Argentina, Energía Eléctrica

- modifica y/o complementa a: ley 24065.

- modificada y/o complementada por: resolución 137/92 SE, resolución 358/97 SEyP, resolución 180/00 SE, resolución 210/00 SE, resolución 288/00 SEyM, resolución 555/01 ENRE, resolución 41/16 SE, resolución 384/16 SEE, resolución 2/19 SRRYME, resolución 40/24 SE, decreto 921/25 PEN, resolución 400/25 SE, resolución 383/25 SE.

Los Procedimientos Versión XXXIV - PROCEDIMIENTOS PARA LA PROGRAMACIÓN DE LA OPERACIÓN, EL DESPACHO DE CARGAS Y EL CÁLCULO DE PRECIOS (Recopilación No Oficial de las Resoluciones Ex-SEE 61/92 y sus modificaciones)

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).

2.4.1. POTENCIA DECLARADA

Al realizar sus proyecciones de demanda de energía y pronosticar sus curvas de carga características, los Distribuidores y Grandes Usuarios deberán determinar también su previsión de demanda de potencia pico máxima.

Las empresas Distribuidoras y los Grandes Usuarios del MEM declararán su potencia pico para los próximos 2 semestres y los siguientes 8 semestres. En la operación real, el Distribuidor o Gran Usuario que supere su potencia declarada pagará una penalización. En consecuencia, el valor declarado debe corresponder a la potencia máxima prevista más la tolerancia que considere necesaria para cubrirse de posibles apartamientos.

En caso que por algún motivo faltara la declaración de potencia (PDECL) de un Distribuidor o de un Gran Usuario dentro del plazo correspondiente, el OED la definirá como la potencia máxima registrada en los últimos 12 meses, incrementada en un porcentaje del 15% por año.

La Potencia de Referencia (PREF) 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, el Distribuidor o Gran Usuario 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.

2.4.2. PRECIO DE LA POTENCIA PUESTA A DISPOSICION

2.4.2.1. PRECIO MAXIMO DE LA POTENCIA PUESTA A DISPOSICION

En el MEM se pagará por la Potencia Puesta a Disposición (PPAD) los días hábiles fuera del período de valle. El precio máximo a pagar en el Mercado ($PPAD) lo determinará la Secretaría de Energía. Los valores vigentes expresados en dólares por MW por hora fuera del valle (hfv) los días hábiles son:

01/11/91 al 30/04/94, $PPAD = 5 u$s/Mw hfv

Después del 01/05/94, $PPAD = 10 u$s/Mw hfv

Cada máquina cobrará por su potencia puesta a disposición al precio de la potencia en su nodo, que se definirá afectando el precio de la potencia en el Mercado por el Factor de Adaptación de Potencia de su nodo.

A su vez, cada Distribuidor y Gran usuario pagará su cargo fijo mensual por potencia multiplicando su requerimiento de potencia en el MEM al precio estacional de la potencia y afectado por el Factor de Adaptación de Potencia de su nodo.

2.4.2.2. DETERMINACION DE LA CAPACIDAD DE POTENCIA BASE EN RESERVA

El MEM, dado el componente hidráulico de su parque, requiere contar con una reserva de energía térmica de base para cubrir al Sistema del riesgo hidráulico. En caso de años secos, la oferta hidroeléctrica se ve limitada y se ubica, dentro de lo posible, en la punta de la curva de demanda. Para reemplazar la energía hidráulica faltante en la base el MEM requiere contar con la suficiente reserva en máquinas térmicas (turbovapor y nuclear).

Se reconocerá como potencia base térmica requerida por el MEM a aquella que resulte despachada para el año de menor oferta hidroeléctrica, o sea al de mayor requerimiento térmico de la serie histórica de caudales de los ríos sobre los que se ubican las centrales hidroeléctricas más importantes.

Cada año durante el mes de diciembre, el OED mediante los modelos de mediano y largo plazo vigentes en el MEM (OSCAR y MARGO) realizará el estudio para el siguiente año cronológico, o sea el que comienza el siguiente primero de enero, con la Base de Datos Estacional acordada y el nivel inicial previsto en los embalses estacionases del MEM, o sea el nivel para el primero de enero. Como caudales afluentes de los ríos se tornará la serie histórica de caudales.

Como resultado de la aplicación de los modelos, el OED obtendrá los despachos anuales que resultan para cada uno de los posibles años hidrológicos definidos y seleccionará el de mayor requerimiento térmico anual, que se denominará año más seco.

Para determinar el requerimiento de cada una de las máquinas térmicas de base, el OED realizará la simulación de la operación (con el modelo MARGO) considerando

* en los ríos los aportes correspondientes al año más, seco definido;

* en el parque térmico, el mantenimiento programado y la indisponibilidad forzada acordada, y un factor de utilización de 1 para las máquinas turbovapor y nucleares.

De esta corrida, se tomará las horas de marcha, o sea las horas en que resulta despachada, cada máquina turbovapor y cada máquina nuclear del MEM, que representarán el factor de requerimiento de dicha máquina dentro del MEM.

Cada máquina térmica de base del MEM tendrá garantizada, salvo indisponibilidad propia, un ingreso anual por potencia correspondiente a estas horas de marcha. Durante el período enero-diciembre, cada máquina turbovapor o nuclear "m" cobrará por hora por MW disponible los días hábiles fuera de valle su precio reconocido por potencia ($PBAS).

PBAS_m = $PPAD * FA_m * REQ_m

Durante el correspondiente año hidrológico, cuando una máquina turbovapor o nuclear en una hora fuera de valle de los días hábiles resulte:

a) despachada, cobrará el precio de la potencia en el Mercado trasladado a su nodo ($PPAD afectado por el factor de adaptación del nodo) por cada MW disponible;

b) no despachada, cobrará $PBAS_m por cada MW disponible.

Antes del 15 de diciembre el OED deberá informar a los Generadores del MEM con máquinas turbovapor o nucleares el precio base reconocido para el siguiente año.

2.4.2.3. DETERMINACION DE LA RESERVA FRIA

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 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 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 solicitar fundamentadamente apartamientos respecto del óptimo propuesto, no pudiendo resultar la reserva solicitada inferior al mínimo indicado pero si mayor que el propuesto por el OED. De no llegarse a un acuerdo en ese plazo, se adoptará la propuesta del OED.

En la operación real del período estacional, el precio en el Mercado de la potencia en reserva ($PRES) se determinará en cada semana mediante una licitación de oferta de las máquinas de punta disponibles, pero con un tope dado por el precio máximo permitido para la potencia en el período ($PPAD).

La reserva fría será cubierta con máquinas de punta (típicamente TG). El MEM pagará por la potencia puesta a disposición en las máquinas de punta a las que resulten despachadas más las que sean aceptadas para integrar la reserva fría definida por el OED para los días hábiles fuera del período de valle. Cuando una máquina de punta en una hora fuera de valle de los días hábiles resulte:

a) despachada, cobrará el precio de la potencia en el Mercado trasladado a su nodo ($PPAD afectado por el factor de adaptación de nodo) por cada MW disponible;,

b) no despachada y en reserva fría, cobrará el precio de la reserva en el Mercado trasladado a su nodo ($PRES afectado por su factor de adaptación de su nodo) por cada MW disponible;

c) no despachada y no en reserva fría, no cobrará por potencia disponible.

2.4.2.4. 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 2.4.2.1, 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 como la suma de:

a) la integración en el período de la sobrevalorización de la energía en las semanas con riesgo de falla;

b) la integración en el período de la remuneración de la PPAD para las semanas sin riesgo;

c) la integración de los sobrecostos que miden la calidad de los vínculos con el Mercado y con los que se definen los factores de adaptación.

La remuneración de la PPAD para cada semana sin riesgo (REMPPAD_s) se calculará totalizando:

* la potencia neta operada en las máquinas despachadas, multiplicada por el precio de la potencia en su nodo ($PPAD por el factor de adaptación);

* la potencia efectiva neta disponible de cada máquina térmica de base en reserva, o sea la potencia base no despachada, por su precio definido por el factor de requerimiento del MEM ($PBA_s);

* el nivel de potencia de punta en reserva fría acordado, o el que haya disponible de no alcanzarse el nivel acordado, multiplicado por el precio tope de la reserva fría transferido a su nodo ($PPAD afectado del factor de adaptación del nodo).

El Precio de Referencia de la Potencia (POTREF) se calculará dividiendo esta remuneración total por la suma de las potencias de referencia declaradas por Distribuidores y Grandes Usuarios, afectadas por su factor de adaptación, multiplicada por el número de meses del período:

donde PREF_j es la potencia de referencia calculada en base a las potencias declaradas por el Distribuidor y Gran Usuario "j" del MEM.

El OED repartirá la remuneración mensual por potencia para el período estacional entre cada Distribuidor o Gran Usuario "j" del MEM en forma proporcional a su potencia de referencia dentro del total del MEM.

Cada Distribuidor y Gran Usuario pagará en cada mes del período un Cargo Fijo. Para su cálculo, se convertirá la remuneración de referencia en potencia equivalente en MW dividiéndola por el precio máximo de la potencia en el MEM trasladado a su nodo.

NWREF_j = REMREF_j / ($PPAD * FA_j * NHFVM)

donde NHFVM es el numero de horas fuera de valle del mes.

De esta potencia se descontará la potencia máxima estacional cubierta por contratos de abastecimiento. Multiplicando la potencia restante por el precio de la potencia en el nodo, se obtendrá el cargo fijo mensual que deberá pagar cada mes del período el correspondiente Distribuidor o Gran Usuario.

CARGO_j = (MWREF_j - PMAXCONT_j) ($PPAD * FA_j)

dónde PMAXCONT_j es la máxima potencia horaria contratada por el distribuidor o Gran Usuario, suma de las curvas de carga comprometidas en sus contratos de abastecimiento, en el período estacional.

En la operación real cada día que el Distribuidor o Gran Usuario se exceda de la potencia declarada deberá pagar una penalización calculada con el CENS correspondiente al período.

PRECIO POT. EXCEDENTE ($/MW/día) = 0.25 * CENS * 18hs

ANEXO (formato PDF) -  Puntos 2.4.5. "FONDO DE ESTABILIZACIÓN", y 2.4.6. "PRECIO ESTACIONAL DE LA ENERGÍA PARA DISTRIBUIDORES" de los "Procedimientos para la Programación de la Operación, el Despacho de Cargas y el Cálculo de Precios" (LOS PROCEDIMIENTOS)

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 demanda y 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 0:00hs y 6:00hs, pudiendo el OED modificarlo cuando lo justifiquen razones operativas o estacionases. 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

dónde 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 18:00hs 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 mantenga la oferta de disponibilidad, eliminando de la lista toda máquina que se declare indisponíble o limitada por debajo de la potencia informada por más de 18 horas. Todo Generador que sé deba 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 esto 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 desaparezca 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 y ajustada diariamente por el OED para representar el mantenimiento de la disponibilidad ofertada.

Cuando una semana resulte definida como sin riesgo y durante el transcurso de la semana empeora la situación energética, podrá surgir una previsión de déficit. 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 el 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 la demanda de Distribuidores y Grandes usuarios cubierta por contratos de abastecimiento del Mercado a Término 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).

A su vez, se excluirá de aplicar restricciones por déficit de generación a la demanda de Distribuidores y Grandes Usuarios cubierta por contratos de reserva fría siempre que la máquina contratada este disponible y haya sido convocada. Un Distribuidor o Gran Usuario con contratos de reserva fría convocados se considerará descontada de su demanda la parte cubierta con generación de sus máquinas en reserva fría. En consecuencia, se considerará como demanda propia su demanda total menos la potencia entregada al contrato por sus máquinas contratadas como reserva.

En caso de aplicar restricciones en el MEM, la potencia total comprometida de un Distribuidor o Gran Usuario por sus contratos de abastecimiento no podrá superar a su demanda propia. En caso de resultar el Distribuidor o Gran Usuario sobrecontratado, o sea que la suma de sus potencias a cubrir por contratos de abastecimiento supera tu demanda propia, se considerará que el compromiso de suministro en cada contrato se reducirá en forma proporcional al nivel de sobrecontrato.

Para cada Distribuidor o Gran Usuario "j" con una potencia contratada (PCONT) y una demanda propia (DPROPIA) se calculará el nivel de sobrecontrato.

donde PCONT_kj es la potencia comprometida en el contrato de abastecimiento entre el Generador "k" y el Distribuidor o Gran Usuario "j".

De estar sobrecontratado, o sea de resultar esta diferencia mayor que cero, el compromiso de abastecimiento entre el Generador "k" y el Distribuidor o Gran Usuario "j" se entenderá que se reduce y no corresponde aplicar penalidades por el faltante, al no generar restricciones al abastecimiento.

La demanda comprometida en cada contrato al aplicarse restricciones en el MEM resultará entonces:

Si un Generador con contratos por falta de generación propia (dada como la disponibilidad de sus máquinas más la de los grupos con quienes tenga contratos por reserva fría) no alcanza a cubrir todos sus contratos de abastecimiento, teniendo en cuenta los ajustes realizados en caso de Distribuidores y/o Grandes Usuarios sobrecontratados, se convertirá en un demandante en el Mercado Spot por la diferencia entre la potencia comprometida y su generación propia.

A los efectos de evaluar la compra en el Mercado Spot de un Distribuidor o Gran Usuario, se descontará de la demanda propia la demanda comprometida a ser cubierta en contratos de abastecimiento.

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, o sea la demanda de cada Distribuidor y Gran Usuario descontada la potencia de sus contratos de reserva fría convocados y la potencia comprometida en sus contratos de abastecimiento;

* la compra de los generadores que no pueden cumplir sus contratos de abastecimiento.

Para la previsión semanal, el OED calculará el corte que le corresponde a un Generador con contratos de abastecimiento que sale a comprar al Mercado Spot, o sea la parte de su solicitud de compra que no se cubrirá. El OED supondrá que este corte se reparte entre los Distribuidores o Grandes Usuarios con los que está ligado contractualmente con garantía de suministro en proporción a sus demandas contratadas, y la potencia entregada a cada contrato estará dado por la potencia comprometida menos el corte calculado. 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 abastecimiento a cada Distribuidor y Gran Usuario dado por la suma de:

* su potencia comprada en el MEM;

* su demanda abastecida por contratos de reserva fría;

* su demanda abastecida por contratos de abastecimiento.

El OED calculará el programa de restricciones a aplicar la semana siguiente a cada Distribuidor y Gran Usuario como la diferencia entre su demanda total prevista y su demanda prevista abastecer.

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 por 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 sus contratos.

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 y calidad del vínculo con el Mercado, 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 reglamento para la realización de estos concursos y metodología para determinar la lista de mérito se describe en el anexo 15.

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 OED deberá definir los programas de restricciones horarias a aplicar. De estar previsto de la programación semanal la necesidad de aplicar restricciones al abastecimiento, realizará el despacho horario de la ENS prevista para ese día. Por otra parte, de surgir en la programación diaria que la generación disponible resulta insuficiente para abastecer la demanda prevista, determinará mediante el programa de despacho 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).

Se considerará demanda propia de un Distribuidor o Gran Usuario a su demanda total menos la demanda cubierta con generación de las máquinas que tenga contratadas como reserva fría y que haya convocado.

En caso de aplicar restricciones por déficit de generación en el MEM, cada hora la potencia total de un Distribuidor o Gran Usuario a ser cubierta por contratos de abastecimiento no podrá ser mayor que su demanda propia. En caso de resultar el Distribuidor o Gran Usuario sobrecontratado, o sea que la suma de sus potencias contratadas supere su demanda propia, se considerará que el compromiso de suministro en cada contrato de abastecimiento se reducirá repartiendo entre todos sus contratos proporcionalmente el nivel de sobrecontrato.

Para cada hora se calculará el nivel de sobrecontrata de cada Distribuidor a Gran Usuario "j" con una demanda contratada (PCONT) y una demanda propia (DPROPIA).

donde PCONT_kj es la potencia contratada para esa hora en el contrato de abastecimiento entre el Generador "k" y el Distribuidor o Gran Usuario "j".

De resultar sobrecontratado, o sea ser esta diferencia mayor que cero, el compromiso de abastecimiento entre el Generador "k" y el Distribuidor o Gran Usuario "j" será reducido por el OED y no corresponderá aplicar penalidades por el faltante, al no generar restricciones al abastecimiento.

La demanda comprometida en cada contrato al aplicarse restricciones en el MEM se ajustará así para no superar la demanda propia del Distribuidor o Gran Usuario.

Si bien el compromiso horario de los Generadores está dado por la suma de las potencias comprometidas en sus contratos, 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 "j" ubicada en un nodo "nj" y un Generador "k" ubicado en un nodo "nk", las pérdidas correspondientes previstas se evaluarán en función de los correspondientes factores de nodo.

En los contratos de abastecimiento se considerará que los Distribuidores y Grandes Usuarios compran directamente su demanda comprometida del Generador correspondiente en vez de comprarla del MEM. De existir déficit de generación en el MEM, el Generador deberá cubrir este compromiso con generación propia, o sea con sus máquinas (PPAD_k) y las máquinas con las que tenga contratos de reserva fría y haya convocado (PRESERV_gk). Si el generador no cuenta con la disponibilidad necesaria para cubrir sus contratos de abastecimiento, pasará a ser comprador en el Mercado Spot con una demanda igual a la potencia faltante para cubrir su requerimiento contratado.

A la demanda de un Distribuidor o Gran Usuario cubierta por contratos de abastecimiento garantido, no se aplicarán restricciones por déficit de generación cuando el Generador responsable del contrato no compre 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 es mayor que su potencia generada (PGEN_k) más la potencia entregada dentro de los contratos de reserva fría que haya convocado (PRESERV_gk). En este caso la compra requerida del Generador "k" en el Mercado Spot debido a sus compromisos contratados resulta para una hora:

La compra en el Mercado Spot de un Distribuidor o Gran Usuario se obtendrá descontando de la demanda propia (o sea demanda total menos demanda cubierta con potencia de sus máquinas con contratos de reserva fría) la demanda comprometida a ser cubierta por contratos de abastecimiento. O sea que la compra horaria de un Distribuidor o Gran Usuario "j" en el Mercado Spot resulta:

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 "c" resulta:

Si un Generador con falla tiene más de un contrato, se repartirá la restricción que le corresponde (DEFGEN_k) 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. En este caso la falla, o sea la potencia no abastecida de un contrato entre un Generador "k" y un Distribuidor o Gran Usuario "j" para una hora resulta:

La restricción total programada para cada Comprador será la suma del déficit por falta de generación más el provocado por las restricciones de transmisión.

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 cada día hábil constituirá reserva fría térmica, de existir el excedente necesario. En ese 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 requeridos. 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 en el mercado de la potencia en reserva para ese día hábil fuera de las horas de valle ($PRES), 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 máquina 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 potencia se remunerará al precio estacional de la potencia ($PPAD) transferido al nodo todos los días hábiles fuera del período de valle a:

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);

b) las máquinas térmicas que, estando disponibles, no resulten despachadas a pesar de estar previstas en servicio en el predespacho.

Además, se remunerarán las máquinas consideradas en reserva:

a) las máquinas térmicas de base (turbovapor y nucleares) no despachadas al precio reconocido de su potencia (PBAS_m);

b) la reserva fría acordada (máquinas de punta aceptadas en el concurso de reserva fría más las agregadas en los redespachos) al precio resultante del concurso de reserva fría ($PRES), o sea 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, trasladado al nodo a través del factor de adaptación.

En la operación real de los días hábiles, cada hora fuera del valle todas estas máquinas serán remuneradas por potencia. De no estar la máquina generando, cobrará por su potencia disponible, salvo las máquinas en reserva fría que cobrarán por su potencia ofertada en el concurso de reserva fría. Las máquinas despachadas cobrarán la potencia neta máxima operada, o sea la potencia generada más potencia rotante menos servicios auxiliares o el límite dado por la máxima potencia transmisible de existir restricciones de transmisión.

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 reserva 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 reserva 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. En el Anexo 16 se adjunta la correspondiente reglamentación.

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 de la potencia en su nodo, o sea el precio estacional fijado para el período afectado por el factor de adaptación del nodo.

Si durante la semana se producen cambios que mejoren las condiciones del Sistema y el OED informa a todas las empresas generadores 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 horas 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 (PTOTMAX). Dicha potencia total 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.

donde HFV es la cantidad de horas fuera del valle.

Las máquinas despachadas y las centrales no despachadas que no cumplan con el requisito de disponibilidad media indicado pero están disponibles y en la lista de oferta disponible, cobrarán el precio de la PPAD transferido a su nodo ($PPAD afectado por FA).

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.

(párrafo sustituido por resolución 358/97 SEyP) Por cada parada no programada de una máquina turbovapor o nuclear, o sea que no es solicitada por el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (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 (1) máquina turbovapor sustitutiva de módulo equivalente. Sin embargo, este descuento no se hará efectivo si la máquina entrara nuevamente en servicio dentro de las CUARENTA Y OCHO (48) horas para el caso de unidades turbovapor o de SESENTA (60) horas para unidades nucleares.

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

4.1. PARTICIPANTES EN LOS CONTRATOS DEL MERCADO A TERMINO

En el Mercado a Término del MEM se podrán pactar libremente contratos de energía y de potencia, ya sea para garantizar el abastecimiento de una determinada demanda de energía como para contar con un respaldo de reserva fría de potencia. El OED tendrá la responsabilidad de administrar dentro del MEM dichos contratos, o sea realizar su seguimiento en cuanto a los apartamientos entre la energía generada por los Generadores y la comprometida por sus contratos, ya sea faltantes o sobrantes, y entre la potencia comprometida como reserva y la disponible real.

En vista que el poseer un contrato en el Mercado a Término implica operar en el Mercado Spot para transar los saldos, las partes deberán ser agentes o participantes autorizados en el MEM. En consecuencia, en el Mercado a Término del MEM será posible realizar:

* contratos entre agentes del MEM;

* contratos entre un agente del MEM y un participante reconocido del MEM (un autogenerador reconocido o una empresa de un país interconectado autorizado por la secretaría de Energía).

Los Generadores independientes del MEM podrán suscribir Contratos del Mercado a Término con agentes del MEM (Distribuidores, Grandes Usuarios u otros Generadores) pactando libremente condiciones, plazos, cantidades y precios entre las partes. También podrán pactar contratos con Distribuidores y Grandes Usuarios de países interconectados pero requerirán la autorización previa de la Secretaría de Energía.

Las empresas Generadoras del Estado Nacional no podrán suscribir contratos.

Los Autogeneradores reconocidos del MEM y los productores extranjeros autorizados de países interconectados podrán suscribir Contratos del Mercado a Término con Distribuidores, Grandes Usuarios y Generadores del MEM pactando libremente condiciones, plazos y cantidades entre las partes pero con restricción al precio que no podrá ser inferior a un valor mínimo que represente el costo económico de su producción. En el caso de Generadores de otros países deberán contar con la autorización de la Secretaría de Energía.

Los contratos serán de conocimiento público y la información requerida para su administración dentro del MEM deberá ser entregada al OED. Antes del 10 de marzo y el 10 de septiembre para la programación estacional, y antes del 10 de junio y del 10 de diciembre para los ajustes trimestrales a la programación, los Generadores deberán informar al OED

a) los contratos que hayan suscrito, indicando el Generador, Distribuidor o Gran Usuario contratante y la información necesaria para su administración;

b) cualquier modificación en los contratos vigentes.

En el informe estacional y trimestral el OED deberá adjuntar un listado de los contratos vigentes, la energía y/o potencia comprometida por cada Generador, y la demanda cubierta de cada Distribuidor y Gran Usuario para conocimiento de todos los agentes del MEM.

De cancelarse un contrato, será obligación de ambas partes notificar inmediatamente al OED, para que pueda tenerlo en cuenta en el cálculo de las comercializaciones dentro del MEM a partir del mismo mes de cancelación. El OED informará a los agentes del MEM, junto con la programación de la semana siguiente a la notif icación, que se ha rescindido el correspondiente contrato.

4.2. VINCULACION CON EL MEM

Los Generadores, Autogeneradores autorizados, Distribuidores y Grandes Usuarios con contratos del Mercado a Término 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, deberán recurrir a los Distribuidores correspondientes para hacer uso de la parte de sus instalaciones que resulten imprescindibles para acceder a los puntos de compra/venta en el Mercado.

Los Distribuidores agentes del MEM 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 un tercero. En caso de no llegar a un acuerdo dentro del plazo indicado sobre las condiciones de uso o la tarifa correspondiente, se recurrirá al arbitrio de la Secretaría de Energía quien, dentro de los 30 días, determinará las condiciones de prestación del servicio teniendo en cuenta las opiniones de ambas partes y fijando como objetivo fundamental garantizar el libre acceso al MEM. La Secretaría de Energía definirá 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. De no contar con esta información o en ausencia de esta definición, el OED considerará que el costo se reparte en la forma establecida para la remuneración del Transporte en el MEM.

