Nodo de cada barra de la red de Transporte
será:
a) el PM
transferido hasta el nodo correspondiente de acuerdo a la distancia y
calidad de su vinculación con el centro de carga, si el área
correspondiente está vinculada al Mercado (sin restricciones que afecten
al despacho óptimo);
b) el
precio local que resulte en el área, de estar el nodo dentro de un área
desvinculada del Mercado (por restricciones que no permitan el despacho
óptimo).
Se define
como "área desvinculada" al conjunto de nodos afectado por la existencia
de una restricción activa de transporte entre dicho conjunto y el
Mercado, generando limitaciones al despacho libre en el área.
2.3.3.
FACTORES DE NODO Y FACTORES DE ADAPTACION
Los costos
de suministros (generación + transmisión) correspondientes a absorber
variaciones unitarias de demanda producidos en el centro de carga del
Sistema, son diferentes para cada nodo de la red, y dependen de la
configuración del Sistema de Transporte y del nivel de transmisión en
las líneas que lo vinculan al Mercado.
Para el
semestre, el OED definirá configuraciones características de la red de
Transporte y estados típicos de carga correspondientes al valle, pico y
horas restantes. En base a estos estados típicos, se definirá para cada
punto de Entrada/Salida del MEM un "Factor de Nodo" (FN) Estacional para
cada período tarifario, que representará el nivel de pérdidas marginales
asociado a los intercambios del nodo respecto del centro de carga. La
metodología correspondiente se indica en el Anexo 3.
Para
incluir en los precios de nodo la calidad y confiabilidad de la
vinculación del nodo con el centro de carga, se calcularán los
sobrecostos de los apartamientos respecto del despacho óptimo
(incluyendo la energía no suministrada) por contingencias en la red, y
su probabilidad de ocurrencias. Estos sobrecostos son consecuencia de la
manifestación de costos marginales distintos a cada lado de la
restricción.
Con esta
información se calculará para cada punto de Entrada/Salida del MEM un
Factor de Adaptación Estacional (FA) por período tarifario que califica
la calidad de su conexión con el Mercado y la incidencia que la
confiabilidad del vínculo tiene sobre los precios del Mercado. Dicho
factor se calculará para la configuración de la red y estado del parque
correspondiente a las condiciones medias previstas para los siguientes
doce meses y su sobrecosto asociado permanecerá constante para todo el
período de programación estacional. La metodología correspondiente se
indica en el Anexo 3.
Junto con
la Programación Estacional el OED presentará un estudio de mediano plazo
referente a la evolución de los factores nodales en el tiempo. El
primero de estos estudios se realizará junto con la Programación
correspondiente al período estacional que se inicia el 01/05/92. Se
presentarán resultados para 5 años consecutivos, y se adicionarán dos
años de corte representativos del siguiente quinquenio.
A través
de estos factores (FN y FA por período tarifario) quedará incluido el
Ingreso Variable del Transporte (IVT) en el precio de la energía que
pagan los Distribuidores y cobran los Generadores.
Para los
Distribuidores vinculados a un solo punto de Entrada/Salida del MEM, sus
factores de nodo y de adaptación serán los correspondientes a esa barra.
Si están vinculados a más de uno, los factores se calcularán como el
promedio ponderado por energía de los nodos correspondientes. Dicha
energía se obtendrá de los flujos de potencia estacionales con que se
definieron los factores nodales para las distintas franjas de
tarificación.
Para
aquellos Distribuidores que no estén vinculados directamente a punto de
Entrada/Salida del MEM sino a través de otras instalaciones de
distribución, los factores de nodo y adaptación a utilizar serán los de
estas últimas. Si están vinculados a más de un Distribuidor, los
factores nodales se calcularán como el promedio ponderado por energía de
los factores de los Distribuidores correspondientes.
2.3.4.
PRECIO DE REFERENCIA DE LA ENERGIA
Para la
conformación del precio de referencia estacional se consideran los
siguientes cuatro componentes de la oferta de generación:
*
Generación incluida en la formación de precios.
*
Generación excluida de la formación de precios.
*
Importación.
*
Autogeneración.
Por otro
lado, la demanda se considerará integrada por:
*
Distribuidores.
* Grandes
Consumidores.
*
Exportaciones previstas por solicitud de países interconectados.
* Demanda
de bombeo.
2.3.4.1.
GENERACION EXCLUIDA DE LA FORMACION DE PRECIOS
Del
cálculo del precio del Mercado se excluirán todos los motores Diesel y
las Turbinas de Gas que sólo pueden quemar Gas Oil ya sea por no estar
equipadas para consumir gas natural, no tener acceso a la red de gas o
resultar insuficiente la presión en la red de transporte de gas. El
listado de dichas máquinas al 30-04-92 se adjunta como Anexo 5.
Todo
Generador que quede excluido en la formación del precio de la energía
será remunerado por su generación a su costo operativo (CO).
2.3.4.2.
GENERACION INCLUIDA EN LA FORMACION DEL PRECIO DE MERCADO Y LOS PRECIOS
LOCALES
Con los
modelos indicados y la base de datos estacional acordada, el OED
realizará la programación del período correspondiente efectuando el
despacho en el Centro de Carga. La transferencia de cada grupo Generador
hasta el Mercado se realizará afectando su costo marginal por los
factores nodales que representan su vinculación con el centro de carga,
obteniendo así su costo marginal en el Mercado (CMM).
TABLA 3 (Formato PDF, 84 KB)
Con estos
costos (de generación más transporte) y teniendo en cuenta las
restricciones de Transmisión u operativas, se realizará el despacho
óptimo de mínimo costo total y se determinará la previsión de precios
para cada semana del período estudiado:
a) el
Precio del Mercado PM en el centro de carga, que corresponderá al de la
máquina en el Mercado (máquinas en áreas cuyo despacho no se ve afectado
por restricciones) con mayor CMM, eliminando las máquinas excluidas;
b) los
Precios Locales PLi para las áreas que resulten desvinculadas por
restricciones físicas u operativas, considerando todas las máquinas en
dicha área.
La Demanda
y la Generación se encuentran distribuidas a lo largo del Sistema de
Transporte y Distribución, lo que significa que pueden surgir
restricciones a la factibilidad de llevar energía desde un Generador
conveniente para el despacho hasta donde la Demanda lo requiera. El
despacho óptimo ideal, o sea independiente de la configuración de la
red, correspondería al caso en que la capacidad de transmisión,
compensación, reactivo, etc. fuera infinita y no generase limitaciones.
Esta situación se representará como un despacho en barra única sin
incluir ninguna restricción de operación (Despacho Ideal).
Toda
limitación operativa o de Transmisión no se considerará activa en tanto
no afecte este despacho ideal. Cuando, por el contrario, una restricción
fuerza, un alejamiento del despacho ideal, se considerará que el área
correspondiente (formada por todos los nodos afectados por la
limitación) pasa a estar desvinculada y define su propio precio local de
Mercado.
La
definición de las áreas desvinculadas del Mercado se harán detectando
cuando se activa una restricción. Para cada semana del período se
comparará el Despacho Programado con el Despacho Ideal. Los
apartamientos detectados respecto al despacho ideal indicarán los
períodos en que el área correspondiente se desvincula del Mercado al
activarse una restricción. Para el caso del Transporte la restricción
resultará activa cuando el despacho requiera superar algún límite de
trasferencia.
Para áreas
exportadoras desvinculadas del Mercado por efecto de una restricción:
a) Si la
generación local es exclusivamente térmica, el PL representa el costo
marginal local, dado por la máquina de mayor costo dentro del área (no
existen máquinas excluidas);
b) si hay
generación hidráulica de centrales con embalse y la desvinculación no
fuerza el vertimiento, la energía hidráulica se valorizará con el PM en
el momento de la desvinculación y el PL resultará del despacho
hidrotérmico local para estas condiciones;
c) si hay
generación hidráulica y la restricción genera vertimiento al producirse
la desvinculación, aquélla se valorizará computando la energía exportada
por el sistema de transporte (ET) al PM en el momento de activarse la
restricción (PMo), y la energía restante, (EG - ET) a costo marginal
cero.
TABLA 4 (Formato PDF, 85 KB)
Se
incluirán en la base de datos las ofertas de venta de países
interconectados con sus precios afectados por los factores nodales
correspondientes, las que serán consideradas en el despacho como
generación adicional.
El PM
resultante del despacho será el correspondiente a la generación
requerida para cubrir:
* la
demanda abastecida (demanda pronosticada de los Distribuidores menos
déficit previsto), más * la demanda de bombeo que resulte despachada en
la programación, más * la reserva definida para regulación de
frecuencia.
Para el
análisis de requerimientos de exportación, se realizará una nueva
corrida del MARGO incluyendo las solicitudes de compra como demanda
adicional. De esta programación se obtendrán las posibilidades de cubrir
las exportaciones solicitadas (o sea, que exista el excedente necesario)
y el nuevo precio de mercado (PM'). Se informará al país comprador el
precio resultante de acuerdo a los Convenios de Interconexión vigentes
(CEXP) y, de estar de acuerdo, se incluirá en la programación la energía
de exportación (GEXP).
2.3.4.3.
ENERGIA IMPORTADA
Las
ofertas de países interconectados consistirán de paquetes de energía y/o
potencia y un precio asociado. Dicho precio deberá tener en cuenta lo
indicado en el respectivo Convenio de Interconexión.
Estas
ofertas se modelarán como máquinas adicionales cuyo costo es el precio
requerido. Para el despacho dicho precio transferido al Mercado (a
través de los factores FN y FA del nodo de interconexión) será
considerado en la formación de precios. Sin embargo, el precio a pagar
por la importación deberá ajustarse a lo establecido en el Convenio y
podrá diferir del precio del Mercado. A través de los factores nodales
quedará incluido el ingreso variable del Transporte asociado a la
importación.
De la
programación se obtendrá la previsión de compra estacional de energía a
países interconectados, resultado del despacho del Sistema y las ofertas
de importación.
Los
productores de países interconectados podrán también, de no mediar
impedimentos en el convenio de interconexión, vender a través de
Contratos en el Mercado a Término (ver Capítulo 4).
En ambos
casos deberán asumir los cargos fijos de Transporte que le correspondan
al igual que los restantes agentes reconocidos del MEM.
2.3.4.4.
AUTOGENERACION
Los
autogeneradores resultarán despachados en la medida que sus precios
solicitados transferidos hasta el Mercado resulten inferiores a los del
Sistema sin esta generación adicional. Las normas según las cuales se
incorporarán como agentes del MEM se incluyen como Anexo 12.
2.3.4.5.
PRECIO DE REFERENCIA DE LA ENERGIA
En base a
la programación estacional realizada, se obtendrá para cada semana "s"
el PM previsto en los períodos de pico, valle y horas restantes (PMsk).
El PM estacional por período tarifario "k" (PMk) se calculará como el
promedio ponderado de los precios semanales utilizando como peso la
Demanda semanal abastecida (demanda pronosticada menos la falla
prevista) correspondiente al período.
TABLA 5 (Formato PDF, 86 KB)
De surgir
previsión de períodos con áreas desvinculadas del Mercado con precio
propio distinto del PM, y en tanto exista energía que no intervenga en
la formación de precios del Mercado (generación excluida), se genera una
diferencia con respecto al PM en el precio del despacho.
En cada
semana s del período, los sobrecostos para cada período tarifario "k"
serán los debidos a:
a) los
precios locales que se hubieran manifestado en el período (PLik),
llevados al mercado a través de los factores nodales correspondientes,
multiplicados por la demanda abastecida en el área desvinculada del
mercado y dividida por la demanda total abastecida en el período;
TABLA 6 (Formato PDF, 87 KB)
b) la
generación excluida (GENEXCLi), con su precio reconocido (costo de
operación COi) llevado al mercado a través de sus factores nodales,
multiplicado por la relación entre la energía generada y la demanda
abastecida;
TABLA 7 (Formato PDF, 88 KB)
c) los
precios de convenio correspondiente a la importación (PIMPi), llevados
al mercado a través de los factores nodales, y multiplicados por la
relación entre la energía importada y la demanda abastecida.
TABLA 8 (Formato PDF, 88 KB)
El precio
de referencia para cada período tarifario se obtendrá sumando al PM
medio del período los sobrecostos semanales previstos.
TABLA 9 (Formato PDF, 86 KB)
Dicho
precio corresponde al valor medio esperado del Precio en el Mercado Spot
para el período en estudio.
2.3.4.6.
PRECIO ESTACIONAL PARA DISTRIBUIDORES
El precio
estacional por período de tarificación "k" que debe pagar cada
distribuidor j resulta:
TABLA 10 (Formato PDF, 87 KB)
siendo:
*
DIFESTak= la diferencia del período estacional anterior (Saldo de la
cuenta de Apartamientos) correspondiente al área A donde está ubicado el
Distribuidor.
*
DABASTak= demanda prevista a abastecer en el área durante el período
tarifario k.
El
Distribuidor deberá pagar aparte los cargos fijos dentro del ámbito del
Transporte, así como por los servicios de Subtrasmisión si
correspondiera, que le permitan acceder a los nodos de entrada/salida
que le sean asignados en el MEM (uno o más).
2.4.
PRECIO DE LA POTENCIA
2.4.1.
POTENCIA DECLARADA
Al
realizar sus proyecciones de demanda de energía y pronosticar sus curvas
de carga características, el Distribuidor deberá determinar también su
previsión de demanda de potencia pico máxima.
Las
empresas Distribuidoras declararán su potencia pico para los próximos 2
semestres y los siguientes 8 semestres. En la operación real, el
Distribuidor que supere su potencia declarada pagará una penalización.
En consecuencia, el valor declarado debe corresponder a la potencia
máxima prevista más la tolerancia que el Distribuidor considere
necesaria para cubrirse de posibles apartamientos.
La
Potencia de Referencia se definirá sumando el 60% de la potencia
declarada para los primeros 2 semestres (pesando 30% cada semestre) más
el 40% de la correspondiente a los siguientes 8 semestres (pesando 5%
cada semestre).
La
potencia para los primeros 2 semestres no podrá ser modificada. El valor
para los 8 semestres siguientes podrá ser modificado una vez
transcurridos los primeros 2 semestres, al comienzo de un nuevo período
estacional, no admitiéndose otra modificación posterior durante los
siguientes 2 semestres.
Para
modificar su declaración de potencia, la Distribuidora deberá informar
al OED antes del 1 de marzo o 1 de setiembre, definiendo la nueva
potencia convenida para los primeros 2 semestres y siguientes 8. De no
suscribirse una nueva declaración dentro del plazo indicado, se
considerará que continúan vigentes los valores de la última previsión.
En caso
que por algún motivo faltara la declaración de potencia de un
Distribuidor dentro del plazo correspondiente, el OED la definirá como
la potencia máxima registrada en los últimos 12 meses, incrementada en
un porcentaje del 15%.
2.4.2.
PRECIO DE LA POTENCIA PUESTA A DISPOSICION
2.4.2.1.
PRECIO DE LA RESERVA
El MEM
pagará por la POTENCIA PUESTA A DISPOSICION (PPAD) a las máquinas
despachadas más las que sean aceptadas para integrar la reserva fría
definida por el OED. para los días hábiles fuera del período de valle.
El precio máximo a pagar lo determinará la S.E.E. Los valores vigentes
expresados en dólares por MW por hora fuera del valle (hfv) los días
hábiles son:
- 01/11/92
al 30/04/94: 5 U$S/Mw hfv
- Después
del 01/05/94: 10 U$S/Mw hfv
El OED
informará a las empresas de Generación del MEM antes del 20 de febrero y
20 de agosto el criterio propuesto para el período estacional en la
definición del nivel de reserva fría térmica (típicamente TG) requerido
así como la reserva mínima indispensable para la Operación del Sistema y
sus fundamentos. Las empresas podrán hacer observaciones dentro de los
siguientes 5 días.
Antes del
1 de marzo y el 1 de setiembre el OED presentará a las empresas
Distribuidoras del MEM la propuesta para dimensionar la reserva fría en
el período estacional, la reserva mínima requerida y las observaciones
de los Generadores. Los Distribuidores contarán con 5 días corridos para
fundamentar apartamientos respecto del óptimo propuesto, no pudiendo
resultar la reserva inferior al mínimo indicado pero sí mayor que el
propuesto por el OED. De no llegarse a un acuerdo en ese plazo, se
adoptará la propuesta del OED.
La reserva
fría lenta (típicamente TV) será aportada por los generadores bajo
contratos de suministro, o sea con compromisos de disponibilidad de
potencia, cuando no sean despachados y queden disponibles.
2.4.2.2.
SOBREPRECIO POR RIESGO DE FALLA
Junto con
la programación del período, se obtendrá un pronóstico de Energía no
Suministrada (ENS) por falla de larga duración, calculado como la
esperanza matemática de la falla que resulta para cada uno de los años
hidrológicos considerados.
Para cada
semana en que surja una previsión de déficit superior al 0,7% de la
demanda, se considerará que existe Riesgo de Falla y la PPAD recibirá
una remuneración especial superior al precio definido en el punto
anterior, a través de un sobreprecio a la energía generada los días
hábiles fuera del período de valle. Dicho sobreprecio se calculará en
base al Costo de la Energía No Suministrada (CENS) y la profundidad del
déficit. La fórmula correspondiente se indica en el Anexo 6.
El CENS ha
sido determinado por la Secretaría de Energía Eléctrica, a través de
estudios de valorización económico-social de la energía no suministrada.
En base a ello se han fijado los siguientes valores para el CENS en
dólares por kwh no suministrado (kwh NS):
- 01/11/91
al 30/04/94: 0,750 U$S/kwhNS
- Después
del 01/05/94: 1,500 U$S/kwhNS
2.4.3.
PRECIO DE LA POTENCIA A DISTRIBUIDORES
La
Remuneración Total por Potencia (REMPOT) se estimará en la programación
estacional integrando en el período:
a) la
sobrevalorización de la energía en las semanas con riesgo de falla;
b) la
remuneración de la PPAD para las semanas sin riesgo.
El Precio
de Referencia de la Potencia (POTREF) se calculará dividiendo esta
remuneración total por la suma de las potencias de referencias
declaradas (POTMAX) multiplicadas por el número de meses del período:
TABLA 11 (Formato PDF, 81 KB)
Cada
Distribuidor pagará en cada mes del período un CARGO FIJO calculado como
el producto del precio de referencia por la potencia de referencia
declarada.
En la
operación real cada día que el Distribuidor se exceda de la potencia
declarada, deberá pagar una penalización calculada con el C.E.N.S.
correspondiente al período.
PRECIO
POTENCIA EXCEDENTE ($ / MW / día) = 0.25 * CENS * 18 hs.
2.5.
REMUNERACION DEL SERVICIO DE TRANSPORTE
El ámbito
de la Red de Transporte se define en el Anexo 11. La remuneración del
Servicio de Transporte incluye:
a) un
ingreso variable por energía transportada (IVT) entre nodos de distinto
precio asociado;
b) un
cargo fijo por conexión puesta a disposición;
c) un
cargo fijo por capacidad de Transporte puesta a disposición;
El
presente régimen de remuneración está dirigido al equipamiento
existente, y debe considerarse firme para el mismo. Antes del próximo
1/11/92 la SEE definirá un sistema integral de precios para el
trasporte, dirigido fundamentalmente a la remuneración del nuevo
equipamiento que se incorpore a través del Régimen de Concesión del
Servicio Público del Transporte en los términos de la Ley 24.065.
2.5.1.
INGRESO VARIABLE POR ENERGIA TRANSPORTADA
Se calcula
como la diferencia entre el valor de la energía extraída en el extremo
receptor y el de la inyectada en el extremo emisor.
El precio
de la energía en cada nodo i estará dado por:
* el PM
transferido al nodo a través de los factores correspondientes (PM x FNi
x FA1) si el nodo está conectado al Mercado;
o * el PL
si está en un área desvinculada.
Al pagar
los Distribuidores y cobrar los Generadores a través de sus respectivos
precios de nodos (PN), queda implícitamente remunerado el ingreso
variable del trasporte, incluidas las pérdidas.
Para una
línea que conecta un nodo emisor 1 (que inyecta una energía E1) con un
nodo receptor 2 (que toma una energía E2), el ingreso variable del
Transportador resulta:
2.5.2.
CARGO POR CONEXIÓN
Los
agentes reconocidos del MEM deberán abonar un cargo por su conexión a la
red de transporte. En cada nodo de conexión al Sistema de Transmisión,
se incluirá todo el equipamiento necesario para transferir la energía
desde y hasta las barras de alta tensión de la red (interruptores,
seccionadores, protecciones, transformadores de rebaje, compensación
reactiva, etc.).
La SEE
establecerá por resolución el cargo fijo por hora de capacidad de
conexión puesta a disposición, por tipo de equipamiento. Este rubro
deberá cubrir estos estándar de operación y mantenimiento.
En la
programación estacional se indicará el cargo por hora de conexión y el
factor de proporción de este cargo que corresponderá pagar a cada
usuario, de la Red de Transporte.
El pago se
realizará al finalizar cada mes en función al número de horas reales de
disponibilidad.
De haber
equipamiento compartido (por ejemplo transformadores) cada usuario k
abonará la parte que le corresponde del cargo por conexión en forma
proporcional a su potencia máxima requerida (FACTCik).
2.5.3.
CARGO FIJO POR CAPACIDAD DE TRANSPORTE
Los
agentes reconocidos del MEM deberán abonar un cargo por capacidad de
transporte puesta a disposición, que reconocerá el conjunto del
equipamiento serie de transmisión en el ámbito de la Red de Transporte.
La SEE
establecerá por resolución el cargo fijo por hora de capacidad de
transporte puesta a disposición y por tipo de equipamiento. Este rubro
deberá cubrir costos estándar de operación y mantenimiento.
El cargo
por capacidad de Transporte será abonado en forma proporcional por los
usuarios del sistema. Para ello se definirá el Area de Influencia de
cada nodo. Se entiende por área de influencia al conjunto de líneas y
demás instalaciones de la red directa y necesariamente afectado por el
ingreso o egreso de potencia del usuario de la red, que incrementan la
potencia transportada ante un incremento en dicho ingreso o egreso.
A partir
del flujo de potencia probable para las horas pico del período
estacional, se determinará el Area de Influencia correspondiente a cada
generador vinculado a un nodo exportador y a cada distribuidor vinculado
a un nodo importador.
Para ello,
en los nodos exportadores se analizarán incrementos δPGk dejando como
barra flotante el nodo Mercado (centro de carga del Sistema) teniéndose
en cuenta sólo aquellas líneas "i" necesariamente vinculadas al nodo en
que las variaciones de potencia resultantes en las mismas δ(PLik)
positivas.
El cargo
fijo por capacidad de Transporte a pagar en cada nodo exportador k de
una línea i será:
TABLA 12 (Formato PDF, 93 KB)
donde:
TABLA 13 (Formato PDF, 96 KB)
Cuando a
un nodo exportador estén vinculados varios generadores, conectados o no
a la red de transporte, se repartirán el cargo fijo correspondiente en
forma proporcional a su potencia nominal, obteniéndose así su factor de
participación en dicho equipamiento.
Análogamente se realizará en el caso de Distribuidores conectados a un
área importadora, considerándose como factor de proporcionalidad su
potencia máxima declarada POTMAX.
En la
programación estacional se indicará el cargo por hora de capacidad
puesta a disposición y el factor de proporción para cada usuario.
El nuevo
Generador podrá incorporarse al sistema sin limitaciones si los
incrementos que provoca en la potencia transportada no exceden la
potencia máxima en cada interconexión. Estas potencias máximas serán
fijadas por el OED en base a los criterios de operación y confiabilidad
de servicio vigentes. En el Anexo 16 se describe el procedimiento
correspondiente.
2.5.4.
APLICACION FUERA DEL AMBITO DE LA RED DE TRANSPORTE
Toda
actividad de trasferencia de energía en bloque de y hasta la Red de
Trasporte, o entre generadores y grandes usuarios o distribuidores
vinculados por contratos de abastecimiento del Mercado a Término se
considerará "transporte en bloque" aunque utilice instalaciones fuera
del ámbito de Transporte definido en el anexo 11.
Los
agentes reconocidos del MEM están obligados a suministrar acceso libre a
la capacidad remanente de sus instalaciones requeridas para el
transporte en bloque, a cambio de una remuneración que se podrá acordar
libremente entre las partes.
Las partes
deberán comunicar al OED la remuneración acordada para ser incluida en
la información requerida para la facturación. De no existir esta
comunicación el OED considerará que el servicio no se remunera.
Si las
partes no llegan a un acuerdo, a pedido de cualquiera de ellos, con
aprobación de la Secretaría de Energía Eléctrica y sin derecho a
apelación, el O.E.D. calculará la remuneración correspondiente de
acuerdo a las reglas en aplicación en la Red de Transporte. Para ello
incluirá en el cálculo de factores nodales todos aquellos nodos externos
al ámbito de los concesionarios de transporte, que resulten relevantes
(nodos de entrada/salida al MEM).
2.5.5.
TRANSACCIONES DE POTENCIA REACTIVA
Todos los
agentes reconocidos del MEM son responsables por el control del flujo de
energía reactiva en sus puntos de intercambio con el MEM. En el Anexo 4
se detalla el contenido general de ese compromiso. Con la participación
de los agentes del MEM el OED los reglamentará y pondrá en vigencia el
1-8-92.
Los
apartamientos respecto del compromiso nominal darán lugar a
transacciones de potencia reactiva que asumen las siguientes modalidades
posibles:
a) Por
apartamientos en los puntos de intercambio con la Red de Transporte
(falta de equipamiento).
- si se
alcanzan con equipamiento de otro agente del MEM los "Valores Tolerados"
establecidos, la parte requiriente pagará a la otra en proporción al
equipamiento evitado, en la forma de créditos y débitos sobre el cargo
fijo de conexión.
- si no se
alcanzan los "valores tolerados", las partes en incumplimiento pagan un
excedente respecto del cargo de conexión, proporcional al equipamiento
faltante. Este cargo no es percibido por el transportador, por lo que
queda en la Cuenta de Apartamientos.
b) Por
apartamientos transitorios en los puntos de intercambio con la Red de
Transporte (imprevisión y/o indisponibilidad de equipamiento), se
establecerán pagos por horas y magnitud de incumplimiento. Estos pagos
serán recíprocos cuando se alcancen los "valores tolerados", o
implicarán pagos a la Cuenta de Apartamientos, cuando no se alcancen.
Al inicio
de cada período estacional, en base al equipamiento de reactivo
declarado por los generadores y transportistas y del reactivo requerido
por la demanda, se realizarán flujos de carga para verificar el
cumplimiento de la calidad de servicio (mantenimiento de los niveles de
tensión requeridos y sobrecarga de equipamiento).
Por otra
parte, se determinarán los cargos fijos que deberán abonar los
generadores (CHRG), transportistas (CHRT), distribuidores y grandes
usuarios (CHRD) por los apartamientos permanentes en su compromiso de
reactivo, como asimismo los pagos asociados a incumplimientos
transitorios.
2.5.6.
CARGOS FIJOS Y PRECIOS EN EL AMBITO DE LA RED DE TRANSPORTE
Los
precios vigentes a partir del 01/05/92 para el conjunto de las
instalaciones de la Red de Transporte incluidos en el Anexo 11 serán:
a) Cargo
por conexión (horarios):
CHCONEX =
N500 + N200 + PTRA, siendo:
N500 = 8
$/h por cantidad de salidas de 500 kV asociadas al usuario.
N200 = 5
$/h por cantidad de salidas de 220 kV asociadas al usuario.
