Secretaría de Energía
ENERGIA ELECTRICA
Resolución 545/99
Modifícanse los Procedimientos para la
Programación de la Operación, el Despacho de Cargas y el Cálculo de Precios
aprobados por Resolución Nº 61/92, exSEE y sus normas modificatorias y
complementarias. Derógase la Resolución Nº 404/99.
Bs.
As., 21/10/99
VISTO
el Expediente Nº 750-004334/99 del Registro del MINISTERIO DE ECONOMIA Y OBRAS
Y SERVICIOS PUBLICOS, y
CONSIDERANDO:
Que en
el nuevo contexto en el que se desarrolla la actividad del Sector Eléctrico
Argentino, instituido mediante la Ley Nº 24.065, el ESTADO NACIONAL se ha
reservado la función directriz de diseño de políticas superiores y el
establecimiento y aplicación de normas legales y regulatorias que propendan a
una actividad económica eficiente, alienten mejoras en la calidad de servicio y
en las condiciones de abastecimiento y promuevan la participación activa del
sector privado en la producción, el transporte y la distribución de la energía
eléctrica.
Que, en
ese marco legal, la SECRETARIA DE ENERGIA debe entender en la elaboración,
propuesta y ejecución de la política nacional en materia de energía,
supervisando su cumplimiento y proponiendo el marco regulatorio destinado a
facilitar su ejecución.
Que por
otra parte, el ESTADO NACIONAL ha llevado a cabo, y al presente casi
completado, su retirada del negocio eléctrico, procediendo a la privatización
de sus empresas, divididas verticalmente según su actividad de Generación,
Distribución y Transporte de energía eléctrica.
Que se
cuenta en el presente con un conjunto de normas y procedimientos reguladores de
la actividad del MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM) para cuya aplicación
integral se requiere efectuar tareas de interpretación, seguimiento y ajuste.
Que la
siguiente etapa del MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM) consiste en la
eliminación de aquellas restricciones y normas administrativas que, si bien
tuvieron un justificativo válido en las primeras etapas de la transformación y
permitieron así lograr el éxito que evidencia el citado Mercado, no se ajustan
a la realidad actual y en algunos casos limitan el desarrollo eficiente del
mismo.
Que
existiendo condiciones de competencia y agentes con experiencia y conocimiento
para operar en el mercado, es posible y conveniente eliminar las restricciones
reguladas que la realidad no justifica, y agregar en cambio, donde sea
necesario, nuevas técnicas regulatorias y herramientas financieras que se han
desarrollado para Mercados Mayoristas Eléctricos competitivos.
Que uno
de los objetivos es flexibilizar el Mercado de Contratos, para que los
contratos puedan ser utilizados como herramientas que se adecuen a las
necesidades de cubrimiento del riesgo financiero y físico (garantía de
suministro y requisitos de calidad) de cada agente o Comercializador.
Que el
sistema requiere de adecuados servicios para su operación con seguridad y
calidad, siendo conveniente que existan señales económicas que promuevan la
eficiencia de dichos servicios y que permitan medir su costo económico.
Que
además es necesario clarificar el servicio que presta como reserva el Gran
Usuario Interrumpible, aportando una reserva de largo plazo que, ante
condiciones de déficit de corto plazo así como déficit con permanencia, sirva
para reemplazar restricciones al suministro.
Que se
debe incrementar la eficiencia de las señales de corto plazo que surgen de los
precios de la energía, permitiendo que reflejen las condiciones en los mercados
de combustibles, la competencia que existe en la actividad de generación, y la
experiencia y conocimiento adquirido por los Generadores en el cálculo del
Costo Variable de Producción y del Valor del Agua.
Que en
ese sentido deben eliminarse las restricciones a la periodicidad de la
declaración de los Generadores, reduciéndola a declaración semanal.
Que
deben eliminarse las restricciones a los modos en que los Generadores presentan
las declaraciones, dando mayor participación a éstos en las decisiones de
generación y permitiendo que los mismos mediante sus ofertas decidan el
arranque de sus máquinas a través de internalizar su costo en dichas ofertas.
Que es
conveniente mantener la metodología de precios de referencia de combustible a
calcular mensualmente.