4.3. SERVICIO DE TRANSPORTE EN EL MEM

A los efectos de determinar la remuneración del Transporte correspondiente a un contrato, se considerará que:

* la transacción, de energía y/o potencia, se realiza en el centro de carga del Sistema, con un precio acordado en ese punto;

* el Generador se hace cargo del servicio de transporte para llevar su energía hasta el Mercado;

* el comprador (Distribuidor, Gran Usuario u otro Generador) se hace cango del servicio de Transporte para llevarla de ahí hasta su nodo de compra.

En el contrato se especificará el punto de conexión del Generador o Autogenerador al MEM, y el punto reconocido del MEM dónde se considerará recibiendo la energía el Distribuidor, Gran Usuario u otro Generador.

El Transporte en el MEM se remunerará con prescindencia de la existencia de contratos. Cada integrante del MEM deberá pagar sus cargos fijos por Transporte indicados en la programación estacional, de acuerdo a su ubicación y uso previsto de la red, independiente de los contratos que suscriban.

Mensualmente, el cargo variable del Transporte correspondiente a un contrato será calculado por el OED en base a la energía y potencia efectivamente entregada, y la energía y potencia efectivamente tomada dentro de los niveles del contrato y afectándola de los precios correspondientes para cada uno de los nodos.

En el contrato las partes podrán acordar como se repartirán el pago del servicio de Transporte. De no suministrar esta información, el OED adjudicará a cada parte del contrato el cargo variable del transporte que corresponde a transmitir la energía y potencia entre su nodo de conexión y el Mercado. En consecuencia al momento de suscribir un contrato ambas partes conocerán el nivel de costos que representará el Transporte.

Las partes 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 un contrato sólo se referirá 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.

4.4. TIPOS DE CONTRATOS EN EL MERCADO A TERMINO

En el Mercado a Término se podrán pactar dos tipos de contrato de acuerdo al compromiso requerido.

a) Contratos de Abastecimiento de Energia: Se compromete el abastecimiento de una demanda de energía, con una forma prefijada a lo largo del período definida como una curva de demanda horaria. El Generador se podrá respaldar en el MEM y en las máquinas que contrate corno reserva para cumplir su compromiso comprando la energía y potencia faltante.

b) Contratos de Reserva Fria de Potencia: Se compromete la disponibilidad de potencia de un Generador como reserva para ser convocada por el contratante. El compromiso se establece sólo a nivel de potencia y deberá ser cubierto por el propio Generador contratado como reserva. En cuanto a la energía, el contrato no establece un compromiso específico sino que la energía entregada dentro del contrato será resultado de la energía con que resulte despachado el Generador en reserva cuando sea convocado por su contratante.

4.4.1. CONTRATOS DE RESERVA FRIA

Las Contratos de reserva fria representarán una oferta de potencia puesta a disposición por las máquinas de un Generador para ser convocada por el contratante en condiciones prefijadas (por ejemplo déficit en el MEM) para el cubrímiento de requerimientos propios. Este tipo de contratos permitirá:

* a los Generadores con contratos de abastecimiento en el Mercado a Término con cláusulas de penalidad por incumplimiento, contar con un respaldo a sus compromisos de suministro independiente del Mercado Spot;

* a los Distribuidores acotar el precio de su energía o su riesgo de falla, particularmente en áreas importadoras sometidas a riesgo de desconexión pudiendo así contar con una reserva local para el caso de restricciones en el Sistema de Transporte;

* a los Grandes Usuarios, la posibilidad de garantizar la continuidad de procesos industriales.

Podrán pactar compromisos de disponibilidad de potencia

* los Generadores del MEM, incluyendo la generación excluida de la formación de precios;

* los Autogeneradores reconocidos del MEM y autorizados por la secretaría de Energía;

Un contrato de reserva fría entre un Generador y un agente del MEM deberá especificar

a) su período de vigencia;

b) la identificación de las máquinas del Generador comprometidas como reserva fría;

c) la potencia total comprometida con esas máquinas (PRES) , pudiéndose indicar un valor que varía a lo largo del período considerado, y una fórmula de pago ($/MW) por dicha capacidad puesta a disposición;

d) una condición para su convocatoria, o sea la condición a partir de la cual se considerará que la máquina, si resulta despachada, estará generando para su contrato de reserva fría;

e) una fórmula de pago por la energía generada cuando la capacidad contratada es convocada a producir;

f) las penalidades, de existir, por no estar disponible la potencia comprometida en el momento de ser convocada.

Los Generadores contratados como reserva deberán informar al OED los contratos suscritos (precios, vigencia, potencia en reserva, clausura de convocatoria, etc.) dentro de los plazos estipulados en el MEM, indicando especificamente el Generador, Distribuidor o Gran Usuario contratante y la maquina en reserva contratada. En la programación estacional el OED deberá adjuntar un listado de los contratos de re serva fría vigentes y la potencia total contratada en reserva.

Una máquina contratada como reserva intervendrá en el despacho del MEM y solamente generará en la medida que resulte despachada por el OED. Estando despachada, sólo podrá comercializar su energía y potencia en el Mercado Spot en la medida en que no sea convocado por su contrato de reserva fría. Al ser convocada, deberá entregar al contrato la potencia generada que resulte del despacho hasta la potencia comprometida de acuerdo a las condiciones contratadas, y por consecuencia esta potencia no será comercializada en el Mercado spot ni intervendrá en la definición de los precios horarios (PM y PL).

Cada máquina podrá tener a lo sumo un contrato de reserva fría. El compromiso se considerará establecido especificamente con las máquinas indicadas y el Generador cobrará cada mes el correspondiente cargo por su potencia puesta a disposición dentro del contrato, sea o no convocada, en la medida que cuente con la disponibilidad comprometida en esas máquinas, no pudiendo comprar el faltante al MEM. Cuando resulte convocada, cobrará además por la energía generada dentro del contrato.

En vista que el contrato significa un compromiso de exclusividad por parte de la máquina contratada como reserva, el Generador s6lo podrá participar en el concurso de reserva fría semanal del MEM por la parte de su potencia que no estuviera contratada, o sea sus máquinas que no estén comprometidas en contratos de reserva fría.

4.4.2. CONTRATOS DE ABASTECIMIENTO

En los contratos de abastecimiento un Generador compromete el abastecimiento de energía y potencia a un cliente (Distribuidor o Gran Usuario) mediante un compromiso horario. Para el cubrimiento de esta energía podrá utilizar :

* generación propia (PPROPIAK), entendiéndose como tal la energía generada por sus máquinas (PGENK) y las máquinas de otros Generadores con los que haya suscrito contratos de reserva fría y que hayan sido, convocadas por dichos contratos (PGENr);

* energía comprada en el MEM, de resultar la generación propia insuficiente debido al despacho que requiera el OED o a la falta de disponibilidad propia y/o de sus máquinas contratadas como reserva.

Un contrato de abastecimiento entre un Generador y un Distribuidor o Gran Usuario deberá especificar

a) su período de vigencia;

b) el compromiso de demanda a abastecer y una fórmula de pago por la energía y por la potencia;

c) las penalidades, de existir, de no abastecer la energía comprometida.

El compromiso de abastecimiento podrá indicarse de dos maneras distintas.

a) Se establece una curva horaria a abastecer a lo largo de la duración del contrato, expresada ya sea como valores de potencia (PABAST) o como un porcentaje de la demanda horaria (%PABAST).

b) Se define como compromiso abastecer toda la demanda no contratada de un Distribuidor o Gran Usuario, o sea toda su demanda de no tener ningún otro contrato de abastecimiento o, de contar con contratos previos, la demanda restante luego de descontar a su demanda total la cubierta por sus otros contratos de abastecimiento. El compromiso se entenderá como el cubrimiento de la demanda prevista más/menos un apartamiento no superior al 5% en energía mensual.

En caso en que el compromiso se fije como un porcentaje de la demanda o como un requerimiento de cubrir toda la demanda restante, en el contrato se podrá especificar un apartamiento máximo admisible respecto a la demanda prevista, o sea que el contrato en la operación real se considerará como una banda dada por el valor previsto más/menos una tolerancia.

Como consecuencia, el abastecimiento comprometido se podrá expresar como:

* un valor fijo de potencia;

* un porcentaje de la demanda.

Los Generadores deberán informar al OED dentro de los plazos indicados los contratos de abastecimiento suscritos (cantidades y precios, vigencia, garantías de abastecimiento, etc.) indicando el Distribuidor o Gran Usuario correspondiente y la demanda a abastecer contratada. En el informe de la programación estacional que se enviará a todos los integrantes del MEM y a la SECRETARIA DE ENERGIA. se adjuntará una enumeración de estos contratos para el período, la generación comprometida, y la demanda prevista cubierta por contratos.

A los efectos de su administración en el MEM y comercialización de los faltantes o sobrantes, todo contrato de abastecimiento del MEM deberá poder ser convertido por el OED en una curva horaria de demanda representativa, determinándose así una representación del compromiso horario entre cada Generador "k" y cada Distribuidor o Gran Usuario "j" (PCONTkj).

4.4.2.1. CURVA DE CARGA REPRESENTATIVA

Para los contratos que fijan un compromiso horario, la curva de carga horaria se calculará como:

* la potencia indicada en el contrato (PABAST), si se fija especificamente el valor,

o,

* en caso de fijarse un porcentaje (%PABAST) dicho porcentaje de la demanda horaria prevista (PREVDEM) para las previsiones y programaciones que realice el OED.

El compromiso previsto entre un Generador "k" y un Distribuidor o Gran Usuario "j" para la hora "h" del día "d" del mes "m" resulta entonces:

PCONT^mdh_kj = PABAST^mdh_kj

ó %PABAST^mdh_kj * PREVDEM^mdh_j

Para los contratos en que se establece el compromiso de cubrir toda la demanda restante, o sea la que resulta de descontar de la demanda total la cubierta por contratos previos de abastecimiento, se considerará como demanda horaria total para la programación, previsiones y despacho que realice el OED la prevista acordada en la programación estacional (PREVDEMmdhj. En consecuencia la curva de carga representativa del contrato resultará:

PCONT^mdh_kj = máx (PREVDEM^mdh_j - S_g PCONT^mdh_gj, 0)

dónde PCONT^mdh_gj representa la curva de carga representativa de los contratos de abastecimiento que tiene el Distribuidor o Gran Usuario "j" con otros Generadores "g" del MEM.

Para el cálculo de las transacciones en el MEM en los contratos en que se fije un porcentaje de la demanda o en que se establece el compromiso de cubrir toda la demanda restante, la curva de carga representativa se definirá en función de la demanda prevista en la programación estacional, la demanda real y el apartamiento máximo admisible definido en el contrato (TOLkj). Se entenderá como demanda total (PTOTmdhj) a la registrada si se encuentra dentro de la banda de tolerancia definida respecto a la demanda prevista.

P1 = PREVDEM^mdh _j* (1 + TOL)

P2 = PREVDEM^mdh_j * (1 - TOL)

PTOT^mdh_j = máx (mín(PDEM^mdh_j, P1), P2 )

El contrato cubrirá el porcentaje acordado de la demanda o la demanda restante siempre que el valor real de dicha demanda no difiera en más de la tolerancia establecida respecto del valor previsto en la programación estacional.

De resultar la demanda real superior en más de la tolerancia respecto a la prevista para la programación, se considerará al contrato cubriendo sólo hasta la banda de tolerancia acordada, y al Distribuidor o Gran Usuario comprando en el Mercado Spot el resto de su demanda horaria representada por el porcentaje en que supera el nivel de tolerancia definido. Si, por el contrario resulta con una demanda por debajo de la banda de tolerancia, se considerará al Distribuidor o Gran Usuario comprando al contrato por lo menos la demanda prevista menos la tolerancia def inida y vendiendo al MEM el sobrante.

Para el cálculo de los apartamientos en el MEM, el corapromiso entre un Generador "k" y un Distribuidor o Gran Usuario "j" para la hora "h" del día "d" del mes "m" resultará

* para los contratos en que se compromete el cubrimiento de un porcentaje de la demanda (%PABAST):

PCONT^mdh_kj = PTOT^mdh_j * %PABAST_kj

* para los contratos en que se compromete abastecer la demanda restante:

PCONT^mdh_kj = máx (PTOT^mdh_j - Sg PCONT^mdh_gj, 0)

dónde PCONT^mdh_gj es la carga horaria representativa para el contrato de abastecimiento entre el Generador "g" y el Distribuidor o Gran Usuario "j".

4.4.2.2. ENERGIA MENSUAL REPRESENTATIVA

El OED asignará a cada contrato de abastecimiento entre un Generador "k" y un Distribuidor o Gran Usuario "j" una energía mensual representativa (ECONT^m_kj) dada por :

* para los contratos con una curva de horaria de potencia específica, la integración de dicha curva;

ECONT^m_kj =,S_dS_h PABAST^mdh_kj

* para los contratos que especifican el compromiso como un porcentaje, ese porcentaje de la demanda de energía prevista o realizada según corresponda;

ECONT^m_kj = %EABAST^m_kj * EPREV^m_j

ó %EABAST^m_kj * EDEM^m_j

* para los contratos que acuerdan el cubrimiento de la demanda restante (el 100% de la demanda de no existir otros contratos de abastecimiento), la integración de la curva horaria representativa.

ECONT^m_kj = S_dS_h PCONT^mdh_kj

4.4.2.3. POTENCIA MAXIMA MENSUAL

El OED asignará a cada contrato de abastecimiento entre un Generador ("k") y un Distribuidor o Gran Usuario ("j") una potencia máxima mensual representativa (PMXCONTmkj), dada por la potencia máxima de cada mes de la curva de carga horaria representativa.

PMXCONT^m_kj = máx_d,h PCONT^mdh_kj

dónde

* d = son los días del mes "m";

* h = son las horas de cada día.

4.4.2.4. DEMANDA TOTAL CONTRATADA

Un Distribuidor o un Gran Usuario podrá realizar uno o más contratos de abastecimiento. En consecuencia, para cada Distribuidor o Gran Usuario "j" con contratos de abastecimiento, la demanda total contratada resultará para cada hora "h" de los días "d" de un mes "m" como la suma de la potencia representativa de cada uno de sus contratos.

PTDCONT^mdh_j = S_k PCONT^mdh_kj

dónde "k" son los Generadores con quienes tiene contratos de abastecimiento el Distribuidor o Gran Usuario "j".

A su vez el OED definirá para cada Distribuidor y Gran Usuario con contratos de abastecimiento la potencia máxima mensual contratada (PMXMESMkj), calculado como el máximo horario de la curva suma de las cargas horarias representativas de cada uno de sus contratos.

PMXDCONT^m_j = máx_d,h (PTOTCONT^mdh_j)

dónde

* d = son los días del mes "m"

* h = son las horas de cada día.

4.4.2.5. GENERACION TOTAL COMPROMETIDA

Un Generador podrá realizar más de un contrato de abastecimiento. Por lo tanto para un Generador "k" con contratos de abastecimiento, para cada hora "h" la potencia total comprometida se definirá como la suma de la potencia representativa de cada uno de sus contratos.

PTGCONT^mdh_k = S_j PCONT^mdh_kj

4.5. CARACTERISTICAS DE LOS CONTRATOS DEL MERCADO A TERMINO

Para que un contrato sea reconocido como contrato del Mercado a Término del MEM deberá reunir determinadas características que permitan su administración en el MEM. Estas condiciones estarán dadas por

* la duración del contrato;

* la fijación un precio por energía y potencia definido en el Centro de Carga del MEM;

* la restricción a la máxima energía contratable ya sea por un Generador como por un Distribuidor o Gran Usuario;

* en el caso de contratos de abastecimiento, la posibilidad de convertir el compromiso acordado en una curva de carga horaria, tal como se indicó en el punto 4.4.2., para realizar el seguimiento y determinar de ser necesario su comercialízací6n en el Mercado Spot;

* para los contratos con empresas de otros paises, la autorización previa de la Secretaría de Energía y que el precio acordado represente el costo económico de abastecer la demanda requerida.

Al informar el Generador un nuevo contrato, el OED deberá, verificar que se cumplan todas las características requeridas. De no ser así, informará al Generador que el contrato no será considerado dentro del Mercado a Término del MEM. Todo contrato que no haya sido informado al OED dentro de los plazos indicados, no será considerado en la programación estacional y, como consecuencia,. en la operación real no será considerado en vigencia para el Mercado a Término del MEM durante dicho período.

4.5.1. 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.

4.5.2. UBICACION DE LA TRANSACCION

Se considera que los contratos se pactan en el Mercado, o sea en el Centro de Carga del Sistema, con un precio definido en ese punto. El vendedor dentro del contrato entrega en el Centro de Carga :

* para los contratos de reserva fría, la potencia comprometida cuando es convocada;

* para los contratos de abastecimiento, la energía y potencia comprometida.

Por su parte, el comprador dentro del contrato se considera que toma la potencia y/o energía en el Mercado al precio estipulado en dicho punto y lo lleva hasta su nodo.

4.5.3. MAXIMA DEMANDA CONTRATABLE

Los Distribuidores y Grandes Usuarios podrán contratar parte o toda su demanda prevista, la cual corresponderá a la acordada en la Base de Datos Estacional.

En el momento de suscribir un Distribuidor o Gran Usuario del MEM un contrato de reserva fría con un Generador, se deberá cumplir para cada mes de vigencia que:

* la potencia en reserva contratada más la potencia de sus otros contratos de reserva fría de existir no resulte mayor que la potencia máxima declarada en el correspondiente período estacional al que pertenece ese mes.

En el momento de suscribir un Distribuidor o Gran Usuario del MEM un contrato de abastecimiento, se deberá cumplir para cada mes de vigencia que:

* la energía mensual representativa del contrato más la de sus contratos de abastecimiento ya existentes no supere la correspondiente energía mensual prevista;

* la potencia máxima mensual de la curva de carga total contratada, o sea la suma de las curvas de carga horarias representativas de sus contratos ya existentes más la del nuevo contrato, no resulte mayor que la potencia máxima declarada en el correspondiente período estacional al que pertenece ese mes.

Para la programación estacional, el OED determinará la parte de la demanda de energía de cada Distribuidor y Gran Usuario cubierta por contratos de Abastecimiento, totalizando la energía mensual representativa de todos sus contratos de abastecimiento. Para un Distribuidor o Gran Usuario "j" en el período estacional en estudio resultará entonces

ETOTCONT_j = S_m S_k ECONT^m_kj

dónde "m" son los meses comprendidos en el período estacional.

Si un Distribuidor resulta contratando por lo menos el 60% de su demanda de energía prevista estacional, el resto deberá ser comercializado durante dicho período en el MEM al precio spot de la energía. Si en cambio la demanda contratada no alcanza este porcentaje, su demanda restante de energía la comprará al precio estacional de la energía. Su compra de potencia fuera de contratos siempre se realizará al precio estacional, o sea en base al cargo fijo por potencia calculado en la programación estacional.

Para el caso en que el Distribuidor resulte comprando su demanda fuera de contratos al precio estacional, en la programación estacional se,calculará el precio de la energía del Distribuidor para la demanda prevista abastecer, o sea la demanda prevista sin contratos. Dicha demanda se calculará descontando de sus curvas de demanda prevista, acordadas en la Base de Datos Estacional, la suma de las curvas de carga horarias representativas de sus contratos de abastecimiento. Si para alguna hora el valor resulta negativo, se supondrá cero.

DEMEST^mdh_j = máx (PREVDEM^mdh_j - S_k PCONT^mdh_kj, 0)

Un Gran Usuario, para ser agente del MEM, deberá participar en el Mercado a Termino contratando por lo menos el 50% de su demanda. De no contar con contratos por el volumen indicado, no podrá ser agente del MEM y deberá comprar su demanda del Distribuidor correspondiente. De contar con el nivel de contratos requerido, de ser agente su demanda restante, no cubierta por contratos, la comprará

* la energía en el Mercado-Spot;

* la potencia al cargó fijo definido en la programación estacional.

En consecuencia, para la energía existirá

* demanda a ser cubierta por contratos, al precio contratado;

* demanda no cubierta por contratos a ser comprada al precio estacional;

* demanda no cubierta por contratos a ser comprada en el Mercado Spot.

Para la potencia surgirá

* potencia a ser cubierta por contratos al precio acordado en el contrato;

* potencia no cubierta por contratos a ser comprada como un cargo fijo mensual definido en la Programación Estacional.

En la programación estacional se definirá el cargo fijo mensual por potencia de cada Distribuidor y Gran Usuario del MEM, calculado en base a su potencia declarada y la potencia máxima cubierta por sus contratos de abastecimiento.

Un Generador "k" podrá contratar de otros Generadores como reserva fría hasta la potencia máxima comprometida en sus contratos de abastecimiento, entendiéndose como tal el valor máximo de la curva horaria de potencia total comprometida.

PMXGCONT^m_k = máx_d,h ( PTOTCONT^mdh_k )

dónde

* d = son los días del mes "m";

* h = son las horas de cada día.

En el momento de suscribir un contrato un Generador "k" con otro Generador "g" para que sea su respaldo de reserva fría se deberá cumplir para cada mes "m" que la reserva contratada más la potencia de sus otros contratos de reserva fría no supere la potencia máxima comprometida.

PRES^m_gk + Sr PRES^m_rk < ó = PMXGCONT^m_k

dónde :

* PRES^m_gk = potencia en reserva fría comprometida para el mes "m" en el contrato a suscribir entre los Generadores "g" y "k".

* PRES^m_rk = potencia como reserva fría para el Generador "k" comprometida para un mes "m" en el contrato ya realizado con el Generador "r".

4.5.4. MAXIMA GENERACION CONTRATABLE

El Generador podrá contratar sólo la potencia que sea capaz de producir y por consiguiente, respaldar. Dicho valor se definirá en cada una de sus máquinas como su potencia efectiva neta (PEFECTk), o sea descontado los consumos propios.

En el momento de suscribir un Generador un contrato como reserva fría, se deberá cumplir para cada mes de vigencia que:

* las máquinas comprometidas no tengan otro contrato de reserva fría;

* la reserva comprometida no resulte mayor que la suma de la potencia neta efectiva de las máquinas indicadas.

PRES^m_ka < ó = S_q PEFECT_q

dónde:

* PRES^m_ka = potencia en reserva fría comprometida para el mes "m" en el contrato a suscribir entre el Generador "k" y el agente "a".

* PEFECT_q = potencia neta efectiva de la máquina "q" especificada como en reserva en el contrato.

A su vez, en el momento de suscribir un Generador "k" un contrato de abastecimiento con un Distribuidor o Gran Usuario "j", se deberá cumplir para cada mes de vigencia que su potencia comprometida, por sus contratos ya existentes de abastecimiento y/o reserva fría más la potencia máxima representativa mensual no supere su potencia efectiva.

PMXCONT^m_kj + Sr PRES^m_kr + S₁ PMXCONT^m_k1 < ó PEFECT_k

La energía máxima contratable por un Generador hidráulico en el Mercado a Término del MEM estará limitada por un valor denominado energía firme. Con los modelos MARGO y OSCAR y la Base de Datos Estacional acordada, el OED obtendrá la serie de energías mensual con que resulta despachada cada central hidroeléctrica para la serie histórica de caudales en los siguientes años y calculará la energía mensual de esa central que tiene una probabilidad de excedencia del 70%. La energía firme mensual de cada Generador hidráulico del MEM (EFIRM^m_k) se calculará como la suma de las energías firmes de sus céntrales hidroeléctrica. El Generador podrá suscribir contratos en tanto no supere este valor.

El OED entregará la información sobre energía firme reconocida a cada Generador hidráulico al realizar el estudio estacional, antes del día 15 de febrero y 15 de agosto respectivamente. A su vez, deberá suministrar esta información a cualquier Generador hidráulico del MEM que lo solicite durante el transcurso de un período estacional.

En el momento de suscribir un Generador hidráulico del MEM un contrato de abastecimiento, se deberá cumplir que, para la duración del contrato, la energía total comprometida más la comprometida por sus otros contratos de abastecimiento de existir no supere la sumatoria de las energías firmes mensuales definidas.

S_m ECONT^m_kj + S₁ S_m ECONT^m_kl < ó = S_m EFIRM^m_k

* m = meses de vigencia del contrato.

* ECONT^m_kj = energía representativa para el mes "m" del contrato a suscribir entre el Generador hidráulico "k" y el Distribuidor o Gran Usuario "j".