PTRA =
0,036 $/h x MVA de transformación.
b) Cargo
por capacidad de Transporte:
Para
interconexiones de 500 kV 50 $/100km x h x LAT
Para
interconexiones de 220 Kv 30 $/100km x h x LAT
siendo LAT
el número de Líneas de Alta Tensión en la interconexión.
c)
Remuneración máxima del transporte:
Para
interconexiones de 500 kV 5500 $/km x semestre x LAT
Para
interconexiones de 220 kV 3500 $/km x semestre x LAT
Para las
transacciones de reactivo o pagos por apartamientos no tolerados, los
precios vigentes a partir del 01/05/1992 para las instalaciones
existentes serán:
a)
Reactivo de generadores o compensadores sincrónicos y estáticos (CHRG) =
0,09 $/h x MVAr
b)
Reactivo a suministrar por reactores o capacitores (CHRD y CHRT) = 0,05
$/h x MVAr
Todas las
penalizaciones de reactivo se harán sobre la base de 0,9 $/hs x MVAr
2.6.
REEMBOLSO DE GASTOS DEL OED
Los gastos
en que incurra el OED, serán presupuestados en forma semestral, con
apertura mensual. Este presupuesto incluirá todas las necesidades tanto
en materia de gastos directos, como indirectos e inversiones. El
reembolso de los gastos mensuales presupuestados estará a cargo de todos
los agentes del mercado.
El
presupuesto semestral del OED no podrá superar un valor tope expresado
como el 0,65% del importe total de las ventas en el MEM en el período.
El OED
presentará dicho presupuesto antes del 1 de marzo y 1 de setiembre de
cada año a las empresas integrantes del MEM, quienes contarán con 15
días corridos para enviar objeciones y/o sugerir modificaciones. A más
tardar el 1 de abril y 1 de octubre el OED lo elevará, junto con las
observaciones realizadas, a la SEE.
El
presupuesto se prorrateará mensualmente entre cada empresa integrante
del MEM proporcionalmente al volumen de su transacción en el mes (sea
compradora o vendedora) incluyendo las transacciones que se realicen en
el Mercado a Término.
Coincidentemente con las revisiones trimestrales de la programación
estacional, el OED podrá proponer fundamentalmente ajustes al
presupuesto, sujetos al mismo procedimiento antes descripto.
Si de la
ejecución presupuestaria de un período estacional surgieran excedentes,
éstos serán incorporados como partida presupuestaria en el período
siguiente.
2.7.
PRECIO ESTACIONAL A DISTRIBUIDORES
Para el
período se determinará para cada Distribuidor el precio que pagará por
su compra en el MEM de acuerdo a una tarifa binómica calculada en base a
la programación estacional.
a) Un
cargo por la energía por cada período tarifario, que incluye la reserva
para regulación de frecuencia y el cargo variable del Transporte. Este
cargo se obtiene del Precio de Referencia Estacional de la Energía de
cada período tarifario afectado por los correspondientes factores
nodales (FN y FA).
b) Un
cargo fijo por potencia, derivado del precio de Referencia de la
potencia y de la Potencia de Referencia declarada.
Mensualmente el Distribuidor pagará además:
c) por el
Servicio de Operación y Despacho, en proporción a su transacción en el
M.E.M.;
d) el
cargo por Conexión y Capacidad de Transporte;
e) los
cargos fijos por potencia reactiva y las penalizaciones que puedan
corresponder.
A más
tardar el 15 de marzo y el 15 de setiembre de cada año el OED presentará
los estudios estacionales (ver Anexo 7) a los integrantes de MEM,
quienes contarán con 14 días corridos para producir observaciones. El
OED analizará dichas observaciones pudiendo incorporar algunas o todas
ellas y reprogramar el período recalculando los precios a
Distribuidores. El OED elevará a la S.E.E. antes del 15 de abril y el 15
de octubre la propuesta de precios de venta a Distribuidores, basada en
los estudios convalidados, junto con las observaciones realizadas por
las empresas.
Antes del
5 de mayo y el 5 de noviembre, la S.E.E. ajustará por Resolución los
precios de venta a Distribuidores para los períodos que comienzan el 1
de mayo y el 1 de noviembre respectivamente. Vencido este plazo, se
entiende que continúan vigentes los precios correspondientes al período
anterior.
2.8.
ACTUALIZACION TRIMESTRAL
Transcurridos 3 meses del período estacional, el OED actualizará los
estudios de programación del despacho y cálculo de precios para lo que
resta del período.
Para ello,
las empresas deberán informar antes del 20 de junio y 20 de diciembre
los pedidos de cambios al programa de mantenimiento acordado para el
período estacional.
Los
cambios en el mantenimiento de la red de Transporte deberán haber sido
acordados previamente con los usuarios del área de influencia. De surgir
observaciones contrarias y no poder llegar a un acuerdo entre las partes
antes del 20 de junio y 20 de diciembre, el Transportista deberá enviar
al OED las distintas alternativas de mantenimiento con sus
correspondientes objeciones. El OED definirá la más conveniente entre
ellas desde el punto de vista de operación del Sistema en conjunto
(Mínimo Costo Marginal de corto Plazo evaluado en "el Mercado") pero
también teniendo en cuenta las objeciones de cada parte.
El OED
analizará el nuevo mantenimiento conjunto (grupos generadores y sistema
de Transmisión) que resulta y podrá solicitar a las empresas
modificaciones en función de su efecto sobre la programación de la
operación. El OED deberá reunir a las empresas del MEM antes del 5 de
julio y 5 de enero para acordar la actualización correspondiente al
programa de mantenimiento definitivo para el trimestre y el provisorio
para los siguientes treinta meses. La reunión tendrá características
similares a la realizada para la programación estacional.
Se
utilizará la base de datos estacional original, incorporando las
modificaciones que las empresas informen hasta el 5 de julio y 5 de
enero y las modificaciones realizadas por el OED a los datos objetados
en la programación semestral cuyo comportamiento registrado durante el
primer trimestre verificó la validez de la objeción. Si el OED detecta
para alguno de los datos informados un apartamiento significativo con
respecto a lo registrado en los primeros 3 meses, podrá solicitar su
modificación. De no llegarse a un acuerdo con la empresa
correspondiente, el OED deberá mantener el valor indicado por la empresa
pero dejando constancia de su observación. Durante el trimestre, el OED
realizará el seguimiento de cada dato observado y, de verificarse la
objeción realizada, lo podrá modificar como se indica en el punto 2.1.1.
La
previsión de demandas recibirá un tratamiento diferencial dado su efecto
directo sobre los precios. En caso de detectarse apartamientos
significativos en el trimestre que modificaran sustancialmente el precio
real con respecto al previsto, si la empresa Distribuidora no ajusta su
previsión a la realidad observada en los primeros 3 meses, el OED la
reemplazará por una estimación propia, previo acuerdo de la SEE Se
dejará indicado que dicha demanda no corresponde a la previsión del
Distribuidor y los motivos de su modificación.
No se
modificarán los criterios para la reserva y capacidad regulante que
fueron acordados para el período estacional.
Antes del
15 de julio y el 15 de enero, el OED presentará el estudio a las
empresas del M.E.M., quienes tendrán 5 días corridos para producir
observaciones. El OED las analizará y podrá incorporar algunas o todas
ellas y reprogramar el trimestre.
A más
tardar el 25 de julio y 25 de enero, el OED elevará a la S.E.E. la
revisión de precios a Distribuidores, adjuntando un informe con los
datos modificados con respecto a la programación estacional (haciendo
notar aquellos observados por el O.E.D. y los motivos) y las
observaciones de las empresas del MEM. Se hará notar el efecto sobre los
resultados de estas modificaciones. El informe tendrá un formato similar
al estudio estacional (ver Anexo 7).
Si la
Secretaría de Energía Eléctrica considera que el cambio que resulta es
suficientemente significativo, antes del 5 de agosto y 5 de febrero
ajustará por Resolución los precios de venta a Distribuidores para los
períodos que comienzan el 1 de agosto y 1 de febrero. Vencido este plazo
sin intervención de la Secretaría de Energía Eléctrica, quedarán firmes
los precios estacionales definidos al comienzo del semestre.
2.9.
ANALISIS DE LOS RESULTADOS, INFORMES MENSUAL, TRIMESTRAL Y ESTACIONAL
Antes del
día 15 de cada mes, el OED producirá para conocimiento de la S.E.E. y
empresas del MEM un informe analítico sobre la gestión de operación del
sistema y funcionamiento de los mercados el mes anterior, con particular
referencia a cada uno de los apartamientos significativos observados
respecto a la programación con que se definió el precio a Distribuidores
(Anexo 8).
Se
adjuntará una recopilación de las modificaciones a la base de datos
estacional, tanto las solicitadas por las empresas en el transcurso del
mes como las realizadas por el OED al verificarse la objeción realizada
a un dato observado. Se incluirá una actualización de la programación de
la operación para lo que resta del período haciéndose notar las
implicancias de las modificaciones sobre el resultado económico esperado
respecto al originalmente programado en el estudio para establecer los
precios a Distribuidores del período.
Quince
días antes de cumplirse los primeros tres meses del período, el OED
producirá un informe trimestral de seguimiento (proyectando los días
faltantes), que junto con el estudio de proyección del siguiente
trimestre mencionado en 2.8. constituirá la base de la decisión de
revisión de precios por parte de la Secretaría de Energía Eléctrica.
Quince
días antes de finalizar el período estacional, el O.E.D., producirá un
anticipo de resultados proyectados tanto en este adelanto, como en el
informe trimestral se incluirá el saldo previsto de la Cuenta de
Apartamiento, totalizando el apartamiento real registrado, y el
proyectado para lo que resta del trimestre.
Al
finalizar el período estacional, el OED producirá un informe final del
período, comparando los resultados reales de la operación con la
previsión estacional, teniendo en cuenta el ajuste trimestral de haberse
realizado. El informe tendrá un formato similar al mensual (ver Anexo
8). Se harán notar los apartamientos entre la remuneración global a los
Generadores y Transportistas, y los pagos de los Distribuidores.
3.-
MERCADO DE PRECIOS HORARIOS (MERCADO SPOT)
3.1.
PROGRAMACION SEMANAL Y RIESGO DE FALLA
3.1.1.
INFORMACION BASICA
A más
tardar a las 10:00 hs. del penúltimo día hábil de cada semana
calendaria, las empresas deberán enviar al OED la información necesaria
para realizar el despacho de la semana siguiente y una estimación
aproximada para la semana subsiguiente (ver Anexo 9). Será
responsabilidad del OED fijar los datos faltantes manteniendo como
válidos los utilizados en la semana anterior, salvo que se haya
observado una diferencia importante que justifique su modificación. En
este caso, el OED deberá informar a la empresa el valor asumido y su
justificación. En vista de la importancia de las demandas previstas en
la definición del riesgo de falla, de faltar las previsiones de las
empresas correspondientes, el OED definirá los valores a utilizar con un
modelo de pronósticos de demanda, como se indica en el punto 3.1.2.
Con
respecto a los precios combustibles y fletes, para los Generadores con
contratos o precios estacionales declarados, se utilizarán los precios
reconocidos en la programación estacional. Si el Generador realiza un
contrato de abastecimiento de combustibles o de fletes durante el
transcurso del período estacional, deberá declararlo en el MEM y pasará
a ser su precio reconocido para el resto del período, limitado por el
máximo estacional reconocido. El resto de los Generadores podrá informar
un precio para el mes (Precio Mensual Declarado) junto con la
información para la programación de la primera semana de cada mes. El
OED lo cotejará con el Precio Máximo Mensual (ver Anexo 13), que
actualizará e informará mensualmente. El OED reemplazará precios
declarados por encima de este tope por el máximo reconocido. Para los
Generadores sin contratos ni precios declarados, el OED utilizará los
Precios de Referencia Mensual. Estos precios no podrán ser modificados a
lo largo del mes y serán los utilizados para la programación semanal y
diaria, el despacho y el cálculo de precios horarios de la energía.
El OED
deberá respetar la información suministrada por las empresas e
incorporarla a la Base de Datos Semanal. Sin embargo, de resultar datos
incongruentes respecto al conjunto o con diferencias significativas
respecto a lo que se ha registrado en las últimas semanas, el OED podrá
solicitar su modificación aclarando los motivos. En el caso demandas
podrá indicar la diferencia con respecto a los valores previstos con el
modelo de demandas. De no llegarse a un acuerdo, el OED deberá respetar
el valor informado por la empresa pero dejando constancia de su
observación en la información enviada con la programación semanal.
Durante la
semana el OED realizará el seguimiento de los datos observados. Si
durante dos días se verifica una diferencia superior al 10% con respecto
al dato informado por la empresa y dicho apartamiento se corresponde con
la objeción indicada, se considerará que la observación del OED es
válida y quedará habilitado para modificar el valor para el resto de la
semana y toda la semana siguiente en la Base de Datos Semanal de acuerdo
al criterio indicado en la observación (o sea, si el OED observa un dato
empresario porque considera que debería ser menor, de verificarse la
validez de la observación podrá disminuir el dato pero no aumentarlo).
En este caso, deberá informar a la empresa que el dato objetado se
considera modificable, y el valor adjudicado por el OED.
Hasta el
penúltimo día hábil de cada semana, las empresas podrán solicitar al
O.E.D. mantenimientos correctivos para la semana siguiente. El O.E.D.
analizará estas solicitudes en función de la urgencia del pedido y su
efecto sobre la programación semanal prevista (riesgo de falla, precios,
etc.) y coordinará un programa de Mantenimiento Correctivo Semanal,
buscando el óptimo para el Sistema. En consecuencia, podrá no aceptar
pedidos, justificándolo debidamente y de no llegar a un acuerdo con la
empresa sobre una fecha alternativa. En la operación real de la semana,
toda salida imprevista (contingencia) o prevista pero no incluida en el
programa de mantenimiento estacional ni en el programa correctivo
semanal será considerada forzada a los efectos de evaluar la
indisponibilidad de la máquina.
Asimismo,
el OED recabará las solicitudes de autogeneradores para realizar
transacciones en el MEM. Sólo se considerarán los pedidos recibidos
dentro del plazo indicado para ser incorporados a la Base de Datos
Semanal.
Será
responsabilidad del OED canalizar las solicitudes de
importación/exportación de países interconectados. Las mismas sólo
podrán ser recibidas dentro de los plazos indicados para ser
incorporadas a la Base de Datos y consideradas en la programación
semanal. Estas operaciones de compra/venta de empresas de países
interconectados en el Mercado Spot serán aceptadas o rechazadas por el
OED de acuerdo al despacho del Sistema, no requiriendo aprobación previa
de la SEE.
3.1.2.
MODELOS UTILIZADOS
Incorporando a la Base de Datos Estacional los datos semanales y las
modificaciones al período estacional informadas por las empresas, se
correrá el modelo OSCAR con el horizonte de 3 años partiendo del estado
actual del Sistema, para revalorizar las reservas en los grandes
embalses del Sistema. Luego se correrá el modelo MARGO para simular la
operación de la semana siguiente partiendo del estado inicial previsto,
y las previsiones para esa semana. Se incluirán las ofertas de venta de
países interconectados, como generación adicional al precio solicitado.
De existir
solicitudes de compra de países interconectados, se realizará una nueva
corrida del MARGO incorporando la energía solicitada como un pedido de
compra, o sea una demanda adicional cuyo cubrimiento sólo se hará de
existir excedentes de generación para cubrirla (no genera déficit). Se
determinarán así las posibilidades de cubrir la energía requerida, el
sobrecosto respecto a la programación sin exportación, y el precio a ser
empleado en la operación de venta, según las características del
respectivo Convenio de Interconexión.
Con el
modelo MARGO se obtendrá la energía a ubicar en la semana a programar y
la siguiente en aquellas centrales hidráulicas que por su capacidad de
embalse y potencia instalada pueden afectar significativamente dentro de
la semana los precios del Sistema. La definición de las centrales
hidráulicas a optimizar en la semana se realizará al acordar el modelado
hidráulico en la previsión estacional. Para el resto se tomarán como
dato los paquetes de energía que oferten las empresas correspondientes
en base a sus pronósticos.
Para ello,
el OED enviará cada semana a las centrales de interés regional, y
capacidad de embalse menor, las previsiones de precios (PM y PL) y de
riesgo de falla para las semanas correspondientes a los siguientes doce
meses. Las empresas podrán utilizar estos datos para determinar el
manejo óptimo de sus embalses dentro de las restricciones que fijan a su
operación los compromisos agua abajo (riego, consumo de agua,
navegación, etc.).
Tomando
como dato los paquetes de energía hidráulica en cada embalse para las
siguientes dos semanas, se optimizará su ubicación a lo largo de las dos
semanas, en paquetes diarios divididos en períodos de una o más horas
(no podrán superar el correspondiente período tarifario), mediante un
modelo de despacho hidrotérmico semanal (MDHS). La función objetivo a
minimizar será el costo total variable del Sistema, evaluado en el
Mercado, y resultado de la suma del costo de combustible (a través del
costo marginal de las máquinas) más el transporte (a través de los
factores FN y FA) y la valorización de la energía no suministrada.
El modelo
tendrá en cuenta:
* un
horizonte de 7 a 14 días;
*
requerimientos de importación y exportación de países interconectados;
*
requerimientos de compra/venta de autogeneradores;
*
posibilidad de definir agrupamiento de máquinas de acuerdo al nivel de
detalle requerido;
*
disponibilidad de distintos tipos de combustibles por central térmica o
grupo de máquinas, para definir la distribución óptima de combustibles;
*
requerimiento de banda de reserva para regulación;
* una
representación de la red que permita representar restricciones de
Transmisión y operación que afecten los resultados del despacho a nivel
semanal;
*
representación de distintos tipos de centrales hidráulicas y de sus
limitaciones al despacho diario (requerimientos aguas abajo,
posibilidades de empuntamiento, etc.);
*
representación de centrales de bombeo para definir sus requerimientos de
bombeo y despacho de generación en la semana.
El modelo
a utilizar así como cualquier modificación futura en el mismo, o la
metodología utilizada deberá contar con la aprobación de la S.E.E.
El OED
dispondrá de un plazo de 12 meses a partir del 1/5/92 para adaptar las
herramientas en uso o incorporar nuevas tal que el programa de despacho
semanal se adecue a los requerimientos antes expuestos. El modelo y
metodologías propuestas será presentado a las empresas del MEM, quienes
podrán sugerir modificaciones. Una vez finalizado el desarrollo del
programa, el OED lo presentará a la S.E.E. para su aprobación. A partir
de entonces, el modelo junto con su descripción, manual de uso y base de
datos requerida estará a disposición de todos los integrantes del MEM.
Mientras
se pone en servicio la nueva metodología, la programación semanal, se
continuará realizando con la metodología actualmente en uso (Despacho
Energético Semanal DES).
El OED
contará con un plazo de 6 meses a partir del 1/5/92 para poner en
servicio un modelo para proyección de demandas (PRODEM) a nivel semanal
y diario, teniendo en cuenta:
*
sensibilidad a las condiciones climáticas,
* demandas
reales registradas en el período anterior.
La
metodología propuesta por el OED será presentada antes del 1/8/92 a las
empresas del MEM, quienes contarán con 15 días para su análisis y
sugerir modificaciones o una metodología alternativa. El OED, teniendo
en cuenta estas observaciones, será el responsable de que se desarrolle,
por personal propio o requiriéndolo a terceros, un programa adecuado a
las necesidades señaladas. Una vez finalizado, el OED presentará el
modelo a la S.E.E. para su aprobación. A partir de entonces, el modelo
junto con su descripción, manual de uso y base de datos requerida estará
a disposición de todos los integrantes del MEM.
3.1.3.
DESPACHO SEMANAL
Se
correrán en primer lugar los modelos OSCAR y MARGO para determinar en
los embalses a optimizar los paquetes de energía hidráulica óptimos a
ubicar en la semana para minimizar el costo total futuro de operación,
incluyendo el costo de falla, manteniendo el horizonte de 3 años con las
modificaciones que puedan haber surgido en los datos estacionales
previstos.
El
criterio para el uso del agua dentro de la semana se hará con el Modelo
de Despacho Hidrotérmico Semanal (MDHS), admitiendo un apartamiento de
hasta el 5 % en la energía hidroeléctrica despachada para una central
con respecto al óptimo estimado por el programa MARGO. El OED podrá
solicitar a los respectivos generadores hidráulicos modificar la energía
de las centrales optimizadas, utilizando como criterio la valorización
del agua que resulta del modelo OSCAR, o pedir apartamientos respecto a
la energía ofertada al resto de las centrales con menor capacidad de
almacenamiento.
Si en el
despacho semanal surge una previsión de déficit, el OED correrá el
modelo de demandas (PRODEM) para definir las proyecciones de demanda
semanal para cada empresa, que se considerarán las de referencia. Si
para algún Distribuidor o Gran Usuario la demanda informada supera la de
referencia en más de un 5 %, el OED reemplazará la previsión declarada
por el pronóstico del modelo e informará a la empresa correspondiente.
Con las demandas así convalidadas, se realizará el despacho semanal y se
establecerá si existe riesgo de déficit.
El
despacho se realizará en el centro de cargo del Sistema teniendo en
cuenta el efecto y costo asociado al Sistema de Transmisión. Para ello,
al comienzo de cada semana el OED definirá:
a) la
configuración típica prevista en la red de Transporte (de ser necesario
podrá ser más de una):
b) por lo
menos 6 estados de carga representativos, de días hábiles y restantes en
sus franjas de tarifación.
En base a
ello, el OED mediante un modelo específico realizará flujos de carga
para determinar en cada barra de la red de Transporte así como en puntos
de entrada/salida del MEM que lo requieran los Factores de Nodo
Semanales para cada período tarifario (ver Anexo 3). Los factores
representativos de la calidad de la conexión con el mercado (FA) también
se recalcularán semanalmente manteniendo fija la constante de
potenciación KPA, como se indica en el Anexo 3. Con estos factores de
nodo y adaptación se fijará el costo de cada generador transferido al
centro de carga y el precio de nodo vinculado al Mercado con que se
calculará su remuneración.
En vista
de ello, las hipótesis y estados definidos como característicos en el
cálculo de los factores no debe apartarse significativamente de la
realidad que resulte. Cuando surjan modificaciones, el OED deberá
recalcular los factores nodales para las nuevas situaciones previstas.
En consecuencia, al finalizar la semana, la misma habrá quedado dividida
en uno o más períodos de iguales características, con duración de uno o
más días, con sus correspondientes factores nodales por período
tarifario.
Para los
Generadores vinculados directamente a la Red de Transporte, se utilizará
el factor de nodo y de adaptación de la barra de conexión. Para aquellos
que se vinculan al MEM a través de instalaciones de un Distribuidor, los
factores de adaptación (FA) a utilizar serán los correspondientes a la
jurisdicción provincial a la que están conectados, y los factores de
nodo (FN) resultarán del cálculo antedicho extendido a su barra de
ingreso al SADI. Si el Generador se vincula a través de varios puntos de
conexión, los factores nodales se calcularán como el promedio de los
correspondientes FA y FN ponderados por la energía que entrega en cada
uno.
En función
de la configuración prevista en la red y composición de la oferta, el
OED determinará las restricciones de Transporte y generación forzada
vigentes, que serán incluidas en el Despacho Semanal.
Como
resultado del despacho se obtendrá para cada día típico y período
tarifario la previsión de:
* precio
del Mercado PM;
* áreas
que resultan desvinculadas del Mercado por actuar restricciones de
Transmisión u operación y el correspondiente precio local PL.
No se
considerarán para el cálculo de precios las máquinas excluidas, que
figuran en el Anexo 5.
Del modelo
resultará además la previsión por tipo de día y período tarifario de:
* paquetes
de energía por central hidráulica;
* energía
no suministrada;
* paquetes
de generación térmica y consumo de combustibles;
* paquetes
de importación y/o exportación con países interconectados.
A lo largo
de la semana, de surgir modificaciones significativas en las hipótesis
consideradas (ya sea en la oferta, demanda o las restricciones), se
actualizará la base de datos semana, se recalcularán los factores
nodales (FN y FA) y se realizará el redespacho del resto de la semana.
Con esto se redefinirán los paquetes de generación, consumo de
combustibles, precios y energía no suministrada. Se enviarán los
resultados correspondientes a las empresas del MEM de un modo similar a
la del despacho semanal (punto 3.1.3.3).
3.1.3.1.
DETERMINACION DEL RIESGO DE FALLA Y REMUNERACION ADICIONAL
Si el
parque térmico y nuclear resulta insuficiente en las condiciones
previstas de demandar disponibilidad térmica e hidráulica, en el
despacho surgirá una previsión de energía no suministrada (ENS) semanal.
Cuando este déficit supere el 0,7% de la demanda, el OED definirá que la
semana tiene Riesgo de Falla.
En este
caso, la capacidad se remunerará a través de un sobreprecio a la energía
generada, Sobreprecio Por Riesgo de Falla (SPRF), los días hábiles fuera
del período de valle. El horario de valle se definirá entre las 0:00 hs.
y 6:00 hs., pudiendo el OED modificarlo cuando lo justifiquen razones
operativas o estacionales. La fórmula correspondiente al cálculo del
SPRF se indica en el anexo 6.
La
Remuneración Adicional (RAH) prevista por riesgo de falla para cada día
hábil resulta:
RAH = TDH
* SPRF
donde TDH
es la generación necesaria para cubrir la demanda prevista de un día
hábil en el horario fijado, o sea que incluye las pérdidas del
transporte.
De existir
restricciones de Transporte que determinen distintas áreas de riesgo, se
discriminará la falla por área y se definirá el sobreprecio y
remuneración adicional para cada una.
Para
garantizar el cobro de esta remuneración adicional, los Generadores
térmicos y nucleares deberán informar al OED antes de las 18:00 hs. del
domingo la PPAD por Centro de Generación y/o máquina para cada día hábil
de la semana siguiente. Esta lista se considerará la oferta de Parque
térmico-nuclear disponible. Durante la semana, el OED verificará que se
mantiene la oferta de disponibilidad, eliminando de la misma toda
máquina que se declare indisponible o limitada por debajo de la potencia
informada por más de 18 horas. Todo Generador que se debe eliminar de la
lista dos veces en el transcurso de cuatro semanas por no cumplir su
oferta de disponibilidad, quedará inhabilitado de ofrecerse en la lista
de oferta de disponibilidad para semanas con riesgo de falla durante las
siguientes 12 semanas. El OED informará al Generador correspondiente
cuando ésta suceda.
Durante el
transcurso de la semana, diariamente se realizará un redespacho semanal.
De mejorar las condiciones en el Sistema para una semana con riesgo de
falla, podrá resultar que desaparece el déficit previsto. En ese caso,
el OED informará a las empresas y se dejará de pagar el sobreprecio a la
energía (SPRF) pagándose en cambio un sobreprecio a la PPAD a aquellas
máquinas térmicas disponibles que hayan informado su disponibilidad, o
sea que estén en la lista confeccionada el domingo. Si por el contrario,
empeora la situación energética, podrá surgir una previsión de déficit
en una semana definida como sin riesgo. En este caso no se pagará ningún
sobreprecio pero podrá resultar necesario aplicar restricciones al
suministro.
Cuando la
situación del Sistema (estado de los grandes embalses, reserva
energética embalsada, etc.) llegue a los valores mínimos previstos en la
Programación Estacional y sus revisiones, se considerará necesario
aplicar restricciones al abastecimiento. En este caso el OED definirá un
programa tentativo de cortes para la próxima semana, que informará
conjuntamente con la programación semanal.
Se
analizará en primer lugar la parte de la demanda que no se podrá
abastecer por restricciones en el Sistema de Transmisión o Distribución
(ENSTRANS). De contar alguna de estas demandas con contrato de
abastecimiento, se informará al Generador correspondiente la parte de su
demanda contratada que se prevé no poder abastecer por imposibilidad de
llevar la energía hasta el punto convenido.
El OED
considerará luego del déficit de generación (ENSGEN), o sea el déficit
restante luego de descontar a la ENS total la demanda no abastecida por
restricciones de transporte.