Que
debe darse la posibilidad a cada GRAN USUARIO MAYOR (GUMA) de participar
activamente en el Mercado Spot ofertando incrementos o decrementos voluntarios
en su demanda prevista.
Que el
precio Spot en un nodo, salvo que se registren en la operación real actuación
automática de relés de alivio de carga o falta de reserva operativa, debe
resultar del último despacho programado.
Que es
conveniente habilitar un mercado para tomar posiciones para el día siguiente,
denominado Mercado Spot Anticipado Diario, cuyo objetivo es crear una
herramienta financiera que permita a los agentes y Comercializadores
complementar y corregir las posiciones tomadas en el Mercado de Contratos.
Que se
debe identificar con claridad cada restricción de calidad que obliga generación
y reduce el tamaño del mercado, regulando tarifas topes a los acuerdos de
generación obligada.
Que es
necesario incorporar las modificaciones que resultan de la existencia de
contratos de importación y exportación, para clarificar y completar las
condiciones respecto de la compra en el Mercado Spot y el tipo de respaldo que
puede lograr en dicho Mercado.
Que
para la remuneración de la potencia en el MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM) se
busca mantener los principios y criterios de eficiencia económica de las
metodologías vigentes, pero creando una señal más estabilizada al requerimiento
de reserva de potencia.
Que el
objetivo es que existan señales predecibles para las decisiones de inversión de
la oferta y que la demanda cuente con servicios de reserva para la garantía de
suministro y calidad del servicio.
Que en
todos los casos el incumplimiento del servicio de reserva debe conllevar
compensaciones y/o penalizaciones.
Que el
servicio de reserva de mediano plazo debe consistir en la disponibilidad de
potencia para cubrir la demanda en condiciones de hidrología media.
Que el
servicio de reserva contingente debe consistir en la disponibilidad de potencia
adicional a la media para cubrir la demanda en caso de hidrología seca, de
temperaturas extremas o falta de combustibles.
Que por
otra parte también se estima conveniente adaptar la normativa a la realidad de
las nuevas tecnologías que se están incorporando en el mercado, tales como la
generación eólica y la generación con ciclos combinados.
Que
atento a las particulares características del MERCADO ELECTRICO MAYORISTA DEL
SISTEMA PATAGONICO (MEMSP) se deberá limitar la aplicación de algunos aspectos
de la desregulación propuesta, hasta la interconexión del Sistema
Interconectado Patagónico (SIP) con el Sistema Argentino de Interconexión
(SADI).
Que a
los efectos de realizar el ajuste final de los modelos y sistemas
administrativos y de que los agentes adquieran experiencia, debe establecerse
que la COMPAÑIA ADMINISTRADORA DEL MERCADO MAYORISTA ELECTRICO SOCIEDAD ANONIMA
(CAMMESA) deberá realizar simulaciones previas a la entrada en aplicación
efectiva de lo resuelto por la presente Resolución.
Que
atento a los compromisos asociados con la disponibilidad que se establecen en
la presente normativa es necesario derogar la Resolución SECRETARIA DE ENERGIA
Nº 404 del 26 de julio de 1999.
Que la
DIRECCION GENERAL DE ASUNTOS JURIDICOS del MINISTERIO DE ECONOMIA Y OBRAS Y
SERVICIOS PUBLICOS ha tomado la intervención que le compete.
Que las
facultades para el dictado del presente acto surgen de lo dispuesto por los
Artículos 35 y 36 de la Ley Nº 24.065.
Por
ello,
EL
SECRETARIO DE ENERGIA
RESUELVE:
Artículo 1º — Reemplázase el
Capítulo 1 “El MERCADO ELECTRICO MAYORISTA” de los Procedimientos para la
Programación de la Operación, el Despacho de Cargas y el Cálculo de Precios
(LOS PROCEDIMIENTOS), aprobados por Resolución ex-SECRETARIA DE ENERGIA
ELECTRICA Nº 61 de fecha 29 de abril de 1992 y sus normas modificatorias y
complementarias, por aquel que con idéntica numeración se encuentra contenido
en el ANEXO I que forma parte integrante de la presente Resolución.