* ECONT^m_kl = energía representativa para el mes "m" del contrato vigente entre el generador hidráulico "k" y el Distribuidor o Gran Usuario "1".

4.5.5. CONTRATOS CON EMPRESAS DE OTROS PAISES

Las empresas de países interconectados podrán suscribir contratos en el Mercado a Termino con agentes del MEM. A su vez, los agentes del MEM podrán suscribir contratos en el Mercado a Termino con empresas de países interconectados. Para ello, previamente las partes deberán solicitar autorización a la Secretaría de Energía, adjuntando el modelo de contrato previsto.

El precio pactado en un contrato de abastecimiento por un Generador extranjero no podrá ser inferior a un valor representativo de su costo de producción. En consecuencia, junto con la solicitud de autorización a la Secretaría de Energía, el Generador deberá elevar un informe indicando :

* el tipo de generación a emplear (generación térmica y generación hidráulica) y participación prevista de cada uno en el cubrimiento del contrato;

* para la generación térmica, características de las máquinas (potencia, consumo especifico, combustible a emplear).

Para el cálculo del costo de producción térmico, se deberá incluir el costo de operación más un cargo fijo. Se considerará para los combustibles líquidos el precio internacional en el Mercado de Nueva York para las características de combustible especificadas en el MEM para la definición de los precios de referencia de combustibles. Para el gas natural, se considerará un valor relativo al precio del combustible líquido sustitutivo.

Para la generación hidráulica prevista utilizar, se la considerará con costo cero de tratarse de energía excedente o, de ser embalsable, al precio medio de la energía previsto para el MEM para el período de vigencia del contrato.

Sumando estos dos costos y dividiéndolo por la energía comprometida abastecer, se obtendrá el precio medio estimado de producción. El contrato, para ser autorizado por la Secretaría de Energía, deberá indicar un precio mayor o igual a este valor.

4.6. PROGRAMACION ESTACIONAL

Los Generadores, Distribuidores y. Grandes Usuario agentes del MEM, hayan o no suscrito contratos, deberán suministrar toda la información requerida para la programación estacional.

El OED realizará la programación del período estacional incluyendo toda la capacidad de los Generadores reconocidos y toda la demanda de las empresas compradoras pertenecientes al MEM, independientemente de los contratos que se realicen. se incluirá además el intercambio previsto con otros países ya sea por, contratos u ofertas estacionases al MEM. La importación representará como si se contara con una máquina adicional mientras que la exportación representará como si se incorporara demanda adicional.

A los fines del cálculo de los precios estacionases de la energía, todos los contratos de abastecimiento se considerarán como su curva horaria representativa. En consecuencia, para cada Distribuidor con una demanda contratada inferior al 60% de su demanda estacional, se obtendrá su curva de demanda restante que representa su compra prevista de energía en el Mercado Estacional y se calculará su precio estacional de la energía.

La potencia fuera de contratos se considerará siempre comercializada en el Mercado Estacional. En consecuencia, el OED calculará para cada Distribuidor y Gran Usuario el cargo fijo por potencia no cubierta por contratos que deberá pagar cada mes del período.

4.7. DESPACHO PREVISTO Y OPERACION EN TIEMPO REAL

4.7.1. INTERCAMBIO DE INFORMACION

Los Generadores, Distribuidores y Grandes Usuario con contratos deberán suministrar como agentes del MEM la información requerida para la programación semanal y diaria dentro de los plazos establecidos. 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..

4.7.2. RESTRICCIONES EN EL SUMINISTRO EN CASO DE DEFICIT EN EL MEM

En caso de ser convocados contratos de reserva fría al surgir déficit en el MEM, el OED deberá considerar:

* para los Generadores, que la potencia despachada en las máquinas que tiene contratadas como reserva fría y ha convocado pertenece a la generación propia del Generador;

* para los Distribuidores y Grandes Usuarios, que la potencia entregada por las máquinas que ha contratado como reserva y ha convocado pasa a abastecer directamente su demanda, o sea que su demanda propia es su demanda real menos la entregada por sus contratos de reserva fría.

Para el caso de déficit de generación en el Sistema, en los contratos de abastecimiento a la energía contratada se agregará además el nivel de pérdidas evaluadas en función de los factores de nodo semanales para la verificación de si el Generador cuenta con la disponibilidad necesaria para abastecer sus contratos.

Se excluirá a los suministros con contratos de abastecimiento de toda limitación que no esté prevista en su contrato, siempre que el Generador cuente con la disponibilidad necesaria para abastecer la suma de sus demandas comprometidas más pérdidas estimadas con generación propia (entendiéndose como tal la suma de la disponibilidad de sus máquinas más 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 con generación propia, pasará a ser un comprador por el faltante en el Mercado Spot. Si en este caso en el MEM se aplican cortes programados a la demanda, el Generador como comprador será tratado en igualdad de condiciones con el resto de la demanda a abastecer sin contratos. Su participación en el programa de cortes será proporcional a su compra (faltante para cubrir sus contratos) dentro de la compra total en el Mercado Spot. La restricción a aplicar a cada una de las demandas contratadas del respectivo Generador con falta de disponibilidad se repartirá en forma proporcional a la demanda comprometida en cada uno de sus contratos, salvo requerimiento particular del Generador de aplicar un criterio de distribución de la falla distinto. El valor diario y horario de esta compra se calculará en el despacho diario.

De estar prevista penalización en los contratos de abastecimiento, la misma se calculará sobre este valor de suministro no abastecido. 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.

4.7.3. RESTRICCIONES A LOS CONTRATOS EN CASO DE SOBRECONTRATO EN EL MEM

Se considera que un Distribuidor o Gran Usuario está sobrecontratado cuando su demanda real supera la suma de sus demandas contratadas.

Se define que el MEM se encuentra en una condición de sobrecontratos cuando la suma de las potencias contratadas supera la demanda total real del Sistema. En este caso la energía generada en el MEM no será suficiente para cubrir todos los compromisos establecidos en los contratos de abastecimiento pero no por déficit de generación sino por falta de energía despachada (la potencia está disponible pero no se despacha por falta de demanda). En este caso se limitará el cubrimiento del contrato a la demanda propia registrada.

SOBREMEM^h = máx (S_j PTOTCONT^h_j - S_j DPROPIA^h_j, 0)

En esta condición. el OED deberá analizar cada Distribuidor y Gran Usuario con contratos de abastecimiento y evaluar su nivel de sobrecontrato de existir.

SOBRE^h_j = máx (S_j PTOTCONT^h_j - S_j DPROPIA^h_j, 0)

El volumen de sobrecontrato en el MEM se repartirá entre los Distribuidores y Grandes Usuarios sobrecontratados, en forma proporcional a su nivel de sobrecontrato. De este modo el OED definirá en cuanto se disminuirá el compromiso contratado en cada Distribuidor y Gran Usuario.

PROPSOB^h_j = SOBREMEM^h * SOBRE^h_j / S_j SOBRE^h_j

En consecuencia, estando el MEM en una condición de sobrecontrato, el OED determinará el abastecimiento a suponer contratado para cada Distribuidor y Gran Usuario descontando de su potencia total contratada según sus contratos de abastecimiento la potencia que se considera sobrecontratada desde el punto de vista del MEM en conjunto. De esta manera se obtendrá la potencia total contratada que se considerará en sus transacciones en el Mercado a Término, y que se denominará la potencia total contratada ajustada.

AJUSCONT^h_j = PTOTCONT^h_j - PROPSOB^h_j

Para establecer qué contratos se verán afectados por está disminución, el OED deberá ir descontando a la demanda propia del Distribuidor o Gran Usuario sobrecontratado la potencia contratada, de acuerdo a la curva de carga horaria representativa del contrato de abastecimiento, en el orden en que fueron suscrito (o sea primero el contrato más antiguo y por último el más reciente). A partir del primer contrato en que el compromiso supere la demanda restante se considerará que el cubrimiento quedará restringido por falta de demanda.

Para un Distribuidor o Gran Usuario sobrecontratado con "NA" contratos de abastecimiento, resultará :

* en sus primeros "n-1" contratos se debe cumplir el compromiso acordado ya que la suma de ellos no supera la potencia total contratada ajustada;

S_j=1^n-1 PTOTCONT^h_j < ó = AJUSCONT^h_j;

Para estos n-1 contratos:

PAJUSCONT^h_j,ki = PCONT^h_j,ki

dónde:

PAJUSCONT^h_j,ki = valor ajustado del i-ésimo contrato del Distribuidor o Gran Usuario "j", suscrito con el Generador "ki";

PCONT^h_j,ki = valor comprometido en el i-ésimo contrato del Distribuidor o Gran Usuario "j", suscrito con el Generador "ki"

* en el contrato "n" se supera el total contratado resultante del ajuste realizado por la condición de sobrecontrato en el MEM y, como consecuencia, se limitará el compromiso del contrato a la potencia restante a considerar contratada;

S_j=1ⁿ PTOTCONT^h_j > ó = AJUSCONT^h_j;

PAJUSCONT^h_j,kn = PCONT^h_j,kn

* a partir del contrato "n+1" hasta el último se considerará que no existe compromiso.

Para los contratos i = n+1, Nfs

PAJUSCONT^h_j,ki = 0

4.7.4. OPERACIÓN EN TIEMPO REAL

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 sus contratos de abastecimiento, en función de ser su precio menor o mayor que el precio horario en el Mercado. La máquina contratada como reserva fría de un agente del MEM sólo podrá suministrar energía a su contrato al ser convocado en la medida en que resulte despachado.

Durante la operación, el Generador, Distribuidor y Gran Usuario con contratos, en acuerdo con las normas de operación y despacho establecidas, deberá respetar las programaciones y solicitudes de operación del OED salvo aquellas que pongan en peligro la seguridad de sus instalaciones o, para los Generadores hidroeléctricos, violen sus restricciones aguas establecidas según Concesión. De lo contrario podrá resultar penalizado tal como se indica en estas normas. A su vez, de considerar que una programación o despacho del OED es incorrecta, podrá reclamar dentro de las 24 horas de recibir del OED la información del resultado de la operación de ese día.

Si durante la operación, por indisponibilidad propia imprevista, la generación propia de un Generador con contratos de abastecimiento resulta isuficiente 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 horario de la misma.

4.8. DETERMINACIÓN Y VALORIZACIÓN DE LOS APARTAMIENTOS DE UN GENERADOR EN LOS CONTRATOS DE ABASTECIMIENTO

El contrato de abastecimiento 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 cual sea el requerimiento real de la demanda con quien realizó el contrato o la generación realmente realizada por el vendedor.

Se entiende por generación propia de un Generador con contratos de abastecimiento a la suma de:

* la potencia despachada en sus máquinas;

* la suma de la potencia generada por las máquinas en reserva fría que hayan sido convocadas por el Generador, al cumplirse la cláusula de convocatoria establecida en su respectivo contrato.

A los efectos de estos contratos, se considerará potencia despachada de una máquina térmica de un Generador con contrato de abastecimiento a la resultante del despacho óptimo sin incluir costo de arranque y parada. En las máquinas térmicas con contratos se entenderá como potencia forzada por despacho a aquella que queda en servicio por restricciones de arranque y parada y no interviene en la formación de precios.

Para cada hora en la potencia térmica total realizada por un Generador se podrán diferenciar tres valores:

PGEN^h_k = PDESP^h_k + PTMIN^h_k + PCAP^h_k

Para el cálculo de la generación propia aportada a sus contratos de abastecimiento cada hora "h" por un Generador "k" con máquinas térmicas se considerará:

a) su potencia despachada sin tener en cuenta restricciones de arranque y parada (PDESPhk);

b) su potencia forzada en servicio (al mínimo técnico) debido el tiempo mínimo requerido entre su parada y arranque (PTMIN^h_k), o sea debido a una restricción propia de la máquina;

c) la potencia generada por las máquinas con las que tenga contratos de reserva fría (PRES^h_r) que hayan resultado despachadas y hayan sido convocadas por el Generador de acuerdo a la clausula indicada en su contrato.

PPROPIA^h_k = PDESP^h_k + PTMIN^h_k + S_r PRES^h_r

El seguimiento de los apartamientos a su compromiso contratado se hará respecto a su generación propia. El resto de su generación (PCAP^h_k), o sea la forzada por requerimientos del MEM por resultar más económico para el despacho teniendo en cuenta el costo a pagar por su arranque, se considerará forzada y, en consecuencia, se comercializará fuera del contrato en el Mercado spot valorizada a su CO y sin intervenir en la definición de precios.

PCAP^h_k x CO

Se considerará que el compromiso horario de un Generador está dado por la suma de las curvas de carga representativas de todos sus contratos de abastecimiento vigentes. 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 para determinar si el Generador es capaz de abastecer su demanda contratada.

Cada hora, el OED realizará el seguimiento de los apartamientos de los contratos de abastecimiento (diferencia entre la generación contratada y la generación propia entregada) y su comercialización en el Mercado Spot.

Si la generación propia de un Generador resulta superior a la requerida por sus contratos, el excedente se tratará como un Generador sin contratos del MEM, vendiendo la energía excedente al precio spot en su nodo de conexión (PM afectado por su factor de nodo o PL según corresponda) y la potencia excedente al precio horario de la PPAD afectado por el factor de adaptación de potencia.

PVENDE^h_k = PPROPIA^h_k - S_j PCONT^h_kj

Si el Generador resulta entregando por debajo de su potencia contratada, el faltante lo comprará en el centro de carga del Sistema, la energía al PM a precio spot y la potencia al precio de la PPAD.

PCOMPRA^h_k = S_j PCONT^h_kj - PPROPIA^h_k

En caso de resultar su generación propia inferior a la contratada por indisponibilidad propia (o sea de sus máquinas y/o máquinas contratadas como reserva) y no por requerimientos del despacho, el Generador también podrá solicitar comprar el faltante para cumplir su contrato en el MEM, que lo entregará en la medida que exista el excedente solicitado. 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, y el de la potencia el precio horario de la PPAD.

En caso de déficit en el MEM y aplicarse restricciones en el abastecimiento, los Generadores resultarán despachados a su máxima carga posible. Por lo tanto, para analizar su compra/venta con el MEM se comprará su generación propia con la demanda efectivamente abastecida de sus contratos.

En resumen, un Generador que debe cubrir una energía contratada (PTOTCONT):

a) genera una parte a costo propio (PPROPIA), con generación propia (sus máquinas y/o generación de la máquinas que contrató como reserva), para vender al precio contratado;

b) compra el faltante al MEM en el centro de carga, la energía al precio spot (PM) y la potencia al precio de la PPAD, y la vende al precio contratado;

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.

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.

4.9. DISTRIBUIDORES Y GRANDES USUARIOS CON CONTRATOS DE ABASTECIMIENTO

Se entenderá como demanda propia de un Distribuidor o Gran Usuario "j" para la hora "h" a la diferencia entre su demanda horaria (DEM^h_j) y la potencia abastecida por sus contratos de reserva fría que hayan sido convocados (PRES^h_jg).

DPROPIA^h_j = DEM^h_j - S_g PRES^h_jg

Para el seguimiento de los apartamientos respecto a los contratos de abastecimiento de un Distribuidor o Gran Usuario y el cálculo de su compra/venta en el MEM, se considerará que la potencia horaria total contratada está dada por la suma de las potencias horarias de las curvas de carga representativas de sus contratos.

El contrato de abastecimiento se interpreta como si cada hora el Distribuidor o Gran Usuario debe comprar en el centro de carga del Sistema la energía de cada uno de sus contratos de abastecimiento al precio acordado independiente de lo que requiera su demanda propia.

El OED realizará el seguimiento de los apartamientos entre la demanda propia y la contratada (diferencia entre su demanda propia y la suma de las potencias entregadas por sus contratos de abastecimiento) y su valorización en el Mercado Spot a través de su comercialización en el MEM.

Cada hora la demanda real podrá ser distinta de la contratada. Si resulta menor, el excedente se considerará vendido al precio spot de la energía y la potencia en el MEM en el centro de carga del Sistema (PM para la energía y precio de la PPAD para la potencia).

VENDE^h_j = PTOTCONT^h_j - PDEM^mdh_j

Si por el contario, resulta su demanda mayor que la potencia contratada y existe el excedente necesario en el MEM, se considerará comprador en el MEM de la energía faltante en su nodo:

* al precio Spot de la energía si se trata de un Gran Usuario o de un Distribuidor cuya demanda estacional está cubierta por lo menos en un 60% por contratos;

* al precio estacional de la energía si se trata de un Distribuidor cuya demanda estacional cubierta por contratos es menor que el 60% de su demanda total prevista.

COMPRA^h_j = PDEM^mdh_j - PTOTCONT^h_j

La compra de la potencia estará incluida en su cargo mensual por potencia.

En caso 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 respecto a sus contratos.

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 propia abastecida y la entregada por sus contratos de abastecimiento, 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.

4.10. GENERADORES CON CONTRATOS DE RESERVA FRIA

Para un Generador con contratos de reserva fría se entenderá como generación propia la energía generada por sus máquinas descontada la entregada a sus contratos de reserva cuando es convocada.

PPROPIA^h_k = PGEN^h_k - S_q S_a PRES^h_aq

dónde:

* PGEN^h_k = energía generada por el Generador "k" en la hora "h".

* PRES^h_aq = energía entregada a su contrato por la máquina "q" del Generador "k" que tiene un contrato de reserva fría con el agente "a" del MEM

Esta energía y potencia propia se comercializará en el MEM al precio spot de la energía y la potencia, y su remuneración se calculará como venta al MEM.

Al resultar despachada una máquina con contrato de reserva fría y ser convocada por su contrato, pasará a ser considerada como parte del contratante su energía y potencia entregada dentro del contrato. En consecuencia con respecto a la energía en el MEM:

* de tratarse de un Distribuidor o Gran Usuario, su demanda propia al MEM se verá reducida en la energía entregada;

* de tratarse de un Generador, su generación propia para el MEM se verá incrementada en la cantidad entregado por su reserva.

Con respecto a la potencia, pasará a pertenecer también al contratante quien la venderá al MEM al precio spot de la PPAD. En consecuencia, toda la generación de una máquina en reserva convocada no recibirá ninguna remuneración dentro del MEM (ni por energía ni por potencia).

El OED realizará el seguimiento de:

* la potencia disponible de las máquinas comprometidas en contratos de reserva fría, independiente de que haya o no sido convocado;

* la potencia vendida al MEM por el contratante al convocar su contrato de reserva fría;

* la energía entregada por Generadores con Contratos de reserva fría a sus contratos al resultar despachados y ser convocados;

* la generación propia de las máquinas con permiso de reserva fría, o sea la energía y potencia vendida al MEM.

Al finalizar el mes el OED totalizará la energía generada dentro de cada uno de estos contratos.

4.11. FACTURACION DE LOS CONTRATOS

4.11.1. 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 y la potencia disponible a lo largo del mes de las máquinas contratadas como reserva;

b) la demanda no abastecida para los Distribuidores y Grandes Usuarios con contratos a los que se haya aplicado restricciones, calculada en base a la programación del déficit horario.

Para cada Generador térmico "k" con contratos de Abastecimiento, su déficit en cada hora "h" en que se le hayan apliado restricciones se calculará como:

DEFGEN^h_k = S_j PCONT^h_kj - PPROPIA^h_k - PCOMPRA^h_k

dónde:

* PPROPIA^h_k = potencia entregada a sus contratos por el Generador, con máquinas propias más las máquinas cpn contratadas como reserva fría y que fueron convocados.

* PCONT^h_kj = demanda total horaria comprometida por sus contratos de abastecimiento.

* PCOMPRA^h_k= potencia comprada al MEM.

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 suscrito 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 y potencia comercializada en el mercado spot por apartamientos se facturará de acuerdo a la metodología indicada en el punto 5.

4.11.2. 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 Transporte.

4.11.2.1. CARGO VARIABLE ASOCIADO A LA ENERGIA

El cargo se calculará en base a la energía y potencia 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 los contratos de abastecimiento el cargo variable del servicio de transporte:

a) al Generador con Centro de Abastecimiento, por la energía y potencia efectivamente entregada dentro del contrato, o sea la energía generada menor o igual a contratada (PGCONT^h_kj), al precio spot afectando por la diferencia entre su factor nodal y el del centro de carga del sistema.

Por energía: PGCONT^h_kj * (1 - FN^h_k) * PM^h

Por potencia: PGCONT^h_kj * (1 - FA^h_k) * $PPAD^h

b) al Distribuidor o Gran Usuario, por la energía efectivamente tomada dentro de los niveles del contrato, o sea demanda abastecida menor o igual a contratada (PDCONT^h_kj), al precio spot afectado por la diferencia entre su factor nodal y el centro de carga del sistema.

Por energía: PDCONT^h_kj * (FN^h_j - 1) * PM

Por potencia: PDCONT^h_kj * (FA^h_j - 1) * $PPAD

El OED facturará el cargo total resultante repartiéndolo del modo indicado en el contrato. De no establecerse ninguna modalidad para repartir entre las partes el cargo variable por Transporte correspondiente al contrato, el OED facturará el crédito o débito correspondiente a cada uno.

Para los contratos de Reserva Fría, el OED calculará el cargo variable del servicio de Transporte por su energía y potencia generada y convocada por su Contrato (PRES^h_ka), entre su factor nodal correspondiente (de energía y potencia) y el del centro de carga del sistema.

Por energía: PRES^h_ka * (1 - FN^h_k) * PM^h

Por potencia: PRES^h_ka * (1 - FA^h_k) * $PPAD^h

4.11.2.2. 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.

4.11.3. 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 suscritos por uso de sus instalaciones como se indica en el punto 4.1.

4.11.4. SERVICIOS PRESTADOS POR EL MEM

El Contrato deberá pagar en el MEM por los servicios que le brinda el Sistema:

a) regulación de frecuencia (el Generador);

b) regulación de tensión y control de reactivo (el Generador, Distribuidor y Gran Usuario);

c) reembolso de gastos e inversiones del OED (Generador, Distribuidor y Gran Usuario).

4.11.4.1. 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 energía regulante faltante.

Al finalizar cada mes, el OED calculará el total acumulado y lo facturará al Generador con contrato correspondiente.

4.11.4.2. 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.

4.11.4.3. 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.

4.12. CONTRATOS DE ABASTECIMIENTO CON EMPRESAS DE OTROS PAISES

Los contratos de abastecimiento con empresas extranjeras de países interconectados establecerán un compromiso de entrega en uno o más puntos de la frontera del SADI, que deberá ser garantizado íntegramente por potencia detrás de la frontera definida por dichos puntos de interconexión.

En caso de contratos de importación, el compromiso deberá ser cubierto con generación fuera del MEM, como si la demanda contratada pasara a formar parte de la demanda del otro país y no tuviera respaldo en el MEM. En caso de contratos de exportación, el Generador del MEM tendrá el respaldo del MEM para cubrir su contrato, como si la demanda comprometida pasara a pertenecer al MEM.

Los contratos podrán ser pactados libremente pero deberán ajustarse a las condiciones vigentes para el Mercado a Término. La información requerida para la administración del contrato deberá ser puesta en conocimiento del OED, dentro de los plazos establecidos, quien incluirá en el informe estacional un listado de todos los contratos con otros países para conocimiento de los agentes del MEM.

4.12.1. AUTORIZACION DE LA SECRETARIA DE ENERGIA

Las empresas de países interconectados que quieran realizar contratos de abastecimiento con empresas del MEM deberán contar con la correspondiente autorización previa de la Secretaría de Energía. En este caso, serán considerados como participantes autorizados del MEM Argentino, con sus puntos de entrada/salida al Mercado coincidentes con los puntos de interconexión.

La Secretaría de Energía otorgará la autorización por períodos anuales con renovación automática, independientemente de la duración pactada del contrato. Será causa de revocatoria de la autorización el incumplimiento reiterado de la capacidad comprometida en la frontera y/o evidencias especulativas informadas por el OED.

4.12.2. VINCULACION CON EL MEM

Las empresas de países interconectados con contratos en el Mercado a Término se considerarán vinculadas con el MEM Argentino, con sus puntos de entrada/salida al Mercado coincidentes con los puntos de interconexión internacional. De ser necesario, deberán recurrir a los Distribuidores y Transportistas correspondientes de su país para hacer uso de las instalaciones que resulten imprescindibles para acceder a dichos puntos.

4.12.3. PRECIOS

El precio pactado en un contrato de abastecimiento por un Generador extranjero no podrá ser inferior a un valor representativo de su costo de producción. En consecuencia, junto con la solicitud de autorización a la Secretaría de Energía, el Generador deberá elevar un informe indicando el cubrimiento previsto del contrato (tipo de generación). El contrato, para ser autorizado por la Secretaría de Energía, deberá indicar un precio mayor o igual al precio medio de producción, tal como se indica en el punto 4.5.5.