ENS =
ENSTRANS + ENSGEN
Se
excluirá de aplicar restricciones por déficit de generación a los
Distribuidores, Grandes Usuarios y Generadores del Mercado a Término que
tengan un contrato de abastecimiento con garantía de suministro siempre
que el Generador correspondiente que debe abastecerlo cuente con la
disponibilidad necesaria para cubrir todos sus contratos (ya sea con
generación propia o de terceros con los que tenga contratos de reserva).
Si un
Generador con contratos por falta de disponibilidad (propia más
contratada a otros) no alcanza a cubrir todos sus contratos de
abastecimiento, se convertirá en un demandante en el Mercado Spot por la
diferencia entre la potencia contratada y su propia capacidad de
generación (dada como la disponibilidad de sus máquinas más la de los
grupos con quienes tenga contratos por reserva fría).
Un
Distribuidor o Gran Usuario con contrato de reserva fría con una máquina
prevista en servicio (disponible) se considerará tomando de su contrato
la parte de su demanda que ésta puede abastecer y en el Mercado Spot
comprando el resto de su demanda (demanda total menos disponibilidad de
las máquinas contratadas como reserva).
El OED
distribuirá el déficit de generación semanal previsto (ENSGEN)
proporcionalmente a la demanda de cada comprador en el Mercado Spot,
incluyendo:
* toda la
demanda sin contratos,
* la
demanda no cubierta de los Distribuidores y Grandes Usuarios con
contratos de reserva fría,
* la
compra de los generadores que no pueden cumplir sus contratos de
abastecimiento.
Para la
previsión semanal, el OED supondrá que el corte que le corresponda a un
Generador con contratos de abastecimiento garantido que sale a comprar
al Mercado Spot se reparte entre los Distribuidores o Grandes Usuarios
con los que está ligado contractualmente en proporción a sus demandas
contratadas. O sea, resultará como si el demandante comprara en el
Mercado Spot la parte proporcional de la compra total del Generador con
quien tiene contrato.
De este
modo se obtendrá una previsión de restricciones al abastecimiento a
aplicar la semana siguiente para cada comprador del Sistema.
Restricciónk = ENSGEN * COMPRAk / COMPRATOT
3.1.3.2.
DETERMINACION DE LA RESERVA FRIA
Si la
semana resulta definida sin riesgo de falla, el OED informará la
magnitud de la reserva fría que constituirá los días hábiles y
solicitará ofertas a todas las máquinas térmicas de punta. Los
Generadores convocados que deseen participar deberán informar antes de
las 12:00 hs. del último día hábil su oferta para la semana siguiente
indicando su grupo:
a)
potencia puesta a disposición;
b) precio
por MW puesto a disposición;
c) tiempos
comprometidos para entrar en servicio y llegar a plena carga.
Esta
oferta representará un compromiso por parte del Generador de, en caso de
ser requerido, poner en servicio la potencia ofertada dentro de los
tiempos indicados. En consecuencia, el Generador al presentar su oferta
deberá tomar los márgenes suficientes en la definición de los tiempos
como para garantizar que en la operación real pueda cumplirlos.
La
capacidad comprometida por "Contratos a término de reserva fría" (ver
Capítulo 4) no se considerará en la conformación técnica de la reserva
necesaria para el sistema, ni podrá ser ofertada en el concurso de
reserva ya que se encuentra comprometida por su contrato.
El OED
conformará un orden de mérito entre estas ofertas, ordenándolas en base,
no sólo al precio, sino también a la ubicación geográfica de la máquina,
la velocidad de entrada y toma de carga indicada, así como el
comportamiento real observado anteriormente si trabajó como reserva
fría.
En la
lista de mérito quedarán ordenadas primero las máquinas que no hayan
fallado como reserva fría y luego aquellas que, estando en reserva fría,
al ser solicitada su entrada en servicio no hayan cumplido su compromiso
ofertado. Aquellas máquinas que hayan fallado en su compromiso de
reserva 3 veces en el transcurso de 60 días quedarán automáticamente
excluidas de participar en el concurso de reserva fría durante los
siguientes 6 meses.
La lista
de mérito se confeccionará en el centro de carga del Sistema. En
consecuencia, para tener en cuenta la ubicación de la máquina y calidad
de su vinculación con el Mercado, en la definición de la lista de mérito
se afectará el precio ofertado por los correspondientes factores nodales
(FN y FA) definiendo de este modo el precio en el centro de carga.
El OED no
podrá aceptar ofertas cuyo precio sea mayor que el máximo fijado para el
período. También podrá rechazar ofertas por motivos técnicos debiendo en
este caso justificarlo debidamente.
El OED
pondrá en conocimiento de los agentes reconocidos del MEM y de la SEE un
reglamento para la realización de estos concursos, ateniéndose a los
principios enunciados (anexo 15).
3.1.3.3.
ENVIO DE LA PROGRAMACION SEMANAL
Antes de
las 14:00 hs. del penúltimo día hábil de cada semana, el OED informará a
cada Generador:
a) su
programa de producción semanal, aclarando si no está previsto su
despacho;
b) el PM
previsto;
c) los
períodos en que está previsto quedar desvinculado del Mercado y el
correspondiente PL;
d) el
nivel de falla previsto en su área junto con el correspondiente
sobreprecio y remuneración adicional;
e) el
valor del agua en cada embalse optimizado;
f) para
los Generadores térmicos su previsión de consumo de combustibles;
g) la
utilización del parque marginal y su costo operativo;
h) la
utilización de energía importada y su precio, cuando sea superior al PM;
i) los
factores nodales de la semana por período tarifario;
j) las
restricciones vigentes de Transporte y operativas, incluyendo parque
forzado;
Junto con
esta información se señalarán los datos utilizados que fueron observados
por el OED y el motivo de cada observación.
A los
países interconectados que hayan ofertado energía, se les informará si
se la tomará mientras que a aquellos que hayan solicitado comprar se les
indicará si existe el excedente y el precio al que se vendería.
De
definirse cortes programados a la demanda, el OED enviará a los
Compradores las restricciones previstas. Los Distribuidores y Grandes
Usuarios podrán indicar hasta las 10:00 hs. del último día hábil
requerimientos a tener en cuenta en la programación diaria de las
restricciones (horarios más convenientes, duración, etc.). Por su parte,
los Generadores con contratos que también resulten compradores por falta
de disponibilidad propia, podrán informar dentro del mismo plazo su
requerimiento en cuanto al modo de repartir entre sus contratos el corte
programado para su compra. De no recibir estos requerimientos
especiales, el OED considerará que se acepta el criterio de, en la
operación diaria, repartir las restricciones en forma proporcional a la
compra.
3.2.
DESPACHO DIARIO Y PRECIOS EN EL MERCADO
3.2.1.
INFORMACION BASICA
Todos los
días, antes de las 10:00 hs. se deberá suministrar al OED la información
necesaria para realizar el predespacho del día siguiente y cualquier
modificación a los datos previstos para el resto de la semana.
En el caso
de sábado, domingo y días feriados, el día hábil previo se informarán
los datos requeridos para los días feriados y el primer día hábil
subsiguiente. De surgir durante el fin de semana o días feriados
modificaciones en los datos previstos, la empresa deberá notificar al
OED el cambio para ser incorporado a la base de datos y tenerlo en
cuenta en el despacho.
Será
responsabilidad del OED completar los datos faltantes con los valores
utilizados el mismo tipo de día anterior, modificando sólo aquellos en
que existan apartamientos que los invaliden. En este caso, el OED deberá
informar a la empresa correspondiente el cambio realizado y su
justificación. Las demandas recibirán un trato diferencial. En caso de
no suministrar previsiones algún Distribuidor o Gran Usuario, el OED
calculará con el modelo de pronóstico de demandas los valores a
utilizar.
El OED
deberá respetar la información de las empresas e incluirla en la Base de
Datos Diaria (Anexo 10). Sin embargo, en el caso de observar
incongruencias en el conjunto que puedan afectar al Sistema en su
operación, podrá solicitar modificaciones. De no llegar a un acuerdo, el
OED deberá utilizar la información indicada por la empresa pero dejando
constancia de su observación en la programación diaria que enviará a las
empresas del MEM.
Al
finalizar el día, el OED analizará el comportamiento real de los datos
objetados. Si se verifica que alguno se aparta en más del 10% del valor
declarado por la empresa y que esta diferencia se corresponde con la
objeción realizada, el OED quedará habilitado para el resto de la semana
ajustar este dato de acuerdo al criterio indicado en su observación al
mismo. En este caso, informará a la empresa que se ha verificado la
validez de la observación y el ajuste realizado cada día en que
modifique el valor declarado por la empresa.
Para el
equipamiento indisponible o con limitaciones, se lo considerará fuera de
servicio o con la misma restricción salvo que dentro del plazo indicado
la empresa notifique su hora de entrada prevista.
Se
considerará que continúa vigente el compromiso de:
* reserva
fría de las máquinas ofertada en la programación semanal,
* reserva
lenta de los Generadores con contratos en el Mercado a Término que no
hubieran resultado despachados, salvo que en plazo indicado el Generador
informe su disponibilidad.
El OED
canalizará los requerimientos diarios de importación/exportación por
parte de países interconectados que deberán ser recibidos dentro del
mismo plazo que el resto de los datos diarios. Los mismos serán
aceptados o rechazados por el OED de acuerdo al despacho óptimo diario
que resulte, no requiriendo autorización de la S.E.E.
Asimismo,
recabará las solicitudes de compra/venta de los autogeneradores
reconocidos, que serán incorporados al despacho diario siempre que
envíen la información requerida dentro de los tiempos establecidos.
3.2.2.
MODELO UTILIZADO
La
programación diaria se realizará con un modelo de despacho hidrotérmico
del Sistema, que optimizará la ubicación horaria de los paquetes de
energía hidráulica diarios. La función objetivo será minimizar el costo
total, medido como la suma de costos de operación llevados al centro de
carga más la energía no suministrada.
El modelo
permitirá:
*
representar la configuración de la red con el nivel de detalle necesario
para tener en cuenta las restricciones que afecten el despacho diario
(limitaciones de Transmisión, máquinas forzadas, etc.);
* realizar
flujos de carga representativos para garantizar que el despacho se
ajusta a las restricciones de Transporte y Operación que se le definan;
*
representar el parque térmico y nuclear en detalle, con disponibilidad
de distintos tipos de combustibles por central o máquina y sus
correspondientes precios para definir la mezcla óptima, con su consumo
específico y factores nodales para definir el despacho, con su consumo
propio para definir su potencia neta, con sus restricciones a la
variación de carga horaria máxima, con sus posibilidades de aportar a la
regulación de frecuencia primaria y secundaria;
*
representar el tiempo mínimo que debe transcurrir entre la parada y
rearranque de la máquina, y el costo de arranque y parada de máquinas;
*
representar el requerimiento de banda de potencia como reserva para
regulación y la penalización en caso de su no cumplimiento;
*
representar distintos tipos de cuencas y embalses (de pasada, de
embalse, centrales encadenadas y la influencia entre ellas, diques
compensadores o reguladores, etc.) y las restricciones aguas abajo que
afectan el despacho horario hidráulico;
*
representar centrales de bombeo para definir su operación diaria óptima;
*
representar solicitudes de compra/venta de autogeneradores;
* incluir
con respecto a los países interconectados, ofertas de exportación con
sus precios solicitados (como generación adicional disponible) y
requerimientos de importación como demanda adicional que se puede no
abastecer si no existe el excedente requerido (no genera falla).
El modelo
a utilizar así como cualquier modificación en el mismo o la metodología
utilizada deberá contar con la aprobación de la S.E.E. Tanto el modelo
diario como su descripción, manual de uso y base de datos estará a
disposición de todos los integrantes del MEM.
El OED
dispondrá de un plazo de 12 meses a partir del 1/5/92 para adaptar los
programas utilizados actualmente y/o incorporar nuevas herramientas, tal
que el modelo de despacho diario cumple los requerimientos indicados.
Mientras tanto, se continuará realizando el despacho diario con el
modelo Programa Económico de Máquinas (PEM), actualmente en uso.
3.2.3.
PREDESPACHO
3.2.3.1.
DESPACHO DE CARGAS Y DETERMINACION DEL PM
El
despacho diario será realizado todos los días por el OED. Los viernes y
días hábiles previos a un feriado se realizará el despacho previsto para
el fin de semana o días feriados y el primer día hábil subsiguiente.
Este despacho será indicativo para las empresas. Los sábados, domingos y
días feriados se realizará el despacho del día siguiente y el OED
informará a las empresas la nueva programación de surgir diferencias
respecto a la informada el último día hábil. De no recibir notificación
del OED dentro de los plazos correspondientes, la empresa considerará
que el despacho indicativo previsto pasa a ser el predespacho válido
para el día siguiente.
Se deberá
realizar en primer lugar un redespacho semanal para definir los paquetes
de energía hidráulicas a ubicar el día a despachar, teniendo en cuenta
el horizonte semanal y las modificaciones que puedan haber surgido en
las previsiones. De ser necesario, de acuerdo a los apartamientos que
hayan resultado en las hipótesis, se redefinirán para el resto de la
semana los factores nodales. De haber mejorado las condiciones para una
semana definida con riesgo, en el redespacho semanal podrá resultar que
ha desaparecido el riesgo de falla y el OED deberá informar a todos los
Generadores junto con el envío de la programación diaria el
levantamiento del riesgo de falla. En este caso, el resto de la semana
no se pagará el SPRF a la energía generada sino que se pagará un
sobreprecio por PPAD a las máquinas disponibles que están en la lista
confeccionada el domingo precedente.
Utilizando
la Base de Datos Diaria y los resultados del redespacho semanal (energía
hidráulica a despachar), el OED realizará el despacho hidrotérmico
diario del Sistema para dos casos:
a) sin
restricciones (despacho libre),
b)
incluyendo las restricciones de Operación, Transmisión y Distribución
pero sin incluir las restricciones dadas por el arranque/parada de
máquinas (tiempo mínimo de parada y el costo de arranque/parada).
La
trasferencia entre cada nodo y el Mercado se hará a través de los
factores nodales calculados en la programación semanal o, de haber
surgido modificaciones, en el redespacho correspondiente.
La
generación "excluida" será tenida en cuenta en el despacho energético
pero no se considerará para el cálculo de precios. Con respecto a la
generación hidroeléctrica, se admitirá un apartamiento de hasta el 5 %
en la energía despachada para una central con respecto al óptimo
definido en despacho o redespacho semanal.
En base a
los dos despachos realizados, el OED determinará la previsión de precios
de la energía y para cada hora establecerá:
a) el PM
previsto (el precio más caro entre los costos marginales trasferidos al
centro de la carga de las máquinas vinculadas al Mercado);
b) la
máquina que define el PM;
c) las
áreas que, por actuación de restricciones, se apartan del despacho
óptimo y generan un mercado local con precio propio PL y la máquina
dentro del área que lo define.
3.2.3.2.
PROGRAMAS DE CARGAS Y DEFINICION DE PRECIOS LOCALES
Una
restricción activa (ya sea de transporte, distribución u operativa) se
manifiesta como una diferencia en el despacho de máquinas de un área
respecto del despacho en barra única sin restricciones, evidenciando las
limitaciones impuestas al Sistema. Aquellas áreas en que se modifique el
despacho, y para las horas en que esto sucede, se considerarán
desvinculadas del Mercado. Su precio local estará dado por el mayor
precio dentro de su área.
Para
determinar los programas de carga del parque, se realizará un nuevo
despacho teniendo en cuenta las restricciones de arranque/parada. Las
máquinas turbovapor de base no se sacarán de servicio por despacho si la
salida despachada resulta con una duración inferior al Tiempo Mínimo
Requerido entre Parada y Rearranque (TMIN) informado por el Generador en
la Base de Datos del Sistema. De no informarse dicho valor para alguna
máquina turbovapor, se considerará 12 horas. Si la duración prevista de
la salida (TS) es mayor que el mínimo correspondiente, el OED sólo la
mantendrá en servicio de resultar económico una vez computado su costo
de arranque y parada correspondiente al tiempo TS. Toda máquina que
quede en servicio sólo por condiciones de arranque y parada (tiempo
mínimo o costo) se considerará forzada y se la tratará en esa hora como
una máquina excluida del cálculo de precios, cobrando en consecuencia
por su energía el costo operativo (ver Anexo 14).
La
generación de las centrales del bombeo se despachará en base a la
energía prevista en el redespacho semanal realizando ajustes menores de
ser necesario.
3.2.3.3.
DESPACHO DE COMBUSTIBLES
En el
programa de despacho diario se incluirá la previsión de combustibles
suministrada por los Generadores, que se debe corresponder con sus
respectivos contratos de abastecimiento de existir, (cuota de gas, stock
de combustibles líquidos y/o carbón, precios correspondientes de ser
necesario) y la información respecto a restricciones en las
posibilidades de quemado de los distintos tipos de combustibles en las
máquinas.
El
programa de despacho optimizará en función a la disponibilidad de
máquinas y de combustibles con sus correspondientes precios, que
definirán los precios de la energía (PM y PL). Se obtendrá entonces como
resultado, junto con los precios de la energía y programas de cargas,
una previsión de consumo de combustible en cada máquina. De este modo se
determinará la distribución dentro de cada central de la cuota de gas
prevista, que corresponde al despacho óptimo y que se utilizará para la
fijación de precios de la energía.
Los
precios de combustibles y fletes utilizados serán los mismos que los de
la programación semanal.
3.2.3.4.
PROGRAMACION DE RESTRICCIONES AL ABASTECIMIENTO
El O.E.D.
deberá definir los programas de restricciones horarias a aplicar. De
estar previsto de la programación semanal la necesidad de aplicar
restricciones al abastecimiento, se realizará el despacho horario de la
ENS prevista para ese día. Por otra parte, en caso de surgir de la
programación diaria que la generación disponible resulta insuficiente
para abastecer la demanda prevista, el programa de despacho determinará
una previsión de déficit horario.
Se
discriminará dentro del déficit previsto (ENS) dos tipos:
— uno
atribuible a limitaciones en el Sistema de Transmisión y/o Distribución
(ENSTRANS);
— otro
debido a déficit de generación y/o requerimiento de limitar la
generación hidráulica para mantener la reserva estratégica en embalses
(ENSGEN).
ENS =
ENSGEN + ENSTRANS
Primeramente, se analizarán las restricciones de Transporte y se
definirá para cada nodo el nivel de déficit que surge por imposibilidad
de llegar hasta la demanda a abastecer (TRANSk).
Para el
déficit de generación, en los contratos de abastecimiento con garantía
de suministro se considerará que los Distribuidores y Grandes Usuarios
compran su demanda contratada del Generador correspondiente (o sea no
compran en el Mercado Spot) siempre que el mismo cuente con la
disponibilidad necesaria para cubrirlo, ya sea con generación propia
(PPADk) o con generación de otra máquina con la que tenga contrato por
reserva (PRESERVk). De no ser así, el Generador pasará a ser comprador
en el Mercado Spot con una demanda igual a la potencia faltante para
cubrir su requerimiento contratado.
Si bien el
compromiso horario de los Generadores está dado por la suma de las
potencias contratadas, para el caso de déficit en el Sistema se
considerará que su compromiso incluye además el nivel de pérdidas
previstas. Para un contrato entre una Demanda ubicada en un nodo i y un
Generador ubicado en un nodo j, las pérdidas correspondientes previstas
se evaluarán en función de los factores de nodo semanales.
(FNDem -
FNGen) * Dem. Contratada / 2
En
consecuencia, para un Distribuidor o Gran Usuario con contratos de
abastecimiento garantido, no se aplicarán restricciones por déficit de
generación cuando el Generador responsable del contrato no compra en el
Mercado Spot (COMPRAk= 0).
Se define
como Falla de un Generador con Contrato de Abastecimiento a la
imposibilidad de cumplir su garantía de suministro contratado por
indisponibilidad propia, o sea que la suma de sus potencias contratadas
más pérdidas asignadas (PCONT + PPERD) es mayor que su potencia
disponible (PDISPi) más la potencia disponible de los contratos a
término de reserva fría que disponga (PRESERVi). En este caso la compra
requerida del Generador en el Mercado Spot debido a sus compromisos
contratados resulta:
COMPRAi =
(PCONTi + PPERDi - PDISPi - PRESERVi)
Para los
Distribuidores o Grandes Usuarios con contratos de reserva fría se
calculará su compra en el Mercado Spot como la diferencia entre su
demanda prevista y la potencia disponible en las máquinas contratadas
como reserva.
COMPRAk =
(PDEMk - RESERVAk)
donde
RESERVAk es la suma de la disponibilidad de las máquinas que tienen
contrato de reserva con el Distribuidor o Gran Usuario k.
El OED
repartirá el déficit de generación en forma proporcional a la potencia
requerida por cada Comprador en el Mercado Spot. En consecuencia, la
restricción horaria por déficit de generación para cada Comprador k
resulta:
DEFGENk =
ENSGEN * COMPRAk / COMPRATOT
Si un
Generador con falla tiene más de un contrato, se repartirá la
restricción que le corresponde (DEFGENk) utilizando el criterio acordado
en la programación semanal. En consecuencia, de no haber requerido el
Generador un tratamiento especial respecto al modo de distribuir su
déficit, el OED lo repartirá en forma proporcional a la demanda de cada
contrato respecto al total contratado por el Generador y la falla de un
contrato k del Generador i resulta:
TABLA 14 (Formato PDF, 86 KB)
La
restricción total programada para cada Comprador será la suma del
déficit por falta de generación más el provocado por las restricciones
de transmisión.
ENSDEMk =
TRANSk + DEFGENk
En todos
los casos el OED tendrá en cuenta los requerimientos indicados por los
Distribuidores en la programación semanal en cuanto a la programación
horaria de sus restricciones.
3.2.3.5.
DESPACHO DE LA COMPRA/VENTA CON OTROS PAISES
Para las
solicitudes de compra/venta de países interconectados se realizará el
despacho incorporando de la programación semanal los pedidos de compra
aceptados como demanda adicional y las importaciones acordadas como
generación adicional al precio solicitado. El precio será afectado de
los factores nodales para representar su trasferencia al Mercado, y de
esta manera quedará incluido el cargo variable del Transporte
correspondiente a la importación/exportación.
En caso de
resultar del predespacho excedentes de generación, el OEDpodrá ofertar
la venta de energía a otros países, o sea ventas de oportunidad
adicionales a los programas semanalmente. Dichas ofertas se incluirán en
la base de datos diarios calculando el precio en base al PM, trasladado
al punto de compra a través de los correspondientes factores nodales,
según lo estableciera el respectivo convenio de interconexión.
3.2.3.6.
DESPACHO DE LA CAPACIDAD REGULANTE
Los
Generadores reconocidos como agentes del MEM participarán en la
regulación primaria y secundaria de frecuencia de acuerdo a las
características informadas de sus máquinas.
El OED
definirá, con acuerdo de la S.E.E., las características mínimas que
deberá reunir una máquina para poder participar en la regulación
primaria y secundaria de frecuencia y, de acuerdo a esta definición,
determinará el conjunto de Generadores habilitados para regular.
La
participación en la regulación será voluntaria, pudiendo un Generador
habilitado decidir no participar. En ese caso, junto con el envío de los
datos para la programación diaria, los Generadores habilitados deberán
informar su indisponibilidad como capacidad regulante. De no recibirse
esta notificación, el OED considerará que el Generador participará en la
capacidad regulante. En el despacho diario y en función de las
características indicadas, se repartirá la reserva regulante entre los
Generadores disponibles para regulación, o sea eliminando los que no
reúnen las características mínimas requeridas por el Sistema y los
habilitados que hayan informado su indisponibilidad para regulación.
En
consecuencia, el OED realizará un predespacho de la capacidad regulante,
que servirá de base para la operación real, de acuerdo a la calidad de
regulación ofrecida (estatismo, banda muerta, etc. para regulación
primaria y gradiente de variación de potencia, monto de reserva
disponible, etc. para regulación secundaria) entre los Generadores
habilitados que estén disponibles para regular.
Resultará
así despachada en cada máquina una potencia a generar y una potencia
rotante en función de su capacidad de regulación (será cero en las
máquinas que no participan en la regulación). La suma de las reservas
despachadas deberá corresponder, salvo restricciones, con el nivel de
capacidad regulante establecido para el período estacional. En caso de
que la reserva ofertada resulte insuficiente, surgirá un déficit de
regulación (DEFREG) respecto a la banda de reserva acordada en la
programación estacional. Este déficit será tenido en cuenta en el
cálculo de la remuneración correspondiente.
3.2.3.7.
DESPACHO DE LA RESERVA FRIA
Si la
semana resulta definida sin riesgo de falla, el OED contará con las
ofertas de reserva informada para la semana y podrá decidir cada día
hábil constituir reserva fría térmica. En este caso, para definir el
nivel de reserva a utilizar deberá tener en cuenta el criterio acordado
en la programación estacional.
Partiendo
de la lista de mérito semanal, el OED conformará la lista de mérito del
día eliminando aquellas máquinas que hayan resultado despachadas en el
predespacho o estén declaradas como indisponibles. Se despachará el
conjunto de máquinas en reserva partiendo de la primera máquina de la
lista ordenada diaria, y hasta completar el nivel de potencia requerida.
De acuerdo a los excedentes térmicos previstos, podrá resultar una
reserva menor que la requerida. Como resultado, se obtendrá para cada
hora una previsión de PPAD formada una parte por la potencia despachada
y el resto como reserva.
Con la
lista diaria de reserva ofertada se obtendrá la previsión de precio de
la PPAD para ese día hábil fuera de las horas de valle, dado por el de
la máquina más cara aceptada como reserva (precio de corte del concurso
de Reserva Fría) o, de no quedar por arrancar ninguna de las máquinas
ofertadas como reserva, por el precio máximo establecido para el
período.
3.2.3.8.
CONTROL DE TENSION Y DESPACHO DE REACTIVA
Los
Generadores, Distribuidores, Grandes Usuarios y Transportistas deberán
informar cualquier modificación a sus condiciones comprometidas de
suministro de reactivo.
De
violarse algún criterio de operación debido a la falta de cumplimiento
por algún actor del MEM de sus obligaciones con respecto al reactivo se
limitará, en caso de ser necesario, el transporte afectando
primordialmente al involucrado.
En este
caso, será penalizado por Mvar x hora en que el equipamiento requerido
fue declarado indisponible. Si en la operación se detectara
incumplimiento, basándose en los datos de tensión y potencia
suministrados por el sistema de operación en tiempo real (SOTR), y la
empresa no hubiera informado la correspondiente indisponibilidad, será
multado por las 24 horas. Se tomará en cuenta cualquier incumplimiento
que exceda dos períodos de medición.
En caso de
indisponibilidad de algún equipo comprometido, el OED podrá solicitar
poner en disponibilidad equipamiento de reemplazo para mantener la
calidad pretendida. La empresa del MEM que lo ponga a disposición se
hará acreedora a la penalización pagada. De no disponerse de
equipamiento sustituto, se considerará que se vulnera la calidad del
servicio al Distribuidor y la multa será depositada en el Fondo de
Apartamiento del período estacional.
En el
punto 2.5.6. se indican los precios vigentes
3.2.3.9.