Art. 2º — Reemplázase el Capítulo 2
“PRECIOS ESTACIONALES” de los Procedimientos para la Programación de la
Operación, el Despacho de Cargas y el Cálculo de Precios (LOS PROCEDIMIENTOS),
aprobados por Resolución ex-SECRETARIA DE ENERGIA ELECTRICA Nº 61 de fecha 29
de abril de 1992 y sus normas modificatorias y complementarias, por aquel que
con idéntica numeración se encuentra contenido en el ANEXO II que forma parte
integrante de la presente Resolución.
Art. 3º — Reemplázase el Capítulo 3
“MERCADO DE PRECIOS HORARIOS (Mercado Spot)” de los Procedimientos para la
Programación de la Operación, el Despacho de Cargas y el Cálculo de Precios
(LOS PROCEDIMIENTOS), aprobados por Resolución ex-SECRETARIA DE ENERGIA ELECTRICA
Nº 61 de fecha 29 de abril de 1992 y sus normas modificatorias y
complementarias, por aquel que con idéntica numeración se encuentra contenido
en el ANEXO III que forma parte integrante de la presente Resolución.
Art. 4º — Reemplázase el Capítulo 4
“MERCADO A TERMINO” de los Procedimientos para la Programación de la Operación,
el Despacho de Cargas y el Cálculo de Precios (LOS PROCEDIMIENTOS), aprobados
por Resolución ex-SECRETARIA DE ENERGIA ELECTRICA Nº 61 de fecha 29 de abril de
1992 y sus normas modificatorias y complementarias, por aquel que con idéntica
numeración se encuentra contenido en el ANEXO IV que forma parte integrante de
la presente Resolución.
Art. 5º — Reemplázase el Anexo 1 “BASE
DE DATOS DEL SISTEMA” de los Procedimientos para la Programación de la
Operación, el Despacho de Cargas y el Cálculo de Precios (LOS PROCEDIMIENTOS),
aprobados por Resolución ex-SECRETARIA DE ENERGIA ELECTRICA Nº 61 de fecha 29
de abril de 1992 y sus normas modificatorias y complementarias, por aquel que
con idéntica numeración se encuentra contenido en el ANEXO V que forma parte
integrante de la presente Resolución.
Art. 6º — Reemplázase el Anexo 2 “BASE
DE DATOS ESTACIONAL” de los Procedimientos para la Programación de la
Operación, el Despacho de Cargas y el Cálculo de Precios (LOS PROCEDIMIENTOS),
aprobados por Resolución ex-SECRETARIA DE ENERGIA ELECTRICA Nº 61 de fecha 29
de abril de 1992 y sus normas modificatorias y complementarias, por aquel que
con idéntica numeración se encuentra contenido en el ANEXO VI que forma parte
integrante de la presente Resolución.
Art. 7º — Reemplázase el Anexo 5
“CALCULO DEL PRECIO SPOT DE LA ENERGIA Y COSTO OPERATIVO” de los Procedimientos
para la Programación de la Operación, el Despacho de Cargas y el Cálculo de
Precios (LOS PROCEDIMIENTOS), aprobados por Resolución ex-SECRETARIA DE ENERGIA
ELECTRICA Nº 61 de fecha 29 de abril de 1992 y sus normas modificatorias y
complementarias, por aquel que con idéntica numeración se encuentra contenido
en el ANEXO VII que forma parte integrante de la presente Resolución.
Art. 8º — Reemplázase el Anexo 9 “BASE
DE DATOS SEMANAL” de los Procedimientos para la Programación de la Operación,
el Despacho de Cargas y el Cálculo de Precios (LOS PROCEDIMIENTOS), aprobados
por Resolución ex-SECRETARIA DE ENERGIA ELECTRICA Nº 61 de fecha 29 de abril de
1992 y sus normas modificatorias y complementarias, por aquel que con idéntica
numeración se encuentra contenido en el ANEXO VIII que forma parte integrante
de la presente Resolución.