El precio para un contrato entre un Distribuidor o Gran Usuario extranjero y un Generador del MEM podrá ser pactado, en lo que hace al MEM, libremente.

4.12.4. SERVICIO DE TRANSMISION Y SUBTRANSMISION

Para cumplir sus contratos con el MEM, las empresas de países interconectados 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. Estas empresas participarán además de los costos de expansión de la red de acuerdo a las reglas establecidas para el MEM.

Las partes acordarán en el contrato la proporción que asumirá cada uno en el costo por el servicio de transporte y uso de la red troncal de distribución en el MEM. En ausencia de esta definición, el OED considerará que el costo se reparte en la forma establecida para la remuneración del Transporte en el MEM.

El agente del MEM dentro del contrato será responsable de pagar los cargos de transporte que corresponda a la ejecución del contrato, independientemente de lo que se establezca en el contrato respecto a la participación de las partes contratantes en dichos costos.

Se considera que la transacción entre una empresa del MEM y una de un país interconectado se realiza en la frontera entre ambos países, o sea en la interconexión internacional. Por su parte, el contrato se realiza en el centro de carga del MEM y el precio que se acuerda corresponde a ese punto. Para un Generador de un país extranjero con contrato en el MEM se considera que el Generador se hace cargo de llevar su energía hasta el punto de interconexión (con los necesarios acuerdos con Transportistas y Distribuidores de su país) y de allí hasta el centro de carga del MEM. Para el caso de un Distribuidor extranjero, se considera que el mismo se hará cargo de llevar la energía desde el cenrtro de carga del MEM hasta la interconexión internacional y de allí hasta su demanda.

En consecuencia, al tener un contrato en el MEM, la empresa extranjera deberá participar en el cargo por el servicio de Transporte dentro del MEM. El cargo variable del Transporte se calculará en base a la energía efectivamente entregada y a la energía efectivamente tomada dentro de los niveles del contrato y afectándola de los precios para los nodos de interconexión correspondientes. A su vez, deberán pagar los cargos fijos indicados en la programación estacional, de acuerdo a su interconexión y uso previsto de la red, independiente de los contratos que suscriban.

En todos los casos, se deberá tener en cuenta que la garantía de suministro del contrato no incluye el riesgo del Sistema de Transporte, o sea las restricciones que puedan surgir que no permitan hacer llegar la energía contratada hasta el correspondiente Distribuidor o Gran Usuario.

4.12.5. DEMANDA CONTRATADA

En el contrato se acordará el cubrimiento de una demanda descrita por una curva de carga horaria.

4.12.6. GENERACION EXTRANJERA CONTRATABLE

El Generador extranjero podrá contratar sólo la potencia que sea capaz de producir y por consiguiente, respaldar. Dicho valor se definirá en base a su potencia efectiva neta, que será incorporada a la Base de Datos Estacional.

Para el caso de Generadores hidráulicos, además, no podrán vender por contratos una energía superior a la correspondiente a una probabilidad del 70% de ser superada.

4.12.7. DESPACHO PREVISTO Y OPERACION EN TIEMPO REAL

Los contratos con países interconectados se considerarán como un compromiso de cubrimiento en la interconexión.

Para los contratos de importación, entre un Generador de otro país y un Distribuidor o Gran Usuario del MEM, el compromiso se deberá cubrir con generación entregada en la interconexión, o lo que es lo mismo deberá ser respaldado con generación detrás de la frontera, salvo que afecte el despacho hidráulico. Para la programación estacional, se considerará que la demanda contratada será cubierta con generación del país correspondiente y no afecta el despacho del MEM, al no requerir generación en el MEM y como consecuencia no modificar el precio de la energía.

Para la programación semanal y despacho diario, el modelo de despacho hidrotérmico tendrá como función a optimizar el costo de operación total en el MEM. En consecuencia, el contrato se modelará como una importación ofertando una potencia (el valor contratado en la interconexión) a un precio menor que el costo marginal de la máquina térmica más barata del MEM. De este modo la importación contratada será tomada salvo el caso en que exista excedentes hidráulicos en el MEM y el tomar la potencia contratada en la interconexión forzara vertimiento. En este caso, el OED deberá limitar la entrega en la interconexión para evitar vertimientos, despachando la interconexión por debajo de la potencia comprometida. El Generador extranjero resultará comprador del MEM en el nodo de interconexión por la potencia y energía faltante para cumplir su contrato.

En el caso de que el Generador no cuente con la suficiente capacidad (propia o comprada a otros Generadores de su país) para cubrir sus contratos en la interconexión, podrá realizar una solicitud de compra al MEM a través del OED. Dicho pedido recibirá el mismo tratamiento que una solicitud de exportación. La energía solicitada (o sea la parte de demanda, del MEM contratada con otro país que el Generador no puede abastecer en la interconexión) será incorporada a la demanda del MEM para su despacho y determinar sus posibilidades de cubrimiento y el precio correspondiente. El cierre del contrato en la interconexión se considerará en este caso como si:

a) el MEM exporta energía al Generador del país interconectado;

b) el Generador entrega dicha energía en la interconexión internacional para abastecer la demanda contratada.

De no acordarse la exportación, el Distribuidor o Gran Usuario del MEM podrá comprar en el MEM al precio de exportación y su demanda contratada perderá la garantía de suministro.

Para el caso de un Generador del MEM realizando contratos con una demanda de otro país, dicha demanda será incorporada a la del MEM para ser despachada en conjunto y determinar su óptimo cubrimiento. En la programación y el despacho, la demanda contratada se modelará como un pedido de exportación a ser abastecida salvo déficit en el MEM y no contar el Generador con generación propia para cumplir sus compromisos.

El Generador local podrá resultar comprador en el MEM para cumplir su compromiso internacional, o sea comprar al precio spot la energía y potencia faltante ya sea por resultar despachado por debajo de su potencia contratada o por in~ disponibilidad propia.

En caso de aplicarse restricciones en el suministro, el compromiso en la interconexión será respetado en la medida en que el Generador cuente con la necesaria generación propia. De lo contrario, se limitará su abastecimiento de acuerdo al porcentaje en que quede limitado el pedido de compra del Generador al MEM.

El OED enviará a los países interconectados las previsiones semanales y diarias para las interconexiones internacionales (programas de intercambios previstos) teniendo en cuenta los contratos existentes y los requerimientos de importación/exportación entre ambos países.

4.12.8. DETERMINACION Y VALORIZACION DE LOS APARTAMIENTOS

Se considerará que el compromiso horario de los Generadores de países interconectados está dado en la interconexión por la suma de las potencias contratadas en el MEM. Sólo para el caso de déficit en el Sistema se incluirá además el nivel de pérdidas correspondientes, evaluadas hasta la interconexión 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 que cada hora el Generador deberá entregar en la interconexión la energía contratada, que cobrará al precio acordado.

Cada hora, el OED realizará el seguimiento de las interconexiones internacionales determinando los apartamientos de los contratos de abastecimiento (diferencia entre la gene ración contratada y la entregada en la interconexión) y su comercialización en el MEM de acuerdo a los precios de importación/exportación o precios spot, según corresponda.

En el caso que, por déficit de generación, no se pueda abastecer toda la demanda del MEM, la restricción a aplicar a cada una de las demandas contratadas del respectivo Generador con falta de disponibilidad propia se repartirá en forma proporcional a su demanda contratada, salvo requerimiento particular del Generador de aplicar un criterio de distribución de la falla distinto.

Al finalizar el mes, el OED realizará la integración de la compra/venta (importación/exportación) en el MEM de los Generadores de países interconectados con contratos en el MEM. El Generador resultará acreedor o deudor con respecto al MEM según resulte positiva o negativa la suma de los montos horarios comprados y vendidos.

4.12.9. FACTURACION DE LOS CONTRATOS

Antes del quinto día de cada mes, el OED enviará los Generadores de países interconectados con contratos en el MEM la información requerida (energía y potencia) para realizar su facturación.

El Generador será el responsable de facturar a cadá Distribuidor, Gran Usuario, y/o Generador del Mercado a Término con que haya suscrito 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 íñformación que suministre el OED.

El OED facturará además a la empresa extranjera por el uso de la red de Transporte, de acuerdo a los cargos vigentes en el MEM. Además, cada contrato será facturado por el Distribuidor que corresponda, o en su defecto por el OED, de acuerdo a los contratos suscritos por uso de sistemas de distribución troncal, como se indica en el punto 4.1.

El Contrato será facturado por el OED por los servicios que le brinda el OED :

a) reserva fría y rotante (al Distribuidor o Gran Usuario como un cargo fijo estacional);

b) regulación de frecuencia (el Generador);

e) 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).

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

La liquidación a los acreedores del sistema se realizará en base a las acreditaciones efectivas que se registren en las cuentas bancarias habilitadas por el OED a efectos de las cobranzas, una vez deducidos las deudas por todo concepto con el OED. La distribución entre los acreedores, de cada cobranza efectuada por el OED, se efectuará conforme a la proporcionalidad de las acreencias individuales respecto de las totales correspondientes a cada mes.

El OED depositará estos montos en las cuentas bancarias declaradas por los acreedores, en un plazo máximo de 48 horas, siempre y cuando éstas correspondan a las mismas plazas bancarias sobre las cuales opera el OED. Este plazo se considera como parte de la operatoria interna del OED y no devengará interés.

Las acreditaciones realizadas serán aplicadas, respetando las proporcionalidades correspondientes a cada período, en primer término a la cancelación de los intereses devengados a la fecha de cobro. El remanente será imputado al capital. De existir saldos impagos correspondientes a distintos períodos mensuales la aplicación se realizará en todos los casos a partir del más antiguo.

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: CALCULO DE LOS FACTORES DE LA ENERGIA ELECTRICA

1.- INTRODUCCION:

La energía eléctrica se valoriza en cada punto de la red a través del precio de la potencia y de la energía en el nodo. El valor de la energía transferido a un nodo será el precio de la energía en el Mercado (PM) afectado por el Factor de Nodo. El valor de la potencia transferido a un nodo será el precio de la potencia en el Mercado ($PPAD) afectado por el Factor de Adaptación.

El transporte de energía eléctrica en alta tensión tendrá una remuneración por energía eléctrica transportada que se obtendrá a partir de la diferencia de valor de dicha energía eléctrica entre el nodo de inyección y el nodo de suministro, como consecuencia de la diferencia de precios de la potencia y la energía en tales nodos.

2.- FACTOR DE NODO DE ENERGIA:

El Factor de Nodo (FN_i) de un nodo "i" corresponde a las pérdidas marginales del transporte, y representa la relación entre el precio de la energía en el nodo y en el Mercado cuando los mismos se encuentran vinculados sin restricciones de Transporte.

FN_i = PN_i / PM

siendo PN_i el precio de la energía en el nodo i y PM el precio de la energía en el mercado.

2.1 METODOLOGIA DE CALCULO

El factor de nodo (FN) del nodo i se determina como:

FN_i = 1 + (dperd / dpd_i)

siendo dperd / dpd_i la derivada de las pérdidas del transporte con respecto a la potencia de demanda del nodo i.

Para su cálculo se modela la red de transporte, y se simula en cada nodo una variación unitaria de demanda (dpd_i), obteniendo así la variación correspondiente de las pérdidas del sistema (dPerd).

2.2. MODELADO DEL SISTEMA

2.2.1. PROGRAMACION ESTACIONAL

El cálculo de los FN se realizará con flujos de potencia del sistema eléctrico en cada banda tarifaria.

a) Generación: Se considera la generación media prevista en el período estacional para cada Central.

b) Demanda: Se calculará la Potencia Media Satisfecha a cada Distribuidor en base a las previsiones acordadas en la Base de Datos Estacional. A partir de estas potencias el OED determinará la demanda estacional de cada nodo de la red como una curva monótona de cargas (curva Demanda-Duración) de tres bloques donde:

- cada uno representa un período tarifario;

- la potencia del bloque es equivalente a la demanda respectiva estacional incluyéndose la demanda de bombeo y descontándose la ENS en ese período tarifario, si estas existiesen;

- la duración del bloque está dado por la duración en horas del período tarifario multiplicado por el número de días del período estacional considerado.

c) Sistema de Transporte: Se definirán configuraciones características del Sistema de Transporte en el período estacional considerado. Se realizará un flujo de potencia de la red completa, que luego se reducirá a la red del sistema de Transporte y sobre ésta se simularán las variaciones unitarias de demanda requeridas para el cálculo de los FN.

2.2.2. MERCADO DE PRECIOS HORARIOS

Para cada día, los precios de nodo horarios del MEM serán los calculados previamente en el predespacho diario utilizando un modelo de despacho con un flujo de cargas simplificado.

3. FACTOR DE ADAPTACION DE POTENCIA

El Factor de Adaptación FAi de un nodo "i" mide los sobrecostos producidos en los nodos receptores cuando el equipamiento de transporte tiene salidas de servicio forzadas. Este factor representará la relación entre el precio de la potencia en el Nodo i y en el Mercado cuando el nodo se encuentra vinculado al Mercado sin restricciones.

Este factor se determinará para cada período estacional a partir de las variaciones de potencia determinadas cada cuatro periodos estacionales.

3.1 METODOLOGIA DE CALCULO

El sistema de transporte está expuesto a fallas que provocan desconexiones de las líneas de interconexión. En los primeros minutos posteriores a la desconexión no se llega a entrar en servicio las máquinas disponibles en reserva fría y la falla produce cortes de suministro por actuación de protecciones. Este evento se denominará fallas de corta duración.

En algunos casos el restablecimiento del servicio de la línea supera los minutos, debido a que por la naturaleza de la falla se requieren reparaciones importantes. Estas fallas, denominadas fallas de larga duración, permiten poner en servicio el equipamiento de reserva fría.

3.1.1 FALLAS DE LARGA DURACION

Las fallas de larga duración del sistema de transmisión, producen en los nodos receptores sobrecostos a las demandas debido al incremento de los precios marginales, que incluye la valorización de la Energía no Suministrada (ENS).

Los sobrecostos producidos por las Fallas de Larga Duración del sistema de transporte afectarán a los precios de la potencia en los nodos alejados del Mercado, como consecuencia de la falta de confiabilidad de su vínculo con el mismo.

Para el cálculo de estos sobrecostos, el OED comparará el costo de la energía para las demandas en los nodos receptores obtenidos del despacho de cargas con las restricciones normales del sistema de transmisión, y el costo del despacho con contingencias en el sistema de transmisión. La valorización de la energía tendrá en cuenta la ENS y los costos marginales de todas las máquinas en servicio. Para el cálculo del Costo Marginal de un área deficitaria, o sea donde surge ENS, se considerará:

Porcentajer de ENS del Área       Costo Marginal del Área (U$S/MWH)

Hasta 1,6%                                    110

Hasta 5,0%                                    130

Hasta 10,0%                                   165

Más de 10,0%                                 750

Para las fallas de larga duración de las líneas de transporte en Alta Tensión, se utilizará una tasa de 1/28 fallas/100 Km con una duración de 14 días. Si las líneas están en paralelo, y son de posible salida simultánea, se extenderá la salida del segundo circuito a 28 días.

Anualmente se determinarán los sobrecostos de larga duración para los cuatro períodos estacionases siguientes. El modelado del sistema será el que se emplea para la programación estacional. se simularán las fallas de las líneas para cada período tarifario y se compararán con el caso de referencia, o sea el correspondiente a la programación estacional sin fallas (contingencias) en el sistema de Transporte.

3.1.2. FALLAS DE CORTA DURACION

Las aperturas forzadas de líneas de transmisión pueden provocar cortes de carga por actuación de relés de frecuencia, colapsos de sistemas regionales, y/o redespachos de carga los cuales se valorizarán determinando la Energía Cortada o Energía No Suministrada, (ENS), y los Costos de Redespacho en tales eventos.

Los sobrecostos por fallas de corta duración son de un orden de magnitud menor a los de larga duración y pueden ser considerados en la valorización de la potencia para simplificar su implementación. Estos Sobrecostos afectarán a los precios de la potencia en los nodos alejados del Mercado, como consecuencia de la falta de confiabilidad de su vínculo con el mismo.

Los sobrecostos de Corta Duración (SCCDi) debidos a fallas de corta duración en una línea "i" se calcularán como:

SCCD_i = ENSCD_i * CENS

siendo ENSCD_i la energía no suministrada de corta duración probable anual por desconexión de la línea i.

Los sobrecostos de redespacho pueden, en una primera aproximación considerarse nulos. La ENS se cuantificará a partir de las simulaciones realizadas con un programa de estabilidad transitoria.

La tasa de falla de líneas a considerar será de 0.05fallas/100 km. Se simulará a través de un modelo de simulación de transitorios electromecánicos (EPRI) la falla de cada una de las líneas del sistema de transporte, incluyendo la falla sobre dos líneas paralelas. El modelado deberá incluir el Sistema Completo y la representación de todos los sistemas de control y protecciones existentes para cuantificar adecuadamente la ENSCD_i. Para cada línea "i", el OED estimará la energía no suministrada de corta duración como los cortes de carga que se producen por actuación de los relés de protección afectados por un tiempo de duración de 20 minutos.

3.1.3. DETERMINACION DE LOS FACTORES DE ADAPTACION

El precio de la potencia puesta a disposición en un nodo "k" del sistema se determinará como

$PPAD_k = $PPAD * FA_k

siendo

* $PPAD_K = precio de la potencia puesta a disposición del nodo k.

* $PPAD = precio de la potencia puesta a disposición en el Mercado.

El OED calculará el factor de adaptación del nodo "k" (FA_k) como:

FA_k = 1 + STPP_k / $PPAD

dónde STPP_k es la sumatoria de los sobrecostos de potencia producidas por fallas de las líneas "i" (SPP_i) que vinculan al nodo k con el Mercado.

La sumatoria de los sobrecostos de las líneas de vinculación con el Mercado (STPP_k) resulta positivo si es un nodo importador, y negativo si es exportador.

El OED calculará los sobrecostos para cada línea "i", (SPP_i) como el promedio obtenido durante cuatro periodos estacionales con la siguiente expresión:

SPP_i = SCT_i / (PMPT_i * Nhfv)

dónde:

* SCT_i = Sobrecostos Totales de la línea "i".

* PMPT_i = sumatoria de la Potencia Media Ponderada PMP_i de las líneas que vinculan el Arca de Afectación de la línea i con el Mercado.

* Nhfv = horas fuera de valle del período

La Potencia Media Ponderada (PMPi) se calcularán como valores promedio en la línea i en horas fuera de valle del período estacional considerado, obtenidos como la diferencia entre la potencia generada y la demandada en los nodos afectada por el porcentaje de pérdidas de transporte y por el factor de reserva.

El precio de la potencia para la demanda de un nodo k resultará del cargo mensual estacional.

En el Mercado Spot, el OED calculará el factor de adaptación a aplicar para calcular el precio horario de la potencia en cada nodo a partir de los sobrecostos de potencia estacionales que resulten para el nodo (STPP_k) y el valor de la potencia puesta a disposición $PPAD.

Puntos - 2.3.2. - Precio del Mercado y Precios Locales, 2.3.3. - Factores de Nodo, 2.3.4. - Precios de Referencia de la Energía, 2.3.4.1. - Generación excluida de la formación de Precios, 2.3.4.2. - Generación Incluida en la Formación del Precio de Mercado y los Precios Locales, 2.3.4.3. - Energía Importada, 2.3.4.4. - Autogeneración, 2.3.4.5. - Precio de Referencia de la Energía, 2.3.4.6. - Precio Estacional para Distribuidores, 2.7. - Precio Estacional a Distribuidores, 3.1.2. - Modelos utilizados, 3.1.3. - Despacho Semanal, 3.3. - Operación en tiempo Real, 3.4.1. - Determinación de los Intercambios, 3.5. - Remuneración a Generadores y 3.5.1. - Remuneración de la Energía

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, a sea incluyendo no sólo los costos de operación de las máquinas sino también las pérdidas marginales del transporte. Como resultado de este despacho se obtendrá el Precio del Mercado (PM).

De existir restricciones dé 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 desvinculado 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 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 desvinculado del Mercado (por restricciones que no permitan el despacho óptimo).

Se define como "área desvinculado" al conjunto de nodos afectados por la existencia de una restricción activa de transporte entredicho conjunto y el Mercado, generando limitaciones al despacho libre en el área.

2.3.3. FACTORES DE NODO

Los costos de suministro (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.

Junto con la Programación Estacional el OED presentará un estudio de mediano plazo referente a la evolución del factor nodal en el tiempo. Se presentarán resultados para 5 años consecutivos y se adicionarán dos años de corte representativos del siguiente quinquenio.

A través de este factor (FN por período tarifario) quedará incluido el Ingreso Variable por Energía del Transporte (IVET) 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, su factor de nodo será el correspondiente a esa barra, Si están vinculados a más de uno, el factor se calculará 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 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 PORMACION 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 su factor de nodo que representa su vinculación con el centro de carga, obteniendo así su costo marginal en el Mercado (CMM).

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 PH 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 desvinculado y define su propio precio local de Mercado.

La definición de las áreas desvinculadas del Mercado se hará detectando cuándo 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 transferencia.

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 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, aquella 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.

PL = [(ET * PMO * FN) + (EG – ET) * 0] / EG

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 exportación 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.

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 Capitulo 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 cuáles 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.

PM_k = S_s (PM_sk * DEMABAST_sk) / DEMABAST_k

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:

1. los precios locales que se hubieran manifestado en el período (PLik), llevados al mercado a través del factor nodal correspondiente, multiplicados por la demanda abastecida en el área desvinculado del mercado y dividida por la demanda total abastecida en el período;

El precio de referencia para cada período tarifario se obtendrá sumando al PM medio del período los sobrecostos semanales previstos.

PREF_k = PM_k + S_s (SCL_sk + SCEXCL_sk + SCIMP_sk)

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:

PEST_jk = PREF_k * FN_jk + DIFEST_Ak / DABAST_Ak

siendo:

* DIFEST_Ak = la diferencia del período estacional anterior (Saldo de la cuenta de Apartamientos) correspondiente al área A donde está ubicado el Distribuidor.

El precio estacional por período de tarificación "k" que debe pagar cada distribuidor j resulta:

PEST_jk - PREF_k * FN_jk + DIFEST_Ak / DABAST_Ak

siendo:

* DIFEST_Ak = la diferencia del período estacional anterior (Saldo de la cuenta de Apartamientos) correspondiente al área A donde está ubicado el Distribuidor.

* DABAST_Ak = 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 Subtransmisión si correspondiera, que le permitan acceder a los nodos de entrada/salida que le sean asignados en el MEM (uno o más).

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 el correspondiente factor nodal (FN).

b) Un cargo fijo por potencia, derivado del precio de Referencia de la potencia y de la Potencia de Referencia declarada afectado por el correspondiente factor de adaptación (FA).

Mensualmente el Distribuidor pagará además:

c) por el servicio de operación y Despacho, en proporción a su transacción en el MEM;

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 del 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. Vencidos este plazo, se entiende que continúan vigentes los precios correspondientes al período anterior.

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 determinará 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 supera 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 del factor FN 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 01/05/92 para adaptarlas 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 01/05/92 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 carga del Sistema teniendo en cuenta las pérdidas marginales del Transporte. 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 tarificación.

En base a ello, el OED determinará los Factores de Nodo semanales (ver Anexo 3). Con estos factores de nodo 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 periodos de iguales características, con duración 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 Para aquellos que se vinculan al MEM a través de instalaciones de un Distribuidor, los factores de nodo (FN) a utilizar serán los de 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 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 Despacha 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.

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 reserva fría programada para cada hora. El precio de la reserva fría no se modificará en la operación real salvo que se realice un redespacho que redefina las máquinas en reserva, pero sí 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 reserva fría 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 el Mercado Spot al correspondiente precio para la PPAD afectado por su factor de adaptación.

Cada hora el OED calculará el PM con el costo específico de generación de la máquina definida en el predespacho, consumiendo el combustible previsto, afectada de los factores correspondientes de nodo (FN), 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 involucradas 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.

3.4.1. DETERMINACION DE LOS INTERCAMBIOS

Antes de las 10:00 hs. 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 hs. el OED informará a cada Centro de Generación el precio resultante para cada hora en su nodo (PM transferido según FN, o PL según corresponda), su volumen de venta de energía, y el precio y remuneración correspondiente por reserva fría en el Mercado. 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 más precio de la potencia en su nodo

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 área desvinculado (PL_A);

c) los factores nodales de acuerdo al período semanal s 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;

GEN_i x PM x FN_sk

b) el precio local de su área cuando la misma queda desvinculada del Mercado por restricciones de transporte u operación;

GEN_i x PL_A

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.