ENVIO DE LA PROGRAMACION DIARIA
Antes de
las 13:00 hs del día de cierre para recabar información, el OED enviará
los resultados de los predespachos realizados. Los mismos representarán
un compromiso por parte del OED de respetar en la operación la
programación prevista, salvo apartamientos significativos respecto a las
hipótesis, pero además supondrá del Generador un compromiso de cumplir
los programas indicados y aceptar los precios que de ello resulten. La
información enviada es la correspondiente a los precios a aplicar, en
función de las máquinas despachadas con los combustibles previstos y las
limitaciones activas de acuerdo al despacho. En tanto las empresas no
informen modificaciones y/o el OED realice un redespacho, en la
operación en tiempo real el precio quedará determinado de acuerdo a lo
que indica el despacho para la hora correspondiente.
a) A
Generadores: para cada hora, el PM previsto y la máquina que lo definirá
en la operación, y el correspondiente PL cuando su nodo esté
desvinculado del Mercado.
b) A
Generadores: los días hábiles el nivel de reserva fría, la PPAD y precio
resultante y las máquinas previstas en reserva.
c)
Generadores despachados: para cada máquina el programa horario de
generación y tipo de combustible previsto, la discriminación de los
períodos en que sólo cobrará sus costos de operación, y el sobreprecio
de la energía los días hábiles fuera del valle de existir riesgo de
falla en su área.
d) A
Generadores con máquinas no despachadas: para cada una la indicación de
que no resultó despachado y si se lo considera en reserva fría.
e) A
Países Interconectados: Se responderá si se aceptan las ofertas de
venta. A las solicitudes de compra, se indicará si es posible
suministrar la energía pedida y el precio requerido. En ambos casos, se
suministrará el programa de cargas horario previsto para la
interconexión.
f) A
Distribuidores: de existir una previsión de déficit, la programación de
las restricciones a aplicar al abastecimiento.
g) A los
agentes que participen en el control de tensión y aporte de reactiva:
consignas de tensión en barras y requerimientos particulares de reactiva
que difieran de los compromisos acordados.
h) A todas
las empresas participando en el MEM: las restricciones previstas para la
semana, tanto de Transporte como máquinas forzadas.
Con la
información suministrada y la evolución de precios previstos, las
centrales de bombeo evaluarán sus posibilidades de bombeo e informarán
al OED antes de las 15:00 horas su programa tentativo de bombeo. Por su
parte, los Distribuidores contarán hasta las 16:00 horas para acordar
modificaciones a su programa de restricciones.
3.3.
OPERACION EN TIEMPO REAL
Durante la
ejecución de la operación en tiempo real, tanto el OED como los
Generadores deberán respetar la programación prevista. De surgir alguna
modificación en las condiciones previstas para un Generador, la misma
será tenida en cuenta para el despacho y afectará la definición de
precios a partir del momento que la empresa lo notifique al OED. En
tanto el OED no realice un redespacho, se considerará que la realidad no
se aparta significativamente de las hipótesis previstas y, por lo tanto,
se mantienen los resultados del predespacho, incluyendo la definición
para cada hora de la máquina que fija el PM, la previsión de áreas
desvinculadas con precios locales y la reserva fría acordada.
La
definición de las máquinas en reserva fría se fija con el predespacho,
resultando así una remuneración para la PPAD programada para cada hora.
El precio de la PPAD no se modificará en la operación real salvo que se
realice un redespacho que redefina las máquinas en reserva, pero si se
modificará su composición entre potencia generada y en reserva. Si una
máquina prevista en servicio en el predespacho estando disponible se
saca de servicio, se considerará que pasa a integrar la reserva,
incrementándola. Si por el contrario, se debe entrar en servicio una
máquina de la reserva fría, se mantendrá la PPAD en tanto no se realice
un redespacho, con una menor proporción de potencia en reserva.
Si alguna
máquina de la lista aceptada en reserva fría se ve forzada a entrar en
servicio por restricciones de operación, dejará de integrar el conjunto
en reserva para pasar a ser considerada máquina forzada, desvinculándose
el área correspondiente del Mercado y generando su propio precio local.
El OED decidirá en este caso si es necesario redespachar la reserva para
agregar una nueva máquina, en este caso la PPAD adquiere el precio que
hubiera ofertado esta última en la convocatoria original.
Cuando un
Generador con contratos en el Mercado a Término resulta despachado por
encima de su potencia contratada, venderá la potencia excedente en el
Mercado Spot al correspondiente precio para la PPAD.
Cada hora
el OED calculará el PM con el costo específico de generación de la
máquina definida en el predespacho, consumiendo el combustible previsto,
afectado de los factores correspondientes de nodo (FN Y FA), y las áreas
desvinculadas junto con su precio local. Además, el OED informará para
cada hora la lista de las máquinas forzadas que sólo cobrarán sus costos
operativos.
En caso de
cambios intempestivos (ej. disparo de una máquina), el OED podrá
solicitar apartamientos temporarios respecto a la programación prevista
sin realizar un redespacho, pero respetando las restricciones incluidas
por las empresas en la información suministrada para realizar el
predespacho que puedan afectar su seguridad, o en caso de centrales
hidroeléctricas sus compromisos aguas abajo.
De ser
necesaria la entrada de máquinas térmicas, deberá primero solicitar las
máquinas definidas como reserva, comenzando por la máquina de menor
costo (medido en el centro de carga) del conjunto en reserva. Cuando
desaparezca la perturbación, se deberá volver a la programación
original. De mantenerse la anormalidad, el OED deberá realizar un
redespacho.
Los
Generadores deberán informar al OED cualquier modificación en su parque
térmico, ya sea en la disponibilidad de alguna máquina o en el tipo de
combustible que está consumiendo. A los efectos de la operación, el
cambio sólo pasará a ser tenido en cuenta a partir de su notificación al
OED.
Si un
generador que participa en la regulación de frecuencia tiene una
disminución en su potencia máxima operable deberá informarle al OED, el
cual podrá en consecuencia modificar su potencia despachada para
mantener el margen de regulación. Si queda imposibilitado de seguir
participando en la regulación de frecuencia deberá informarlo al OED,
pudiendo a partir de ese momento pasar a ser despachado a máxima
potencia.
El OED
deberá ser informado de las indisponibilidades de equipamiento de
transporte, como de cualquier apartamiento de lo comprometido con
respecto al reactivo por parte de los generadores, transportistas,
distribuidores y grandes usuarios.
El OED
será el responsable de que la configuración de la red se adecue a los
requerimientos del despacho de potencia. En consecuencia, en
cumplimiento de sus funciones, podrá solicitar maniobras sobre el
equipamiento del Sistema Interconectado. En todos los casos se considera
que un requerimiento del OED es de cumplimiento obligatorio por las
empresas integrantes del MEM. Sin embargo, la seguridad de los equipos y
personas involucrados será responsabilidad de las empresas propietarias.
Solamente de significar un riesgo para la seguridad de sus instalaciones
y/o personas bajo su responsabilidad, la empresa podrá negarse a acatar
las instrucciones del OED.
3.3.1.
CENTRALES DE BOMBEO
Para
optimizar el uso de su energía de oportunidad de la central de bombeo,
el OED podrá ir modificando su programa de generación en función de las
condiciones reales que se presenten en el Sistema o, de surgir
excedentes importantes, ofrecerle bombear.
Por su
parte, de acuerdo a la evolución real de precios, la central de bombeo
podrá solicitar incorporarse a la demanda del Sistema para bombear pero
el OED podrá no aceptar dicho requerimiento de apartarse en forma
significativa del programa tentativo informado, justificando debidamente
la no aceptación en función de condiciones en el Sistema.
3.3.2.
ASIGNACION DE LA CUOTA DE GAS
El
Generador deberá informar las modificaciones significativas que surjan
en su disponibilidad de gas respecto de lo previsto o contratado y que
afecten su despacho previsto.
Como
primera medida, de ser la cuota inferior a la prevista o contratada e
insuficiente para todas las máquinas previstas con gas en el despacho,
deberá pasar a consumir combustibles fósiles en el orden dado por la
máquina de menor costo. Si por el contrario la oferta es mayor y sobra
gas, una vez cubierto el requerimiento de todas las máquinas previstas
con gas en el despacho, deberá ir pasando a gas natural en el orden dado
por la máquina más cara de la central.
Si la
modificación en la disponibilidad de gas invalida el despacho óptimo
previsto, el OED deberá realizar el correspondiente redespacho.
Si el
Generador no consume el combustible del modo óptimo indicado y/o
despachado, deberá informar al OED y justificarlo debidamente. De no
considerarse el motivo válido, para el cálculo de precios el OED
considerará que la máquina está quemando el combustible correspondiente
al despacho óptimo (predespacho o redespacho vigente) independientemente
de lo que haya hecho el Generador en la realidad.
3.3.3.
REDESPACHO
Cuando se
observen apartamientos significativos respecto a las hipótesis previstas
y se estime que los mismos se mantendrán invalidando el despacho óptimo
previsto, el OED realizará un redespacho para el resto del día e
informará a cada Centro de Generación su nuevo programa de carga y
consumo de combustibles, junto con los nuevos precios horarios
previstos. El redespacho se podrá realizar con el programa de despacho
diario o, de considerar el OED que esta herramienta no es conveniente,
desarrollar un modelo particular para el redespacho en la operación en
tiempo real.
La
información se enviará en forma similar a la indicada para el
predespacho. De ser necesario despachar las máquinas que estaban en
reserva fría, podrá definir nueva reserva de acuerdo al orden indicado
en la lista de mérito del día.
Toda
máquina aceptada como reserva fría en el predespacho o agregada por ser
titular de contratos en el Mercado a Término, cobrará por PPAD salvo que
quede indisponible o falle al pedirse su entrada en servicio. El OED no
podrá en el redespacho eliminar de la lista, máquinas en reserva
definidas en el predespacho, salvo que la máquina quede indisponible.
3.4.
RESULTADOS DE LA OPERACIÓN
3.4.1.
DETERMINACION DE LOS INTERCAMBIOS
Antes de
las 10:00 horas del primer día hábil siguiente deberán enviar al OED:
* cada
Centro de Generación y Autoproductor la energía horaria generada al MEM.
* cada
Distribuidor o Gran Usuario, la energía consumida al MEM y la potencia
máxima resultante.
El OED
recopilará dicha información en la Base de Datos de Operación del Mes
para su procesamiento.
Antes de
las 18:00 horas el OED informará a cada Centro de Generación el precio
resultante para cada hora en su nodo (PM transferido según FN y FA, o PL
según corresponda), su volumen de venta de energía, y el precio y
remuneración correspondiente por PPAD. Informará además los períodos en
que a la máquina sólo se le reconocerán sus costos de operación y no
define precios.
Para las
centrales de bombeo, informará a su vez el volumen de compra de energía,
que se valorizará a los precios horarios del Mercado Spot (precio de la
energía en su nodo más precio de la potencia).
3.4.2.
INCUMPLIMIENTO DE LAS ORDENES DEL OED
En la
operación real, los integrantes del MEM deberán acatar las órdenes del
OED. La falta de cumplimiento injustificado dará lugar a multas cuyo
monto definirá el S.E.E. en base al perjuicio que ocasione al Sistema.
Junto con
la información de la operación, el OED enviará a las empresas su
cuestionamiento por incumplimiento de la programación u órdenes del OED.
La empresa contará con 24:00 horas contadas a partir de la recepción de
dicha información para responder y presentar su justificación. En caso
que la empresa no responda dentro del plazo indicado o que el OED
considere que la justificación no responde a motivos de seguridad de su
equipamiento y/o personal, se elevará a la Secretaría de Energía
Eléctrica la queja correspondiente, la solicitud de sanción si se
justifica, y la respuesta de la empresa. La Secretaría de Energía
Eléctrica decidirá como última instancia, sin apelación.
En caso de
que una máquina genere por encima de lo solicitado, con una tolerancia
del 5 %, el OED informará documentadamente la situación al Generador y
no reconocerá la remuneración de esta energía (o sea que se le asignará
como penalización un precio cero).
Si alguna
empresa en la operación no informó en tiempo cambios en su
disponibilidad de equipamiento o en el combustible consumido que
hubieran afectado su despacho y no justifica debidamente esta demora, el
OED podrá elevar a la Secretaría de Energía Eléctrica la queja
correspondiente, solicitando la sanción correspondiente. Por su parte,
si de la modificación resulta el PM o PL superior al correspondiente a
la situación real, el OED corregirá para el período correspondiente los
precios, e informará a las empresas los motivos del cambio.
3.4.3.
CUESTIONAMIENTOS DE LAS EMPRESAS GENERADORAS
Con los
resultados de la operación suministrados por el OED, las empresas
Generadoras contarán con un plazo de 24 horas después de recibir la
información del OED, para cuestionar apartamientos con respecto a su
programa de generación previsto, pudiendo solicitar reconocimiento de
una programación alternativa. En el caso de centrales hidráulicas con
embalse podrán cuestionar si su energía semanal generada resulta con un
apartamiento superior al 10 % respecto al óptimo previsto, considerando
la programación semanal y sucesivos redespachos. Las centrales de bombeo
podrán también cuestionar las negativas a sus requerimientos de bombear.
Si el OED
demuestra que en el despacho realizado el costo total es inferior al
despacho sugerido por la empresa, o que los apartamientos se debieron a
motivos operativos de seguridad, se considerará que la operación
realizada fue la correcta y la empresa deberá acatar el resultado
obtenido. De no ser así y no llegar a un acuerdo entre las partes, la
empresa podrá elevar su cuestionamiento a la S.E.E.
Las
empresas también podrán cuestionar la falta de redespacho, y en
consecuencia redefinición de precios vigentes, en el caso de registrarse
apartamientos respectos a las hipótesis previstas. Si el OED demuestra
que las diferencias no resultan significativas en el precio final,
representando una diferencia no mayor que el 5 %, se rechazará la queja.
De lo contrario y de no surgir acuerdo, la empresa podrá elevar su queja
a la S.E.E.
En todos
los casos, el OED contará con 24 horas para responder al
cuestionamiento. Transcurrido este plazo y de no haber respuesta del
OED, el cuestionamiento pasará automáticamente a la S.E.E.
La S.E.E.
decidirá en instancia única en base al cuestionamiento planteado y la
justificación del OED, si corresponde un resarcimiento y en tal caso, su
importe.
3.5.
REMUNERACION A GENERADORES
Los
Generadores recibirán su remuneración en función de la energía y
potencia vendida al MEM calculada a partir del valor neto entregado, o
sea descontando el consumo propio de la central. Deberán además pagar o
cobrar, según corresponda, por los otros servicios que se prestan en el
Sistema (regulación de frecuencia, control de tensión y aporte de
reactivo).
3.5.1.
REMUNERACION DE LA ENERGIA
La energía
se remunerará en base al precio horario que resulte en la operación real
del Sistema, salvo aquellas máquinas que no intervengan en la definición
de precios y que sólo cobrarán sus costos operativos. En particular,
toda máquina que quede en servicio en su mínimo técnico por resultar más
económico que sacarla de servicio como indicaría el despacho sin
restricciones de arranque/parada, dado su costo de arranque y parada,
será remunerada por su energía al costo operativo.
El precio
(PM y PL) tiene en cuenta la reserva adoptada para regulación y, por lo
tanto, en la remuneración total horaria de la energía a los Generadores
ya está incluida una remuneración adicional debido a la reserva rotante
con que opera el Sistema.
Para cada
hora del mes se tendrá:
a) la
energía generada (GEN);
b) el
precio del Mercado (PM) y los precios locales por áreas desvinculadas
(PLA)
c) los
factores nodales de acuerdo al período semanal correspondiente a ese
tipo de día y al período tarifario k correspondiente a esa hora.
Para cada
hora, la remuneración correspondiente a un Generador i resultará:
a) si está
dentro del Mercado, el PM transferido hasta su nodo a través de los
correspondientes factores nodales;
GENi x PM
x Fnak x FAak
b) el
precio local de su área cuando la misma queda desvinculada del Mercado
por restricciones de transporte u operación;
GENi x PLA
c) su
costo operativo de tratarse de una máquina excluida en el cálculo de
precios o forzada en servicio por su tiempo o costo de arranque y
parada.
GENi x CO
De la
integración de estos valores se obtendrá la remuneración mensual del
Generador.
3.5.2.
REMUNERACION DE LA CAPACIDAD REGULANTE
Las
transacciones por capacidad regulante tienen por objeto redistribuir los
ingresos adicionales obtenidos por los Generadores como consecuencia del
aumento del precio por mantener reserva para control de frecuencia, de
modo que quede reflejada la participación de cada uno, reduciendo su
remuneración por energía en la medida en que aporte por debajo de la
reserva media del sistema (r%) e incrementándola si aporta por encima,
pero manteniendo la remuneración total a Generadores. Dicha reserva
media se debe corresponder con la acordada en la programación
estacional, por lo que en caso que haya surgido faltante de capacidad
regulante en la programación diaria se calculará como la reserva real
más el déficit correspondiente (DEFREG).
La energía
regulante se valorizará en el centro de carga del sistema al PM,
incluyendo el sobreprecio por riesgo de falla de existir.
La
remuneración de un Generador teniendo en cuenta su reserva para
regulación de frecuencia resulta:
REMk =
REMSRFk + PM * GENk + PM * GENk (rk - r) / (1 - rk)
donde:
* REMSRFk
= remuneración de la energía generada según el precio de nodo, sin tener
en cuenta el aporte a la regulación de frecuencia.
* GENk =
energía generada.
* PM = el
precio del Mercado incluyendo SPRF de existir.
* r =
porcentaje de reserva acordado en la programación estacional, o sea
porcentaje real en el Sistema más DEFREG de existir déficit de capacidad
regulante.
* rk =
porcentaje de reserva aportada por el Generador, o sea Rk /(GENk+Rk),
donde Rk es la energía regulante aportada.
El aporte
de cada Generador (Rk) resultará del despacho diario, en base a:
* la
diferencia entre su potencia operable y su potencia generada;
* sus
posibilidades de regulación dadas por las características del
equipamiento de la máquina.
De este
modo, a un generador que no aporta a la regulación (Rk=0) se le
descontará la energía equivalente a la que no hubiese despachado de
haber dejado la reserva requerida. A uno que aporte por encima de la
reserva media del sistema, se le incrementará su remuneración para
compensar la energía que no generó y hubiera resultado despachada.
Se
verifica que si el porcentaje de reserva del Generador es:
a) igual
al del Sistema (rk=r), recibirá como remuneración su generación
valorizada según el precio de nodo correspondiente;
b)
inferior al del Sistema (rk<r), su remuneración será menor en proporción
a la reserva no aportada al precio del Mercado;
c)
superior al del Sistema (rk>r), cobrará un incremento en proporción a la
energía aportada, al precio del Mercado;
Antes del
1/9/92, el OED propondrá a las empresas del MEM el sistema a aplicar
para verificar el cumplimiento del aporte a la regulación primaria (el
efectivo funcionamiento del equipamiento y con la respuesta ofrecida).
Las empresas contarán con 15 días para hacer observaciones y acordar el
método a utilizar y el equipamiento requerido para ello. A partir de su
implementación, de detectarse que un Generador no cumple con su aporte a
la regulación secundaria, se considerará para el cálculo de su
remuneración que no aportó a la regulación durante todo el
correspondiente mes.
A partir
del 1/11/92 se comenzará a aplicar una remuneración por el servicio de
regulación secundaria asociado a la eficiencia de la misma y la reserva
rotante comprometida.
Antes del
30/9/92 el OED presentará su propuesta de metodología a las empresas del
MEM, quienes contarán con 15 días para proponer modificaciones. La
propuesta final junto con los comentarios de las empresas será elevada a
la S.E.E. para su aprobación.
3.5.3.
REMUNERACION DE LA POTENCIA
3.5.3.1.
POTENCIA PUESTA A DISPOSICION
En las
semanas definidas "sin riesgo", la PPAD se remunerará los días hábiles
fuera del período de valle a:
* todos
los grupos que resulten despachados en el Mercado Spot, incluyendo las
máquinas forzadas, por su potencia ofertada al Mercado Spot (o sea
potencia operada menos potencia contratada);
* las
máquinas que, estando disponibles, no resulten despachadas a pesar de
estar previstas en servicio en el predespacho;
* la
reserva fría acordada (máquinas de punta aceptadas en el concurso de
reserva fría, más las agregadas en los redespachos).
Esta
remuneración se fijará con el Precio (MW/ PPAD) de la máquina más cara
en la lista de mérito entre las aceptadas como reserva fría diaria en el
predespacho más las que se hayan agregado en los redespachos.
En la
operación real de los días hábiles, cada hora fuera del valle, todas las
máquinas despachadas cobrarán esta remuneración en base a la potencia
neta máxima operada en el Sistema (potencia generada más reserva menos
servicios auxiliares). Aquellas máquinas cuyo despacho estaba incluido
en el predespacho diario pero que, estando disponibles, no resulten
despachadas en la operación real se considerarán en reserva fría y
también cobrarán PPAD. Para los generadores despachados con Contratos de
Abastecimiento se remunerará sólo la potencia vendida al MEM, o sea el
excedente que genera por encima del compromiso de sus contratos y que se
comercializa en el MEM.
En caso de
que en la operación real una máquina en reserva fría al ser convocada no
responda (no entre en servicio y alcance su potencia dentro de los
tiempos ofertados) perderá la remuneración correspondiente a ese día. El
OED podrá solicitar la entrada de otra máquina de la lista de mérito del
día y como consecuencia aumentar el precio de la PPAD para ese día. En
caso de que ésta no pueda entrar en servicio, no será penalizada si no
estaba comprometida como reserva fría para ese día. En ningún caso el
OED podrá bajar el precio de la PPAD por debajo del valor definido en el
predespacho.
Toda falla
en la entrada de una máquina en reserva afectará negativamente sus
posibilidades futuras, desplazándola al final de la lista de orden de
mérito si se ofrece nuevamente como reserva. Si se repite la falla en el
cumplimiento de su compromiso de reserva 3 veces en el transcurso de dos
meses, se le aplicará una penalización mayor: no podrá presentarse al
concurso de reserva fría durante los siguientes 6 meses. El OED.
confeccionará y divulgará la reglamentación al respecto (Anexo 16).
3.5.3.2.
REMUNERACION ADICIONAL POR RIESGO DE FALLA
Cada grupo
despachado en un área definida "con riesgo" cobrará el sobreprecio de la
energía (SPRF), aunque no estuviera en la lista confeccionada el
domingo, siempre que la central donde está ubicado cumpla los siguientes
dos requisitos de disponibilidad:
a)
indisponibilidad forzada inferior al 20%;
b)
indisponibilidad forzada inferior a la forzada media del Sistema más un
15%.
Esta
indisponibilidad se calculará al finalizar la semana en base a la
realidad registrada. Se entiende por indisponibilidad forzada a toda
aquella que no esté incluida dentro del mantenimiento programado
estacional y que no se haya acordado con el OED como mantenimiento
correctivo semanal (postergable).
Las
máquinas en centrales que no cumplan este requerimiento y resulten
disponibles y despachadas, no cobrarán el sobreprecio por riesgo de
falla sino que su PPAD se remunerará al precio estacional fijado para el
período.
Si durante
la semana se producen cambios que mejoren las condiciones del Sistema y
el OED informa a todas las empresas generadoras que ha desaparecido el
riesgo de falla, se dejará de pagar el sobreprecio SPRF a la energía. En
este caso sólo a las máquinas térmicas disponibles incluidas en la lista
de oferta de disponibilidad térmica-nuclear (confeccionada el domingo
precedente y ajustada a lo largo de la semana) y en centrales que
cumplan el requisito de disponibilidad media indicado, recibirán una
remuneración adicional por PPAD por cada día hábil en hora fuera de
valle, resulten o no despachadas.
Esta
remuneración se calculará para cada una de estas máquinas térmicas,
resulten o no despachadas, multiplicando la remuneración adicional
prevista para cada día hábil (RAH) por la proporción que corresponde a
su potencia efectiva ofertada dentro de la potencia total prevista.
Dicha potencia total (TOTPPAD) se calculará como la suma de la potencia
térmica-nuclear en la lista de oferta de disponibilidad, más la potencia
hidráulica pico correspondiente al despacho de la energía hidráulica
prevista en la programación semanal. En todos los casos se refiere a
potencia neta.
TABLA 15 (Formato PDF, 80 KB)
donde:
* HFV =
cantidad de hora fuera del valle.
Las
centrales que no cumplan con el requisito de disponibilidad media
indicado pero estén disponibles y en la lista de oferta disponible,
cuando no resulten despachadas cobrarán el precio de la PPAD
correspondiente al período. El resto de las máquinas despachadas también
cobrarán por PPAD el precio máximo definido para el período.
Cuando se
defina la semana sin riesgo, no se cobrará sobreprecio por PPAD
independientemente de lo que suceda luego en la operación real.
3.5.4.
TRANSACCIONES DE POTENCIA REACTIVA
En el
Anexo 4 se describen los criterios según los cuales se realizan pagos
por potencia reactiva.
Los
Generadores que por cualquier motivo no pongan a disposición la potencia
reactiva solicitada por el OED de acuerdo a lo establecido en los
compromisos de suministro, que estarán dentro de las posibilidades de la
máquina según su Curva de Capacidad P/Q declarada, deberán abonar una
penalización. Si dicho incumplimiento fue informado en la programación
estacional (limitación prolongada) la penalización se pagará como un
cargo fijo mensual. Si el incumplimiento fue informado en la
programación semanal o diaria (limitación transitoria) se aplicará una
penalización por hora. De haberse reemplazado con suministro adicional
de reactivo de otra empresa, a la misma le será abonado el cargo o
penalización correspondiente.
En el
punto 2.5.6. se indican los precios vigentes para definir dichos cargos
y penalizaciones.
3.6.
REMUNERACION DEL TRANSPORTE
En la
operación en tiempo real se hará el seguimiento y consolidación de la
información relevante para la remuneración de los Transportadores, en un
todo de acuerdo con lo descripto en 2.5. Dicha remuneración se compone
de:
a) un
ingreso variable por energía transportada entre nodos de distinto precio
asociado (ver punto 2.5.1.);
b) un
cargo fijo por capacidad de conexión puesta a disposición (ver punto
2.5.2.);
c) un
cargo fijo por capacidad de Transporte puesta a disposición (ver punto
2.5.3.).
3.6.1.
INGRESO VARIABLE POR ENERGIA TRANSPORTADA
Al pagar
las distribuidoras y cobrar los generadores, a través de sus propios
factores nodales, queda implícitamente remunerado el ingreso variable
del transportador, incluidas las pérdidas.
A mes
vencido, el OED estimará la energía transportada en cada período en que
quedó definido el mes (períodos dentro de la semana de acuerdo a los
redespachos realizados, y períodos tarifarios dentro de cada día) como
se indica en el anexo 3.
El Ingreso
Variable del Transporte (IVT) para cada período semanal s y cada período
tarifario k se calculará como la diferencia entre la energía que se
extrae de la línea, menos la energía que ingresa a la línea,
multiplicadas respectivamente por los precios (PN) de los nodos que
conecta. Para una línea i que conecta un nodo emisor l con un nodo
receptor 2 resulta:
IVTak =
(E2ak * PN2ak - E1ak * PN1ak)
La
remuneración del mes se obtendrá integrando las remuneraciones
correspondientes a los períodos.
3.6.2.
CARGO POR CONEXIÓN
El cargo
que abonará en el mes cada usuario k de la conexión i se calculará como
el cargo por hora definido en la programación estacional (CHCONEX) por
las horas de disponibilidad, multiplicado por el factor de proporción de
acuerdo a la potencia requerida por el usuario:
CHCONEXi x
FACTCik x (HRSPERIODO - HINDISP)
siendo:
*
HRSPERIODO: el número de horas del mes.
* HINDISP:
las horas de indisponibilidad reales registradas en el mes.
3.6.3.
CARGO FIJO POR CAPACIDAD DE TRANSPORTE
El cargo
en el mes para cada usuario j del nodo k de una línea i se calculará
como el cargo por hora definido en la programación estacional (CHPOT)
por el factor de proporción del nodo, multiplicado por las horas de
disponibilidad.
CHPOTik x
FACTij x (HRSPERIODO - HINDISP)
donde:
*
HRSPERIODO: el número de horas del mes.
* HINDISP:
las horas de indisponibilidad reales registradas en el mes.
3.7.