Art. 9º — Reemplázase el Anexo 10 “BASE
DE DATOS DIARIA” de los Procedimientos para la Programación de la Operación, el
Despacho de Cargas y el Cálculo de Precios (LOS PROCEDIMIENTOS), aprobados por
Resolución ex-SECRETARIA DE ENERGIA ELECTRICA Nº 61 de fecha 29 de abril de
1992 y sus normas modificatorias y complementarias, por aquel que con idéntica
numeración se encuentra contenido en el ANEXO IX que forma parte integrante de
la presente Resolución.
Art. 10. — Reemplázase el Anexo 13
“VALORES DE REFERENCIA Y MAXIMOS RECONOCIDOS PARA COMBUSTIBLES, FLETES Y COSTOS
VARIABLES DE PRODUCCION” de los Procedimientos para la Programación de la
Operación, el Despacho de Cargas y el Cálculo de Precios (LOS PROCEDIMIENTOS),
aprobados por Resolución ex-SECRETARIA DE ENERGIA ELECTRICA Nº 61 de fecha 29
de abril de 1992 y sus normas modificatorias y complementarias, por aquel que
con idéntica numeración se encuentra contenido en el ANEXO X que forma parte
integrante de la presente Resolución.
Art. 11. — Reemplázase el Anexo 14
“COSTOS DE ARRANQUE Y PARADA” de los Procedimientos para la Programación de la
Operación, el Despacho de Cargas y el Cálculo de Precios (LOS PROCEDIMIENTOS),
aprobados por Resolución ex-SECRETARIA DE ENERGIA ELECTRICA Nº 61 de fecha 29
de abril de 1992 y sus normas modificatorias y complementarias, por aquel que
con idéntica numeración se encuentra contenido en el ANEXO XI que forma parte
integrante de la presente Resolución.
Art. 12. — Reemplázase el Anexo 15
“LISTA DE MERITO PARA LAS OFERTAS DE RESERVA FRIA” de los Procedimientos para
la Programación de la Operación, el Despacho de Cargas y el Cálculo de Precios
(LOS PROCEDIMIENTOS), aprobados por Resolución ex-SECRETARIA DE ENERGIA
ELECTRICA Nº 61 de fecha 29 de abril de 1992 y sus normas modificatorias y
complementarias, por aquel que con idéntica numeración se encuentra contenido
en el ANEXO XII que forma parte integrante de la presente Resolución.
Art. 13. — Reemplázase el Anexo 21
“POTENCIA BASE EN RESERVA” de los Procedimientos para la Programación de la
Operación, el Despacho de Cargas y el Cálculo de Precios (LOS PROCEDIMIENTOS),
aprobados por Resolución ex-SECRETARIA DE ENERGIA ELECTRICA Nº 61 de fecha 29
de abril de 1992 y sus normas modificatorias y complementarias, por aquel que
con idéntica numeración se encuentra contenido en el ANEXO XIII que forma parte
integrante de la presente Resolución.
Art. 14. — Reemplázase el Anexo 22
“PROGRAMACION Y DESPACHO DE CENTRALES HIDROELECTRICAS” de los Procedimientos
para la Programación de la Operación, el Despacho de Cargas y el Cálculo de
Precios (LOS PROCEDIMIENTOS), aprobados por Resolución ex-SECRETARIA DE ENERGIA
ELECTRICA Nº 61 de fecha 29 de abril de 1992 y sus normas modificatorias y
complementarias, por aquel que con idéntica numeración se encuentra contenido
en el ANEXO XIV que forma parte integrante de la presente Resolución.
Art. 15. — Reemplázase el Anexo 23
“REGULACION DE FRECUENCIA” de los Procedimientos para la Programación de la
Operación, el Despacho de Cargas y el Cálculo de Precios (LOS PROCEDIMIENTOS),
aprobados por Resolución ex-SECRETARIA DE ENERGIA ELECTRICA Nº 61 de fecha 29
de abril de 1992 y sus normas modificatorias y complementarias, por aquel que
con idéntica numeración se encuentra contenido en el ANEXO XV que forma parte
integrante de la presente Resolución.