GEN_i x CO

De la integración de estos valores se obtendrá la remuneración mensual del Generador.

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.

(párrafo eliminado por resolución 358/97 SEyP)

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.

REGLAMENTACIONES DE LOS SERVICIOS PUBLICOS DE TRANSPORTE

ANEXO 16 de LOS PROCEDIMIENTOS (formato PDF, 134,98 KB)

Reglamentos de Conexión y Uso del Sistema de Transporte de Energía Eléctrica

Reglamento de Acceso a la Capacidad Existente y Ampliación del Sistema de Transporte de Energía Eléctrica

Régimen Remuneratorio del Transporte de Energía Eléctrica Alta Tensión

Régimen de Calidad de Servicio y Sanciones

Categorías asignadas a las líneas para el primer período tarifario

Valores aplicables al primer período tarifario

Reglamento de Diseño y Calidad del Sistema de Transporte en Alta Tensión

Apéndice A: Especificaciones Técnicas para la Adquisición de Equipos

Apéndice B: Cláusulas Ambientales

ANEXO 11 de LOS PROCEDIMIENTOS

* Sistema de Transporte en Alta Tensión.

* Sistema de Transporte por Distribución Troncal.

La actividad de transporte de energía eléctrica en Alta Tensión entre distintas regiones eléctricas es un servicio público dado en concesión a la COMPAÑIA DE TRANSPORTE DE ENERGIA ELECTRICA EN ALTA TENSION TRANSENER S.A. en los términos de la Ley Nº 24065. El Régimen Tarifario establecido para dicha concesión es consistente con la regulación del Transporte en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM).

El Transporte de Energía Eléctrica dentro de una misma Región Eléctrica y la vinculación de ésta al Sistema de Transporte, se denomina Transporte de Energía Eléctrica por Distribución Troncal e incluye instalaciones de transmisión de tensiones mayores o iguales a 132 kV e inferiores a 400 kV. Este servicio público se dará en concesión a Empresas de Distribución Troncal Interprovincial (denominadas EDTI y DISTRO) con un régimen tarifario consistente con la regulación del MEM.

Las ampliaciones al Sistema de Transporte existente serán realizadas por Transportistas Independientes, que tendrán el régimen tarifario establecido en el REGLAMENTO DE ACCESO A LA CAPACIDAD EXISTENTE Y AMPLIACION DEL SISTEMA DE TRANSPORTE DE ENERGIA ELECTRICA. Se considera Transportista Independiente a todo aquel que tenga una Licencia Técnica para operar instalaciones propias de Transporte de Energía Eléctrica.

Los Distribuidores están obligados a suministrar acceso libre a la capacidad remanente de sus instalaciones para el transporte de energía eléctrica. Todo agente del MEM que requiera del uso de instalaciones para el transporte de energía eléctrica propiedad de Distribuidores, deberá presentar la solicitud a la empresa correspondiente y acordar la remuneración correspondiente. De no llegar a un acuerdo, cualquiera de las partes podrá solicitar a la Secretaría de Energía (SE) que el Organismo Encargado del Despacho (OED) calcule la remuneración que corresponda de acuerdo a las normas vigentes para el Sistema de Transporte en el MEM. La remuneración acordada deberá ser comunicada al OED para ser incluida en la información requerida para la facturación. De no existir esta comunicación el OED considerará que el servicio no se remunera.

TRANSENER percibirá los siguientes conceptos remuneratorios por la prestación del Servicio Público de Transporte en Alta Tensión:

- energía eléctrica transportada

- conexión

- capacidad de transporte

Los Usuarios del Servicio Público de Transporte en Alta Tensión abonarán por la prestación de tal servicio de la siguiente forma:

- en forma implícita por intermedio de los precios de nodos (a los cuales venden o compran en el MEM), que incluyen los costos variables de transportar la energía eléctrica.

- en forma explícita por intermedio de:

* cargos por conexión

* cargos complementarios

El OED será el responsable de efectuar los cálculos correspondientes, como así también, por cuenta y orden de los agentes, realizar la facturación, la cobranza, las acreditaciones respectivas y la administración de la cuenta de apartamientos del transporte.

TRANSENER percibirá mensualmente la Remuneración del Servicio Público de Transporte de Energía Eléctrica en Alta Tensión, incluyendo la de sus propias instalaciones y la de instalaciones de los Transportistas Independientes.

Percibirá los siguientes conceptos remuneratorios por sus instalaciones propias:

- Conexión

- Capacidad De Transporte

- Energía Eléctrica Transportada

La remuneración por conexión será integramente la que abonen los Usuarios del Servicio Público de Transporté en Alta Tensión en concepto de Cargo por Conexión, cuyos montos serán definidos por la SECRETARIA DE ENERGIA en la Progamación Estacional sobre la base de los importes establecidos en el contrato de concesión de TRANSENER.

La remuneración por Capacidad de Transporte, que refleja los costos de operación y mantenimiento del equipamiento destinado a vincular los diferentes nodos del Sistema de Transporte en Alta Tensión, cuyos montos serán definidos por la SECRETARIA DE ENERGIA en la Programación Estacional sobre la base de los importes establecidos en el contrato de concesión de TRANSENER, provendrá de lo que abonen los Usuarios de tal sistema en concepto de Cargo complementario, conforme se establece en el punto 2.2.1.2 del presente ANEXO.

La remuneración por Energía Eléctrica Transportada será abonada con los montos que se recauden en forma implícita a traves de los precios de la energía y de la potencia, abonandos por los Usuarios en cada nodo del Sistema de Transporte de Energía Eléctrica en Alta Tensión. La recaudación correspondiente a este concepto será determinada por el OED conforme los siguientes cálculos:

El OED calculará la Recaudación variable por Transporte de Energia para una línea "i" (RVTE_i) en función de la energía transportada entre el nodo emisor 1 y el nodo receptor 2 y de los precios de la energía en dichos nodos.

RVTE_i = PEN₁ * E₁ - PEN₂ * E₂

siendo:

* E₁ = energía transportada en el nodo "1"

* PEN₁= precio de la energía en cada nodo 1 dado por:

- el PM transferido ál nodo a través del factor de nodo correspondiente (PMXFNI) si el nodo está conectado sin restricciones al Mercado.

- el Precio Local si está en un área con restricciones de acceso al Mercado.

La Recaudación Variable por Tranporte Energía (RVTE) es la suma de las recaudaciones de todas sus líneas.

Se recaudará indirectamente como diferencia de lo que abonan mensualmente por Potencia todos los Distribuidores y Grandes Usuarios, y lo que cobran los generadores por su Potencia Puesta a Disposición, incluida la reserva, en horas fuera de valle al precio de la Potencia en el Mercado afectado por su respectivo Factor de Adaptación.

En consecuencia la recaudación variable total en concepto de transporte de energía eléctrica (RVT), será la suma de ambos conceptos:

RVT = RVTE + RVTP

La remuneración anual a TRANSENER por concepto de energía eléctrica transportada (RAEET), conforme lo establece su contrato de concesión, será un monto fijo por cada período tarifario de cinco años, pagadero en cuotas mensuales iguales. La remuneración por este concepto (RAEET) para el primer período tarifario será de $ 55.000.000, (cincuenta y cinco millones de pesos) por año, sujeto a las adecuaciones semestrales indicadas en tal concesión.

TRANSENER percibirá mensualmente las remuneraciones que le corresponden a cada uno de los Transportistas Independientes, deducidas las sanciones que correspondieron.

A su vez, TRANSENER percibirá por toda instalación del Servicio Público de Transporte en Alta Tensión explotada por un Transportista Independiente una remuneración por supervisión de la operación, tal como se estipula en el REGLAMENTO DE ACCESO A LA CAPACIDAD EXISTENTE Y AMPLIACION DEL SISTEMA DE TRANSPORTE DE ENERGIA ELECTRICA.

En todos los casos TRANSENER trasladará a los respectivos Transportistas Independientes o Comitentes del Contrato Construcción, Operación y Mantenimiento (Contrato COM) las remuneraciones correspondientes, deduciendo previamente los Cargos por Supervisión.

EL OED administrará el Régimen de Calidad de servicio y sanciones del Sistema de Transporte en Alta Tensión, establecido en las Reglamentaciones del Sistema de Transporte.

Para ello, mensualmente descontará de la remuneración del transporte las multas que se encuentren debidamente justificadas de acuerdo a los términos de tal concesión. Las sanciones por equipamiento indisponible y por reducción de capacidad, se acreditarán a los Usuarios de dicho equipamiento como descuentos a sus pagos de los cargos por conexión y complementarios. Esta acreditación será el único resarcimiento que tendrán por las fallas.

Las sanciones aplicables a TRANSENER por supervisión de la operación de Transportistas Independientes se acreditarán a la Cuenta de Apartamientos del Transporte definida en el punto 3 de este ANEXO.

Los cargos que abonarán los Usuarios del Servicio Público de Transporte en Alta Tensión serán:

* Cargo por Conexión (CPC).

* Cargo Complementario (CC).

Se entiende por Sistema de Transporte Existente, al Sistema de Transporte en servicio para la fecha de puesta en vigencia de la concesión a TRANSENER.

Los usuarios del Sistema de Transporte deberán abonar un cargo por conexión (CPC) por el servicio de vincular sus instalaciones al sistema de Transporte, por intermedio del equipamiento de conexión y transformación dedicado a tales efectos. La SECRETARIA DE ENERGIA establecerá en cada Programación Estacional, sobre la base de los importes establecidos en el contrato de concesión de TRANSENER, el Cargo por Hora de Conexión que corresponda para cada tipo de equipamiento.

De haber un equipamiento "i" compartido (por ejemplo transformadores), cada usuario "k" abonará en concepto de Cargo por Conexión (CPC_K) la parte que le corresponda del cargo por conexión en forma proporcional a su potencia máxima requerida (FACTC_ik) dentro de la potencia máxima total en el punto de conexión. El OED determinará la participación de cada Usuario anualmente a partir del estado de Carga Máxima Simultánea Anual e informará en la programación estacional el factor de proporción de este cargo que corresponderá pagar a cada uno de los usuarios.

El Cargo que abonará cada mes un usuario "k" de la conexión "i" se calculará como el cargo por hora definido en la programación estacional por las horas de disponibilidad del mes, multiplicado por el factor de proporcionalidad definido en dicha programación estacional de acuerdo a la potencia máxima requerida por el usuario.

CPC_k = CHCONEX_i * FACTC_ik * (HRSPERIODO-HINDISP)

siendo:

* HRSPERIODO: número de horas del mes.

* HINDISP: horas de indisponibilidad reales registradas en el mes.

Los usuarios del Sistema de Transporte en Alta Tensión deberán abonar por cada línea "i" y equipamiento no dedicado de las estaciones transformadores asociadas del Sistema de Transporte, un Cargo Complementario (CC_i). Este cargo complementario estará compuesto por los montos a abonar a TRANSENER en concepto de Capacidad de Transporte (CT) más la diferencia que surja entre la Recaudación Variable por Transporte de energía eléctrica (RVT) y el monto a abonar a TRANSENER en concepto de Energía Eléctrica Transportada (RAEET) a que se hace referencia en el punto 2.1.1 del presente ANEXO.

El cálculo de Cargo Complementario será efectuado por el OED, multiplicando al monto que percibe TRANSENER en concepto de Cargo por Capacidad de Transporte (CCT) por un factor que permita cubrir la remuneración a TRANSENER.

Cada agente del MEM deberá abonar el Cargo Complementario en función de su participación marginal en el uso de cada equipamiento del mismo. El OED calculará los montos correspondientes aplicando el Método de las Areas de Influencia. Se entiende por Area de Influencia de un nodo al conjunto de líneas y demás instalaciones de la red directa o indirectamente afectadas por el ingreso o egreso de potencia del usuario del Sistema de Transporte en ese nodo, que incrementan el flujo de potencia ante un incremento en dicho ingreso o egreso.

El OED determinará el Area de Influencia a partir del flujo de potencia máxima anual simultánea del Sistema. Para ello a partir de la Demanda de Potencia Máxima Simultánea Pronosticada Anual, se realizará un despacho de máquinas para satisfacer dicha demanda. No se tendrá en cuenta el Plan de Mantenimiento Programado, pero se considerará una reducción de la Potencia operable de cada máquina según su índice de indisponibilidad previsto y la reserva rotante requerida.

Para determinar el Area de Influencia correspondiente a cada generador y cada consumidor se realizarán incrementos dP_k de potencia generada o demandada en cada nodo dejando como barra flotante el nodo Mercado (centro de carga del Sistema). El Area de Influencia tendrá en cuenta sólo aquellas líneas "i" en que las correspondientes variaciones de potencia (dPL_ik) resulten positivas.

El Cargo Complementario Horario a pagar en cada nodo "k" relacionado con una línea "i" (CCH_ik) se calculará como:

CCH_ik = (PLMAX_ik / PLMXTOT) * CCH_i

siendo:

* PLMAX_ik = potencia máxima que el nodo "k" exporta/importa por la línea "i", de su Area de Influencia, determinada como el producto de la relación dPL_ik/dPG_k por la potencia total generada/consumida del nodo "k".

* PLMXTOT = sumatorias de la potencias PLMAX_ik para todos los nodos "k" relacionados con la línea "i"

* CCH_i = cargo complementario total para el período estacional de la linea "i" dividida por la horas del período.

Cuando a un nodo estén vinculados varios generadores, conectados directa o indirectamente a la red de transporte, se repartirán el Cargo Complementario correspondiente en forma proporcional a su potencia nominal, obteniéndose así su factor de participación en dicho equipamiento (FACTC_ij).

Análogamente se realizará el caso para los Distribuidores y Grandes usuarios, considerándose como factor de proporcionalidad su potencia máxima declarada.

En la programación estacional se indicará el Cargo Complementario por hora de capacidad puesta a disposición y el factor de proporción para cada usuario.

El Cargo en el mes para cada usuario "j" (CC_j) del nodo "k" de una línea "i" se calculará como el cargo por hora definido en la programación estacional (CCH_ik) por el factor de proporción del usuario en el nodo (FACTC_ij), multiplicado por las horas de disponibilidad.

CC_j = CCH_ik x FACTC_ij x (HRSPERIODO-HINDISP)

dónde:

* HRSPERIODO : número de horas del mes.

* HINDISP : horas de indisponibilidad registradas en el mes.

Las horas de indisponibilidad se considerarán a partir de la salida en servicio hasta que entra en servicio nuevamente.

Las sanciones que corresponda ser aplicadas a TRANSENER, serán acreditadas a los usuarios del sistema de transporte dentro de sus Cargos por Conexión y Cargos Complementarios.

La expansión del Sistema de Transmisión será realizada de acuerdo a lo indicado en el REGLAMENTO DE ACCESO A CAPACIDAD EXISTENTE Y AMPLIACION DEL SISTEMA DE TRANSPORTE DE ENERGIA ELECTRICA. Para las ampliaciones realizadas por el régimen de Concurso Público, el Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) aprobará el CANON que deberán abonar durante el Período de Amortización de la obra, los beneficiarios de tal ampliación y determinará en que proporción participará cada uno de tal pago.

Pasado el período de amortización, las ampliaciones tendrán un régimen tarifario igual al del sistema existente.

Las ampliaciones realizadas por acuerdo entre partes, se remunerarán con el régimen tarifario del sistema existente.

La totalidad de la recaudación proveniente de los Usuarios del Servicio Público de Transporte de Energía Eléctrica en Alta Tensión, por todos los conceptos relacionados con tal servicio por los cuales se abona en el MEM, serán ingresados a la Cuenta de Apartamientos del Transporte específica de TRANSENER. Los egresos por remuneraciones a TRANSENER serán debitados de esta cuenta, siempre que la misma tenga fondos disponibles.

Los ingresos y egresos correspondientes a un Contrato COM serán acreditados y debitados de una SubCuenta dedicada dentro de la Cuenta de Apartamientos.

La Cuenta de Apartamientos será compensadora de los desvíos en exceso o defecto que mensualmente resulte entre la remuneración a TRANSENER y los montos que les corresponde abonar a los usuarios del Servicio Público de Transporte. El OED administrará la Cuenta, de la manera indicada:

- Si el ingreso mensual facturado a los usuarios resultara inferior al egreso por el cual es acreedora la TRANSENER y la Cuenta no tuviera recursos suficientes, hasta tanto disponga de ellos, quedará un crédito a favor de la TRANSENER. Dichos créditos devengarán un interés mensual, de acuerdo lo determinado en el Contrato de Concesión de TRANSENER. TRANSENER trasladará los créditos a los Transportistas Independientes, si estos pertenecen a la Cuenta o Subcuenta con déficit.

- Si el ingreso mensual facturado es superior al egreso de TRANSENER, el saldo de exceso en recaudación quedará en la Cuenta.

- Semestralmente, en caso de acumular déficit en alguna de ellas, el OED incorporará al cálculo de los cargos complementarios a cobrar a los usuarios, las correcciones requeridas a los ingresos para saldar las deudas con la TRANSENER.

- Los créditos del transportista serán afectados por el factor de proporcionalidad asociado a las cobranzas de los deudores del MEM.

El Transporte de Energía Eléctrica dentro de una misma Región Eléctrica y la vinculación de esta al Sistema de Transporte, se denomina Transporte de Energía Eléctrica por Distribución Troncal e incluye instalaciones de transmisión de tensiones mayores o iguales a 132 kV e inferiores a 400 kV. Este servicio público se dará en concesión a Empresas de Distribución Troncal (DISTRO).

Las DISTRO percibirán los siguientes conceptos remuneratorios por la prestación del Servicio Público de Transporte por Distribución Troncal:

- energía eléctrica transportada

- conexión

- capacidad de transporte

Los Usuarios del Servicio Público de Transporte por Distribución Troncal abonarán por la prestación de tal servicio de la siguiente forma:

- en forma implícita por intermedio de los precios de nodos (a los cuales venden o compran en el MEM), que incluyen los costos variables de transportar la energía eléctrica.

- en forma explícita por intermedio de:

* cargos por conexión

* cargos complementarios

El OED será el responsable de efectuar los cálculos correspondientes, como así también, por cuenta y orden de los agentes, realizar la facturación, la cobranza, las acreditaciones respectivas y la administración de la cuenta de apartamientos del transporte.

Las DISTRO percibirán mensualmente la Remuneración del Servicio Público de Transporte de Energía Eléctrica por Distribución Troncal, incluyendo la de sus propias instalaciones y la de instalaciones de los Transportistas Independientes.

Percibirá los siguientes conceptos remuneratorios por sus instalaciones propias:

- Conexión

- Capacidad de Transporte

- Energía Eléctrica Transportada

La remuneración por Conexión que representa los costos de operación y mantenimiento del equipamiento dedicado afectado por un factor de contingencia, será íntegramente la que abonen los Usuarios del Servicio Público de Transporte por Distribución Troncal en concepto de Cargo por Conexión.

La remuneración por Capacidad de Transporte, que refleja, afectado por un factor de contingencia, los costos de operación y mantenimiento del equipamiento destinado a vincular los diferentes nodos del Sistema de Transporte por Distribución Troncal, provendrá de lo que abonen los Usuarios de tal sistema en concepto de Cargo Complementario.

La remuneración por Energía Eléctrica Transportada será abonada con los montos que se recauden en forma implícita a través de los precios de la energía abonados por los Usuarios en cada nodo del Sistema de Transporte de Energía Eléctrica por Distribución Troncal. El OED calculará la Recaudación Variables por Transporte de Energía para una línea "i" (RVTE_i) en función de la energía transportada entre el nodo emisor 1 y el nodo receptor 2 y de los precios de la energía en dichos nodos:

RVTE_i = PEN₁ * E₁ - PEN₂ * E₂

siendo:

* E₁ = energía transportada en el nodo "1".

* PEN₁ = precio de la energía en cada nodo 1 dado por:

- el PM transferido al nodo a través del factor de nodo correspondiente (PM x FN₁) si el nodo está conectado sin restricciones al Mercado;

- el Precio Local Regional (PLR) transferido por un Factor de Nodo Regional (FNRj) si el Sistema Regional está desvinculado del Mercado;

- el Precio Local si el nodo está desvinculado del Sistema Regional.

La remuneración anual a las DISTRO por concepto de energía eléctrica transportada (RAEET), será un monto fijo por cada período tarifario de cinco años; pagadero en cuotas mensuales iguales.

Las DISTRO percibirán mensualmente las remuneraciones que le corresponden a cada uno de los Transportistas Independientes, deducidas las sanciones que correspondieren.

A su vez, las DISTRO percibirán por toda instalación del Servicio Público de Transporte por Distribución Troncal explotada por un Transportista Independiente una remuneración por supervisión de la operación, tal como se estipula en el REGLAMENTO DE ACCESO A LA CAPACIDAD EXISTENTE Y AMPLIACION DEL SISTEMA DE TRANSPORTE DE ENERGIA ELECTRICA.

En todos los casos las DISTRO trasladarán a los respectivos Transportistas Independientes o Comitentes del Contrato de Construcción, Operación y Mantenimiento (Contrato COM) las remuneraciones correspondientes, deduciendo previamente los Cargos por Supervisión.

El OED administrará el Régimen de Calidad de Servicio y Sanciones del Sistema de Transporte por Distribución Troncal que se establezca en las Reglamentaciones del Sistema de Transporte.

Para ello, mensualmente descontará de la remuneración del transporte las multas que se encuentran debidamente justificadas de acuerdo a los términos de tal concesión. Las sanciones por equipamiento indisponible y por reducción de capacidad, se acreditarán a los Usuarios de dicho equipamiento como descuentos a sus pagos de los cargos por conexión y complementarios. Esta acreditación será el único resarcimiento que tendrán por las fallas.

Las sanciones aplicables a las DISTRO por supervisión de la operación de Transportistas Independientes se acreditarán a la Sub Cuenta de Apartamientos del Transporte específica de cada DISTRO.

Los usuarios de las DISTRO abonarán los cargos del Servicio de Transporte en Alta Tensión y los cargos del Servicio de Transporte de Distribución Troncal que le correspondan.

Los usuarios de las DISTRO abonarán los Cargos Fijos del Servicio de Transporte en Alta Tensión (Cargo de Conexión y Cargo Complementario) por los equipamientos que le sean asignados con la metodología del Area de Influencia.

Los cargos que abonarán los usuarios para remunerar el Servicio de Transporte por Distribución Troncal dentro de una misma Región Eléctrica serán:

* Cargo Fijo por Conexión (CPC);

* Cargo Fijo Complementario (CC).

Los usuarios del área de concesión de una DISTRO deberán abonar un Cargo por Conexión (CPC) por su conexión y transformación al Sistema de Distribución Troncal. En él se incluye, afectados por el factor de contingencia, el mantenimiento y la operación del equipamiento de conexión y transformación dedicado a vincularse con el Sistema de Distribución Troncal. El Contrato de Concesión de las DISTRO establecerá el Cargo por Hora de Conexión para cada tipo de equipamiento.

De haber un equipamiento "i" compartido, (por ejemplo transformadores), cada usuario "k" abonará en concepto de Cargo por Conexión (CPC_k) la parte que le corresponde del Cargo por Conexión en forma proporcional a su potencia máxima anual requerida (FACT_ik), dentro de la potencia total en el punto de conexión. El OED determinará la participación de cada usuario anualmente a partir de estado de Carga Máxima Simultánea, e informará en la programación estacional el cargo por hora de conexión y el factor de proporción de este cargo que corresponderá pagar a cada usuario del Sistema de Distribución Troncal.

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.

CHCONEX_i x FACTC_ik x (HRSPERIODO - HINDISP)

siendo:

* HRSPERIODO: número de horas del mes.

* HINDISP: horas de indisponibilidad reales registradas en el mes.

Los usuarios de la DISTRO deberán abonar un Cargo Complementario (CC), cuyo Valor Mínimo en principio será el Cargo por Capacidad de Transporte (CCT) puesta a disposición. El CCT representa, afectado por un factor de contingencia, el costo de operación y mantenimiento de las líneas y equipamientos no dedicados de estaciones transformadoras del Sistema de Distribución Troncal.

Cuando la Recaudación Variable por Energía Eléctrica Transportada (RVTE), determinado en la programación estacional, no alcance el monto previsto en la estimación quinquenal de la Remuneración por Energía Eléctrica Transportada (REET) para la DISTRO, el OED elevará el Cargo Complementario en la proporción necesaria para cubrir la remuneración requerida de la DISTRO.

La asignación para cada Generador "j" usuario de la DISTRO, de su alícuota del Cargo Complementario de cada línea "i" (CCH_ij), se calculará anualmente utilizando en la programación estacional el Método de las Areas de Influencias aplicado para la remuneración del sistema de transporte en Alta Tensión.