ARRANQUE Y PARADA DE MAQUINAS
Los
arranques de turbinas de vapor o centrales nucleares solicitadas por el
OED serán remunerados cuando su parada anterior también haya sido
ordenada por el OED. La remuneración correspondiente se calculará en
función de la duración de la parada y se describe en el anexo 14.
Por cada
parada no programada de una máquina, o sea que no es solicitada por el
OED ni corresponde a una salida por mantenimiento programado o
correctivo en días u horas no hábiles, se descontará al Generador una
suma correspondiente al costo de arranque de una máquina turbovapor
sustitutiva de módulo equivalente. Sin embargo, si la máquina entrara
nuevamente en servicio dentro de las 48 horas este descuento no se hará
efectivo.
3.8.
AUTOGENERACION Y COGENERACION
Los
autogeneradores y cogeneradores incluidos en el registro del OED podrán
comprar o vender al precio que resulta en el Mercado de una manera
similar a otro integrante del MEM, siempre que suministren la
información necesaria dentro de los plazos indicados para su
programación (estacional, semanal y diaria):
* la
energía al precio de su nodo (PM transferido al nodo o PL según
corresponda),
* la
potencia al precio de la PPAD.
Cuando
excedan como demanda la indicada en la previsión estacional, recibirán
para la compra de este excedente un tratamiento similar al de una
empresa no adherida.
Podrán
ofertar vender en el Mercado Spot, y el OED aceptará o no en función del
precio solicitado y la situación existente en el Sistema. Para ello, se
incorporará la oferta a la base de datos como una generación adicional
con el precio solicitado. Del despacho resultará si se acepta la oferta,
considerando su precio transferido al centro de carga con sus factores
de nodo y adaptación, en función de que el precio solicitado sea
inferior al precio sin esta generación. De aceptarse la oferta, los
Generadores integrantes del MEM cobrarán a los precios que resulten del
despacho de la demanda descontada la energía ofertada.
3.9.
EMPRESAS NO RECONOCIDAS COMO AGENTES DEL MEM
Todo
pedido de compra/venta en el MEM de una empresa no perteneciente al MEM
deberá ser solicitada dentro de los plazos indicados en la programación
semanal y diaria. Cuando se solicite comprar en el Mercado Spot, el OED
accederá en la medida de que exista energía disponible. Esta demanda
adicional no modificará los precios. El precio de venta quedará fijado
de acuerdo a la disponibilidad de Generación en el Sistema.
a) La
energía correspondiente a excedentes hidráulicos se venderá al PM.
b) La
energía térmica-nuclear se venderá pagando los sobreprecios de las
incorporaciones que origina en el despacho esta nueva demanda.
c) La
energía hidráulica embalsada se venderá al CENS fijado para el período.
4.-
MERCADO A TERMINO
Los
Generadores independientes (incluyendo autogeneradores, y productores
extranjeros interconectados) podrán suscribir contratos con
Distribuidores y Grandes Usuarios y Generadores del Mercado a Término,
pactando libremente condiciones, plazos, cantidades y precios entre las
partes. La información requerida para su administración será puesta en
conocimiento del OED y los agentes del MEM.
Las
empresas Generadoras del Estado nacional no podrán suscribir contratos.
El poseer
un contrato implica operar en el Mercado Spot para transar los saldos
por lo que, para participar en el Mercado a Término, las partes deberán
ser agentes reconocidos del MEM.
4.1.
VINCULACION CON EL MEM
Los
Generadores, Distribuidores y Grandes Usuarios con contratos se
vincularán con el MEM a través de puntos de entrada/salida declarados,
ya sea conectándose directamente a la Red de Transporte, a las
instalaciones de un generador, o a una Red de Distribución Troncal. En
este último caso, deberá recurrir a los Distribuidores correspondientes
para hacer uso de sus instalaciones que resulten imprescindibles para
acceder a sus puntos de compra/venta en el Mercado.
Para
revistar como agentes reconocidos del MEM, los Distribuidores deberán
comprometer el libre acceso (pero no gratuito) a sus instalaciones en
tanto cuenten con capacidad remanente para ello.
El
Generador o Gran Usuario que requiera hacer uso de instalaciones de una
red troncal de Distribución para vender o comprar a un tercero,
presentará su solicitud al Distribuidor correspondiente. Dentro de un
plazo de 30 días las partes deberán acordar un Contrato por el uso de
sus instalaciones de Distribución para transportar la energía contratada
con el tercero. En caso de no llegar a un acuerdo sobre las condiciones
de uso o la tarifa correspondiente, se recurrirá al arbitrio de la
Secretaría de Energía Eléctrica quien, dentro de los 30 días determinará
las condiciones de prestación del servicio teniendo en cuenta las
opiniones de ambas partes, fijando como objetivo fundamental garantizar
el libre acceso al MEM. Definirá asimismo una remuneración mensual
basada en los mismos principios que se aplican a la remuneración del
Transporte en el MEM.
Las partes
acordarán en el contrato la proporción en el costo por el uso de la red
troncal de distribución que asumirá cada uno, En ausencia de esta
definición, el OED considerará que el costo se reparte en forma
equitativa entre las dos partes (50% para cada parte).
4.2.
CARACTERISTICAS DE LOS CONTRATOS
4.2.1.
DURACION DE UN CONTRATO
Los
contratos se suscribirán por una duración de dos o más períodos
semestrales coincidentes con los utilizados en la programación
estacional.
4.2.2.
SERVICIO DE TRANSMISION Y SUBTRANSMISION
Se
considera que la transacción de un contrato se realiza en el centro de
carga del Sistema, que el precio se acuerda en ese punto, y que el
generador se hace cargo de llevar su energía hasta el Mercado y el
Distribuidor o Gran Usuario de llevarla de ahí hasta su nodo de compra.
En el contrato se especificará el punto de conexión del Generador al MEM
y el punto reconocido del MEM donde recibirá la energía el Distribuidor
o Gran Usuario.
El
Transporte se remunerará con prescindencia de la existencia de
contratos. El cargo variable del Transporte se calculará en base a la
energía efectivamente entregada y la energía efectivamente tomada dentro
de los niveles del contrato y afectándola de los precios del mes para
cada uno de los nodos. A su vez, las partes deberán pagar los cargos
fijos indicados en la programación estacional, de acuerdo a contratos
que suscriban. En consecuencia al momento de suscribir un contrato,
ambas partes conocerán el nivel de costos que representará el
transporte.
Tanto el
Generador como el Distribuidor o Gran Usuario al convenir un contrato
deberán tener en cuenta que el mismo no incluye el riesgo del Sistema de
Transporte. La garantía de suministro ofrecida por el Generador en el
contrato sólo se refiere a su respaldo de generación, o sea a la
disponibilidad en sus máquinas de la potencia contratada, excluyendo al
Sistema de Transmisión y/o Distribución y las restricciones que puedan
surgir en el mismo que no permitan hacer llegar la energía contratada
hasta el correspondiente Distribuidor o Gran Usuario. En consecuencia,
ambas partes deberán haber analizado la calidad del vínculo que los
conecta entre sí y/o con el Mercado.
4.2.3.
CONTRATOS DE ABASTECIMIENTO
Son
aquellos en que un Generador compromete el abastecimiento de un cliente
(Distribuidor o Gran Usuario). Para ello utilizará generación propia o
energía comprada en el Sistema, en función del despacho que le requiera
el OED o de la falta de disponibilidad propia o de terceros.
Las
empresas de países interconectados podrán suscribir contratos en el
Mercado a Término con empresas del MEM. Para ello, previamente las
partes deberán solicitar autorización a la S.E.E., que implementará un
procedimiento similar al utilizado para el otorgamiento de permisos a
nuevos proyectos de generación. De surgir oposición de intereses, las
partes podrán acudir como última instancia al ENR.
4.2.3.1.
DEMANDA CONTRATADA
Los
Distribuidores y Grandes Usuarios podrán contratar parte o toda su
demanda prevista, la cual coincidirá con la acordada en la Base de Datos
Estacional. En el contrato se acordará el cubrimiento de una demanda
descrita por una curva de carga horaria, salvo de tratarse de un
Generador hidráulico en que se contratarán paquetes de energía mensual.
Para cada
mes se evaluará la parte de la demanda de cada Distribuidor cubierta por
contratos de Abastecimiento. Para ello, se calculará la energía
contratada mensual como la integración de las curvas horarias acordadas
con los contratos con Generadores térmicos, y los paquetes de energía
contratados con generadores hidráulicos. Si el Distribuidor contrata por
lo menos el 60% de su demanda, el resto se comercializará en el Mercado
Spot. Si la demanda contratada no alcanza este porcentaje, su demanda
restante la comprará al precio estacional. Para este último caso, en la
programación estacional se calculará su precio:
a) para la
energía prevista abastecer en el Mercado Estacional, descontando de sus
curvas de demanda acordadas en la Base de Datos Estacional la suma de
sus potencias contratadas para cada hora;
b) para la
potencia, considerando como potencia de referencia la declarada menos la
máxima contratada.
Un Gran
Usuario sólo podrá participar en el Mercado a Término si contrata por lo
menos el 50% de su demanda y su demanda restante la comprará en el
Mercado Spot. De no poder realizar contratos por este volumen, no podrá
participar en el Mercado a Término y deberá comprar su demanda del
Distribuidor correspondiente.
4.2.3.1.
ABASTECIMIENTO CONTRATADO
El
Generador podrá contratar sólo la potencia que sea capaz de producir y
por consiguiente, respaldar. Dicho valor se definirá en base a su
disponibilidad acordada en la Base de Datos Estacional:
(Pot.
Efect. neta - mant. programado - indisp. forzada)
donde Pot.
Efect. neta es la potencia instalada descontados consumos propios.
Con los
modelos MARGO y OSCAR y la Base de Datos Estacional acordada, el OED
obtendrá la generación máxima mensual prevista con que resulta
despachado cada grupo Generador térmico durante los siguientes tres
años. Para los Generadores hidráulicos obtendrá su energía mensual para
el mismo período con una probabilidad de excendencia del 70%. Estos
valores definirán la energía firme de cada Generador habilitado, quien
podrá suscribir contratos en tanto no supere este valor que define y que
representa el respaldo de los contratos que suscriba el productor, pero
no necesariamente un compromiso de generación propia. El OED entregará
esta información al realizar el estudio estacional, antes del día 15 de
febrero y 15 de agosto respectivamente.
Antes del
10 de marzo y el 10 de setiembre, los Generadores privados deberán
informar al OED los contratos suscriptos (cantidades y precios,
vigencia, garantías de abastecimiento, etc.) indicando el Distribuidor o
Gran Usuario correspondiente, y la curva horaria de demanda a abastecer
contratada. En el informe de la programación estacional que se enviará a
todos los integrantes del MEM y a la S.E.E. se adjuntará una enumeración
de los contratos para el período y en total de la demanda contratada
(generación comprometida).
4.2.4.
CONTRATOS DE RESERVA FRIA
Estos
contratos están dedicados a garantizar el abastecimiento propio de:
*
Generadores con contratos de abastecimiento en el Mercado a Término con
cláusulas de penalidad por incumplimiento, como un respaldo a sus
compromisos de suministro independiente del Mercado Spot;
*
Distribuidores en áreas importadoras sometidas a riesgo de desconexión;
* Grandes
usuarios necesitados de garantizar la continuidad de procesos
industriales.
Se
considera que el contrato se realiza en el Mercado y que el Generador
entrega su potencia y energía de reserva en el centro de carga.
El
Generador podrá ofertar como reserva la totalidad de su potencia
efectiva (potencia instalada menos consumo propio). La generación
excluida de la formación de precios y los generadores extranjeros no
inhibidos por los términos de los convenios de interconexión vigentes
podrá pactar compromisos de reserva fría.
Una
máquina contratada como reserva intervendrá en el despacho del MEM. Sin
embargo, en vista que el contrato significa un compromiso de
exclusividad por parte de la máquina contratada como reserva, no se
podrá ofertar como reserva fría del Sistema.
La
disponibilidad de un Generador con contratos de abastecimiento para
alcanzar su compromiso de suministro (potencia total contratada) estará
dada por su potencia propia más la de sus contratos de reserva fría que
estén generando. El Generador contratado como reserva solamente generará
en la medida que resulte despachado por el OED. Un Generador con
Contratos de Abastecimiento que por falta de disponibilidad propia no
pueda cumplir sus compromisos, solamente podrá convocar su reserva
cuando dicha máquina resulte despachada. De lo contrario, deberá comprar
en el MEM.
Estando
despachado un Generador contratado como reserva fría, sólo podrá
comercializar su energía y potencia en el Mercado Spot en la medida en
que no sea convocado por alguno de sus contratos. La energía generada
por un Generador con contrato de reserva fría al ser convocado se
comercializará en el Mercado a Término, de acuerdo a las condiciones
contratadas, y por consecuencia no intervendrá en la definición de los
precios horarios (PM y PL).
Los
Contratos de reserva fría especificarán:
a) una
fórmula de pago por la capacidad puesta a disposición;
b) una
fórmula de pago por la energía generada cuando la capacidad contratada
es convocada a producir;
c) un
compromiso de tiempo de puesta en servicio de la máquina en reserva.
Los
contratos de reserva fría serán de conocimiento público. Antes del 10 de
marzo y el 10 de setiembre los Generadores contratados como reserva
deberán informar al OED los contratos suscriptos (precios, vigencia,
tiempos comprometidos, etc.) indicando el Generador, Distribuidor o Gran
Usuario contratante y la potencia en reserva contratada. Se adjuntará un
listado de los mismos en la programación estacional junto con la
potencia total contratada en reserva. El OED tendrá la responsabilidad
de administrarlos, calculando los volúmenes e importes correspondientes.
Los
Generadores con contratos de reserva podrán participar del concurso de
reserva fría semanal por la parte de su potencia que no estuviera
comprometida.
4.3.
DESPACHO PREVISTO Y OPERACION EN TIEMPO REAL
El OED
realizará la programación del período incluyendo toda la capacidad de
los Generadores adheridos y toda la demanda de las empresas compradoras
adheridas, independientemente de los contratos que se realicen.
Para cada
Generador con Contratos de abastecimiento de la programación resultará
una generación prevista que podrá diferir de la contratada. Para los
períodos en que un Generador resulte despachado por debajo de su
potencia contratada, se considerará que el resto de su potencia
(contratada menos despachada) queda como reserva como respaldo del
sistema. En consecuencia, en el cálculo del precio estacional de la
potencia se incluirá toda la potencia comprometida en los Contratos de
abastecimiento con su correspondiente hipótesis de disponibilidad, ya
sea por resultar despachada o por estar en reserva.
Los
Generadores, Distribuidores y Grandes Usuarios con contratos deberán
suministrar, como el resto de los integrantes del MEM, la información
requerida para la programación estacional, semanal y diaria. Para
realizar los despachos y la determinación del riesgo de falla, el OED
considerará toda la generación y demanda, incluyendo la comprometida por
contratos.
El OED
enviará a todos los Generadores las previsiones semanales y diarias que
resulten del despacho del Sistema, independiente de sus compromisos por
contratos. En caso de restricciones en el abastecimiento, el OED tendrá
en cuenta las garantías de suministro de los contratos tal como se
indica en los puntos 3.1.3.1. y 3.2.3.4.
Los
contratantes se comprometerán a aceptar las normas de despacho que se
describen en estos procedimientos. Por consiguiente, la producción real
de un generador dependerá de la evolución del Mercado Spot pudiendo
resultar despachado por encima o por debajo de la potencia comprometida
por contratos de abastecimiento, en función de ser su precio menor o
mayor que el precio horario en el Mercado. A los efectos de los
contratos, se considerará potencia despachada a la resultante del
despacho óptimo sin incluir costo de arranque y parada. Para un
Generador con contratos de potencia forzada por el costo de arranque y
parada se considerará comercializada en el MEM valorizada en su costo
operativo y no intervendrá en la energía entregada al contrato.
Para un
Generador con Contratos de abastecimiento, los apartamientos entre lo
efectivamente generado debido al despacho (o sea sin incluir la
generación forzada por costo de arranque y parada) y su energía
contratada se considerará comercializado en el Mercado Spot a los
precios que corresponda. Si el Generador resulta despachado por debajo
de su potencia contratada, comprará el faltante en el centro de carga
del Sistema al PM. Por el contrario, si su potencia despachada es mayor
que la contratada, venderá el excedente de acuerdo al precio spot en su
nodo (la energía al PM transferido al nodo o PL según corresponda, y la
potencia al precio de la PPAD). Para un Distribuidor o Gran Usuario con
Contratos de abastecimiento, si su demanda real resulta inferior a la
contratada venderá los sobrantes en el Mercado al PM en el centro de
carga del Sistema. Si por el contrario su demanda real supera la
contratada comprará el faltante en su barra de conexión al MEM.:
* para los
Distribuidores cuya demanda mensual de energía prevista está cubierta
por lo menos el 60% con contratos y para los Grandes Usuarios, al precio
horario correspondiente a su nodo (la energía al PM transferido al nodo
o PL según corresponda, y la potencia al precio de la PPAD);
* para los
Distribuidores cuya demanda mensual contratada no alcanza el 60% de su
demanda de energía prevista, al precio estacional para su nodo (precio
estacional de la energía y cargo fijo por potencia).
Durante la
operación, el Generador, Distribuidor y Gran Usuario con contratos
deberá respetar las programaciones y solicitudes de operación del OED,
en acuerdo con las normas de operación y despacho establecidas. De lo
contrario podrá resultar penalizado tal como se indica en estas normas.
Si por
indisponibilidad propia la potencia de un Generador con contratos de
abastecimiento resulta insuficiente para cumplir sus compromisos, podrá
solicitar comprar energía en el Mercado Spot. De existir el excedente
solicitado, el OED le venderá la energía al PM adicionando el SPRF si
correspondiera, y la potencia al precio vigente para la PPAD.
Se
excluirá a los suministros contratados de toda limitación que no esté
prevista en su contrato, siempre que el Generador cuente con la
disponibilidad necesaria para abastecerlo (con generación propia y la de
sus contratos de reserva) y no existan restricciones de Transporte y/o
Distribución que impidan hacer llegar la energía contratada al punto de
entrega acordado. En caso de imposibilidad de abastecer una demanda
contratada, ya sea por limitaciones de Transporte y/o Distribución o por
indisponibilidad del Generador y falta de excedentes para cubrirlo en el
Sistema, el OED programará las restricciones necesarias.
Cuando el
Generador no cuenta con la disponibilidad necesaria para cumplir sus
contratos de abastecimiento y en el MEM se aplican cortes programados a
la demanda, el Generador pasará a ser un Comprador en el Mercado Spot y
en consecuencia será tratado en igualdad de condiciones con el resto de
la demanda sin contratos. Su participación en el programa de cortes será
proporcional a su compra (potencia faltante para cubrir sus contratos)
dentro de la compra total en el Mercado Spot.
4.4.
DETERMINACION Y VALORIZACION DE LOS APARTAMIENTOS
4.4.1.
GENERADORES TERMICOS CON CONTRATOS DE ABASTECIMIENTO
Se
considerará que el compromiso horario de los Generadores está dado por
la suma de las potencias contratadas. Sólo para el caso de déficit en el
Sistema se incluirá además el nivel de pérdidas correspondientes
evaluadas en función de los factores de nodo semanales para determinar
si el Generador es capaz de abastecer su demanda contratada.
El
contrato se interpretará como si cada hora el Generador debe entregar en
el centro de carga del Sistema la energía contratada, que cobrará al
precio acordado, independientemente de cuál sea el requerimiento real de
la demanda con quien realizó el contrato o la generación realmente
realizada por el vendedor.
A los
efectos del seguimiento de los contratos, se entiende por potencia
forzada a aquella que queda en servicio por restricciones de arranque y
parada y no interviene en la formación de precios. Para el cálculo de la
energía aportada por el Generador a sus contratos se considerará
solamente:
a) su
potencia despachada sin tener en cuenta restricciones de arranque y
parada (PDESP);
b) su
potencia forzada en servicio (al mínimo técnico) debido el tiempo mínimo
requerido entre su parada y arranque (PTMIN), o sea debido a una
restricción propia de la máquina.
La
potencia forzada por costo de arranque y parada (PCAP), o sea la forzada
por resultar más económica para el despacho del MEM teniendo en cuenta
el costo a pagar por su arranque, se considerará que no interviene en el
contrato sino que se vende al MEM a su costo operativo (CO).
En
consecuencia, para cada hora en la potencia total realizada se podrán
diferenciar tres valores:
PGENi =
PDESPi + PTMINi + PCAPi
Su
generación propia entregada al contrato se calculará como:
PGENCONTi
= PDESPi + PTMINi
y con
respecto a este valor se hará el seguimiento de los apartamientos a su
compromiso contratado. El resto de su generación (PTMIN) se considerará
forzada por requerimientos del MEM y, en consecuencia, se comercializará
fuera del contrato en el Mercado Spot valorizada a su CO y sin
intervenir en la definición de precios.
PTMINTi x
CO
Para cada
hora la energía entregada (PECONT) por el Generador se calculará como la
suma de la generación propia para el contrato (PGENCONT) más la de las
máquinas con la que tenga contratos de reserva que estén generando
(hayan resultado despachadas) y hayan sido convocadas por el Generador
para reemplazar falta de potencia por indisponibilidad propia (PRES).
PECONTi =
PGENCONTi + PRESi
Cada hora,
el OED realizará el seguimiento de:
* los
apartamientos de los contratos de abastecimiento (diferencia entre la
generación contratada y la entregada) y su valorización en el Mercado
Spot a través de su comercialización en el MEM:
* la
energía generada por cada uno de sus contratos de reserva fría.
Si su
potencia entregada al contrato (PECONT) resulta superior a la requerida
por sus contratos, el excedente se tratará como un Generador sin
contratos del MEM, vendiendo al precio spot en su nodo de conexión:
a) la
energía excedente al precio en su nodo (PM afectado por su factor de
nodo y de adaptación o PL, según corresponda);
b) la
potencia excedente al precio de la PPAD.
Si el
Generador resulta entregando por debajo de su potencia contratada, la
energía faltante la comprará a precio spot al PM, o sea en el centro de
carga del Sistema. Se considera que la potencia contratada pero no
despachada queda en reserva, como respaldo para cubrir su contrato de
ser requerido por el Sistema. En consecuencia:
a) compra
del MEM la potencia necesaria para cubrir su demanda contratada;
b) vende
al MEM la potencia contratada pero no despachada, como reserva.
Como
resultado, en este tipo de compras en el Mercado Spot no deberá pagar
por la potencia comprada ya que se compensa con su potencia vendida como
reserva al MEM.
En estos
dos últimos casos el Generador, al contar con la disponibilidad
necesaria en sus máquinas, no estará haciendo uso de sus contratos de
reserva fría.
En caso de
resultar su entrega (generación propia más las de sus máquinas
contratadas como reserva) inferior a la contratada por indisponibilidad
propia y no por requerimientos del despacho, el Generador podrá
solicitar comprar el faltante para cumplir su contrato en el MEM. En
este caso la potencia se venderá al precio definido para la PPAD y el
precio de la energía será el del Centro de Carga, incluyendo los
sobreprecios que se hayan definido en la programación en caso de riesgo
de falla (SPRF aplicado a la energía o RAH aplicado a la potencia).
En caso de
déficit en el MEM y restricciones en el abastecimiento, los Generadores
resultarán despachados a su máxima carga posible. Por lo tanto, en estos
casos para analizar su compra/venta con el MEM se comprará su generación
con la demanda efectivamente abastecida de sus contratos.
En
resumen, un Generador que debe cubrir una energía contratada (GENCONT):
a) genera
una parte a costo propio (PGEN), con generación propia y/o generación de
las máquinas que contrató como reserva, para vender al precio
contratado;
b) compra
el faltante (PCOMP) al MEM, para vender al precio contratado, la energía
al precio spot (PM) si fue despachado por debajo de su disponibilidad, o
el PM más la potencia al precio de la PPAD si el faltante se debe a
disponibilidad propia;
c) de no
existir suficiente excedente en el MEM y/o estar aplicándose
restricciones a la demanda, el OED calculará la parte no abastecida
(PNOABAST) en proporción a la compra requerida dentro del total del MEM
y al déficit existente en el Sistema.
En el caso
de que, por déficit de generación, no se pueda abastecer toda la
demanda, la restricción a aplicar a cada una de las demandas contratadas
del respectivo Generador con falta de disponibilidad (PNOABAST) se
repartirá en forma proporcional a su demanda contratada, salvo
requerimiento particular del Generador de aplicar un criterio de
distribución de la falla distinto. De estar prevista penalización en los
contratos de abastecimiento, la misma se calculará sobre este valor. De
no poder abastecer la demanda contratada por restricciones de Transporte
y no por falta de generación, no se considerará que el Generador vulnera
su compromiso de suministro (la energía está disponible) y no
corresponderá aplicar penalizaciones.
Al
finalizar el mes, el OED realizará la integración de la comercialización
en el MEM de los apartamientos y el generador resultará acreedor o
deudor con respecto al MEM, según resulte positiva o negativa la suma de
los montos horarios comprados y vendidos.
4.4.2.
GENERADORES HIDRAULICOS CON CONTRATOS DE ABASTECIMIENTO
Los
generadores hidroeléctricos de propiedad privada podrán comercializar a
través de contratos del Mercado a Término su energía definida como
firme. El compromiso de los Generadores hidráulicos estará dado por una
energía mensual y su curva de carga real responderá a los requerimientos
del despacho.
El
contrato se interpretará como si durante el mes el Generador debe
entregar en el centro de carga del Sistema la energía contratada, que
cobrará al precio acordado, independientemente de cuál sea el
requerimiento real de la demanda contratada o la generación realmente
realizada por el hidráulico. La Generación real será la resultante del
despacho que definirá:
* paquetes
de energía hidráulica semanal disponibles (programas OSCAR y MARGO);
* paquetes
de energía diaria en función del programa de despacho hidrotérmico
semanal;
* potencia
horaria de acuerdo al despacho óptimo diario y sus modificaciones en
tiempo real.
El
Generador hidráulico resultará despachado con toda su energía disponible
ofertada salvo:
*
restricciones de Transmisión que limiten su capacidad de exportación;
*
excedentes hidráulicos en el Sistema que lo obliguen a competir en el
despacho con otras centrales hidroeléctricas.
La energía
entregada por el contrato se calculará como la suma de la generación
propia del Generador más la de las máquinas con las que tenga contratos
de reserva que estén generando y hayan sido convocadas por su contrato
(para reemplazar la falta de energía propia). Al finalizar el mes, el
OED calculará la energía mensual correspondiente como la suma de su
generación más la energía generada por sus contratos de reserva fría
cuando fueron convocados. Con este valor calculará la diferencia con
respecto a la suma de sus energías comprometidas por Contratos,
descontadas las restricciones de haberse aplicado, para definir los
apartamientos de un Generador hidráulico con respecto a sus contratos de
abastecimiento.
Si su
energía mensual resulta superior a la requerida por sus contratos, el
excedente se considerará vendido al MEM en el Mercado Spot. Para ello se
calculará la potencia horario vendida suponiendo que la energía
excedente se reparte a lo largo del mes con la misma forma que su
potencia despachada. O sea, si el excedente representa un porcentaje de
su energía contratada:
PORCE =
(EGEN - ECONT) / EGEN
La
potencia horaria vendida en el Mercado Spot se calculará suponiendo que
cada hora vende este porcentaje de su potencia generada:
VENDESPOTI
= POTGENi * PORCE
Esta venta
horario se comercializará al precio spot en su nodo de conexión:
a) la
energía excedente al precio en su nodo (PM afectado por su factor de
nodo y de adaptación o PL según corresponda);
b) la
potencia excedente al precio de la PPAD.