Art. 16. — Reemplázase el Anexo 26
“CALCULO DEL PRECIO LOCAL” de los Procedimientos para la Programación de la
Operación, el Despacho de Cargas y el Cálculo de Precios (LOS PROCEDIMIENTOS),
aprobados por Resolución ex-SECRETARIA DE ENERGIA ELECTRICA Nº 61 de fecha 29
de abril de 1992 y sus normas modificatorias y complementarias, por aquel que
con idéntica numeración se encuentra contenido en el ANEXO XVI que forma parte
integrante de la presente Resolución.
Art. 17. — Reemplázase el Anexo 30
“IMPORTACION Y EXPORTACION DE ENERGIA ELECTRICA” de los Procedimientos para la
Programación de la Operación, el Despacho de Cargas y el Cálculo de Precios
(LOS PROCEDIMIENTOS), aprobados por Resolución ex-SECRETARIA DE ENERGIA ELECTRICA
Nº 61 de fecha 29 de abril de 1992 y sus normas modificatorias y
complementarias, por aquel que con idéntica numeración se encuentra contenido
en el ANEXO XVII que forma parte integrante de la presente Resolución.
Art. 18. — Agrégase el Anexo 36
“RESERVAS DE CORTO PLAZO” a los Procedimientos para la Programación de la
Operación, el Despacho de Cargas y el Cálculo de Precios (LOS PROCEDIMIENTOS),
aprobados por Resolución ex-SECRETARIA DE ENERGIA ELECTRICA Nº 61 de fecha 29 de
abril de 1992 y sus normas modificatorias y complementarias, por aquel que con
idéntica numeración se encuentra contenido en el ANEXO XVIII que forma parte
integrante de la presente Resolución.
Art. 19. — Agrégase el Anexo 37
“PREDESPACHO ANUAL DE MEDIA Y RESERVA DE MEDIANO PLAZO” a los Procedimientos
para la Programación de la Operación, el Despacho de Cargas y el Cálculo de
Precios (LOS PROCEDIMIENTOS), aprobados por Resolución ex-SECRETARIA DE ENERGIA
ELECTRICA Nº 61 de fecha 29 de abril de 1992 y sus normas modificatorias y
complementarias, por aquel que con idéntica numeración se encuentra contenido
en el ANEXO XIX que forma parte integrante de la presente Resolución.
Art. 20. — Agrégase el Anexo 38
“PRIORIDAD DE ABASTECIMIENTO Y DEMANDA INTERRUMPIBLE” a los Procedimientos para
la Programación de la Operación, el Despacho de Cargas y el Cálculo de Precios
(LOS PROCEDIMIENTOS), aprobados por Resolución ex-SECRETARIA DE ENERGIA ELECTRICA
Nº 61 de fecha 29 de abril de 1992 y sus normas modificatorias y
complementarias, por aquel que con idéntica numeración se encuentra contenido
en el ANEXO XX que forma parte integrante de la presente Resolución.
Art. 21. — Agrégase el Anexo 39
“RESERVA, DISPONIBILIDAD Y REMUNERACION DE LA POTENCIA” a los Procedimientos
para la Programación de la Operación, el Despacho de Cargas y el Cálculo de
Precios (LOS PROCEDIMIENTOS), aprobados por Resolución ex-SECRETARIA DE ENERGIA
ELECTRICA Nº 61 de fecha 29 de abril de 1992 y sus normas modificatorias y
complementarias, por aquel que con idéntica numeración se encuentra contenido
en el ANEXO XXI que forma parte integrante de la presente Resolución.
Art. 22. — Agrégase el Anexo 40
“GENERACION EOLICA” a los Procedimientos para la Programación de la Operación,
el Despacho de Cargas y el Cálculo de Precios (LOS PROCEDIMIENTOS), aprobados
por Resolución ex-SECRETARIA DE ENERGIA ELECTRICA Nº 61 de fecha 29 de abril de
1992 y sus normas modificatorias y complementarias, por aquel que con idéntica
numeración se encuentra contenido en el ANEXO XXII que forma parte integrante
de la presente Resolución.