La asignación para cada Distribuidor o Gran Usuario de la DISTRO de su alícuota del Cargo Complementario de cada línea "i" se calculará anualmente, determinando previamente con el Método del Area de Influencia las líneas asignadas a las demandas, y obteniendo así la suma total del Cargo Complementario que deben pagar el conjunto de las demandas del sistema regional. Cada distribuidor o Gran Usuario "j" pagará su alícuota de Cargo Complementario de las líneas "i" (CCH_ij) asignadas a las demandas en la proporción de su potencia máxima dentro de la potencia máxima total de las demandas de la región.

Los cargos de capacidad de transporte de las ampliaciones cuyos beneficiarios sean Distribuidores o Grandes Usuarios serán abonados exclusivamente por tales beneficiarios durante un período equivalente a un período de gestión.

En la programación estacional se indicará el Cargo Complementario Horario a pagar por cada usuario "j" por la línea "i" (CCH_ij) por hora de capacidad puesta a disposición.

El Cargo en el mes del usuario "j" por una línea "i" se calculará en base al cargo por hora definido en la programación estacional.

CC_j = CCH_ij * (HRSPERIODO - HINDISP)

dónde:

* HRSPERIODO: número de horas del mes.

* HINDISP: horas de indisponibilidad registradas en el mes, considerándose indisponible hasta que el equipamiento entre en servicio o el OED le indique por razones operativas su fuera de servicio.

Si una máquina está forzada por restricciones de reactivo o tensión por responsabilidad de los Usuarios del sistema de transporte de la DISTRO, sus sobrecostos serán incluidos en el cargo complementario al usuario del Transporte. Para ello el OED determinará qué líneas imponen la restricción, y a ellas se les adicionarán los Sobrecostos de generación forzada al Cargo Complementario.

Cada DISTRO tendrá una Subcuenta de Apartamientos específica de dicha Distribuidora Troncal, que se administrará con el mismo criterio que el de TRANSENER.

El ámbito de la Red de Transporte tanto del Sistema de Transporte en Alta Tensión, como el Sistema de Transporte por Distribución Troncal se define en el Anexo 11. La remuneración del Servicio de Transporte se detalla en el Anexo 18 para el Sistema de Transporte en Alta Tensión y en el Anexo 19 para el Sistema de Transporte por Distribución Troncal.

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.

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 equipamientos).

Por otra parte, se determinarán los cargos fijos que deberán abonar los generadores, transportistas, distribuidores y grandes usuarios por los apartamientos permanentes en su compromiso de reactivo, como asimismo los pagos asociados a incumplimientos transitorios.

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 el Anexo 4 se indican las obligaciones de los agentes del MEM con respecto al control de tensión y potencia reactiva y los montos de los cargos y penalizaciones correspondientes.

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 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 los Anexos 18 y 19, correspondientes al Sistema de Transporte en Alta Tensión y por Distribución Troncal respectivamente.

1.- INTRODUCCION

Las empresas concesionarios del Sistema de Transporte de Energía Eléctrica publicarán anualmente una Guía de Referencia del Sistema de Transporte que contendrá la información que necesitan los Usuarios para el análisis del sistema de transporte.

En la Guía de Referencia se presentarán los estudios que permitan identificar los nuevos requerimientos de inversión en equipamiento en la red y las indicaciones sobre el desempeño y capacidad del Sistema en el mediano plazo (8 años).

Los Transportistas deberán preparar ese documento y elevarlo al OED para su aprobación, antes del 31 de Diciembre de cada año. El OED podrá solicitarles estudios adicionales o verificaciones que crea necesarias. La Guía deberá publicarse antes del 31 de Marzo del año siguiente.

2.- ESTUDIOS DEL SISTEMA DE TRANSPORTE

Los Transportistas deberán realizar, de manera periódica estudios a mediano plazo de la red, a fin de identificar las ampliaciones que puedan necesitarse en el sistema.

Los Estudios del Sistema de Transporte deberán tener en cuenta y serán complementarios de:

- los Pronósticos de Mediano y Largo Plazo orientativos sobre las condiciones de oferta y de demanda del Sistema, a preparar por la Secretaría de Energía, conforme al Artículo 38 de la Ley 24.065;

- la programación estacional para las centrales de generación y despacho de cargas, a preparar por el OED a partir de las bases de datos del sistema con un horizonte de 4 años;

- las proyecciones de la demanda, abastecimiento de combustibles y tendencias de precios de la energía eléctrica a largo plazo.

Los Estudios del Sistema de Transporte serán realizados:

* para el corto plazo, con un horizonte de cuatro años;

* para el mediano plazo, con un horizonte de 8 años.

Los estudios identificarán las restricciones del sistema, los refuerzos requeridos y la capacidad remanente de Transporte.

La Guía de Referencia deberá contener como mínimo

a) Introducción

b) Calidad de servicio del Sistema de Transporte:

* Datos históricos sobre

- estadísticas de desempeño del sistema de Transporte;

- indisponibilidad por fallas o por salidas programadas;

- coeficientes de Disponibilidad por tramo de línea y global de todas las líneas;

- coeficientes de disponibilidad de transformadores;

- cantidad de interrupciones del servicio y sus causas;

- variaciones persistentes de la forma de onda de la tensión fuera de sus límites en los puntos críticos del sistema;

- nodos con niveles de tensión fuera de los valores permitidos, valores límites alcanzados y su duración.

c) Descripción del Sistema de Transporte:

- Capacidad de transporte existente y remanente detallada por tramo.

- Límites asociados al control de la frecuencia, tensión y/o estabilidad del Sistema ante pequeñas o grandes perturbaciones.

- Esquemas de control de emergencia que minimizan las restricciones a la transmisión.

- Normas operativas del MEM que establecen límites a la transmisión.

- Evaluación del costo de las restricciones del transporte versus costo de inversiones necesarias para minimizarlas.

- Cargas de los transformadores de las subestaciones.

- Flujos de potencia pronosticados para el pico anual y para las horas de mínima del sistema a lo largo de ocho años.

- Nivel de cortocircuito trifásico y monofásico pronosticados en el pico anual a lo largo de ocho años.

- Esquema geográfico y diagrama unifilar del sistema existente.

- Esquema geográfico y diagrama unifilar del sistema previsto.

d) Información del Sistema empleada para los estudios:

- Demanda prevista para los próximos ocho años.

- Requerimientos de energía y potencia.

- Demanda máxima.

- Ampliaciones previstas de generación

- Características técnicas de los equipamientos del sistema de transporte

- Características técnicas de los equipamientos de generadores, distribuidores y grandes usuarios que afectan el comportamiento del sistema de transporte.

Teniendo en cuenta la red de gasoductos y su capacidad de transporte, se considerará al MEM dividido en distintas Regiones de Gas (RG). Para las condiciones actuales existentes se dividirá al MEM en:

- RG1 = Capital y Gran Buenos Aires.

- RG2 = Litoral.

- RG3 = Mar del Plata - Necochea.

- RG4 = Bahía Blanca.

- RG5 = Córdoba.

- RG6 = Mendoza - San Juan - San Luis

- RG7 = Noroeste

- RG8 = Comahue

Cada central térmica del MEM se ubicará dentro de la RG que le corresponda geográficamente.

La posibilidad de acceder al gas disponible quedará limitado en cada RG por:

a. la capacidad de transporte y restricciones del sistema de gasoductos que lo vinculan con los pozos de producción;

b. los requerimientos de gas dentro de la región para otros usos (domiciliario, industrial, etc) no interrumpibles.

'Los Generadores térmicos del MEM podrán realizar contratos con las empresas de gas (Distribuidoras y Transportistas), por volúmenes y precios pactados libremente. Los contratos podrán establecer volúmenes mínimos garantidos y límites a los días máximos de interrumpibilidad y/o a las condiciones en que se aplicará esta interrumpibilidad. Las empresas de gas no podrán negar a un Generador la realización de contratos en la medida que exista el excedente solicitado, o sea la disponibilidad libre requerida en la capacidad de transporte de gas. En el caso de considerar un Generador un trato discriminatorio por parte de la Distribuidora o Transportista de gas en su pedido para la realización de un contrato, ya sea en las condiciones requeridas respecto a las establecidas en otros contratos de Generadores con la misma Distribuidora o Transportista de gas o en negar acceso al gas existiendo el excedente solicitado, podrá apelar ante el ENE. En tanto no asuma estas funciones dicho organismo, podrá apelar ante la secretaría de Energía.

El OED realizará la programación y el despacho para la determinación del precio de la energía independientemente de la existencia de contratos de gas. Sólo para la determinación de los programas de carga reales y los consumos previstos de combustibles el OED utilizará el dato de cuotas contratadas entre los Generadores térmicos y las empresas de gas.

En la información a suministrar al OED para realizar la programación estacional, los Generadores térmicos deberán incluir su disponibilidad prevista de gas para los 12 meses a partir del comienzo del siguiente período estacional, y una estimación aproximada para los siguientes 24 meses. De contar con contratos, la información suministrada deberá corresponder con los volúmenes acordados para el período de vigencia de los contratos.

Para aquellos Generadores que no entreguen dentro del plazo establecido los datos requeridos de gas, el OED considerará que no tienen una cuota de gas acordada garantida.

El OED estacionalmente, junto con el envío de los requerimientos por parte de Generadores para programar el mantenimiento anual del parque, solicitará de las empresas Transportistas de gas su mantenimiento y trabajos programados en gasoductos que limiten la capacidad de transporte para el período estacional. En caso de detectar incompatibilidades respecto de los requerimientos energéticos en el MEM, el OED podrá solicitar modificaciones a los Transportistas de gas e intentar optimizar el uso de los recursos energéticos.

Por otra parte, una vez establecido el programa de mantenimiento en gasoductos, el OED requerirá de las Empresas Distribuidoras de Gas su previsión de disponibilidad de gas para las centrales térmicas del MEM dentro de su región para los siguientes 12 meses, y una estimación aproximada de los siguientes 24 meses, identificando las restricciones de transporte disponible. En base a esta información, el OED elaborará una o más alternativas de abastecimiento de gas al MEM para el período en estudio, discriminando cuotas para cada RG.

Aquellas RG sin restricciones de Transporte se considerarán de libre disponibilidad, o sea que las centrales tendrán posibilidad de acceder a todo el gas que requieran para generar.

El OED deberá comparar su previsión en cada RG con la que resulta de la suma de los volúmenes de gas declarados por los Generadores dentro de esa región. En caso de surgir diferencias significativas, deberá solicitar a los Generadores correspondientes la justificación de los valores informados, haciendo notar las diferencias respecto a la previsión realizada por el OED y la información suministrada por las distribuidores de gas.

El OED deberá analizar las hipótesis que informen los Generadores respecto al modo en que elaboraron su previsión de cuota de gas. En base a ello y a las propias previsiones del OED, deberá elaborar el o los pronósticos de gas a utilizar en la programación estacional, definiendo para cada mes una cuota media diaria de gas por RG.

En los modelos para la programación de la operación estacional, se utilizará como dato de entrada uno o más pronósticos de disponibilidad de gas para centrales térmicas discriminados por RG (crónicas de gas). como resultado se obtendrá la operación prevista para el despacho óptimo y los correspondientes precios de la energía, así como el valor de generación media del parque térmico y consumo de gas del MEM, por RG y por Generador.

El OED deberá analizar en cada período la sensibilidad del Precio de la energía al volumen global de disponibilidad de gas para centrales.

En el informe de la programación estacional, el OED deberá incluir sus pronósticos de gas discriminando el consumo medio por Generador resultante del despacho, o sea la cuota óptima asignada a cada central térmica en función de la disponibilidad dentro de la RG, que podrá coincidir o no con la declarada por el Generador.

Por otra parte, el OED deberá estimar el consumo de combustibles que resulta para la previsión de generación térmica media teniendo en cuenta las declaraciones de cuotas de gas informadas por los Generadores, o sea forzando el consumo del gas declarado siempre que el Generador resulte despachado. Esta estimación deberá también ser incluida en la programación estacional para información de los Generadores.

Tanto para la realización de la programación semanal como para el despacho diario y redespachos en la operación real, el OED deberá solicitar a las Distribuidoras de gas:

* la previsión de disponibilidad de gas para generación térmica en cada región, indicando los casos en que el gas en la RG quedará liberado;

* los trabajos programados o fallas en los gasoductos que provocarán restricciones por falta de capacidad de transporte.

De acuerdo a las restricciones existentes y las zonas en que quede liberado el gas, el OED deberá definir las Regiones de Gas para el Despacho (RGD). Para ello, podrá:

* agrupar una o más RG de no existir restricciones que limiten la transferencia de gas entre las mismas;

* dividir una RG en varias subregiones, de surgir restricciones adicionales que limiten de distinto modo dentro de la región la capacidad de acceder al gas de la RG.

En consecuencia para el despacho, el MEM se considerará dividido en RGD dónde cada una corresponderá a uno de los siguientes casos:

* una RG;

* varias RG unidas;

* parte de una RG.

En base a la información suministrada por el despacho de gas así como la disponibilidad de gas registrada en el MEM en las últimas semanas para la programación semanal o en los últimos días para el despacho diario, el OED deberá elaborar una o más previsiones de cuotas de gas (semanal o diaria) para cada RGD (PREVOED_RGD).

Por su parte, los Generadores térmicos deberán informar al OED su cuota prevista de gas dentro de los plazos establecidos para la programación semanal y diaria, basándose en sus contratos de gas vigentes y las restricciones que les informe la Distribuidora o Transportista con quien haya suscrito el contrato. De no suministrar esta información, el OED supondrá que no existe ningún volumen de gas comprometido con el Generador.

En caso de restricciones en la disponibilidad de gas, la limitación en la cuota de gas a un Generador con contrato de gas dependerá de las condiciones establecidas en el mismo, en cuanto al volumen mínimo garantido y/o condiciones y cantidad de días máximos permitidos de interrumpibilidad. Si un Generador considera que la limitación en que se ve afectado es discriminatoria respecto a la de otro Generador con un contrato de gas similar, podrá apelar ante el ENE. En tanto no se establezcan estas funciones en dicho organismo, la objeción deberá ser elevada a la Secretaría de Energía.

El OED totalizará la cuota declarada en cada RGD por los Generadores:

DECLRGD = S_k GASDECL_k

donde GASDECL_k es la cuota de gas declarada por el Generador k que pertenece a la región RGD.

En caso que para alguna RGD la suma de los valores declarados por los Generadores supere significativamente (en más de un 10%) la previsión del OED, el OED podrá solicitar a las empresas Distribuidoras de gas la confirmación de los valores declarados por los Generadores. Todo valor no confirmado será reemplazado por el que indique la correspondiente empresa de gas, pudiendo incluso ser cero de informar ésta que no existe ninguna cuota prevista para el Generador. En este caso, el OED deberá notificar al Generador del cambio realizado y el motivo del mismo.

Se considerará como Cuota de Gas Comprometida para cada Generador (GASCOMP_k) la declarada por el mismo, salvo en el caso indicado de objeción del OED en que será la confirmada por las empresas Distribuidoras de gas. En consecuencia, la cuota comprometida en cada RG será:

COMP_RGD = S_k GASCOMP_k

Para los modelos de programación semanal y despacho diario, se tornará como disponibilidad de gas para cada RGD la previsión del OED salvo que resulte inferior a la cuota comprometida a los Generadores de la RGD, en cuyo caso se tomará este último valor.

PREV_RGD = máx (PREVOED _RGD' COMP_RGD)

En la información a suministrar al OED para realizar la programación semanal, los Generadores térmicos deberán incluir su disponibilidad prevista de gas para las siguientes dos semanas, dados los compromisos establecidos con las empresas de gas en base a los contratos suscritos. Para aquellos Generadores que no entreguen esta información dentro del plazo establecido, el OED considerará que no tienen una cuota de gas comprometida.

Como se indicó en el punto 4, el OED determinará el o los pronósticos de gas para cada RGD a utilizar para la programación semanal. Como resultado, obtendrá la operación prevista para el despacho óptimo semanal y los correspondientes precios de la energía, así como la generación del parque térmico y consumo de gas del MEM, discriminado por RGD y por Generador.

El consumo de gas resultante para cada Generador corresponderá al despacho óptimo de gas dentro de su RGD, o sea la cuota óptima asignada a cada central térmica en función de la disponibilidad total de la RGD, y podrá o no coincidir con la cuota comprometida del Generador. En consecuencia, el OED deberá estimar además el consumo de combustibles previsto para la generación térmica semanal despachada teniendo en cuenta las cuotas de gas comprometidas para cada Generador, o sea forzando el consumo del gas por lo menos hasta el valor declarado siempre que el Generador resulte despachado.

Junto con la programación semanal, el OED deberá enviar a los Generadores del MEM el pronóstico de gas por RGD, la cuota de gas asignada por el despacho y la considerada como comprometida, y la previsión de consumo de combustibles teniendo en cuenta las cuotas comprometidas de gas.

Para el despacho diario, el OED deberá realizar en primer lugar el despacho libre, o sea en barra única. Se tomará como dato de disponibilidad de gas el pronóstico resultante por RGD de acuerdo a lo indicado en el punto 4 de este anexo.

En segundo lugar, el OED deberá realizar el despacho con el sistema de Transporte, o sea el despacho hidrotérmico que resulta teniendo en cuenta las restricciones operativas de Transmisión y Distribución. De este despacho el OED obtendrá:

a) el despacho óptimo de gas dentro de cada RGD, distribuyendo la cuota prevista para la RGD entre las centrales térmicas disponibles con capacidad de quemar gas, independientemente de las cuotas comprometidas;

b) el listado de áreas aisladas, o sea las áreas cuyo despacho se aparta del óptimo (despacho libre) por pasar a estar activas restricciones operativas de Transporte y/o Distribución;

c) la máquina que fija el PM y con qué combustible o mezcla de combustibles, de acuerdo al despacho óptimo de gas dentro de las RGD;

d) dentro de cada área aislada, la máquina que fija el PL y con qué combustible o mezcla de combustibles, de acuerdo al despacho óptimo de gas dentro de las RGD.

La posibilidad real de una máquina de acceder al gas disponible para centrales en una RGD quedará afectado por los compromisos vigentes en dicha región entre los Generadores y las empresas Distribuidoras y Transportistas de gas.

El OED deberá analizar el efecto de dichos compromisos sobre el despacho. Si las cuotas asignadas según el despacho óptimo de gas en todas las centrales térmicas resultan mayores o iguales que las cuotas comprometidas, el despacho de cargas será el correspondiente al despacho óptimo con el Sistema de Transporte. O sea que los compromisos establecidos entre los Generadores y las empresas de gas no impondrán restricciones al despacho.

Si, por el contrario, para uno o más Generadores resulta que su cuota comprometida de gas es mayor que la requerida por el despacho óptimo, este compromiso significará un apartamiento respecto del despacho óptimo de gas ya que una parte de la disponibilidad de gas de la RGD deberá ser asignada en vez de a la máquina considerada óptima a otra. Esta restricción afectará el despacho real:

* en la potencia que quedará despachada cada máquina respecto del despacho óptimo con el Sistema de Transporte;

* en el combustible que resultará quemando cada máquina respecto al que resulta para el despacho óptimo de gas.

De verificar que los compromisos de cuotas de gas generan apartamientos al despacho (o sea que uno o más Generadores resultan sobrecontratados en gas respecto a su requerimiento de gas por despacho), el OED deberá realizar un despacho con los compromisos de gas para determinar los programas de carga para las máquinas, incluyendo como restricción forzada la cuota comprometida de gas. Para las centra~ les que se considere que no existen compromisos, no habrá cuota forzada.

Toda máquina que, como resultado de la cuota de gas que le sea asignada por la Distribuidora o Transportista de gas en función de sus contratos existentes, resulte con una disponibilidad de gas distinta a la asignada por el despacho óptimo de gas, se considerará para la definición de precios de la energía con el combustible asignado en el despacho óptimo con el Sistema de Transporte.

Transitoriamente hasta el primero de mayo de 1994, cuando en una máquina térmica despachada su costo operativo resulte mayor que su precio de nodo, debido a existir diferencia entre el combustible que realmente está quemando y el asignado por el despacho óptimo de gas, se considerará para su remuneración como una máquina excluida, o sea cobrando por la energía su costo operativo. Transcurrido el plazo indicado, pasará a cobrar su precio de nodo aunque resulte éste inferior a su costo operativo.

Para obtener los programas de cargas, el OED deberá realizar el despacho considerando cuando sea necesario los compromisos de gas. Para ello deberá verificar que se cumplan todas las cuotas de gas comprometidas, salvo que el Generador resulte despachado por una energía menor al volumen de gas comprometido.

Durante la operación, el Generador deberá informar las modificaciones significativas que surjan en su disponibilidad de gas respecto de la cuota comprometida y que afecten su despacho previsto. Si la modificación en la disponibilidad de gas invalida el despacho óptimo previsto, el OED deberá realizar el correspondiente redespacho.

Para el cálculo de precios, el OED considerará que la máquina esta quemando el combustible correspondiente al despacho óptimo (predespacho o redespacho vigente) independientemente de lo que queme el Generador en la realidad.

En lo que hace a la programación de la operación de los embalses y el despacho de las centrales hidroeléctricas del MEM, el tratamiento que recibirán dependerá de:

a) su Potencia instalada (PINST);

b) su Energía Firme (EFIRM) que se define como la generación anual con una probabilidad del 95% de ser superada;

c) su flexibilidad al despacho, o sea las limitaciones que le imponen a su operación las restricciones y compromisos aguas abajo;

d) la capacidad de su embalse (Volumen Util VUTIL) y capacidad de regulación, o sea sus posibilidades de transferir agua de un período a otro teniendo en cuenta el volumen embalsable y sus requerimientos aguas abajo en el caso de tratarse de embalses multipropósitos.

En base a estas consideraciones se define la clasificación de las centrales hidroeléctricas dentro del MEM. En la tabla 1 se indica la clasificación que corresponde en las condiciones actuales a cada central hidroeléctrica del MEM.

Son las centrales de mayor capacidad de embalse del Sistema con posibilidades de realizar por lo menos regulación estacional, o sea transferir energía como volumen embalsado entre períodos de tres o más meses. Por otra parte, su potencia instalada y energía firme representan un porcentaje importante de la demanda total del MEM. En consecuencia, su operación puede afectar significativamente el resultado económico del MEM a mediano y largo plazo.

Para pertenecer a esta categoría, una central hidroeléctrica deberá reunir como mínimo las siguientes condiciones.

a) La Potencia Instalada no debe ser inferior al 4% de la demanda pico anual prevista para el MEM.

b) La Energía Firme no debe resultar menor que el 1,5% de la demanda anual de energía prevista para el MEM.

c) El volumen útil debe representar por lo menos 25 días de generación a carga máxima, o sea días de erogación al máximo caudal turbinable.

d) No presentan restricciones aguas abajo que afecten su despacho a nivel diario y horario.

En lo que hace a su despacho diario y horario no presentan prácticamente restricciones operativas por requerimientos hidráulicos, al contar con diques compensadores o tener otro tipo de embalse aguas abajo que actúa como regulador de sus descargas. De tratarse de embalses de usos múltiples, su operación a mediano y largo plazo quedará condicionada por los compromisos aguas abajo (riego, consumo de agua potable, navegación, etc.).

Son aquellas centrales que, no perteneciendo a la categoría de capacidad estacional, cuentan con una potencia instalada significativa respecto a la demanda total del MEM y con suficiente capacidad de embalse en relación a su energía firme como para permitir por lo menos una regulación mensual, o sea que pueden transferir agua entre las distintas semanas de un mes. Por lo tanto, su operación puede afectar significativamente el resultado económico del MEM de una semana respecto a otra.

Se trata de centrales empuntables, sin restricciones importantes a su despacho diario y horario, ya sea por contar con diques compensadores o por no tener requerimientos significativos aguas abajo.

Para pertenecer a esta categoría, una central hidroeléctrica deberá cumplir por lo menos con las siguientes condiciones.

a) No cumplir las condiciones para clasificar como central de capacidad estacional.

b) La Potencia Instalada no debe ser inferior al 1,5% de la demanda pico anual prevista para el MEM.

c) En condiciones de año medio, debe ser empuntable por lo menos el 50% de su energía despachado.

d) El volumen útil debe representar por lo menos 5 días de generación a carga máxima, o sea días de erogación del máximo caudal turbinable.

Son aquellas centrales que, a pesar de tener una capacidad de embalse limitada, tienen posibilidades de realizar por lo menos regulación semanal, o sea transferir agua dentro de la semana entre distintos tipos de días como consecuencia, su operación puede afectar la evolución de los predios diarios del Mercado.