Si
generación mensual resulta por debajo de su energía contratada, la
energía faltante la comprará a precio spot al PM, o sea en el centro de
carga del Sistema. Se considera que la potencia contratada pero no
despachada queda en reserva, como respaldo para cubrir su contrato de
ser requerido por el Sistema salvo indisponibilidad de potencia en el
Generador. Para el cálculo de la potencia horaria comprada se repartirá
la energía faltante a lo largo del mes con la misma forma que su
potencia despachada. O sea, si el faltante representa un porcentaje de
su energía entregada:
PORCF =
(ECONT - EGEN) / EGEN
La
potencia horaria comprada en el Mercado Spot resultará como si cada hora
compra este porcentaje faltante respecto a su potencia entregada:
COMPRASPOTi = POTGENi * PORCF
Sin
embargo, si el Generador no produce en todo el mes o está indisponible
y/o no puede generar durante por lo menos dos semanas del mes, la compra
horaria se repartirá en vez según la forma de la demanda real del
Distribuidor o Gran Usuario con quien estableció el contrato. O sea, se
convertirá la energía contratada en una curva de carga horaria del mes,
dándole un peso a cada hora en función de su demanda real requerida
respecto de la demanda mensual registrada.
PESOi =
DEMi / DEMMES
La compra
al MEM para cada hora resultará en este caso:
COMPRASPOTi = PESOi * ECONT — PGENi
Esta
compra se comercializará en el MEM al precio spot correspondiente en el
centro de carga (PM). Si la compra se debe a falta de disponibilidad de
potencia (propia más la de sus máquinas convocadas como reserva) deberá
comprar también la potencia faltante al precio de la PPAD.
Para el
caso de déficit en el Sistema, a la energía contratada se agregará
además el nivel de pérdidas evaluadas en función de los factores de nodo
semanales. Para determinar si el Generador es capaz de abastecer su
compromiso (demanda contratada + pérdidas estimadas), se calculará su
energía prevista disponible para la semana como la suma de:
* su
pronóstico de generación semanal evaluados a partir de los modelos de
programación (OSCAR, MARGO y semanal);
*
disponibilidad prevista para la semana de las máquinas con las que tiene
contratos de reserva fría.
Para
calcular el requerimiento semanal del contrato se utilizarán las curvas
de demanda típicas previstas para el Distribuidor o Gran Usuario
acordadas en la Base de Datos Estacional, y se determinará el peso que
corresponde dentro de la demanda del mes la demanda de cada una de las
semanas (demanda prevista semanal dividida por la demanda prevista
mensual). La energía semanal contratada se considerará como la energía
mensual requerida (contratada más pérdidas) multiplicada por el peso de
la correspondiente semana dentro del mes.
Se
excluirá de aplicar restricciones a la demanda contratada por un
Distribuidor o Gran Usuario con un Generador hidráulico siempre que la
energía semanal prevista disponible consulte suficiente para cubrir el
compromiso semanal definido para su energía contratada. De no ser así,
se considerará que el Generador compra en el MEM la energía faltante
para cumplir su contrato. El valor diario y horario de esta compra se
calculará repartiendo la compra semanal de energía de acuerdo a la forma
de las curvas de demanda típicas acordadas.
De no
existir excedente en el MEM para cubrir el total faltante, el OED
calculará la parte no abastecida en forma proporcional a su compra
requerida dentro del total de MEM y al déficit existente en el Sistema.
En el caso
de que, por déficit de generación, no se pueda abastecer toda la
demanda, la restricción a aplicar a cada una de las demandas contratadas
del respectivo Generador con falta de disponibilidad se repartirá en
forma proporcional a su demanda contratada, salvo requerimiento
particular del Generador de aplicar un criterio de distribución de la
falla distinto. De estar prevista en los contratos de abastecimiento, la
eventual penalización se calculará sobre este valor. Si la demanda no se
puede abastecer por restricciones de Transporte y no por falta de
generación (la energía está disponible), no se considerará que el
Generador vulnera su compromiso de suministro y no corresponderá aplicar
penalizaciones.
4.4.3.
DISTRIBUCIONES Y GRANDES USUARIOS CON CONTRATOS
El
contrato se interpreta como si cada hora el Distribuidor o Gran Usuario
debe comprar en el centro de carga del Sistema la energía contratada al
precio acordado independientemente de lo que requiera su demanda real.
El OED
realizará el seguimiento de los apartamientos (diferencia entre demanda
real y contratada) y su valorización en el Mercado Spot a través de su
comercialización en el MEM.
Para un
Distribuidor o Gran Usuario, la demanda abastecida por contratos se
calculará como la suma de la energía entregada al contrato por los
Generadores con quienes tenga contratos de abastecimiento más, de no ser
ésta suficiente, la energía suministrada por las máquinas con quienes
tenga contratos de reserva fría y que, estando generando, hayan sido
convocadas para cubrir el faltante.
Para los
Distribuidores y Grandes Usuarios con contratos de abastecimiento con
Generadores hidráulicos, el compromiso estará dado por paquetes de
energía mensual. Al finalizar el mes, el OED verificará si la demanda
real resulta superior o inferior a la contratada. De resultar su demanda
de energía mayor que la abastecida por sus contratos (de abastecimiento
con generadores hidráulicos más de reserva), se lo considerará comprador
del MEM para todas las horas del mes. Si la energía a comprar representa
un porcentaje de su demanda abastecida:
PORCC =
(DEMMES-ECONTHIDRO-ERESERVA) / DEMMES
se
considerará que cada hora compra en el MEM este porcentaje de su
potencia abastecida.
COMPRAi =
PORCC + DEMABASTi
Si por el
contrario, su demanda de energía resulta menor que la contratada, se lo
considerará vendedor del MEM por este excedente. En este caso, se
calculará el porcentaje que representa la energía a vender dentro del
total contratado:
PORCV =
(ECONTHIDRO+ERESERVA-DEMMES) / DEMMES
Cada hora
el Distribuidor o Gran Usuario venderá en el MEM este porcentaje de su
potencia abastecida.
VENDEi =
PORCV * DEMABASTi
Para las
demandas con contratos de Abastecimiento con Generadores térmicos, el
OED realizará el seguimiento de los apartamientos horarios. Cada hora la
demanda real podrá ser distinta de la contratada. Si resulta menor, la
potencia excedente se considerará vendida al precio spot en el MEM.
VENDEi =
PCONTi – PDEMi
Si por el
contrario, resulta su demanda mayor que la potencia contratada se
considerará comprador en el M.E.M. del faltante (energía más potencia).
VENDEi =
PDEMi – PCONTi
Si un
Distribuidor o Gran Usuario tiene contratos de Abastecimiento con
distintos tipos de Generadores (o sea con térmicos y con hidráulicos)
para el seguimiento de sus apartamientos respecto a sus contratos y
cálculo de su compra/venta en el MEM se convertirán todos sus contratos
a un compromiso horario. Para ello, la energía mensual contratada con
Generadores hidráulicos se trasformará en una curva horaria
repartiéndola de acuerdo a la forma de las curvas típicas de demanda
acordadas en la Base de Datos Estacional. El apartamiento respecto a su
potencia contratada lo calculará el OED para cada hora como la
diferencia entre su demanda real abastecida y la suma de las potencias
contratadas con Generadores térmicos más las potencias calculadas para
los contratos con Generadores hidráulicos.
En todos
los casos, de resultar vendedor se comercializará en el MEM al precio
spot en el centro de carga del Sistema (PM). Si por el contrario resulta
comprador y existe el excedente necesario en el MEM, podrá comprar el
faltante (energía más potencia) en su nodo:
* al
precio Spot si se trata de un Distribuidor cuya demanda mensual está
cubierta por lo menos en un 60% por contratos, o de un Gran Usuario (la
energía faltante al precio en su nodo y la potencia faltante al precio
de la PPAD);
* al
precio estacional (de energía y potencia) si se trata de un Distribuidor
cuya demanda cubierta por contratos es menor que el 60% de su demanda
mensual prevista.
Para los
Distribuidores que comprarán su faltante a precio estacional, los
respectivos precios de la energía y potencia serán calculados en la
programación estacional definiendo como:
* energía
a abastecer a precios del Mercado Estacional a su demanda restante luego
de descontar de sus curvas típicas de demanda (Base de Datos Estacional)
las curvas de potencia horaria contratada;
* potencia
a abastecer a precio de referencia estacional, a su potencia declarada
menos la potencia máxima total contratada.
A los
fines del cálculo de estos precios estacionales, si el Distribuidor
tiene contratos de Abastecimiento con Generadores hidráulicos, se
convertirá la energía contratada en un compromiso horario. Para ello, en
primer lugar se dividirá la energía mensual contratada en paquetes
semanales dentro del mes utilizando las curvas de demanda típicas del
Distribuidor acordadas en la Base de Datos Estacional y determinando el
peso correspondiente a cada semana (demanda prevista semanal dividida
por la demanda prevista mensual). El valor diario y horario del contrato
se calculará repartiendo la energía de la semana de acuerdo a la forma
de dichas curvas de demanda típicas acordadas.
En caso de
que por falta de disponibilidad de los Generadores con quienes tenga
contratos de abastecimiento, surja un déficit de generación y el OED
defina la necesidad de aplicar restricciones, el Distribuidor y Gran
Usuario podrá recurrir a sus contratos de reserva fría para garantizar
el cubrimiento de su demanda. En este caso, su requerimiento de compra
en el MEM con respecto a sus contratos estará dado por la diferencia
entre su potencia contratada y la abastecida por los Generadores con los
que tenga contratos de suministro o reserva fría.
En caso de
que, por falla o restricciones en la red, surja un déficit y no se pueda
abastecer toda su demanda, no se considerarán faltantes ni sobrantes y
no se comercializará en el MEM.
Al
finalizar el mes el OED integrará los valores correspondientes a:
* la
energía abastecida por los contratos de reserva fría convocados;
* los
apartamientos registrados entre su demanda real abastecida y la
entregada por sus contratos de abastecimiento y de reserva fría, y su
valorización a través de su comercialización en el MEM;
El
Distribuidor o Gran Usuario resultará acreedor o deudor con respecto al
MEM, según resulte positiva o negativa la totalización de los montos
correspondientes a los apartamientos. Si sólo tiene contrato por energía
(o sea con Generadores hidráulicos), resultará acreedor o deudor con
respecto al MEM según resulte su demanda mensual abastecida menor o
mayor que la energía contratada.
4.4.4.
GENERADORES CON CONTRATOS DE RESERVA FRIA
El OED
realizará el seguimiento de la energía entregada por Generadores con
Contratos de reserva fría que no se comercializa en el MEM sino que se
vende al Generador, Distribuidor o Gran Usuario con quien se estableció
el contrato y al finalizar el mes totalizará la energía correspondiente
a cada uno de estos contratos.
El resto
de su energía y potencia (sin contratos de reserva fría o con contratos
pero generada a requerimiento del despacho y no solicitada por sus
contratantes) se comercializará en el MEM y su remuneración se calculará
como la de un generador sin contratos del MEM.
4.5.
FACTURACION DE LOS CONTRATOS
4.5.1.
ENERGIA Y POTENCIA
Antes del
quinto día de cada mes, el OED enviará los Generadores con contratos la
información requerida para realizar su facturación.
a) la
energía generada dentro de cada contrato de reserva fría;
b) la
demanda no abastecida para los Distribuidores y Grandes Usuarios con
contratos de abastecimiento a los que se haya aplicado restricciones,
calculada en base a la programación del déficit horario.
Para cada
Generador térmico con contratos de Abastecimiento, su déficit en cada
hora en que se le hayan aplicado restricciones, se calculará como:
DEFGENi =
PGENCONTi + PRESi – PCONTi
donde:
*
PGENCONTi = potencia entregada a sus contratos por el Generador con
máquinas propias.
* PRESi =
potencia generada por las máquinas con contratos de reserva fría y que
fueron convocados para cubrir falta de disponibilidad del Generador.
* PCONTi =
demanda total horaria comprometida por sus contratos de abastecimiento.
De
tratarse de un Generador hidráulico se realizará el mismo cálculo
convirtiendo para esas horas a la energía contratada en su
correspondiente valor de potencia de acuerdo a la forma de las curvas
típicas de demanda acordadas para el Distribuidor o Gran Usuario que
corresponda.
Este
déficit se repartirá entre todos sus contratos del modo que lo haya
solicitado el Generador en la operación real o, de no haber hecho
ninguna indicación, en forma proporcional a la potencia de cada contrato
dentro de su potencia total contratada.
El
Generador será el responsable de facturar a cada Distribuidor, Gran
Usuario, y/o Generador del Mercado a Término con que haya suscripto un
contrato de suministro o de reserva fría, la remuneración
correspondiente a lo acordado en base a la demanda contratada menos las
restricciones que se hubieran realizado, y descontando las
penalizaciones que correspondan de acuerdo a la información que
suministre el OED.
La energía
comercializada en el mercado spot por apartamientos, como se indica en
el punto 4.4.1., se facturará de acuerdo a la metodología indicada en el
punto 5.
4.5.2.
REMUNERACION DEL TRANSPORTE
Este cargo
es independiente de la realización de contratos. La garantía de
suministro de un contrato corresponde a la disponibilidad del generador
contratado, pero no así a la del Sistema de Trasporte.
4.5.2.1.
CARGO VARIABLE ASOCIADO A LA ENERGIA
El cargo
se calculará en base a la energía efectivamente generada y la demanda
efectivamente abastecida dentro del contrato, y con los precios de nodo
de las barras correspondientes.
Al
finalizar cada mes, el OED calculará para el contrato el cargo variable
del servicio del Transporte:
a) al
Generador con Contrato de Abastecimiento, por la energía efectivamente
entregada dentro del contrato (potencia generada menor o igual a
contratada) y al Generador con Contrato de Reserva fría por su energía
generada requerida por su Contrato, afectando dicha generación por la
diferencia entre su factor de nodo y de adaptación (semanal por período
tarifario) y el centro del sistema.
GENCONT *
(1 - FAGen * FNGen) * PM
b) al
Distribuidor o Gran Consumidor, por la energía efectivamente tomada
dentro de los niveles del contrato (demanda abastecida menor o igual a
contratada) afectada por la diferencia entre su factor de nodo y de
adaptación y el centro de carga del sistema.
DEMCONT *
(FADem * FNDem - 1) * PM
4.5.2.2.
CARGOS POR CONEXION Y CAPACIDAD
Los cargos
fijos (por conexión y capacidad) serán abonados por Generadores,
Distribuidores y Grandes Usuarios en función de:
* su
ubicación en la red (área de influencia)
* su uso
del Sistema de Transporte (potencia de ingreso o egreso).
En
consecuencia, estos cargos son independientes de cómo se realicen los
contratos.
Todo
Generador, Distribuidor y Gran Usuario, con o sin contrato, deberá
abonar su proporción correspondiente al cargo de conexión a la Red de
Transporte y al cargo por potencia de ingreso o egreso al sistema.
Dichos factores quedan definidos en la programación estacional.
4.5.3. USO
DE SISTEMAS DE DISTRIBUCION TRONCAL
Cada
Contrato será facturado por el Distribuidor que corresponda, o en su
defecto por el OED, de acuerdo a los contratos suscriptos por uso de sus
instalaciones como se indica en el punto 4.1.
4.5.4.
SERVICIOS PRESTADOS POR EL MEM
El
Contrato deberá pagar en el MEM por los servicios que le brinda el
Sistema:
a) reserva
fría (el Distribuidor y Gran Usuario);
b)
regulación de frecuencia (el Generador);
c)
regulación de tensión y control de reactivo (el Generador, Distribuidor
y Gran Usuario);
d)
Reembolso de gastos e inversiones del OED (Generador, Distribuidor y
Gran Usuario).
4.5.4.1.
RESERVA FRIA
El
Distribuidor con contrato deberá pagar al MEM por la parte de la reserva
fría que corresponde a su demanda contratada.
Cada hora
en que el Sistema esté operando con un determinado nivel de reserva fría
(MWRES) con un precio definido de la PPAD ($PPAD), el pago del contrato
al Sistema será:
TABLA 16 (Formato PDF, 87 KB)
Al
finalizar cada mes, el OED calculará el total acumulado y lo facturará a
cada Distribuidor y Gran Usuario con contrato.
4.5.4.2.
REGULACION DE FRECUENCIA
Si el
Generador con contrato cuando está generando aporta al Sistema un
porcentaje de reserva rotante igual al medio del Sistema, no cobrará ni
deberá pagar por este servicio.
Cada hora
en que aporte por encima de este medio, se hará acreedor a una
compensación por el excedente. Por el contrario, si aporta por debajo
deberá pagar al Sistema por la reserva rotante faltante.
Al
finalizar cada mes, el OED calculará el total acumulado y lo facturará
al Generador con contrato correspondiente.
4.5.4.3.
CONTROL DE REACTIVO
De acuerdo
a la metodología definida, los contratantes deberán cumplir con los
compromisos acordados en el despacho de reactiva y serán deudores o
acreedores según corresponda.
4.5.4.4.
REEMBOLSO DE GASTOS E INVERSIONES DEL OED
El gasto
mensual del OED se repartirá entre todos los agentes reconocidos del
MEM. El monto adeudado por las empresas con contratos será el gasto del
OED para el mes, fijado en el presupuesto estacional aprobado, por la
proporción del importe de su compra o venta bajo el contrato dentro de
la transacción total del mes.
4.6.
CONTRATOS CON EMPRESAS DE OTROS PAISES
Las
empresas de países interconectados que quieran realizar contratos con
empresas del MEM deberán contar con la correspondiente autorización
previa de la S.E.E. En ese caso, serán considerados en cuanto a la
programación, despacho y operación como agentes reconocidos del MEM
Argentino con sus puntos de entrada/salida al Mercado coincidentes con
los puntos de interconexión.
Para
cumplir dichos contratos tendrán libre acceso a la capacidad remanente
del Sistema de Transporte de la Red Argentina. La remuneración por el
servicio de Transporte requerido se ajustará a las disposiciones
vigentes en el MEM, o sea un cargo variable a través de los factores
nodales que le correspondan y los cargos fijos por conexión a la red y
por capacidad de Transporte. Estas empresas participarán además de los
costos de expansión de la red de acuerdo a las reglas establecidas para
el MEM por la S.E.E.
5.-
FACTURACION, COBRANZA Y LIQUIDACION
El proceso
de facturación correspondiente a la operación del MEM se realizará
mensualmente dentro de los primeros cinco días corridos del mes
siguientes. A estos efectos, el OED actuará como mandatario,
interviniendo en los procesos de emisión de facturas, liquidaciones y
cobranzas por cuenta y orden de los agentes del MEM, según los
procedimientos y modalidades explicitadas en el presente capítulo.
Dado el
carácter de mercado único bajo el cual se desarrolla la comercialización
en el MEM, a los efectos del cálculo de las acreencias o las deudas que
cada agente mantiene con el resto de los agentes participantes en las
transacciones de cada mes, se aplicará el criterio de proporcionalidad.
Este
sistema de facturación implica que cada comprador en el MEM es deudor
para con cada uno de los agentes que resultaron vendedores, en forma
proporcional a su participación en el importe total de la venta. Un
sistema de cobranzas centralizado asegurará que los pagos se efectúen e
imputen guardando idéntico criterio de proporcionalidad, conforme los
deudores vayan cancelando sus deudas.
El OED
será responsable de producir toda la información necesaria a estos
efectos y emitirá por cuenta y orden de los agentes del MEM la
documentación comercial, conforme los procedimientos explicitados en el
presente capítulo. Asimismo administrará el sistema de cobranzas
centralizado y el sistema de cancelación de deudas asociado.
5.1.
INFORMACION NECESARIA PARA FACTURAR
5.1.1.
RECOPILACION DE LA INFORMACION
Será
responsabilidad de cada uno de los agentes del MEM suministrar al OED
toda la información necesaria para llevar a cabo el proceso de
facturación dentro de los tiempos y modos que éste determine.
El OED
será responsable de elaborar con dicha información una base de datos
centralizada, confiable y auditable a satisfacción de los agentes del
MEM. Esta Base de Datos para Facturar (BDF) será la información oficial
utilizada por el OED para determinar el resultado de las transacciones
económicas definidas en 5.2.
5.1.2.
INFORMACION DE DISTRIBUIDORES Y GRANDES USUARIOS
Los
Distribuidores y los Grandes Usuarios, que operen en el Mercado Spot o
con contratos del Mercado a Término, informarán diariamente al OED su
curva de carga horaria realizada.
5.1.3.
INFORMACION DE GENERADORES Y AUTOGENERADORES
La
información a utilizar en el caso de Generadores y Autogeneradores
estará conformada por la información horaria consolidada por el OED. Una
vez resueltos eventuales cuestionamientos de las partes, servirá de base
para el cálculo de su remuneración. En el caso de Generadores con
contratos del mercado a término, se calculará el resultado comercial
dentro y fuera de los contratos y función de sus términos comunicados.
5.1.4.
INFORMACION DE TRANSPORTADORES
Una vez
resueltos eventuales cuestionamientos, se utilizará la información
mensual consolidada por el OED de flujos de carga en la Red de
Transporte y Factores Nodales (Ingreso Variable), y la información
relevada en tiempo real sobre períodos de indisponibilidad de
equipamiento, para el cálculo de su remuneración.
5.1.5.
INFORMACION DE EMPRESAS EXTRANJERAS INTERCONECTADAS
Según el
caso, estos intercambios se homologan a una venta (5.1.3) o a una compra
(5.1.2). De mediar Convenios de Interconexión el OED será responsable de
haber intercambiado la documentación de norma con la otra parte, para
documentar las figuras legales de aplicación en cada transacción.
5.1.6.
INFORMACION FALTANTE
Si dentro
de los plazos establecidos, a los efectos de elaborar en tiempo y forma
la información necesaria para el proceso de facturación, no se cuenta
con la información completa para conformar la Base de Datos de
Facturación, el OED procederá a completar los datos faltantes con la
mejor información a su alcance. Esta situación será debidamente
informada al confeccionar el documento de Transacciones Económicas del
período. Cualquier rectificación de los datos estimados por el OED será
incorporado al siguiente proceso de facturación.
5.2.
TRANSACCION ECONOMICA
5.2.1.
RESULTADO DE LA TRANSACCION
Se define
como Resultado de la Transacción Económica al Cálculo mensual de los
créditos o débitos totales de cada agente del MEM por aplicación de los
presentes procedimientos asociados al sistema de estabilización de
precios que se describe en el punto 5.7. y de los excedentes que se
describen en 5.2.2.
5.2.2.
EXCEDENTES
Se
denomina Excedente Neto Mensual a la diferencia entre el resultado de
los generadores del MEM dependientes del Estado nacional más de los de
las empresas extranjeras interconectadas en su operación en el MEM, y
los montos producto de sus remuneraciones reconocidas, de acuerdo a lo
que hubiera establecido por resolución la Secretaría de Energía
Eléctrica.
Estos
excedentes serán depositados en un Fondo Unificado, según lo previsto en
el artículo 37 de la Ley 24.065, para cuya administración el OED
efectuará las operaciones que la SECRETARIA DE ENERGIA ELECTRICA le
indique.
En la
forma y con la periodicidad que la SECRETARIA DE ENERGIA ELECTRICA
determine, el OED producirá la información de gestión correspondiente a
la administración de este Fondo así como su evolución prevista.
5.2.3.
DOCUMENTO DE TRANSACCIONES ECONOMICAS (TE)
El OED
elaborará mensualmente un documento con toda la información contenida en
la Base de Datos para Facturar y con todos los resultados obtenidos por
la aplicación de los presentes procedimientos, individualizando para
cada agente, los montos por los cuales ha resultado deudor o acreedor en
base a sus compras y/o ventas en el MEM Dicha información servirá de
base para el proceso de facturación definido en 5.3.
El
documento de Transacciones Económicas contendrá asimismo un detalle que
permita individualizar la proporción en que cada deudor participa en la
conformación del crédito de cada vendedor, aplicando para ello un
criterio de proporcionalidad en base al peso relativo que cada uno de
los montos deudores tengan respecto del monto deudor total en las
Transacciones Económicas en dicho mes.
5.3.
FACTURACION
5.3.1.
FACTOR DE PROPORCIONALIDAD
Para cada
agente del MEM que en la Transacción Económica del mes correspondiente
haya resultado deudor del sistema, el OED calculará su factor de
proporcionalidad (FPk) como su monto deudor dividido el monto deudor
total del mercado.
5.3.2.
FACTURACION DE LAS OPERACIONES DEL COMPRA/VENTA EN EL MEM
El OED
emitirá por cuenta y orden de los vendedores una factura a cada agente
comprador por los montos resultantes de la Transacción Económica del
mes, discriminados según los siguientes conceptos:
* energía.
*
transporte de energía eléctrica.
*
potencia.
* otros
servicios (regulación de frecuencia, reactivo, arranque y parada de
máquinas).
Para la
discriminación de los conceptos del trasporte, se aplicará el siguiente
procedimiento:
a) El OED
calculará los cargos fijos del Transporte (por conexión y por capacidad
de transporte puesta a disposición) que cada agente del mercado deberá
abonar a los transportistas, en base a las horas de disponibilidad
registradas y aplicando los factores correspondientes a cada nodo y a
cada empresa indicados en el programación estacional.
b) El OED
calculará el monto al que es acreedor cada Transportista por el ingreso
por energía (IVT). Dichos montos serán distribuidos entre los agentes
que resulten deudores en el MEM para el mes correspondiente, en función
de sus respectivos Factores de Proporcionalidad. Estos montos se
identificarán bajo el concepto de Servicio de Transporte de Energía
Eléctrica.
c) Para la
energía comercializada dentro de Contratos de Abastecimiento, el OED
calculará el cargo variable por Transporte que debe abonar cada una de
las partes.
A su vez
para cada uno de los agentes vendedores, el OED. emitirá una liquidación
de su venta por el total resultante de la Transacción Económica. Para
los Generadores dependientes del Estado nacional, las liquidaciones se
realizarán en base a los precios reconocidos por la SEE de acuerdo a lo
dispuesto por el artículo 37 de la ley 24.065.
Las
diferencias existentes entre lo facturado a los compradores y lo
liquidado a los vendedores por aplicación de diferentes sistemas de
precios (precios estacionales y precios spot), deberán imputarse al
Fondo de Estabilización descripto en el punto 5.7.
5.3.4.
FACTURACION DE APARTAMIENTOS DE CONTRATOS
El OED
calculará los saldos acreedores o deudores de las operaciones efectuadas
en el mercado spot por parte de empresas con Contratos de
Abastecimiento. Las facturas y liquidaciones correspondientes, serán
calculadas por el OED aplicando iguales procedimientos a lo establecidos
para los vendedores y compradores que operan sin contratos.
5.3.5.
REEMBOLSO DE GASTOS Y/O INVERSIONES DEL OED
El monto
mensual por Reembolso de gastos y/o inversiones del OED acordado en el
Presupuesto Estacional, se distribuirá entre todos los agentes del MEM.
Dicho monto será debitado por el OED a cada agente en función de la
proporción que representa su volumen monetario por compra y/o venta
dentro del volumen total de las transacciones del MEM,
independientemente de la existencia de contratos.
5.4.
PLAZOS DE PAGO
Las
facturas presentadas al cobro a los agentes deudores del sistema
vencerán a los 39 días, contados a partir del último día del mes a que
se refieren las transacciones facturadas.
Dicho
plazo de vencimiento se desplazará en el mismo número de días que se
demore el envío de la documentación a que se refiere el párrafo
siguiente, a partir del tercer día hábil posterior a la emisión de las
facturas del documento de Transacciones Económicas.
El OED
remitirá a cada agente del mercado, por medio de FAX o Correo
Electrónico, según acuerde con cada uno, las respectivas facturas (a
deudores) y liquidaciones (a los acreedores), valiendo esta fecha para
los fines establecidos en el párrafo anterior. Simultáneamente remitirá
los documentos indicados por vía postal expresa.