Art. 23. — Establécese que en el MERCADO
ELECTRICO MAYORISTA DEL SISTEMA PATAGONICO, hasta su interconexión con el
MERCADO ELECTRICO MAYORISTA, se mantendrá la vigencia la Resolución SECRETARIA
DE ENERGIA Nº 400 del 21 de julio de 1999 y el Artículo 36 de la Resolución
SECRETARIA DE ENERGIA Nº 105 del 20 de marzo de 1995. Asimismo establécese que
el Porcentaje para Generación Forzada Imprevista a emplear será del CERO (0) %.
Art. 24. — Derógase, a partir del 1º de
mayo del 2000, la Resolución SECRETARIA DE ENERGIA Nº 404 del 26 de julio de
1999.
Art. 25. — Establécese que la aplicación
efectiva de la presente Resolución será a partir del 1º de mayo del 2000,
excepto la regulación referida a Mercado Spot Anticipado Diario y demanda
flexible, contemplada en el Anexo III de la presente Resolución, que comenzará
a aplicarse a partir del 1º de noviembre del 2000.
Art. 26. — Establécese que antes del 15
de enero del 2000 la COMPAÑIA ADMINISTRADORA DEL MERCADO MAYORISTA ELECTRICO
SOCIEDAD ANONIMA (CAMMESA) deberá calcular las horas en que se remunera la
potencia, con la metodología que establece la presente Resolución en su Anexo
III, como si dicho cálculo hubiera sido realizado junto con la Programación
Estacional de Verano noviembre de 1999 a abril del 2000 y deberá informar los
resultados a los agentes del MEM y a esta SECRETARIA DE ENERGIA.
Art. 27. — Autorízase a la COMPAÑIA
ADMINISTRADORA DEL MERCADO MAYORISTA ELECTRICO SOCIEDAD ANONIMA (CAMMESA) a
realizar los ajustes necesarios a los modelos de programación y despacho
vigentes así como a sus sistemas administrativos para adaptarlos a la presente
Resolución. Dichos ajustes deberán estar desarrollados y con los ensayos de
puesta a punto finalizados antes del 1º de Marzo del 2000.
Art. 28. — Establécese que antes del 14
de abril del 2000 la COMPAÑIA ADMINISTRADORA DEL MERCADO MAYORISTA ELECTRICO
SOCIEDAD ANONIMA (CAMMESA) deberá elaborar y elevar a esta SECRETARIA DE
ENERGIA un Informe resumiendo los ajustes finales realizados a los modelos y
sistemas administrativos a los efectos de su aprobación.
Art. 29. — Establécese que a partir del
1º de marzo y hasta el 30 de abril del 2000 la COMPAÑIA ADMINISTRADORA DEL
MERCADO MAYORISTA ELECTRICO SOCIEDAD ANONIMA (CAMMESA) deberá realizar una
simulación de las transacciones de Reserva de Potencia. Para ello, junto con
los datos para la Reprogramación Trimestral febrero a abril del 2000, los
agentes deberán suministrar la información necesaria para el Predespacho de
Condición Contingente y el Predespacho Anual de Media con las mismas
características que se hubieran suministrado, para la Programación Estacional
de Verano y la Reprogramación Trimestral de Verano respectivamente, de estar en
aplicación la presente Resolución. Entre el 1º de marzo y el 30 de abril del
2000, los agentes deberán realizar sus ofertas de reserva de corto plazo dentro
de los plazos establecidos en la presente Resolución y la COMPAÑIA
ADMINISTRADORA DEL MERCADO MAYORISTA ELECTRICO SOCIEDAD ANONIMA (CAMMESA)
deberá determinar, como información indicativa, las remuneraciones, cargos y
compensaciones que hubieran resultado para cada agente por reserva de mediano
plazo, reservas de corto plazo y reserva contingente de estar en aplicación la
presente Resolución. Los cargos y remuneraciones que resulten, que deberán ser
informados semanalmente a esta Secretaría y a los agentes, sólo tendrán
carácter de simulación indicativa y no afectarán las transacciones económicas
en tanto no entre en aplicación la presente Resolución.