Sus requerimientos aguas abajo determinarán su flexibilidad al despacho, definiendo qué parte de su oferta de energía se puede considerar empuntable, debiéndose ubicar el resto en la base.

Para pertenecer a esta categoría, una central hidroeléctrica deberá cumplir por lo menos con las siguientes condiciones.

a) No cumplir las condiciones de central de capacidad mensual.

b) La Potencia Instalada no debe ser inferior al 1% de la demanda pico anual prevista para el MEM.

c) En condiciones de año medio, debe ser empuntable por lo menos el 20% de su energía despachada.

d) El volumen útil debe representar por lo menos 2 días de generación a carga máxima, o sea días de erogación del máximo caudal turbinable.

Son centrales con poca o sin capacidad de embalse, que a los efectos de la programación y el despacho del MEM a realizar por el OED se considerarán generando en cada instante su aporte prácticamente o a carga casi constante dentro de la semana. Sus restricciones hidráulicas aguas abajo le fijan un despacho prácticamente de base.

Se incluirá en esta categoría a las centrales en diques compensadores, cuya operación será responsabilidad de su Concesionario para garantizar sus compromisos de caudal y regulación aguas abajo. En consecuencia, a los efectos de la programación y despacho del MEM, el OED deberá considerar que las centrales en diques compensadores se encuentran a potencia constante, correspondiente al caudal medio erogado por la central aguas arriba (caudal medio semanal si es un compensador semanal o caudal medio diario si es un compensador diario). Si este caudal supera su potencia máxima, se la considerará despachada a potencia máxima constante.

se incluirán en esta categoría todas las centrales hidráulicas que no resulten clasificadas como de capacidad estacionar mensual o semanal.

Para la programación estacional, el OED realizará:

* primero una programación tentativa, para verificar que se cumplan las restricciones hidráulicas de las centrales hidroeléctricas;

* luego una programación definitiva, habiendo realizado los ajustes necesarios para representar adecuadamente el efecto sobre el MEM de los requerimientos aguas abajo de los embalses.

En vista que la operación de las centrales hidroeléctricas con capacidad estacional puede afectar significativamente los costos de operación del Sistema a mediano y largo plazo, y dado el objetivo prioritario del MEM de minimizar dicho costo, se considerará que la operación de estos embalses debe ser optimizada por el OED. En consecuencia, la programación de la operación a mediano y largo plazo de los Embalses con Capacidad Estacional será realizada por el OED mediante los modelos de optimización y simulación de la operación vigentes en el MEM. Estas centrales se denominarán Centrales Hidroeléctricas optimizadas por el OED.

Todas las centrales hidroeléctrica del MEM deberán informar al OED para la programación estacional:

* las restricciones operativas a su despacho debido a los compromisos aguas abajo;

* los pronósticos de aportes que dispongan para el período.

Con la base de datos estacional, que incluirá las restricciones y datos informados por los Generadores hidráulicos, el modelo de optimización OSCAR determinará para cada uno de los embalses, con capacidad estacional una política de operación, óptima para el objetivo de minimizar los costos de operación del MEM (costo de combustibles más falla). Esta política definirá para cada embalse optimizado la valorización del agua en cada semana del período en función del volumen embalsado y los costos futuros esperados para el MEM.

La programación estacional del MEM la realizará el OED mediante el modelo de simulación MARGO que realizará el despacho hidrotérmico de cada semana, teniendo en cuenta la aleatoriedad del Sistema, representando las centrales hidroeléctricas de acuerdo a su clasificación indicada en el punto 1 de este anexo.

a) Para las Centrales con Capacidad Estacional:

* El OED modelará las restricciones a la operación de su embalse, de acuerdo a lo establecido por su Contratos de Concesión y compromisos aguas abajo.

* Los modelos utilizarán como datos de entrada las series históricas de aportes, salvo para aquellos períodos en que el Generador informe pronósticos.

* El modelo de simulación MARGO utilizará para el despacho semanal las curvas de valor del agua obtenidas del programa de optimización.

b) Para cada una de las centrales hidráulicas restantes, la representación dependerá de la dispersión de su aporte probable y su energía firme. Las restricciones aguas abajo se modelarán como las posibilidades de empuntamiento de la energía disponible dentro de la semana y los requerimientos de potencia de base. Toda la energía semanal ofertada se deberá ubicar en la semana, o sea se considerará con valor del agua cero.

* Si tiene una energía firme superior al 1% de la energía demandada en el MEM y se encuentra en un río cuya dispersión en los aportes es importante, se utilizará como dato de entrada la serie histórica, salvo para aquellos períodos en que el Generador indique aportes pronosticados. Los datos de caudal se convertirán en energía semanal con el rendimiento medio de la central.

* Si no es así, se tomará como dato la energía semanal correspondiente a un año hidrológico medio.

Para cada semana, el modelo MARGO realizará la programación de la operación mediante el despacho hidrotérmico haciendo competir la oferta hidroeléctrica, con sus valores del agua y sus posibilidades de empuntamiento, con la oferta térmica, con sus costos de combustible y características de máquinas de base o de punta.

Como resultado de esta programación tentativa, se tendrá una previsión media y una para cada tipo de año hidrológico de:

* la evolución del nivel y la erogación en los embalses con capacidad estacional;

* los paquetes de energía resultantes en cada una de las centrales optimizadas.

El OED enviará esta información a los Generadores hidráulicos del MEM en embalses con capacidad estacional.

Será responsabilidad de los Concesionarios de la centrales hidroeléctricas verificar que esta programación no vulnera los requerimientos establecidos por su Concesión y compromisos aguas abajo. De detectar violaciones a sus restricciones, deberá informar al OED para que realice la correspondiente reprogramación estacional.

El OED deberá realizar los ajustes necesarios para que la programación estacional sea compatible con las restricciones existentes a la operación y despacho de las centrales de capacidad estacional, y obtener de este modo la programación estacional del período acorde al despacho hidráulico posible y definir el precio estacional.

Antes del día 10 de cada mes, el OED realizará la programación para las 52 semanas seiguientes y la enviará a los agentes del MEM, incluyendo la evolución prevista de los precios. Las centrales hidroeléctricas de capacidad mensual y semanal contarán de esta manera con la evolución prevista de los precios semanales en el MEM para determinar la operación óptima de sus embalses.

Junto con los datos para la programación de la tercera semana de cada mes, las centrales de capacidad mensual deberán informar al OED su política de operación para el siguiente mes y el porte medio previsto para su determinación.

Se define como política de operación de un embalse no optimizado por el OED a la valorización del agua de su embalse realizada por el Concesionario. Dicha política deberá ser el resultado de un modelo de optimización propio de sus embalses, tomando como señal del MEM para la función objetivo a optimizar la previsión de precios suministrada por el OED. La política de operación se podrá indicar de dos maneras distintas:

a) Mediante una tabla que relaciona distintos niveles del embalse con su valor del agua ($ por m³/s):

En este caso, entre los niveles de embalse indicados en la tabla el valor del agua se definirá por interpelación lineal.

b) Mediante un conjunto de bloques de energía ofertados, cada uno con su correspondiente precio ($/MWh).

Transitoriamente, hasta el l/mayo/1994 el OED definirá el nivel del embalse correspondiente a valores del agua superiores a 100mills y el Concesionario deberá informar su valorización del agua restante.

Si alguna central con capacidad mensual no suministra su política de operación dentro del plazo indicado, será responsabilidad del OED realizar la correspondiente optimización de la operación del embalse, tomando como función a minimizar el costo total de operación del MEM. En base a ello, el OED definirá la valorización del agua en sus embalses.

A los efectos de esta programación y para definir una sola política para una semana aunque en la misma haya días de dos meses distintos, se define que el mes comienza en la primera semana en que por lo menos cuatro días pertenecen a ese mes y termina en la primera semana en que por lo menos cuatro días no pertenecen a ese mes. La política de operación de las centrales hidroeléctricas con capacidad mensual deberá ser utilizada por el OED para la programación semanal de todas las semanas definidas como pertenecientes a dicho mes.

Durante el mes, de registrarse apartamientos importantes en su previsión de aportes, una central con capacidad mensual podrá solicitar al OED modificar su política de operación, con la correspondiente justificación. El OED podrá rechazar el pedido si el aporte medio registrado en lo que va del mes no difiere en mas de un 20% con el informado como previsto junto con la política de operación. Cada central podrá realizar a lo sumo una modificación en el mes.

Junto con los datos para la programación semanal, las centrales hidroeléctricas con capacidad semanal deberán informar al OED su política de operación para la siguiente semana y una estimación para la semana subsiguiente. Los modos en que podrá definir esta política serán los mismos que los indicados para las centrales con capacidad mensual (como una tabla de valor del agua en función del nivel del embalse, o como una oferta de bloques de energía a distintos precios). Dicha política deberá resultar de la optimización que el concesionario realice de sus embalses, tomando para su función objetivo los precios previstos informados por el OED en la programación mensual.

Será responsabilidad del OED definir la política de operación a aquellas centrales hidroeléctricas con capacidad semanal que no informen su política semanal dentro del plazo establecido. Para ello, el OED deberá tomar como función objetivo minimizar el costo de combustibles más falla en el MEM.

Las centrales de pasada deberán informar su previsión de generación diaria.

Para realizar la programación semanal, el OED deberá en primer lugar recalcular el valor del agua en los embalses con capacidad estacional, mediante el modelo de optimización del MEM con un horizonte de 3 años y definiendo las condiciones previstas para las dos semanas analizadas.

Luego, el OED deberá realizar el despacho hidrotérmico semanal representando la oferta hidroeléctrica de acuerdo a sus características.

a) Para las centrales con capacidad estacional, su oferta se representará como un volumen embalsado (función del nivel inicial y aportes previstos) y su correspondiente curva de valor del agua, resultado del modelo de optimización OSCAR para el MEM.

b) Para las centrales con capacidad mensual y semanal, su oferta se representará como un volumen disponible (función del nivel del embalse y aportes previstos) y su correspondiente valorización del agua, o como una energía disponible dividida en paquetes cada uno con su precio, de acuerdo a cómo haya declarado su política de operación.

c) Para las centrales de pasada, su oferta se representará corno la energía disponible informada (función de sus pronósticos de aportes o de los caudales erogados por otras centrales aguas arriba) con valor cero (forzada).

d) Para las centrales en diques compensadores o centrales con poca capacidad de embalse aguas abajo de otra central, su oferta dependerá del caudal medio semanal previsto erogar por la central aguas arriba.

Para el despacho posible de esta oferta hidráulica, en el programa hidrotérmico semanal se deberán modelar los requerimientos aguas abajo de cada central hidroeléctrica, resultado de su Contrato de Concesión y compromisos adquiridos aguas abajo, como:

* restricciones a sus posibilidades de empuntamiento dentro de la monótona semanal y diaria;

* una energía mínima forzada, por requerimientos de un caudal base o volumen mínimo;

* limitaciones a su generación máxima diaria y/o semanal, para no superar el caudal máximo permitido;

* cualquier otra restricción o norma de operación, representada como su efecto sobre el despacho energético y de potencia.

En situaciones extraordinarias en el MEM, de considerar el OED justificado modificar transitoriamente para la semana en estudio restricciones hidráulicas (caudal mínimo y/o máximo permitido aguas abajo) que limitan el despacho de alguna central hidroeléctrica, deberá realizar el pedido de modificación al Concesionario antes de las 8.00 hrs. del día jueves de la semana anterior. El concesionario podrá no aceptar el pedido de modificación, justificando el rechazo debidamente.

De ofertar o resultar para un Generador hidráulico una valorización del agua alta, podrá resultar en función de la situación en el MEM no despachado, o sea turbinando cero.

Como resultado del modelo de despacho semanal realizado con la valorización del agua y la oferta térmica, el OED obtendrá para cada central hidroeléctrica paquetes de energía representativos a ubicar dentro de cada tipo del día de la semana y el total resultante para la semana. De acuerdo a la situación vigente en el MEM, el OED podrá realizar modificaciones a estos paquetes de energía despachados para las centrales con capacidad estacional y mensual pero no en más de un 5% respecto del valor despachado. En casos extremos y condiciones especiales en el MEM, el OED podrá solicitar a un Generador hidráulico un paquete de energía semanal distinto en más del 5% al resultante del despacho, con la correspondiente justificación. Sólo si el Generador accede a dicho pedido, el OED podrá modificar en más del 5% el despacho de una central hidráulica.

Durante el transcurso de la semana, de presentarse cambios significativos en la hipótesis de cálculo, el OED deberá realizar el redespacho del resto de la semana.

Será responsabilidad de los Concesionarios de centrales hidroeléctricas verificar, en base a la programación semanal, que los caudales que resultaran aguas abajo, de sus embalses o de sus diques compensadores según corresponda, se encuentren dentro del caudal mínimo requerido y el caudal máximo admisible y que se cumplan todos sus requerimientos aguas abajo. En caso de verificar que el cumplimiento del despacho semanal significaría vulnerar alguna de sus restricciones, deberá notificar al OED dentro de las dos horas de recibida la programación semanal y solicitar su reprogramación, justificándolo debidamente. En caso de que el caudal medio semanal a turbinar resulte inferior al caudal mínimo requerido aguas abajo, deberá hacer notar al OED que el programa solicitado le obligará a erogar el faltante por vertedero.

Será responsabilidad del Concesionario de una central hidroeléctrica con un dique compensador su operación para garantizar mantener un caudal regulado aguas abajo, compatibilizando para ello la operación del compensador con el despacho previsto para la central aguas arriba.

Para la centrales en diques compensadores, en la programación semanal el OED deberá suponer que generan una potencia constante correspondiente al caudal medio, semanal de tratarse de un compensador semanal y diario de ser el compensador diario, programado erogar por la central aguas arriba.

Para garantizar contar con la flexibilidad necesaria para las modificaciones que se puedan realizar a la programación de la central aguas arriba, el Concesionario deberá contar por lo menos con una capacidad de regulación mínima en sus compensadores, definida como:

* comenzar el primer día hábil de la semana con suficiente capacidad libre en el cornpensador para mantener un caudal regulado para el despacho previsto para los siguientes días hábiles más un 10%;

* comenzar el fin de semana o días feriados con suficiente volumen embalsado en el compensador para garantizar un caudal regulado para el despacho previsto para los siguientes días semilaborables y no laborables menos un 10%.

En caso de un redespacho semanal del OED, el Concesionario deberá ajustar la operación del dique compensador a la nueva previsión de caudal erogado por la central aguas arriba. En caso que el redespacho signifique modificar en más del 10% respecto de la previsión anterior la energía a generar por el embalse aguas arriba en los restantes días de la semana, el Concesionario podrá, por motivos de falta de capacidad de compensación para mantener un caudal regulado aguas abajo, rechazar el redespacho del OED dentro de las dos horas de haberío recibido.

El OED deberá ajustar el redespacho a esta restricción. Sin embargo, de no haber cumplido el Concesionario en la semana con su requisito de capacidad mínima de regulación en el dique compensador, el OED podrá elevar un pedido de penalización a la SECRETARIA DE ENERGIA indicando que la imposibilidad por parte del Generador hidráulico de cumplir el redespacho se basó en una mala operación del dique compensador. Al elevar la objeción a la SECRETARIA DE ENERGIA, el OED deberá incluir la evaluación del perjuicio al MEM ocasionado por el Generador, como el costo del apartamiento entre el despacho realizado y el óptimo solicitado.

Junto con los datos para el despacho diario, la centrales hidráulicas de pasada deberán informar al OED su pronóstico para el día siguiente y una estimación para el día subsiguiente. Estas centrales serán despachadas con el programa horario de carga que informe el Generador o, de no suministrar esta información, como una potencia base constante. Las centrales en diques compensadores recibirán un tratamiento distinto. Su generación diaria habrá quedado fijada en la programación semanal de la central aguas arriba y su programa de carga se considerará como una potencia constante.

Para el resto de las centrales hidroeléctricas se tomará como su oferta el paquete de energía despachado para ese día en la programación o redespacho semanal. De considerarlo justificado en vista de las condiciones existentes en el MEM, el OED podrá en las centrales de capacidad mensual y estacional colocar una oferta de energía diaria distinta a la que resulte del despacho, siempre que difiera en menos del 5% con la despachada. En condiciones extraordinarias, el OED podrá solicitar a un Generador hidráulico una modificación de su oferta despachada superior al 5%, con la correspondiente justificación, pero sólo podrá realizarla si el Generador accede al pedido. En todos los casos que se programe una energía diaria distinta de la resultante del despacho, el OED deberá intentar compensar este apartamiento en lo que resta de la semana.

En el modelo de despacho diario el OED deberá incluir las restricciones al despacho horario posible de las centrales hídroeléctricas debido a sus obligaciones aguas abajo, de una manera similar que en el despacho semanal, representando principalmente:

* sus posibilidades de empuntamiento;

* la necesidad de forzar una potencia base por requerimientos de un caudal base mínimo aguas abajo;

* restricciones a la potencia máxima despachable por restricciones al caudal máximo aguas abajo;

* variación máxima horaria admisible por requerimientos de regulación del caudal.

En situaciones extraordinarias en el MEM, de considerar el OED justificado modificar transitoriamente para el día siguiente restricciones de caudal mínimo o máximo de alguna central hidroeléctrica, deberá solicitar el pedido al Concesionario antes de las 8.00hrs del día anterior. El Concesionario podrá rechazar el pedido, con la correspondiente justificación.

El despacho de la energía hidráulica se realizará ubicando en primer lugar la energía de base (centrales de pasada y potencia forzada por requerimientos de caudal mínimo). El despacho de la energía hidráulica restante, o sea la empuntable, se ubicará sobre la demanda restante, o sea la demanda total descontada la potencia base.

Se considerarán centrales hidroeléctricas a empuntar a aquellas en que las restricciones aguas abajo no representen limitaciones significativas al despacho horario, o sea con libertad para producir oscilaciones aguas abajo y seguir la forma de la curva de demanda.

La energía empuntable se ubicará en la curva de demanda restante con el objetivo de minimizar el costo de operación total del MEM, o sea buscando reemplazar la potencia térmica más cara y/o reducir el nivel de potencia no suministrada en caso de déficit.

Las centrales hidroeléctricas a empuntar se ordenarán de acuerdo a la relación que represente su factor de carga en orden creciente.

Energía empuntable a despachar / (potencia disponible*24)

Se irá despachando en este orden cada central, ubicando la energía hidráulica de la misma en la demanda restante, partiendo de la demanda pico y hacia las demandas menores, teniendo en cuenta sus restricciones operativas por requerimientos aguas abajo. En consecuencia, la central resultará más o menos empuntada de acuerdo a sus restricciones a las posibilidades de empuntamiento y al orden que quede para ser despachada.

En caso de exceso de oferta hidráulica y ante igualdad de valor del agua (por ejemplo cero), la restricción en la capacidad de Transporte puede resultar insuficiente para evacuar la energía disponible y, como consecuencia, forzar vertimiento. En este caso, dentro del área desvinculado la distribución de la energía a verter se hará en forma proporcional a la energía con que hubiera resultado despachada de no haber existido restricciones en el MEM para tomar esa oferta (DISP_k).

DESP_k = MAXGENH_a * DISP_k / _hDISP_h

dónde

* DESP_k = energía con que resultará despachada la central hidráulica "k" del área desvinculado ''a".

* MAXGENH_a = máxima energía hidráulica generable en el área "a", dada por la demanda posible abastecer con generación hidroeléctrica en la zona más el máximo exportable;

* h = centrales hidráulicas del área "a".

En caso de que el Generador hidráulico quede en un área desvinculada del Mercado por estar activas restricciones de Transporte, la limitación a la máxima potencia exportable podrá afectar su despacho. En este caso, en el despacho la demanda restante del MEM que podrá cubrir quedará limitada para no vulnerar la restricción de Transmisión y el efecto de esta restricción sobre su máxima potencia a generar se obtendrá del despacho de la energía hidráulica a empuntar dentro de la curva de demanda restante que puede cubrir la región (o sea la demanda restante del MEM acotada por la restricción de Transmisión).

El programa de cargas de un Generador hidráulico será el resultante de las distintas etapas del despacho hidrotérmico del MEM que definirán:

* la valorización del agua embalsada, calculada con el programa OSCAR para las centrales estacionases a ser optimizadas por el OED y ofertada por los Concesionarios de las centrales restantes;

* paquetes de energía para cada tipo de día y total semanal obtenidas con el programa de despacho hidrotérmico semanal en función de la valorización del agua disponible;

* programas de carga horarios de acuerdo al despacho óptimo diario y sus modificaciones en tiempo real, ubicando la energía hidráulica despachada para ese día de forma tal de minimizar el costo total de operación del MEM (costos de combustible más energía suministrada).

El Generador hidráulico resultará despachado con toda su energía disponible 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.

Los Generadores de centrales hidroeléctricas deberán verificar en el despacho diario realizado por el OED que los caudales que resultan erogados aguas abajo, de sus embalses y/o de los Diques Compensadores según corresponda, se encuentren dentro del caudal mínimo requerido y el máximo admitido, y que no se produzcan oscilaciones de caudal aguas abajo superiores a las máximas admisibles. En caso de verificar que no respeta alguna de estas restricciones, el Generador deberá notificar al OED dentro de las dos horas de recibido el programa de cargas y solicitar la correspondiente reprogramación, justificándolo debidamente. Si el OED decide no realizar una reprogramación, deberá informar el motivo al Concesionario.

Toda vez que, como consecuencia del programa de cargas requerido por el OED, el caudal turbinado resultara insuficiente para cumplir con su requerimiento de caudal mínimo aguas abajo del dique compensador, el Generador deberá erogar el faltante por sus obras de alivio de estar establecido este compromiso en su Concesión. De resultar insuficiente su potencia despachada, en ningún caso estará autorizado a aumentar su carga para cubrír su requerimiento de caudal mínimo con generación en vez de vertido. Sin embargo, de considerar al recibir del OED el resumen de la operación de ese día que su despacho fue incorrecto y la energía vertida podría haber sido generada, podrá dentro de las 24hs subsiguientes presentar su objeción al OED y reclamar una compensación económica. De no llegar a un acuerdo entre las partes, el conflicto será elevado a la Secretaría de Energía para su resolución y determinación, de ser necesario, la compensación económica que corresponde al Generador.

Si, en cambio, del despacho resulta un caudal aguas abajo superior al máximo permitido, el Concesionario podrá no respetar el programa de generación indicado por el OED. En este caso, podrá limitar su generación para garantizar no vulnerar el caudal máximo, e informar al OED cómo quedará limitado su programa de cargas, debiendo dejar constancia fehaciente de que su comportamiento se origina en que el programa del OED resulta violatorio de su Contrato de Concesión e indicando la restricción que vulnera.

6. OPERACION EN TIEMPO REAL

Si de una orden del OED, ya sea un redespacho o un requerimiento de operación en tiempo real, resultara para una central hidroeléctrica un caudal aguas abajo inferior al caudal mínimo comprometido, el Generador deberá informar al OED que dicha operación lo obligará a operar vertedero. De no modificar su orden el OED, el Generador en ningún caso estará autorizado a aumentar su generación por encima de la potencia despachada para cumplir con su requisito de caudal mínimo sino que deberá erogar el faltante por vertedero. De considerar que la operación de vertedero fue injustificada y que el caudal vertido podría haber sido generado en el despacho del MEM, el Generador podrá posteriormente presentar su queja el día siguiente al OED.

Si de un pedido en la operación o un redespacho resultaría un caudal aguas abajo superior al máximo permitido o se superarla la capacidad del dique compensador para mantener un caudal regulado aguas abajo, el Concesionario podrá rechazar el pedido o programa de generación indicado por el OED. En este caso, podrá limitar su generación para garantizar no vulnerar sus restricciones aguas abajo, e informar al OED cómo quedará limitado su programa de cargas, debiendo dejar constancia de la restricción que vulnera el pedido del OED. El OED, de considerar la justificación no válida o que la falta de capacidad de compensación se originó en falta de la capacidad mínima de regulación en el dique compensador, podrá elevar su objeción el día siguiente y solicitar la correspondiente penalización a la SECRETARÍA DE ENERGIA.

7. MODELADO DE LAS CENTRALES Y SUS RESTRICCIONES

Será responsabilidad del Generador concesionario de una central hidroeléctrica acordar con el OED un modelado adecuado de la cuenca y sus centrales, que represente las restricciones impuestas por los compromisos aguas abajo pero no limite la operación más allá de lo real. Dicho modelado se deberá acordar para los programas de:

* optimización y programación de la, operación a mediano y largo plazo,

* despacho hidrotérmico semanal y diario,

* redespacho y operación en tiempo real.