Las notas
de débito o crédito que emita el OED para ajustar las facturas o
liquidaciones en virtud de rectificaciones de los valores físicos y/o
monetarios adoptados (refacturación), tendrán fecha de vencimiento el
mismo día que la factura a que están referidos.
Las Notas
de Débito por Reembolso de gastos y/o inversiones del OED, tendrán las
mismas condiciones de vencimiento que las arriba indicadas.
5.5.
COBRANZAS A LOS DEUDORES
El OED
prestará el servicio de cobranza en el MEM, que abarcará a todos los
pagos que se efectúen, con excepción de los que correspondan a la
ejecución de contratos.
Este
sistema de facturación, basado en criterios de proporcionalidad,
requiere que las acreditaciones a vendedores de los montos cobrados sean
diligenciados bajo igual criterio.
No se
admitirán pagos por fuera de este sistema, por cuanto ello atentaría
contra el principio de proporcionalidad del sistema de facturación
adoptado.
A los
efectos del pago de sus obligaciones, el OED ofrecerá a los agentes las
siguientes alternativas:
* mediante
entrega de cheque en el domicilio del OED.
* mediante
trasferencia a las cuentas bancarias habilitadas al efecto por el OED.
La fecha a
considerar a efectos de la imputación del pago, será la que corresponda
a la de efectiva acreditación en la cuenta bancaria del OED.
La falta
de pago íntegro y en término de los montos facturados serán sancionados
con un interés equivalente a la tasa fijada por el BANCO NACION
ARGENTINA (BNA) para sus operaciones de descuento de documentos a 30
días de plazo. El OED debitará y cobrará dichos intereses a los deudores
por cuenta y orden de los acreedores. Los importes cobrados por tal
concepto serán depositados en las cuentas bancarias declaradas por los
acreedores bajo los mismos plazos y condiciones establecidos en el punto
5.6.
El
incumplimiento de pago íntegro y en término de las Notas de Débito por
Reembolso de gastos y/o inversiones, se sancionará con un interés
equivalente a la tasa fijada por el BNA para sus operaciones de
descuento de documentos a 30 días de plazo.
La
aplicación de las cobranzas a efectos de imputar las mismas se realizará
en primer lugar a la cancelación de deudas por cualquier concepto con el
OED y luego a la cancelación de deudas con los acreedores del mercado.
A efectos
de determinar los intereses por los cuales se sancionará la falta de
pago en término de los agentes deudores se aplicará la siguiente
fórmula:
donde:
TABLA 17 (Formato PDF, 85 KB)
* C:
Capital adeudado
* TNAV:
Tasa Nominal Anual Vencida fijada por el BNA para operaciones de
descuento de documentos a 30 días de plazo.
* n: días
de mora.
5.6.
LIQUIDACION A LOS ACREEDORES (apartado sustituido por resolución
34/24 SE)
La
liquidación de los saldos acreedores a los Agentes del MERCADO ELÉCTRICO
MAYORISTA (MEM) se realizará distribuyendo los fondos disponibles
resultantes de las acreditaciones que se registren en las cuentas
bancarias habilitadas por el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) a
los efectos de las cobranzas.
En todos
los casos los pagos se imputarán en primer término a la cancelación de
los intereses devengados a la fecha de cobro y el remanente al capital.
De existir saldos impagos referidos a distintos períodos mensuales, la
imputación se realizará en todos los casos a partir del más antiguo.
Los fondos
aludidos en el primer párrafo del presente Apartado 5.6 se aplicarán
cada mes conforme con el siguiente orden de prioridades:
a) La
cancelación del Impuesto al Valor Agregado (IVA).
b) El
reembolso de gastos y/o inversiones del ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO
(OED).
c) La
integración de los saldos netos mensuales correspondientes a los fondos,
cuentas de apartamientos y cuentas de excedentes de la Transacción
Económica.
d) El pago
del monto correspondiente al Fondo Nacional de Energía Eléctrica
(Artículo 70, Ley N° 24.065).
e) (inc.
sustituido por resolución 83/26 SE) El
pago de las acreencias que correspondan a los prestadores del servicio
público de transporte de energía eléctrica en alta tensión y por
distribución troncal, incluyendo los pagos correspondientes a las
ampliaciones de la capacidad de transporte llevadas a cabo en virtud del
Título VI “AMPLIACIONES POR CONCESIÓN DE OBRA PÚBLICA (Ley N° 17.520)”
del Anexo 16 de Los Procedimientos
f) El pago
de los importes adeudados a los restantes Agentes acreedores por las
Transacciones del mes, y el pago de las retenciones que correspondan a
favor de la Dirección General Impositiva (DGI) de la ADMINISTRACIÓN
FEDERAL DE INGRESOS PÚBLICOS (AFIP), entidad autárquica en el ámbito del
MINISTERIO DE ECONOMÍA.
La
distribución entre los acreedores de los fondos disponibles se efectuará
conforme al factor de proporcionalidad (FPa).
A estos
efectos, para cada Agente del MEM que en la Transacción Económica del
mes haya resultado acreedor, el OED calculará su factor de
proporcionalidad (FPa), el que resulta de su acreencia individual
dividida la acreencia total del mercado en tal Transacción Económica.
Los saldos
adeudados correspondientes a los cargos por peaje de los Grandes
Usuarios, que tienen un tratamiento particular (ANEXO 27, punto 8, de
Los Procedimientos), no serán considerados a los efectos de lo dispuesto
en el presente Apartado 5.6. ni estarán alcanzados por sus
disposiciones”.
5.7.
SISTEMA DE ESTABILIZACION DE PRECIOS
Las
diferencias que surjan entre los montos a abonar por los deudores,
considerando que una parte de ellos, los Distribuidores, lo hace en
función de un sistema de precios estacionales, y los montos a cobrar por
los acreedores, producto de transacciones realizadas a precios spot,
serán absorbidos por un sistema de estabilización de precios basado en
la existencia de un fondo de depósito transitorio denominado FONDO DE
ESTABILIZACION. En este fondo se depositarán los montos que se produzcan
aquellos meses en los cuales los resultados derivados de aplicar el
sistema de precios estacionales arrojen un saldo positivo respecto de
los del Mercado Spot. A su vez, aquellos meses en los cuales los
resultados se den a la inversa, este fondo proveerá los recursos
financieros necesarios para completar el monto acreedor de los
vendedores.
Este Fondo
de Estabilización no será utilizable para compensar incumplimientos de
pagos.
De ocurrir
que los recursos financieros disponibles en el Fondo de Estabilización
no sean suficientes para completar el monto acreedor en algún mes, el
OED gestionará ante la SEE la asistencia financiera necesaria. A estos
fines, la SEE dispondrá la concesión de un crédito automático retornable
y sin interés utilizando recursos del Fondo Unificado.
El OED
incorporará en el documento de Transacciones Económicas, el resultado
mensual del Fondo de Estabilización y su evolución.
La
SECRETARIA DE ENERGIA ELECTRICA indicará el criterio con que en la
programación estacional se considerarán los saldos acumulados por dicho
Fondo.
5.8.
IMPUESTOS
El OED
incorporará a la facturación y/o liquidaciones y procederá a transferir
a las cuentas que corresponda los impuestos que en cada caso
correspondieren, según las instrucciones que le imparta la SECRETARIA DE
ENERGIA ELECTRICA.
ANEXO 1:
BASE DE DATOS DEL SISTEMA
1.1.
INFORMACION BASICA DE GENERADORES
Cada
Generador deberá suministrar la información necesaria para:
*
programar la producción y realizar el despacho de cargas;
* calcular
los costos marginales y otros costos necesarios para fijar los precios
estacionales a distribuidores y el precio horario con que se remunerará
a los productores.
Este
conjunto de información conformará la Base de Datos de Generación del
Sistema e incluirá como mínimo:
a)
Potencia efectiva a plena carga y consumo de servicios auxiliares
expresado como porcentaje de la potencia efectiva a plena carga;
b) Tiempo
estimado de arranque desde parada fría hasta sincronismo, desde
sincronismo hasta plena carga, y para las máquinas turbovapor tiempo
mínimo requerido en la operación entre su parada y rearranque (o sea si
admite paradas diarias o semanales);
c)
Características de regulación de frecuencia: contribución a la
regulación primaria y secundaria;
d)
Capacidad para regulación de tensión: curva de capabilidad, márgenes de
subexcitación y sobreexcitación;
e)
Centrales Térmicas y Nucleares: consumos específicos netos para 4 puntos
de funcionamiento entre el mínimo técnico y carga máxima, y consumo
específico medio neto;
f)
Centrales Térmicas: tipos de combustibles que puede consumir,
posibilidades de trabajar con mezcla, y capacidad de almacenamiento;
g)
Centrales Hidroeléctricas con Capacidad de Embalse: curva de volumen
embalsado en función del nivel, cota mínima y máxima operativa y datos
de evaporación;
h)
Centrales Hidroeléctricas en General: función para conversión energética
(m3 por KWh), caudal máximo y mínimo turbinable por grupo, serie
histórica de caudales semanales desde 1943.
1.2.
INFORMACION BASICA DE DISTRIBUIDORES
Cada
Distribuidor deberá suministrar la información básica necesaria para la
determinación de los precios estacionales.
Este
conjunto de información conformará la Base de Datos de Distribución del
Sistema e incluirá como mínimo:
a) puntos
de interconexión a través de los cuales se compromete comprar al MEM;
b)
potencia contratada para los próximos dos semestres, y para los ocho
semestres siguientes, por punto de interconexión;
c)
capacidad de sus instalaciones para el control de Tensión.
1.3.
INFORMACIÓN BASICA DE TRASPORTISTAS
El
Transportista deberá suministrar la información necesaria para realizar
los estudios y definir la operación del Sistema dentro de los márgenes
de calidad y confiabilidad pretendidos.
Este
conjunto de información conformará la Base de Datos del Transporte del
Sistema e incluirá como mínimo:
a)
Capacidad de sus instalaciones para regulación de tensión;
b)
capacidad de sus instalaciones para el suministro de reactiva.
ANEXO 2:
BASE DE DATOS ESTACIONAL
Para cada
período estacional las empresas deberán suministrar la información
necesaria para el período a estudiar y una estimación aproximada de los
mismos datos para los próximos 3 años.
a)
Empresas de Generación y Transporte: Tasa de indisponibilidad forzada
prevista.
b)
Empresas de Generación Térmica: Previsiones de oferta de combustibles
(stock inicial y entregas previstas de carbón y/o combustibles líquidos,
y cuota prevista de gas), precios declarados de combustibles, y factor a
agregar por flete. Para ello las empresas podrán acordar previamente con
las empresas de Combustibles los compromisos de abastecimiento y precios
(contratos) o previsiones de abastecimiento (de no existir contrato con
compromiso de suministro). El OED definirá para el período Precios de
referencia de combustibles y Precios de referencia de fletes que se
considerarán el valor tope estacional. Para las empresas sin contratos o
que no declaren un precio estacional se utilizarán para la previsión los
precios de referencia. Para las empresas con contratos de abastecimiento
de combustibles o de fletes declarados en el MEM o que declaren un
precio estacional, si el precio informado supera el valor de referencia,
no será considerado utilizándose en vez el valor tope definido. Los
valores declarados por los Generadores en la previsión estacional no
podrán ser modificados posteriormente durante el período y serán los
utilizados para la programación y despacho semanal y diario.
c)
Empresas de generación Hidroeléctrica: pronósticos de aportes o tipo de
año hidrológico de existir una previsión al respecto, y restricciones
aguas abajo que afectarán su despacho (cota de operación máxima en
embalses, limitaciones al caudal erogable, etc.).
d)
Empresas de Distribución y Grandes Usuarios: pronósticos de demanda de
energía y potencia con su correspondiente hipótesis de crecimiento,
curvas típicas de carga para cada semana discriminadas a nivel de cada
barra de la red de transporte, carga máxima prevista, requerimiento de
reactivo, carga típica prevista por barra en cada período tarifario.
e)
Empresas de Transporte: restricciones en el intercambio permitido.
f)
Empresas con compromisos en el Control de Tensión y suministro de
Reactiva: (Generadores, Distribuidores, Grandes Usuarios y
Trasportistas) previsión de disponibilidad en el equipamiento requerido
para cumplir su compromiso;
g) Países
Interconectados: requerimientos de exportación, ofertas de energía y/o
potencia y precio.
h)
Autogeneradores y Cogeneradores registrados: rango de potencia que
pueden intercambiar, saldo neto de energía previsto con su precio de
venta requerido.
ANEXO 3:
METODOLOGIA PARA EL CÁLCULO DE LOS PRECIOS DE NODO Y DE LA REMUNERACION
VARIABLE DEL TRANSPORTE
1.-
FACTORES DE NODOS ESTACIONALES
1.1.
MODELADO DE LA DEMANDA
Para cada
período tarifario se calculará la potencia media demandada por cada
Distribuidor en base a las curvas de carga típicas acordadas (enviadas
por los distribuidores con los datos estacionales al O.E.D.),
promediando las potencias correspondientes a las horas de ese período.
Con estos datos se ajustarán las demandas típicas por barra de cada área
en cada período tarifario de tal manera que la suma de éstas resulte la
demanda total de potencia de cada Distribuidor se calculará también a
partir de la programación estacional la potencia media demandada por
bombeo y la demanda no abastecida (ENS) en cada período tarifario.
En base a
estos valores, se modelará la demanda total abastecida como una curva
monótona de cargas (curva demanda-duración) de tres bloques donde:
a) cada
uno representa un período tarifario;
b) la
potencia del bloque está dada por la suma de las demandas de potencia
medias previstas para cada Distribuidor y el bombeo descontada la ENS en
ese período tarifario;
c) la
duración del bloque está dado por la duración en horas del período
tarifario multiplicado por el número de días del período estacional
considerado.
1.2.
MODELADO DE LA GENERACION
En función
de la generación media prevista en el período estacional para cada
Central o grupo de Centrales, en cada banda tarifaria se determinará un
despacho promedio de potencia de generación. Dicha potencia integrada en
cada banda tarifaria durante el período estacional deberá corresponder
con la generación prevista.
1.2.1.
CALCULO DEL FACTOR DE NODO ESTACIONAL
El factor
de nodo representa la relación de precios entre el nodo y el Mercado
teniendo en cuenta el costo marginal del transporte debido a las
pérdidas óhmicas.
Para el
semestre, el OED definirá configuraciones características de la red de
Transporte y estados típicos de carga correspondiente al valle, pico y
horas restantes.
Para cada
período tarifario, se considerará su estado típico y se realizará un
flujo de potencia de la red completa, que luego se reducirá a la de
transporte, para simular en cada barra una variación unitaria de demanda
(∂Pd) y obtener la variación correspondiente en las pérdidas del Sistema
(∂Perd). El factor de nodo se determina como:
FN = 1 -
(∂Perd / ∂Pd)
Este
factor define en cada franja de tarificación el Costo Marginal de Corto
Plazo del nodo incluidas las pérdidas óhmicas por Transporte. Se
utilizará en la determinación de los Precios de Nodos estacionales a los
Distribuidores, que incluye la parte variable de la remuneración que
abonaran al Transporte.
2.-
METODOLOGIA PARA EL CALCULO DE LOS FACTORES DE ADAPTACION DEL AREA Y
FACTORES DE ADAPTACION NODAL
Un sistema
de transporte produce, además de las pérdidas óhmicas, otro tipo de
pérdidas en el sistema asociadas a la confiabilidad de su suministro y
que se pueden medir en el sobrecosto del redespacho y el costo por
energía no suministrada. Estas pérdidas producidas por fallas del
sistema de transporte deben afectar, al igual que las pérdidas óhmicas,
los precios de las áreas alejadas del centro de gravedad en relación al
precio de Mercado.
Para
calcular este factor, anualmente el OED para cada período tarifario
simulará en el programa MARGO el sistema de transporte entre áreas,
considerando fallas de larga duración (por ejemplo caída de torres). Las
fallas serán simuladas de a una línea por vez y comparadas con el caso
de referencia (programación estacional caso sin fallas).
Para las
fallas de larga duración, se utilizará una tasa de 0,0357 fallas/100 Km.
y una duración de 14 días. Si las líneas están en paralelo, de posible
salida simultánea, se extenderá la salida del segundo circuito a 28
días. En fallas de corta duración, se utilizará una tasa de 0,05
fallas/100 Km. y una duración de 20 minutos.
Se
realizará el análisis para cada período tarifario K de la diferencia con
el caso sin falla para calcular los sobrecostos de despacho y de energía
no suministrada producida por la pérdida de la línea por una falla de
larga duración (LD).
TABLA 18 (Formato PDF, 114 KB)
El
sobrecosto debido a fallas de trasporte de corta duración (CD) en cada
línea se considera:
SCDi =
ENSCDi * CENS
siendo
ENSCDi la energía no suministrada de corta duración probable anual por
desconexión de la línea i (por ejemplo la producida por relés de corte
de carga por subfrecuencia, etc.) determinada a partir de la simulación
con un programa de estabilidad transitoria (EPRI).
En
consecuencia, el sobrecosto producido por fallas en la línea i estará
formado por la suma de los correspondientes a falla de larga y corta
duración.
Sci =
SCLDi + SCCDi
El
sobrecosto para un área A se obtiene sumando los sobrecostos de las
líneas pertenecientes a la misma.
TABLA 19 (Formato PDF, 82 KB)
En un área
exportadora, dichos sobrecostos indican que su energía vendida en el
Mercado tiene un valor menor, adicional a la reducción por pérdidas
óhmicas.
La
metodología y modelos utilizados para la determinación de estos
sobrecostos se ajustarán en el transcurso del estudio encarado por la
SEE para la organización de la actividad del Transporte en Bloque, y
quedará definido en firme a partir del 1/11/92.
Si sólo se
tiene en cuenta los factores de nodo para la definición del precio de
nodo, los ingresos que tendrá la línea i por cargo variable del
Transporte estarán dado por la diferencia de factores de nodo entre el
nodo emisor 1 y el nodo receptor 2.
TABLA 20 (Formato PDF, 163 KB)
Cuando en
el período tarifario el área resulta importadora, se aplica el mismo
concepto, entendiéndose el sobrecosto como el adicional que debe abonar
el distribuidor para hacerse cargo de los sobreprecios que se producen
durante fallas en el sistema de transporte.
Los
factores nodales no afectarán a los precios locales cuando éstos se
desvinculen del precio de Mercado por restricciones transitorias o
permanentes.
Un área se
considera desvinculada cuando existen restricciones de transporte u
operativas activas que afecten el despacho óptimo. Si es exportadora, su
precio local resultará inferior al PM * FA * FN y, si es importadora, su
precio local estará por encima de PM * FA * FN.
3.-
CALCULO DE LA ENERGIA MENSUAL TRASPORTADA
En función
de los períodos en que quedó dividido el mes con distintos factores
nodales representativos por período tarifario (semanas y dentro de cada
semana los períodos en que se recalcularon los factores nodales) se
definirán los casos que caracterizarán la operación del mes:
* Una o
más configuraciones características de la red, según corresponda.
* Para
cada configuración característica, por lo menos 6 estados de carga
representativos del período en base a los datos de energía horaria
generada y consumida. Tres de ellos deberán representar la operación
registrada en los períodos pico, valle y horas restantes los días
hábiles, y los otros tres a los mismos períodos tarifarios pero para día
feriado.
A partir
de los valores horarios de la Base de Datos Diaria de Operación, se
obtendrán los datos de generación y demanda promedio en la red de
Transporte en cada período tarifario para cada uno de los casos
representativos definidos. Con ellos se realizarán flujos de potencia
representativos que definirán la potencia transportada correspondiente
en cada línea de la red. La energía transportada se calculará
multiplicando la potencia resultante del flujo por la duración en el mes
del período que representa.
ANEXO 4:
CONTROL DE TENSIÓN, DESPACHO Y REMUNERACIÓN DE REACTIVO
1.-
COMPROMISOS DE LAS EMPRESAS EN EL CONTROL DE TENSION Y DESPACHO DE
REACTIVO
Cada
Generador reconocido del MEM se comprometerá a entregar la potencia
reactiva, inductiva o capacitiva, que esté dentro de las características
técnicas de su máquina, dadas por la Curva de Capacidad P, Q nominal. El
Generador entregará una copia de dicha curva al OED.
En función
de estos datos, el OED realizará el despacho de reactiva y el Generador
se comprometerá a mantener la tensión en barras que se le solicite. El
OED definirá, con aprobación de la S.E.E., el estándard mínimo requerido
por los nuevos Generadores. Si la disponibilidad de reactivo de un
Generador resultase inferior a lo comprometido, deberá abonar un cargo
igual al costo de instalación, operación y mantenimiento de un equipo de
reemplazo. El OED definirá dicho cargo con acuerdo de la S.E.E.
El
Generador deberá informar al OED cualquier indisponibilidad transitoria
de su generación de reactivo. En este caso deberá abonar una
penalización igual a diez veces el costo de reemplazo mencionado durante
las horas indisponibles.
Adicionalmente el Generador deberá comprometer equipamientos asociados
al sistema de transporte, tales como señales estabilizantes, rapidez de
respuesta, etc. El ajuste de dicho equipamiento deberá responder a los
requerimientos del Sistema, definidos por el OED con aprobación de la
S.E.E. El no cumplimiento con estos requerimientos podrá limitar su
acceso al Sistema. El Generador deberá estar dispuesto a modificar o
agregar equipamiento de control de acuerdo a los requerimientos del
Sistema de Transporte.
A su vez,
cada Distribuidor reconocido deberá acordar con los Transportistas,
Generadores, y otros Grandes Consumidores en sus interconexiones los
factores de potencia límites para las horas del valle, pico y restantes
("valores acordados"). Dichos valores serán informados al OED.
Por su
parte, el OED supervisará en las interconexiones entre distribuidores y
red de transporte los "valores tolerados" que se definen:
- A partir
del 1-05-92:
*cos phi =
1 o menor inductivo para horas de valle,
*cos phi =
0,92 inductivo o superior para pico y resto.
- A partir
del 1-01-95:
*cos phi =
1 o menor inductivo para horas de valle,
*cos phi =
0,95 inductivo o superior para pico y resto.
En caso de
no llegar a un acuerdo entre las partes o que el valor acordado afecte a
un tercero, para la correspondiente interconexión el OED considerará el
valor tolerado definido.
El
Distribuidor o Gran Consumidor será responsable de la disponibilidad del
equipamiento requerido para obtener estos resultados, incluyendo la
reserva necesaria. De no poder cumplir por falta de equipamiento con los
valores establecidos anteriormente, deberá abonar un cargo equivalente
al de un equipo de reemplazo.
En la
operación real de no cumplir transitoriamente, ya sea por imprevisión,
por indisponibilidad de equipamiento o por incorrecta operación, abonará
una penalización igual a diez veces el costo de instalación, operación y
mantenimiento de un equipo de reemplazo durante el tiempo en que dure el
incumplimiento.
El
Transportista se comprometerá a mantener la tensión dentro del rango que
especifique el OED para las barras de su red y de las inmediatas
adyacentes de menores tensiones, así como a cumplir con el perfil de
tensiones que requiera una emergencia en la operación real del Sistema,
aun cuando esto significara apartarse del rango indicado. Será también
responsable de la disponibilidad del equipamiento requerido para cumplir
este compromiso, incluyendo la reserva necesaria. Para condiciones
normales el rango especificado será de +/- 5% hasta el 1/1/95 en que
pasará a +/- 3%. Se podrán especificar rangos más ajustados a puntos de
la red con características particulares que lo justifiquen.
El
Transportista que instale equipamiento para suministro de reactivo o
contrate los mismos de otro, cobrará los cargos impuestos como
penalización a los Generadores o Distribuidores. El no cumplimiento por
parte del Transportista de sus obligaciones implicará una penalización
equivalente a la de considerar fuera de servicio el equipamiento
requerido para tal fin si estuviese instalado. Si el no cumplimiento se
debe a la falta de instalación de equipamiento deberá abonar cargos o
penalizaciones iguales a las indicadas para los Distribuidores.
Al
finalizar cada mes, el OED calculará los cargos correspondientes por
remuneración de reactivo, y las penalizaciones por incumplimiento de
acuerdo a las condiciones efectivas de funcionamiento en lo referente al
control de tensiones y a los flujos de reactiva.
2.-
TRANSACCIONES DE POTENCIA REACTIVA
El OED
propondrá a los integrantes del MEM antes del 30-6-92, el criterio para
supervisar el control de tensión y trasferencia de reactiva. Las
empresas podrán sugerir modificaciones, justificándolas debidamente. De
acuerdo al criterio acordado, se fijará el equipamiento mínimo necesario
en cada punto del Sistema. En las interconexiones, las partes podrán
acordar instalar además equipamiento adicional de supervisión.
Las
transacciones de potencia reactiva se realizarán mediante un régimen de:
a)
Remuneración de potencia reactiva:
- a abonar
a los transportistas incluido en el cargo por conexión por los
distribuidores, grandes usuarios o generadores por el equipamiento
puesto a disposición o, de no contar con dicho equipamiento el
Transportista, como un descuento sobre el cargo de conexión.
- a abonar
al Fondo de Apartamientos como cargo fijo de reactivo por pérdida de la
calidad de servicio por los distribuidores, grandes usuarios,
generadores o transportistas por falta de equipamiento para cumplir con
los requerimientos de reactivo cuando no se instala un equipamiento
sustituto.
b)
Penalizaciones por falta de cumplimiento de las obligaciones
respectivas:
- al
generador por limitaciones transitorias,
- al
distribuidor por limitaciones transitorias o mala operación de
equipamiento,
- al
transportista por incumplimiento del despacho de reactivo o control de
tensión o equipamiento fuera de servicio.
2.1. CARGO
FIJO DE REACTIVO
El OED
calculará junto con la programación estacional, los cargos fijos por
reactivo que se deberán pagar en base al equipamiento de compensación de
reactivo disponible que declaren los generadores y transportistas, y al
reactivo de las demandas que declaren los distribuidores.
2.1.1.
GENERADORES
Si la
capacidad declarada por un Generador es menor que la establecida, deberá
abonar un cargo fijo (CHRG) por el faltante por hora en servicio o en
reserva fría. Este cargo será abonado a los compensadores sincrónicos o
estáticos o generadores que pongan reactivo adicional a disposición.
2.1.2.
TRANSPORTISTAS
Con los
flujos de carga realizados en la previsión estacional de demanda y
generación, dentro de las condiciones de transporte y requerimientos de
reactivo comprometidos, se determinará si el transportista está en
condiciones de cumplir con su compromiso. De no ser así deberá abonar un
cargo fijo por equipamiento faltante (CHRT) por las horas del período.
2.1.3.
DISTRIBUIDORES
Si los
distribuidores no pueden cumplir estacionalmente con los requerimientos
de reactivo comprometidos abonarán un cargo fijo (CHRD) por las horas
del semestre.
2.2.
PENALIZACIONES
Al término
de cada período de facturación se computarán las penalizaciones por
incumplimiento de los compromisos asumidos considerándose las horas para
las que se declaró la indisponibilidad, o el período completo si se
detectó incumplimiento sin haberlo declarado la empresa.
ANEXO 5:
LISTADO DE MAQUINAS EXCLUIDAS
TABLA 21 (Formato PDF, 99 KB)
ANEXO 6:
SOBREPRECIO POR RIESGO DE FALLA
El
Sobreprecio por Riesgo de Falla (SPRF) a aplicar a la energía generada
los días hábiles fuera del período de valle en las semanas definidas
"con riesgo", se calculará como:
SFRF = ENS
* (CENS – PMH)
TD
donde:
* ENS =
déficit de energía semanal previsto.
* TD =
generación necesaria para cubrir la demanda prevista, o sea que incluye
pérdidas de Transmisión.