Art. 30. — Establécese que a partir del
13 de marzo y hasta el 30 de abril del 2000 la COMPAÑIA ADMINISTRADORA DEL
MERCADO MAYORISTA ELECTRICO SOCIEDAD ANONIMA (CAMMESA) deberá realizar una
simulación del Mercado Spot con declaraciones semanales a los efectos que los
agentes ajusten sus metodologías de declaración. Junto con cada Programación
Semanal los agentes deberán presentar sus declaraciones de Costo Variable de
Producción y de Valor del Agua, con las mismas características y plazos con que
se hubieran suministrado de estar en aplicación la presente Resolución. Los
resultados obtenidos en la simulación sólo tendrán carácter indicativo.
Art. 31. — Instrúyese a la COMPAÑIA
ADMINISTRADORA DEL MERCADO MAYORISTA ELECTRICO SOCIEDAD ANONIMA (CAMMESA) a
revisar la totalidad de los Procedimientos Técnicos existentes para adaptarlos
a la normativa que se establece en la presente Resolución y presentar las
nuevas versiones a la SECRETARIA DE ENERGIA, antes del 31 de marzo del 2000,
para su aprobación.
Art. 32. — Establécese que, a partir del
1º de noviembre de 1999, los GRANDES USUARIOS MAYORES (GUMAs) deberán
constituir, al vencimiento de sus contratos de abastecimiento vigentes a dicha
fecha, el depósito de garantía por la parte de su demanda no cubierta por
contratos, que se establece en el Anexo IV del presente acto.
Art. 33. — Notifíquese a la COMPAÑIA
ADMINISTRADORA DEL MERCADO MAYORISTA ELECTRICO SOCIEDAD ANONIMA (CAMMESA).
Art. 34. — Comuníquese, publíquese, dése
a la Dirección Nacional del Registro Oficial y archívese. — César Mac Karthy.
ANEXO I
LOS
PROCEDIMIENTOS PARA LA PROGRAMACION DE LA OPERACION, EL DESPACHO DE CARGAS, Y
EL CALCULO DE PRECIOS
RECOPILACION
DE LAS RESOLUCIONES EX - SUBSECRETARIA DE ENERGIA ELECTRICA Nº 61/92,
SECRETARIA DE ENERGIA Nº 137/92 Y SUS MODIFICATORIAS Y COMPLEMENTARIAS (SEGUN
EL ARTICULO 36 DE LA LEY 24.065)
CAPITULO
1
1. EL
MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM)
1.1.
SIMBOLOS Y ABREVIATURAS
·
APPL: Apartamiento por Precios Locales
·
CENS: Costo de la energía no suministrada
·
CM: Costo Marginal.
·
CMM: Costo Marginal en el Mercado.
·
CVP: Costo Variable de Producción
·
CVPD: Costo Variable de Producción para el Despacho
·
CVPE: Costo Variable de Producción Estacional
·
ENRE: Ente Nacional Regulador de la Electricidad.
·
ENS: Energía no suministrada
·
FN: Factor de Nodo
·
FNE: Factor de Nodo Estacional
·
FA: Factor de Adaptación
·
FTT: Función Técnica de Transporte de energía eléctrica
·
GUI: Gran Usuario Interrumpible
·
GUMA: Gran Usuario Mayor
·
GUME: Gran Usuario Menor
·
GUPA: Gran Usuario Particular
·
MEM: MERCADO ELECTRICO MAYORISTA
·
OC: Organismo Coordinador
·
OED: ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO
·
PDECL: Potencia Declarada
·
PEN: Precio de la energía en un nodo
·
PL: Precio Local
·
PM: Precio de Mercado
·
PPAD: Potencia Puesta a Disposición
·
$BASE: Precio Base
·
$CONF: Precio por Confiabilidad
·
$PPAD: Precio de la Potencia en el Mercado
·
RF: Regulación de Frecuencia
·
RPF: Regulación Primaria de Frecuencia
·
RR: Reserva Rotante para Regulación
·
RSF: Regulación Secundaria de Frecuencia
·
RVPLE: Recaudación Variable por Precio Local de Energía
·
RVTE: Remuneración variable por energía eléctrica
transportada
·
SADI: Sistema Argentino de Interconexión
·
SCOM: Sistema de Comunicaciones
·
SCPL: Sobrecosto por Precio Local
·
SE: SECRETARIA DE ENERGIA
·
SMEC: Sistema de medición comercial
·
SOD: Sistema de Operación y Despacho
·
SOTR: Sistema de operación en tiempo real
1.2. DEFINICIONES.
·
Acuerdo de Generación Obligada: Acuerdo entre un conjunto
de uno o más agentes afectados por una restricción de calidad, y un Generador
al que pertenecen la o las máquinas cuya generación se requiere utilizar como
solución a la restricción.