En los plazos previstos para la programación estacional y despacho semanal y diario, las centrales hidroeléctricas deberán informar al OED sus restricciones operativas vigentes tanto en los niveles máximos y mínimos permitidos en los embalses, como en los caudales máximos y mínimos erogables. A su vez, deberán informar cualquier norma de operación en uso y cualquier modificación que surja en sus restricciones respecto a lo previsto.

El OED deberá incluir toda esta información en los modelos de despacho para ajustar la programación a la realidad del efecto de los requerimientos aguas abajo sobre las posibilidades de despacho de cada central hidroeléctrica.

Será responsabilidad del Concesionario de cada central hidroeléctrica verificar que los resultados de los modelos de programación y despacho se ajusten a sus restricciones aguas abajo. De no ser así, deberá notificar al OED y solicitar la correspondiente reprogramación.

La frecuencia se debe mantener en todo momento dentro de los límites de calidad de servicio requeridos en el MEM. Para ello, los Generadores deberán contar en sus máquinas con equipos que permitan una regulación automática de su producción, para equilibrar los requerimientos variables del consumo. A esta regulación se la denomina Regulación Primaria de la Frecuencia (RPF). Para que esta regulación sea efectiva las máquinas que regulan deben ser despachadas por debajo de su carga máxima y así disponer de un margen de potencia con respecto a su potencia máxima operable denominado Reserva Rotante (RR). Esta asignación de reserva rotante afectará el despacho del MEM y como consecuencia el Precio del Mercado (PM).

El requerimiento de reserva en el MEM para la Regulación Primaria de Frecuencia se establecerá en la programación estacional partir de una evaluación técnico económica, como un porcentaje de la potencia máxima despachada. En la operación real del MEM, el OED no podrá solicitar un valor mayor que éste, pero sí menor de existir falta de oferta de generación.

La supervisión del cumplimiento de la calidad de la RPF y del mantenimiento de la RR despachada será realizada por el OED en base a la información suministrada por los Generadores y a un sistema de medición y registro. Transitoriamente y hasta que se encuentren implementados los elementos de medición previstos, la supervisión se realizará por auditorías que realizará el OED.

Todo Generador que quiera aportar con sus máquinas a la regulación primaria de frecuencia, deberá elevar al OED una solicitud para que sean calificadas como Máquinas Habilitadas.

El OED deberá verificar el cumplimiento de todos los Requisitos para la Habilitación, indicados en los puntos 2.l., 2.2 y 2.3 de este anexo, tanto en lo que hace a requerimientos técnicos de los grupos generadores así como información a suministrar y el sistema de supervisión necesario. De cumplirse todas estas condiciones, el OED deberá calificar la máquina correspondiente como habilitada para la RPF e informar a todos los Generadores del MEM. Esta habilitación implica el compromiso por parte del Generador de mantener la reserva despachada por el OED y cumplir con los requerimientos técnicos de RPF solicitados. Si la máquina dejara de cumplir con cualquiera de los Requisitos para la Habilitación perderá su condición de habilitada.

Dentro de los 30 días posteriores a haber sido declarada habilitada una máquina, el OED deberá incluirla en el despacho como máquina en condiciones de participar en la regulación primaria de frecuencia.

El grupo generador deberá cumplir con los siguientes requisitos mínimos del sistema de regulación primaria de frecuencia.

- Estatismo permanente entre el 4 y el 7 %.

- Banda muerta inferior al 0,1% ( 0,05 hz).

- Tiempo de establecimiento (tiempo necesario para ingresar en la banda del +/-5% del valor final) del lazo de regulación de velocidad no mayor que 30 segundos.

- Poder reducir o entregar por acción automática de su sistema de regulación de potencia frecuencia como mínimo el +/- 5% de la potencia despachada, dentro de todo el rango de generación.

- Rango de frecuencia admisible de operación de la unidad, sin la actuación de relés instantáneos de desconexión, entre 47,5hz y 52hz.

- Rango de frecuencia admisible de operacion de la unidad, sin la actuación de relés temporizados de desconexión para un ajuste de hasta 20 segundos, entre 48 hz y 51,5 hz.

- Rango de frecuencia admisible de operación de la unidad, sin límite de tiempo, entre 49hz y 51hz.

El Generador deberá suministrar, en carácter de compromiso de RPF con el MEM, las siguientes características técnicas de sus máquinas y reguladores, acompañada con documentación que lo avale.

La Información Básica deberá ser adjuntada por el Generador con la solicitud de habilitación y será la siguiente.

- Identificación de la máquina.

- Características del regulador (marca, control PI ó PID, hidráulico, electrohidráulico, etc.).

- Banda muerta (rango de ajuste, calibración actual).

- Estatismo permanente (rango de ajuste, valor usual).

- Estatismo transitorio (rango de ajuste, calibración actual).

- Tiempo de lanzamiento.

- Tiempo de establecimiento (tiempo necesario para ingresar en la banda del +/-5% del valor final deseado).

- Características de la turbina:

a) Hidráulica : parámetro Tw ensayado;

b) Térmica: modelo simplificado indicando constante de tiempo del recalentador y porcentajes de potencia producida en cada etapa.

Adicionalmente, el Generador debe suministrar Información Detallada que debe permitir reproducir, mediante programas de simulación dinámica, los transitorios experimentados por las principales variables de estado del sistema de control, como ser posiciones de válvulas y potencia mecánica ante ensayos de rechazos de cargas (al 100% y 60% de la potencia nominal), y/o ensayos de toma de carga al variar en forma de escalón o de rampa las consignas de potencia y frecuencia.

La Información Detallada consistirá de los siguiente datos:

- característica del variador de velocidad o consignador (potenciómetro motorizado, consignador estático, etc.).

- Características del limitador de carga.

- Diagramas funcionales de lazo de regulación de velocidad con sus respectivos parámetros (ganancias y constantes de tiempo con sus rangos de ajuste y valor actual).

- Si la Central posee un sistema de control conjunto de generación y/o regulación secundaria, su diagrama funcional con los parámetros correspondientes, indicándose el rango de ajuste de los que sean calibrables.

La Información Detallada podrá ser entregada posteriormente a la presentación de la solicitud. En una primera etapa, el plazo para suministrar esta información será hasta el 1/6/93. A partir de esta fecha, toda máquina habilitada deberá enviar esta información dentro los 60 días posteriores a su habilitación.

Una vez vencido el plazo correspondiente y de no haberse entregado al OED esta información, la habilitación de la máquina para regular quedará automáticamente suspendida. De entregar el Generador posteriormente la información requerida, la rehabilitación se producirá 30 días después de la fecha de entrega.

Los unidades generadoras habilitadas deberán disponer de un sistema de medición y registro que registrará su participación en la RPF.

El OED deberá elaborar un proyecto de sistema de medición y registro necesario para registrar la participación en la RPF de cada máquina habilitada, y que será incorporado al SMEC. Este proyecto, con la descripción de sus características técnicas y la fecha prevista de instalación requerida, deberá ser enviado antes del 20/3/93 a los Generadores del MEM, quienes contarán con 20 días corridos para su análisis y enviar al OED sus observaciones. Teniendo en cuenta las observaciones de los Generadores, el OED deberá desarrollar el proyecto definitivo y elevarlo antes del 1/5/93 a la Secretaria de Energía (SE), para su aprobación. Transitoriamente, en tanto no se apruebe el proyecto del correspondiente sistema de medición, una máquina podrá ser declarada habilitada sin contar con equipo de medición.

Con la aprobación del proyecto de medición y registro por parte de la SE, se fijará el plazo con que contarán los Generadores para equiparse con dicho sistema en toda máquina habilitada. El OED inspeccionará y aprobará estos equipos cuando el Generador informe su instalación. Vencido el plazo para su instalación, toda máquina habilitada que no cuente con el equipo instalado y/o aprobado perderá su habilitación.

Adicionalmente, en cada unidad generadora habilitada para la RPF, el Generador deberá instalar en los paneles de control una Bornera Normalizada de Medición, que permita conectar instrumental estandard para registrar las variables necesarias para supervisar el funcionamiento de la RPF. Esta bornera deberá estar instalada en las máquinas antes del 1/5/93. A partir de esta fecha, la máquina perderá automáticamente su condición de habilitada en tanto no cuente con la correspondiente bornera.

Mediante esta bornera se deberá poder registrar, sin afectar el funcionamiento de la unidad y protegiendo los equipos de adquisición de datos, las variables necesarias para la supervisión de la RPF y que como mínimo incluirán la Potencia Eléctrica, la Potencia Máxima Operable (estado del limitador de potencia de la unidad), y la Frecuencia.

La regulación primaria de frecuencia y la reserva rotante asociada son compromisos de calidad de servicio que asumen los Generadores, de acuerdo a las condiciones establecidas en la programación estacional. Todos los Generadores del MEM son responsables de mantener esa calidad de suministro por sí mismos, con reserva propia en sus máquinas, o a través del pago que realicen a otro Generador por dicho servicio por la reserva que aporta en su reemplazo.

Para cada hora si la RR requerida en el MEM, de acuerdo a lo acordado en la programación estacional, representa un porcentaje (rⁱ %) de la generación total, a cada unidad generadora le corresponde participar por ese porcentaje de su generación.

En consecuencia, cada máquina resultará aportando a la regulación primaria de frecuencia, con una RR que podrá ser cero, y/o:

* pagando por la reserva que no aporta, si la RR en la máquina es menor que r_i %;

ó

* cobrando por el excedente que aporta si su RR es mayor que rⁱ.

Só1o las unidades generadores del MEM habilitadas para la RPF podrán aportar en la operación a la RR, debiendo los restantes en cambio participaren la RPF a través del pago por la reserva que no aportan.

El OED deberá realizar un predespacho de la capacidad regulante, considerando todas las máquinas habilitadas del MEM salvo aquellas que los Generadores notifiquen su indisponibilidad para regular junto con los datos suministrados para el despacho diario. Este predespacho servirá de base para la operación en tiempo real y establecerá los porcentajes de RR despachados que se considerarán para el cálculo de la correspondiente remuneración por RPF.

Para cada hora "i" se tendrá un requerimiento de potencia regulante en el MEM, establecido en la programación estacional, que representará el rⁱ % de la potencia total generada.

En caso de existir áreas aisladas, por resultar activas restricciones de Transporte y/o Distribución que la apartan del despacho óptimo, se discriminará la regulación en el Mercado y la de las áreas aisladas, realizando el predespacho de RR en el Mercado y para cada área aislada.

Para el Mercado, se considerará que la RR a asignar corresponde.al rⁱ % de la potencia total generada en el Mercado (GENMⁱ). La energía regulante requerida en el Mercado será entonces

ERRMⁱ = rⁱ% GENMⁱ

Para las áreas desvinculadas se considerará que se debe asignar entre las centrales del área una RR que corresponda al r_i % de la demanda total de, la correspondiente área (DEMLⁱ). La energía regulante requerida en el Mercado local será entonces:

ERRLⁱ = rⁱ % * DEMLⁱ

El OED analizará en cada caso (en el Mercado y en las áreas aisladas) el excedente existente en el parque, luego de cubrir el requerimiento de demanda, que se puede asignar como reserva rotante para la RPF. De resultar insuficiente para satisfacer la RR requerida, ya sea por déficit de generación o por declararse indisponibles para regular máquinas habilitadas, surgirá un déficit de regulación. En este caso, el OED podrá fijar como reserva a despachar (rdespmⁱ en el Mercado y rdesplⁱ en áreas desvinculadas) un valor inferior al acordado en la programación estaciónal (rⁱ).

rdespm_i% < ó = r_i%

rdespl_i% < ó = r_i%

La energía regulante a despachar será entonces:

* en el Mercado, el producto del porcentaje a despachar y la generación total en el Mercado;

ERMⁱ = rdespmⁱ% * GENMⁱ

* en áreas desvinculadas, el producto del porcentaje a despachar y la demanda total en el área.

ERLⁱ = rdesplⁱ% * DEMLⁱ

El OED ordenará según una Lista de Mérito para RPF de las centrales habilitadas disponibles para regular.

a) Máquinas Hidráulicas: se las pondrá en el primer lugar de la lista.de mérito.

b) Máquinas Termicas: se considerará cada una de las centrales térmicas habilitadas disponibles y ge obtendrá su costo operativo en el Mercado (CO_k^Comb) de acuerdo al combustible que queme y el factor de nodo asociado a la máquina. Se ordenarán las máquinas de acuerdo a costos de mayor a menor, o sea comenzando con la de mayor costo y continuando en orden de costo decreciente.

El OED deberá realizar el despacho de capacidad regulante:

* para el Mercado,

* para cada área aislada.

El despacho se realizará de acuerdo a la misma metodología en cada caso. Para el Mercado sólo se considerarán las máquinas de la lista de mérito que no se encuentren en áreas desvinculadas. A su vez, para las áreas desvinculadas, sólo se considerarán las máquinas de la lista que se encuentren en dicha área.

A los efectos de simplificar, en la descripción de la metodología se utilizará la siguiente nomenclatura:

* rdespⁱ = porcentaje de reserva a despachar y que corresponderá a rdespmⁱ para el caso del Mercado o a rdesplⁱ de tratarse de un área desvinculado;

* RHIDⁱ = porcentaje de reserva a despachar en, las máquinas hidráulicas, que corresponderá a RHIDMⁱ en el Mercado o a RIIIDLⁱ para un área desvinculada;

* RTERMⁱ = porcentaje de reserva a despachar en las máquinas térmicas, que corresponderá a RTERMMⁱ en el Mercado o a RTERMLⁱ para un área desvinculada;

* ERⁱ = energía, regulante a despachar, que corresponderá a ERMⁱ para el Mercado o a ERLⁱ para un área desvinculada;

* DEFREGⁱ = déficit de regulación, que corresponderá a DEFREGMⁱ para el Mercado y a DEFREGLⁱ para un área desvinculada;

* PRⁱ = precio de la energía para regulación, que corresponderá a PRMⁱ para la regulación en el Mercado y a PRLⁱ para la energía regulante en un área desvinculada;

* PEⁱ = precio de la energía, o sea PMⁱ para el Mercado y PLⁱ para un área desvinculada, incluyendo en cada caso el correspondiente SPRF de existir;

Una vez establecida la capacidad regulante total a despachar, el predespacho se realizará asignando la RR comenzando por la primera máquina de la lista de mérito y siguiendo en el orden indicado hasta completar la reserva total requerida o finalizar la lista.

A las máquinas hidráulicas habilitadas y disponibles para regular, se les asignará a cada una como porcentaje de reserva (RHIDⁱ%) el máximo entre el porcentaje establecido a despachar y el 10%.

RHIDⁱ = máx (rdespⁱ%, 10%)

En el caso que para una central hidroeléctrica el mantenimiento de esta reserva significara vertimiento, o sea que la central se vería forzada a verter la energía no despachada para mantener reserva, el OED deberá limitar el despacho de la RR en menos de la RHID%, fijando el valor máximo posible que no fuerce vertidos.

De este modo en el predespacho se irá asignado a ceda central hidráulica un porcentaje de reserva (rdespkⁱ%), que será menor o igual que el valor tope RHIDⁱ, y la correspondiente energía regulante, dada por :

ERGEN_kⁱ = rdesp_kⁱ% * GENPREV_kⁱ

dónde GENPREV_kⁱ es la potencia a generar según él despacho de cargas por el generador hidráulico k en la hora i.

A las centrales térmicas habilitadas y disponibles para regular, se les asignará en el orden indicado por la lista de mérito, teniendo en cuenta el combustible previsto quemar según el despacho, de cargas, una reserva (rdesp^k_i%) igual a RTERM_i% de su potencia máxima operable, siendo:

RTERMⁱ = max (rdespⁱ%, 5%)

Resultará así despachada en cada máquina térmica una energía regulante máxima de:

ERGEN_kⁱ = rdesp_kⁱ% * PMAX_k

dónde PMAX_k, es la potencia máxima operable del generador térmico k en la hora i.

El predespacho de RPF consistirá entonces en ir asignando en el orden dado por la lista de mérito energía regulante a las máquinas habilitadas disponibles, hasta completar la reserva total requerida en el MEM (ER¹) o que no queden más máquinas habilitadas disponibles para la RPF (no queden más máquinas en la lista de mérito).

Si se completa la energía regulante requerida con la n-ésima máquina de la lista, a esta última máquina se le asignará como reserva:

ERGEN_Ind(n)ⁱ = ERⁱ - _j=1^n-1 ERGENI_nd(j)ⁱ

dónde Ind_(j) es la j-ésima máquina de la lista de mérito.

Su porcentaje de reserva despachado resultará entonces

a) si es una máquina hidráulica,

b) si es una máquina térmica,

Si finalizada la lista de mérito, no se completó la energía regulante requerida resultará un déficit de regulación

DEFREGⁱ = ERⁱ - _k ERGEN_kⁱ

La última máquina de la lista de mérito a la que se le asigne reserva regulante determinará el Precio de la Energía para Regulación (PR). De tratarse de una máquina hidráulica, se considerará a este efecto que su costo es el precio de la energía en esa hora (PEⁱ).

MINCOⁱ = PEⁱ

De tratarse de una máquina térmica, corresponderá a la de menor costo operativo entre las despachada con reserva regulante. Se definirá el correspondiente costo como

MINCOⁱ = min_k (Coⁱ_k)

dónde:

* k = máquina térmica habilitada despachada con reserva regulante.

* COⁱ_k = costo operativo de la máquina térmica k en la hora i, de acuerdo al combustible previsto quemar según el despacho de cargas, afectado de su factor de nodo asociado.

El PR se definirá como la diferencia entre el precio de la energía para esa hora y el costo definido, salvo que resulte esta diferencia menor que el límite inferior dado por 2$/MWh. En este caso el PR se considerará directamente el valor límite inferior.

PRⁱ = máx (PEⁱ -MINCOⁱ, 2$/MWh)

De resultar el despacho con déficit de regulación, se considerará que el precio de la energía regulante es igual al precio de la energía.

PRⁱ = PEⁱ

De este modo del predespacho de la potencia regulante se obtendrá el porcentaje ple reserva regulante asignada a cada máquina (rdespⁱ_k). Como consecuencia, resultarán,:

a) máquinas hidráulicas y térmicas habilitadas y disponibles, despachadas con reserva para regulación (rdespⁱ_k>O);

b) máquinas térmicas habilitadas y disponibles despachadas sin reserva;

c) máquinas no habilitadas o habilitadas y no disponibles para regular despachadas sin reserva.

Del despacho diario resultará así en cada máquina y para cada hora una potencia a generar y una potencia rotante en función del valor de la reserva asignada a esa máquina por el predespacho de capacidad regulante (cero en las máquinas que no participen en la capacidad regulante). La suma de las reservas despachadas deberá corresponder, salvo restricciones, con el nivel de capacidad regulante establecido para el período estacional.

En la operación en tiempo real, si una unidad generadora que participa en la RPF tiene una disminución en su potencia máxima operable, deberá informar inmediatamente el nuevo valor al OED, quien deberá definir de acuerdo a las condiciones existentes en el MEM si se mantiene su programa de cargas previsto y se modifica su despacho de reserva regulante, o si es necesario redespachar su generación para mantener el margen de regulación previsto.

Si durante la operación una unidad generadora queda imposibilitada de seguir participando en la RPF, deberá notificarlo al OED quien considerará que a partir de ese momento su aporte a la reserva regulante es nula (rdespⁱ_k=0). El OED analizará en función de la situación vigente en el MEM la necesidad de realizar un redespacho de cargas y/o de la reserva regulante.

Las transacciones por capacidad regulante tienen por objeto redistribuir los ingresos obtenidos por los Generadores, de modo que quede reflejada la participación de cada uno en la RPF, reduciendo su remuneración por energía en la medida en que aporte por debajo de la reserva requerida por el MEM (rⁱ%) e incrementándola si aporta por encima. La reserva media del MEM para evaluar la remuneración por RPF 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 (DEFREGⁱ).

La energía regulante aportada en una hora "i" por cada unidad generadora "k" se calculará teniendo en cuenta la potencia realmente generada y su porcentaje de reserva regulante asignado en el despacho vigente esa hora, o sea el predespacho de reserva regulante o los redespachos que se hayan realizado en tiempo real. Si su reserva real, medida como la diferencia entre su potencia operable y su potencia generada, es mayor que la correspondiente a su porcentaje de reserva asignado en el despacho, su aporte a la RPF se calculará como el porcentaje despachado.

rⁱ_k = rdespⁱ_k

Si, en cambio, resulta en la operación real con una reserva menor que la asignada en el predespacho, su energía regulante estará dada por su reserva real.

Rⁱ_k = POPERⁱ_k - GENⁱ_k

dónde:

* POPERⁱ_k = potencia máxima operable de la máquina k en la hora i.

* GENⁱ_k = potencia generada de la máquina k en la hora i.

En estos casos, el porcentaje de reserva aportada por la máquina k en la hora i se calculará como:

rⁱ_k = Rⁱ_k / (GENⁱ_k + Rⁱ_k)

La energía para la RPF se valorizará al precio definido en el punto 4.3. de esta anexo (PRMⁱ para las máquinas en el Mercado y PRLⁱ para las máquinas en áreas aisladas).

La remuneración por energía de un unidad generadora "k" teniendo en cuenta su reserva para regulación de frecuencia para una hora "i", resulta:

REMⁱ_k = REMSRFⁱ_k + PRⁱ * GENⁱ_k * (rⁱ_k - rⁱ) / (1 - rⁱ_k)

donde:

* REMSRFⁱ_k = remuneración de la energía generada de acuerdo al precio de nodo, sin tener en cuenta el aporte a la regulación de frecuencia.

* GENⁱ_k = energía generada por la máquina k en la hora i.

* PRⁱ = precio de la energía para RPF en la hora i, que estará dado por el PRMi si la máquina está en el Mercado o el correspondiente PRLⁱ si la máquina se encuentra en un área aislada.

* rⁱ = porcentaje de reserva acordado en la programación estacional.

* rⁱ_k = porcentaje de reserva asignado a la máquina k en la hora i por el despacho de reserva regulante.

Se verifica que si el porcentaje de reserva es:

a) igual al del Sistema (rⁱ_k = rⁱ), recibirá como remuneración su generación valorizada según el precio de nodo correspondiente;

b) inferior al del Sistema (rⁱ_k < rⁱ), su remuneración será disminuida en proporción a la reserva no aportada al precio de la Reserva;

c) superior al del sistema (rⁱ_k > rⁱ) cobrará un incremento en proporción a la energía aportada por encima de la media, al precio de la Reserva;

Será responsabilidad de los Generadores informar al OED cualquier cambio en su capacidad de regulación.

Por su parte, el OED realizará registros de frecuencia para monitorear que la calidad de la frecuencia es consistente con la RPF disponible. En caso de detectar apartamientos, podrá auditar la respuesta de una máquina habilitada y disponible para regulación, solicitando que entregue la potencia máxima declarada, en el tiempo mínimo establecido para la máxima velocidad de toma de carga indicada en los datos entregados por el Generador y realizando las mediciones pertinentes.

Asimismo, el OED podrá emplear un algoritmo que permite detectar el bloqueo de la regulación de velocidad de unidades generadores, realizando una identificación por cuadrados mínimos de la relación existente entre la frecuencia y la potencia generada por la máquina, utilizando para ello las mediciones en tiempo real con que cuenta y con mediciones en campo. Se considera que un Generador no responde a lo declarado, el OED podrá instalar registradores para verificar su respuesta.

En el caso que el OED detectara que una unidad generadora no cumple con su aporte comprometido a la regulación, se considerará para el cálculo de su remuneración por energía que no aportó a la RPF durante todo el correspondiente mes.

De detectarse dentro de los siguientes 6 meses un nuevo incumplimiento a su compromiso de regulación, no sólo se considerará para el cálculo de su remuneración por energía que no aportó a la RPF durante dicho mes, sino que el OED la declarará automáticamente inhabilitada para participar en la RPF.

El OED deberá informar estos incumplimientos a la SE y al resto de los Generadores del MEM.

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.

En el Anexo 20 se indican los procedimientos para la remuneración y despacho de la regulación primaria de frecuencia RPF.

Para que la función de regulación primaria de frecuencia se cumpla es necesario mantener los márgenes de reserva, para lo cual se requiere que un grupo de unidades hidráulicas o térmicas, dispuestas para la denominada regulación secundaria de frecuencia RSF, absorba el error final de la frecuencia resultante de la RPF.

Este servicio será remunerado en función de la eficiencia de la RSF y de la reserva rotante comprometida y debe ser abonado por todos los generadores, dentro de sus compromisos de calidad de suministro de frecuencia.

El OED del 1/3/93 presentará a los Generadores una propuesta de procedimientos, condiciones técnicas y remuneración de la RSF.

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