* CENS =
costo atribuido a la ENS para el período.
* PMH =
promedio de los PM previstos para la hora de punta de día hábil de la
semana considerada.
En
consecuencia, la remuneración adicional prevista para cada día hábil
resulta:
RAH = TDH
* SPRF
donde TDH
es la generación requerida para cubrir la demanda prevista de un día
hábil fuera del período de valle.
Si durante
la semana el OED declara que desaparece el riesgo de falla, se dejará de
pagar el sobreprecio SPRF a la energía generada. En su lugar, las
máquinas térmicas que hayan ofertado el domingo su disponibilidad
(PPADk), resulten o no despachadas, cobrarán por PPAD para cada hora
fuera del valle del día hábil:
TABLA 22 (Formato PDF, 104 KB)
donde:
* TOTPPAD
= potencia total en la lista de oferta de disponibilidad térmica y
nuclear, más la potencia hidráulica correspondiente al despacho de la
energía hidroeléctrica disponible.
* HFV =
cantidad de horas fuera del valle.
El resto
del parque despachado cobrará la PPAD al precio máximo estacional que
corresponda.
En los
programas de despacho, la falla se modelará como máquinas adicionales
(máquina falla) que cubren la generación faltante al costo asignado a la
falla, representando a través del CENS y el SPRF.
Para la
programación estacional, en los programas OSCAR y MARGO la falla se
modelará como escalones de distinta profundidad, expresados por el
porcentaje de la demanda que no se podrá abastecer por falta de
generación y su costo asociado.
Para cada
uno de estos niveles de falla, el precio correspondiente de la energía
se obtiene sumando al mayor costo marginal del combustible del sistema
(la máquina más cara) el sobreprecio por riesgo de falla (SPRF)
correspondiente al escalón.
ANEXO 7:
INFORME ESTACIONAL
El informe
con la propuesta de precio estacional a aplicar a los Distribuidores,
deberá incluir como mínimo:
a)
Requerimientos de la demanda: pronósticos de energía y potencia y
crecimiento esperado por Distribuidor y total;
b)
Características de la oferta: programa de mantenimiento,
indisponibilidad forzada prevista, indisponibilidad total, pronósticos
de aportes hidroeléctricos;
c)
Previsión de abastecimiento de la demanda: generación por tipo y por
empresa, consumo de combustibles, evolución del nivel de los grandes
embalses, evolución semanal del riesgo de falla;
d) Precio
de la Energía: evolución semanal prevista del PM, evolución semanal de
Mercados locales (áreas que resultan desvinculadas) y sus
correspondientes PL, costo de la generación excluida, y precio medio
total;
e) Precio
de la Potencia: criterio acordado para determinación de la reserva fría
necesaria, evolución semanal del precio de la PPAD en función del
sobreprecio por riesgo de falla y de la potencia en reserva;
f)
Estudios de flujos de carga y factores de nodo estacionales que
resultan, y factores de adaptación;
g) Para
cada Distribuidor precio de la energía por período tarifario y cargo
fijo por potencia;
h) Calidad
de servicio acordada (banda para regulación);
i) Curva
de reserva estratégica requerida en los grandes embalses que definirá la
necesidad de aplicar restricciones a la demanda;
j) Listado
de los contratos del Mercado a Término, tanto de abastecimiento como de
reserva fría;
k)
Previsión de intercambio con otros países;
l)
Previsión de compra/venta de Autogeneradores.
ANEXO 8:
INFORME MENSUAL
El OED
analizará los resultados mensuales de la operación identificando los
apartamientos significativos observados respecto de la programación con
que se definió el precio a Distribuidores, junto con sus consecuencias
sobre el resultado económico del sistema, así como los posibles motivos
de estas diferencias. En ese informe se indicarán las observaciones
realizadas por las empresas y/o el OED, adjuntadas en el informe inicial
para el cálculo del precio del período, que estén relacionados con los
apartamientos que se registraron.
Se
señalará la evolución de:
* precios
de generación (PM, PL y medio total),
* precio
de la PPAD,
*
sobreprecios por riesgo de falla,
* nivel de
reserva en los grandes embalses,
*
disponibilidad del parque,
* demanda
por empresa y total.
Se
indicará el apartamiento que resulta entre la recaudación de los
Compradores y la remuneración a los Vendedores.
ANEXO 9:
BASE DE DATOS SEMANAL
La
información a suministrar consistirá en los datos para la semana
siguiente y una estimación aproximada para la semana subsiguiente:
a)
Distribuidores y Grandes Usuarios: demandas previstas para días típicos
(lunes, hábil, sábado, domingo, feriados).
b)
Generadores Hidráulicos: nivel previsto en los grandes embalses al
finalizar la semana actual, pronósticos de aportes de los ríos para las
centrales más importantes, y oferta de energía prevista para las
restantes, restricciones que afecten su despacho (caudal mínimo y máximo
derogable, posibilidades de empuntamiento, etc.).
c)
Generadores Térmicos: cuota de gas prevista con la Empresa abastecedora
de gas, disponibilidad de otros combustibles (stock inicial más entregas
programadas, con el precio previsto de no existir contratos). De no
suministrarse información sobre disponibilidad de algún combustible, se
la tomará de la base de datos estacional. Deberá informar además
cualquier restricción que surja en las posibilidades de quemado de
distintos tipo de combustible en las máquinas.
Para los
precios de combustibles y flete, para las empresas con contratos
declarados o precio estacional declarado, se considerarán válidos los
aceptados en la programación estacional (valores declarados ajustados
con un valor tope de referencia estacional). El OED definirá Precios de
Referencia Mensual, que se calcularán como se indica en el Anexo 13, Las
empresas sin precios declarados en la programación estacional, podrán
declarar un precio mensual con los datos de la primera semana del mes,
pero el OED no reconocerá valores superiores al tope dado por el
correspondiente precio de referencia. Para aquellos Generadores que no
declaren precios, se utilizará el precio de referencia del mes.
d)
Generadores en general: disponibilidad prevista para sus equipos que
representen una modificación respecto a lo supuesto en la programación
estacional (modificaciones al mantenimiento programado estacional,
solicitudes de mantenimiento correctivo semanal, tasa prevista de
indisponibilidad forzada) y cualquier restricción en su capacidad de
regulación (frecuencia, secundaria y de tensión).
e)
Empresas Transportistas: disponibilidad programada para su equipamiento
de transmisión, transformación y compensación, y restricciones de
transmisión.
f) Países
Interconectados: requerimientos de exportación, ofertas de energía y/o
potencia y precio.
g)
Autogeneradores y Cogeneradores registrados: previsión de intercambio de
potencia, saldo neto de energía previsto, y precio de venta requerido.
h)
Empresas con compromisos en el Control de Tensión y suministro de
Reactiva: (Generadores, Distribuidores, Grandes Usuarios y
Transportistas) indisponibilidad prevista del equipamiento involucrado.
i)
Generadores y/o Transportistas: cualquier restricción que afecte el
despacho, así como los motivos de dicha restricción.
j)
Cualquier modificación para el resto del período con respecto a los
datos acordados para realizar la programación estacional (demandas,
mantenimiento programado, pronósticos de aportes en los ríos u oferta
hidroeléctrica, oferta de combustible, etc.).
ANEXO 10:
BASE DE DATOS DIARIA
La
información a suministrar consistirá en los datos previstos para los
días siguientes a despachar.
a)
Distribuidores y Grandes Usuarios: previsión de demandas cada media hora
para los días requeridos.
b)
Generadores Hidráulicos de pasada: pronósticos de generación y/o
potencia.
c)
Generadores Hidráulicos en general: restricciones por requerimientos
aguas abajo que afectan su despacho.
d)
Generadores Térmicos: cualquier modificación en la cuota de gas y stock
de combustible respecto a lo previsto en la programación semanal. Deberá
informar además cualquier restricción que surja en las posibilidades de
quemado de distintos tipo de combustibles en las máquinas. Se mantendrán
los precios (combustibles y fletes) utilizados en la programación
semanal y con ellos se realizará el despacho y se definirán los precios
de la energía.
e)
Generadores en general: todo cambio a considerar respecto a la PPAD,
informada vigente y a la capacidad de regulación primaria y secundaria y
regulación de tensión.
f)
Transportistas: cualquier modificación a las condiciones vigentes en el
equipamiento de transmisión, transformación y compensación.
g)
Generadores y/o Transportistas: cualquier restricción que afecte el
despacho, así como los motivos de dicha restricción.
h)
Empresas con compromisos en el Control de Tensión y suministro de
Reactiva: (Generadores, Distribuidores, Grandes Usuarios y
Transportistas) cualquier modificación en su disponibilidad prevista en
el equipamiento involucrado.
i) Países
Interconectados: requerimientos de exportación, ofertas de energía y/o
potencia y precio.
j)
Autogeneradores y Cogeneradores registrados: previsión de intercambio de
potencia, saldo neto de energía previsto, y precio de venta requerido.
ANEXO 11
INSTALACIONES INTEGRANTES DE LA RED DE TRANSPORTE
TABLA 23 (Formato PDF, 842 KB)
ANEXO 12:
AUTOGENERADORES Y COGENERADORES
1.-
DEFINICIONES
Se
considera autogenerador a aquel que genera energía eléctrica como
producto secundario, siendo su propósito principal la producción de
bienes y/o servicios.
2.-
RECONOCIMIENTO Y REGISTRO
El
autogenerador que desee convertirse en un agente reconocido del M.E.M.
deberá presentar su solicitud ante la S.E.E. Para ser aceptado su
pedido, deberá cumplir con los siguientes requerimientos:
a) no
tener como fin primordial la generación de energía eléctrica;
b) estar
vinculado adecuadamente en un punto reconocido de entrada/salida del
MEM;
c) contar
con un medio de comunicaciones e intercambio de datos adecuado con el
OED para el intercambio de información necesario para la programación,
despacho, operación en tiempo real y cálculo de las transacciones
económicas.
Los
autogeneradores tendrán un tratamiento similar a los productores
independientes, a partir de una potencia de 500 KW.
La
permanencia mínima en el MEM de cualquier tipo de autogeneración será de
dos años.
El OED
confeccionará un registro de autogeneradores reconocidos y establecerá
los mecanismos y medios para su incorporación a la coordinación de la
operación del MEM.
3.-
VINCULACION COMERCIAL CON EL MEM
El MEM
estará obligado a comprar el excedente de energía de los autogeneradores
reconocidos, siempre que sea técnicamente factible y comercialmente
conveniente.
Los
autogeneradores podrán establecer contratos de abastecimiento o de
reserva fría en el Mercado a Término. En el contrato firmado por el
autogenerador y su cliente, se establecerá una metodología que permita:
*
cuantificar la entrega de energía mediante programas estacionales
establecidos a la firma del contrato;
* acordar
semanalmente la potencia máxima y mínima de entregas mensuales en horas
pico, valle y horas restantes;
* acordar
semanalmente los programas de entrega de energía ajustándose a las
reglas y tiempos de la programación semanal;
* entregar
a la red los excedentes de energía no programados, como consecuencia de
variaciones de la demanda eléctrica propia, acordándolo con el OED en la
programación semanal y/o diaria.
Toda
transacción entre el autogenerador y sus clientes deberá ser comunicada
al OED, según corresponda.
4.-
CONTRATOS ENTRE AUTOGENERADORES Y EMPRESAS DEL MEM
Los
contratos serán públicos, tendrán una duración mínima de 2 períodos
estacionales y serán elaborados de acuerdo a lo indicado en el pto. 3,
con las siguientes particularidades:
a) El
Autogenerador y su cliente podrán establecer libremente y de común
acuerdo, las condiciones particulares del contrato, siempre que no
ocasionen perjuicios a terceros.
b) Por la
falta de cumplimiento de los programas acordados se podrán establecer
cláusulas de compensación o penalización.
c) Los
contratos deberán encuadrarse en lo establecido por las reglas del
Mercado a Término, y serán administrados por el OED.
d) El
autogenerador podrá respaldarse en el MEM para comprar faltantes o
vender excedentes.
Los
autogeneradores reconocidos, podrán intercambiar energía entre ellos, en
la medida que establezcan contratos en el Mercado a Término.
5.-
CONDICIONES DE ENTREGA DE LA ENERGIA ELECTRICA
La energía
entregada a la red debe tener un cos fi cuyo valor esté comprendido
entre 0,8 y 1, tanto para carga inductiva como capacitiva.
Para
autogeneradores con centrales hidráulicas de agua fluyente y centrales
de energía renovable no acumulable, toda energía excedente será
obligatoriamente absorbida por el MEM, pagada al precio que resulte,
salvo que técnicamente no sea posible tomarla.
Las
centrales térmicas autogeneradoras para la entrega de excedentes deberán
seguir las misma directivas que el OED establezca para las demás
centrales, a los efectos del Despacho de Cargas óptimo.
6.-
CONDICIONES TECNICAS
6.1.
INSTRUCCIONES COMPLEMENTARIAS
El Ente
Regulador Nacional podrá dictar instrucciones complementarias para
lograr:
* un
correcto funcionamiento de las instalaciones y evitar la trasferencia de
averías a la red;
* una
eficiente explotación y medición, y si es preciso la instalación de
equipos de telemando o teleseñalización;
* la
normalización de equipos e instalaciones.
6.2.
AUTOGENERADORES EN PARALELO CON LA RED PUBLICA
Los
generadores sincrónicos deberán estar equipados con sistemas de
regulación y sincronización aprobados por el Ente Regulador Nacional.
Los
generadores asincrónicos deberán estar provistos de equipos que
suministren la energía reactiva necesaria para que al cos fi de la
energía suministrada oscile entre 1 y 0,85 en atraso.
6.3.
SISTEMAS DE DESCONEXION AUTOMATICA
Las
instalaciones de los autogeneradores deberán estar equipadas de sistemas
de desconexión automática que permitan minimizar los efectos
perturbadores que puedan producirse en la red por la instalación del
autoproductor, tales como:
*
oscilaciones de la tensión de +/- 7% con relación a la tensión nominal.
*
oscilaciones de frecuencia de +/- 5% de la frecuencia nominal.
7.- OTRAS
DISPOSICIONES
Los
titulares de las centrales de autogeneración están obligados a facilitar
al O.E.D. las siguientes informaciones:
* Potencia
instalada en grupos generadores.
* Cambios
relevantes que se produzcan en la configuración de sus equipos.
* Datos
requeridos para la programación estacional donde quede establecido si
actuará como aportante o demandante neto.
- Datos
requeridos para la programación semanal y diaria y el despacho.
ANEXO 13:
PRECIOS DE REFERENCIA Y PRECIOS TOPE
Antes del
01/07/92 la SEE definirá la metodología a emplear para el cálculo de los
precios de referencia y precios tope.
Los
Precios tope y de referencia para combustibles se fijarán de acuerdo a
la época del año, los precios en el Mercado internacional, los precios
establecidos en los contratos y los precios medios del área donde se
ubica el Generador. El precio tope definirá el precio máximo reconocido,
o sea que un Generador que declare un precio superior a este valor el
OED lo ajustará automáticamente limitándolo al máximo definido. El
precio de referencia será el utilizado para los Generadores que no
cuenten con contratos ni declaren un precio requerido.
Hasta el
30/06/92 se considerará como precios de combustibles para la
programación y el despacho:
a) para la
CNEA, los precios para combustibles nucleares que informe dicha empresa;
b) para
las Centrales con contratos de combustible declarados en el MEM, los
precios convenidos en los mismos;
c) para el
resto de los Generadores, a los precios de combustibles que definirá la
SEE.
Los
Precios de referencia de fletes se calcularán de acuerdo a la ubicación
geográfica de cada central, el combustible involucrado y el tipo de
transporte a utilizar. Hasta el 30/06/1992 se mantendrán los factores de
flete actualmente en uso en los modelos para la programación y el
despacho.
Los
Generadores que establezcan contratos de Combustibles o Fletes, deberán
declararlos en el MEM. A su vez, los Generadores sin contratos podrán
declarar un precio estacional o mensual. Los precios informados por las
empresas que superen los precios máximos calculados, no serán aceptados
y serán reemplazados por el OED por el correspondiente máximo,
considerado el valor tope admisible para la programación, el despacho y
el cálculo de precio de la energía.
El costo
marginal de cada máquina se calculará con el precio de combustible más
el flete que resulte de ajustar el valor declarado con los precios tope
correspondiente.
Para la
programación estacional se utilizarán los precios declarados por las
empresas, limitados con el Precio Máximo Estacional. Para las empresas
que no declaren precios, se utilizará el precio de referencia
estacional.
Para la
programación semanal se calculará un precio medio resultado de valorizar
el combustible entregado en la semana y valorizar el stock (combustible
almacenado).
ANEXO 14:
COSTOS DE ARRANQUE Y PARADA
El OED y
los Generadores del MEM encararán un estudio entre para analizar:
* las
condiciones requeridas para hacer paradas diarias y/o semanales con
máquinas de base;
* Costo de
arranque y parada para máquinas turbovapor convencionales y nucleares
para salidas por ciclado diario o semanal y para salidas prolongadas
(más de 48 horas).
El mismo
deberá ser presentado antes del 1/7/92 a la SEE para su análisis. En
base a ello la SEE definirá antes de 1/8/92:
* las
posibilidades de cada máquina turbovapor del parque de realizar paradas
en caliente;
* el
tratamiento de las máquinas forzadas en el despacho por restricciones
propias en sus posibilidades de arranque y parada (precio al que será
remunerada su energía);
* la
remuneración a aplicar a los rearranques solicitados por el OED de
máquinas turbovapor y nucleares (costo de arranque y parada).
Hasta el
31/7/92, el cálculo del Costo de arranque y parada (CAP) de turbinas de
vapor y centrales nucleares se expresará en dólares como:
CAP = A * FRC
* I * P * C / 8760 h
donde:
* A =
porcentaje de la inversión total afectada al envejecimiento por el
proceso de arranque y parada.
* FRC =
factor de recuperación del capital.
* I =
inversión unitaria actualizada de la unidad considerada (U$S/KW).
* P =
potencia en KW de la unidad considerada.
* C =
tiempo en horas de funcionamiento equivalente al arranque-parada.
El factor
de recuperación del capital se calcula como:
donde:
TABLA 24 (Formato PDF, 752 KB)
n = vida
media útil en años.
i = tasas
de interés anual.
Para la
aplicación del presente régimen se adopta:
a) Para
Centrales Nucleares =
con n = 30
años, i = 0,08, resulta FRC = 0,08883;
I = 1800
U$S/KW
A = 0,34
b) Para
Grupos Turbovapor =
con n = 35
años, i = 0,08, resulta FRC = 0,0858; I = 1170 U$S/KW para instalar una
central de 20 MW, considerándose que por cada incremento de 10MW en la
potencia instalada la inversión unitaria disminuye en 10 U$S/KW.
A = 0,2519
El factor
C se define de acuerdo a la duración de la parada, o sea el tiempo
transcurrido desde que se produjo la salida de servicio del generador
hasta el momento en que el OED solicitó su retorno al Servicio.
* C = 1 hr
para una parada de hasta 12 hrs.
* C = 30
hrs para una parada de más de 12 hrs. y hasta 48 hrs.
* C = 130
hrs para una parada de más de 48 hrs.
Por cada
parada no programada de una máquina, o sea que no es solicitada por el
OED ni corresponde a una salida por mantenimiento programado o
correctivo en días u horas no hábiles, se descontará al Generador una
suma correspondiente al costo de arranque de una máquina turbovapor
sustitutiva de módulo equivalente. Sin embargo, si la máquina entrara
nuevamente en servicio dentro de las 48 horas, este descuento no se hará
efectivo.
ANEXO 15:
LISTA DE MERITO PARA LAS OFERTAS DE RESERVA FRIA
Para las
semanas definidas "sin riesgo", el OED recibirá las ofertas de reserva
fría por parte de las máquinas de punta. El OED podrá rechazar ofertas,
ya sea por precios por encima del máximo estacional o por motivos
técnicos que deberá justificar debidamente. En estos casos, el OED
informará al Generador correspondiente el motivo del rechazo. Aquellas
máquinas que hayan fallado en su compromiso de reserva 3 veces en el
trascurso de 60 días quedarán automáticamente excluidas de participar en
el concurso de reserva fría durante los siguientes 6 meses.
1.- LISTA
DE MERITO SEMANAL
Las
máquinas que respondan a la convocatoria de constituir reserva fría y
que no sean rechazadas por el OED se ordenarán en una lista de mérito
para la semana.
Para ello
se agruparán de acuerdo a su comportamiento registrado como reserva
fría: máquinas en las que no ha surgido falla en su compromiso ofertado
de reserva, máquinas que han fallado una vez al ser requerida su entrada
estando en reserva, máquinas que han fallado dos veces, y así
sucesivamente.
Dentro de
cada grupo, las máquinas se ordenarán de acuerdo a dos criterios.
En primer
lugar, se ordenarán de menor a mayor según el precio visto desde el
Mercado, o sea el precio ofertado afectado por los factores nodales (FN
y FA)1 para tener en cuenta su ubicación geográfica y la calidad de su
vinculación con el centro de carga. Si para dos o más máquinas resulta
el mismo precio ajustado, se ubicarán primero las de menor precio
ofertado. Si aún así quedan dos o más máquinas con igual precio, se les
asignará la misma posición. De este ordenamiento se tiene para cada
máquina su posición en la lista de precios (índice IP1).
Luego se
realizará otra lista ordenada según tiempos ofertados crecientes para
considerar la calidad de respuesta ofertada, considerándose el tiempo de
respuesta como la suma del tiempo de sincronismo más el tiempo para
llegar a la carga ofertada. Si para dos o más máquinas resulta el mismo
tiempo, se ordenará según precio ofertado creciente. Si aún así dos o
más máquinas resultan con igual tiempo y precio, se les asignará la
misma posición. De este ordenamiento se obtiene para cada máquina su
posición en esta lista de tiempo de respuesta (índice IT1).
Para
definir la lista de mérito dentro del grupo, se calculará un índice
ponderado de la posición en que quedó cada máquina de acuerdo a los dos
criterios considerados.
TABLA 25 (Formato PDF, 744 KB)
donde KP y
KT son las constantes de ponderación del criterio considerado. En una
primera etapa se define KP igual a 4 y KT igual a 1.
Dentro de
cada grupo se ordenarán las máquinas según índice ponderado creciente.
Si dos o más máquinas resultan con igual índice, se las ordenará según
precio ajustado creciente. De resultar aun así dos o más máquinas en
igual condición se las ordenará según tiempos ofertados creciente.
La lista
de mérito semanal se obtendrá ubicando primero la lista ordenada del
primer grupo (las máquinas sin falla registrada en su compromiso de
reserva), luego el segundo grupo ordenado (máquinas con una falla al
estar en reserva y requerirse su entrada en servicio), y así
sucesivamente agregando los grupos ordenados de acuerdo a las fallas
registradas.
2.- LISTA
DE MERITO DIARIA
En el
predespacho diario se confeccionará una lista de mérito del día
partiendo de la lista semanal y eliminando las máquinas que:
* hayan
resultado despachadas en la programación diaria;
* estén
indisponibles;
* hayan
informado junto con los datos para la programación diaria el retiro de
su compromiso ofertado como reserva.
Las
ofertas aceptadas se definirán comenzando por la primera máquina de la
lista y continuando con las siguientes hasta totalizar la potencia
requerida o no quedar más máquinas en la lista. De este modo quedará
definido dentro de la lista de mérito diaria el conjunto de "máquinas
aceptadas" y el precio de corte dado por el mayor precio ofertado dentro
de las máquinas aceptadas.
Todas las
máquinas aceptadas cobrarán por PPAD el fía correspondiente, salvo que
queden indisponibles o fallen al requerirse su entrada en servicio. En
el redespacho no se podrán eliminar máquinas en reserva del grupo de
aceptadas pero si agregar nuevas. En este caso, se irán agregando en el
orden indicado por la lista de mérito diaria pasando del grupo de "no
aceptadas" al de "aceptadas".
Por otra
parte el precio de la PPAD que resulta definido en el predespacho
representará una garantía del mínimo a cobrar en la operación real. En
los redespachos, el precio de la PPAD no podrá disminuir aunque sí
aumentar con el agregado de nuevas máquinas aceptadas.
ANEXO 16:
UTILIZACION DE LA CAPACIDAD DE TRANSPORTE EXISTENTE POR NUEVOS
GENERADORES
Para
obtener la autorización de ingreso al MEM por parte de un nuevo agente
se requiere demostrar la factibilidad de acceder físicamente el Mercado.
Hasta que se establezcan las concesiones de transporte, el procedimiento
será el siguiente:
1.-
Presentar a la SEE una nota solicitando la autorización de ingreso al
MEM (con una adecuada descripción del proyecto, eventuales cartas de
intención de contratos de abastecimiento, fecha prevista de entrada en
servicio, etc.). Se adjuntará un informe demostrando la factibilidad de
colocar la energía producida en el Mercado. Las Empresas del MEM y el
OED deberán suministrar toda la información requerida para la
realización de los estudios necesarios. El informe deberá contener como
mínimo:
a)
Estudios eléctricos para analizar la potencia transportadora en cada
vínculo y verificar que se mantiene por debajo de la potencia máxima
permitida, establecida por el OED en base a los criterios de operación
vigentes, y que los sobrecostos que introducen las limitaciones de
transporte en el sistema, por ENS y redespacho, no justifican el
agregado de ningún equipamiento adicional.
b)
Características técnicas completas de las instalaciones de Generación.
c) Diseño
básico del equipamiento de conexión, así como cualquier otro
equipamiento adicional que se deba instalar en la Red de Transporte.
Estos
elementos constituyen el Estudio de Factibilidad de Conexión, que podrá
realizar por sí o solicitar su realización a su cargo por parte del OED
y/o las Empresas de Transporte.
2.- La SEE
hará pública la presentación del solicitante a través del Boletín
Oficial para conocimiento de otros agentes involucrados y/o interesados
en utilizar la capacidad de transporte remanente. Simultáneamente
enviará el estudio de factibilidad al OED y a las Empresas de Transporte
para que emitan sus opiniones técnicas.
3.- De
presentarse, en un plazo de 10 días corridos a partir de la publicación,
otros proyectos alternativos que resultaran competitivos respecto de la
capacidad de transporte disponible y que cumplan con lo indicado en el
pto. 1, la SEE optará por el proyecto de mayor relación potencia máxima
del emprendimiento - tiempo de entrada en servicio.
4.- De
presentarse objeciones u oposiciones al proyecto, se derivarán para su
resolución en instancia única al ENR. Provisoriamente, hasta el
establecimiento del ENR. estas situaciones serán dirimidas por la SEE.
5.- La
autorización de ingreso al MEM que emita la SEE implica la aprobación
del equipamiento mínimo requerido para su efectivización, a instalar por
el Generador o a través de las Empresas de Transporte, y constituye
"Reserva de la capacidad de transporte". Para mantener dicha reserva, se
deberán abonar los cargos fijos de transporte del sistema existente,
considerándose a esos fines que el Generador está en servicio a partir
de una fecha anticipada 12 meses a la de entrada en servicio
comprometida en el proyecto aprobado por la S.E.E. La falta de pago en
término del Derecho de Reserva de la Capacidad de Transporte significa
su cancelación.
6.-
Transcurridos 30 días de la fecha de entrada en servicio comprometida
para un proyecto de generación autorizado sin haberse incorporado su
producción al MEM, la S.E.E. cancelará la autorización de ingreso al
MEM. El interesado podrá realizar una nueva presentación, que seguirá el
procedimiento indicado en los puntos anteriores.
7.- Los
pedidos de autorización quedarán aprobados automáticamente 60 días
después de cumplido el punto 1 en ausencia de respuesta fehaciente de la
SEE. La autorización se ingreso de nuevos Generadores al Sistema será
informado públicamente por la SEE a través del Boletín Oficial. |