·
Agente Consumidor: Un Distribuidor, Gran Usuario o
Autogenerador que compra en el MEM. Toda referencia en LOS PROCEDIMIENTOS se
debe entender que incluye también a un Participante Comercializador que
comercializa uno o más agentes Grandes Usuarios.
·
Agente Productor: Un Generador, Cogenerador o
Autogenerador que vende al MEM, o un Participante Comercializador que
comercializa generación. Toda referencia en LOS PROCEDIMIENTOS se debe entender
que incluye también a un Participante Comercializador que comercializa
generación.
·
Area de despacho: Cada una de las áreas en que queda
dividida la oferta y la demanda como resultado del despacho económico y la
saturación de vínculos de Transporte. Dichas áreas están constituidas por el
área denominado Mercado y las áreas desvinculadas que resulten.
·
Area Desvinculada: Conjunto de nodos afectados por la
existencia de una restricción activa de transporte entre dicho conjunto y el nodo
Mercado que genera limitaciones al despacho óptimo del MEM. Se considera que
dicha restricción no permite vincular toda la generación y demanda del área con
el Mercado. Esta desvinculación es total cuando el área queda desconectada, y
parcial cuando se trata de una reducción en la capacidad de transporte.
·
Convenio de Alivio de Cargas: Convenio en que un grupo de
Grandes Usuarios Mayores acuerdan agruparse para compartir un esquema de alivio
de cargas que les permita cumplir su aporte a la reserva instantánea como una
demanda conjunta.
·
Costo Marginal (de una máquina térmica): Es el Costo
Variable de Producción de la máquina para un determinado combustible.
·
Costo Marginal en el Mercado (de una máquina térmica):
Costo Marginal de la máquina térmica transferido al Mercado con el factor de
nodo de la central.
·
Costo Variable de Producción: Costo variable de una
máquina térmica previsto por el Generador para la producción de energía
eléctrica a lo largo de un período.
·
Costo Variable de Producción para el Despacho: Costo
Variable de Producción de una máquina térmica a utilizar para el despacho y
cálculo del precio Spot de la energía.
·
Costo Variable de Producción Estacional: Costo Variable
de Producción de una máquina térmica a utilizar para la Programación Estacional
o Reprogramación Trimestral.
·
Dato Observado: Información suministrada por un agente
que el OED identifica con problemas de inconsistencias o validez, con la
correspondiente justificación.
·
Datos Habilitados a Definir por el OED: Conjunto de datos
que el OED está habilitado a definir y/o modificar, por haber sido calificados
previamente como Datos Observados y verificarse que la observación del OED era
válida.
·
Demanda a Abastecer por Despacho: demanda de un área que
resulta abastecida con la generación que determina el despacho económico.
·
Demanda no Despachada: Demanda de un área cuyo
cubrimiento es forzado por un Acuerdo de Generación Obligada u otro
requerimiento de generación forzada por restricciones, a pesar que dicha
generación no es requerida por el despacho económico.
·
Demanda Propia: Para un Distribuidor o Gran Usuario, es
la diferencia entre su demanda registrada en los nodos de conexión al MEM y la
generación correspondiente a las máquinas convocadas en sus Contratos de
Reserva Fría.
·
Factor de Adaptación: Para un nodo de la red, es la
relación entre su precio de la potencia y el precio en el Mercado cuando el
nodo se encuentra vinculado al mismo sin restricciones. El Factor de Adaptación
está relacionado con los sobrecostos producidos, en los nodos receptores, a los
agentes consumidores cuando las interconexiones del Transporte en Alta Tensión
tienen salidas de servicio forzadas y se calcula tal como se describe en el
Anexo 3 de LOS PROCEDIMIENTOS.
·
Factor de Nodo: Para un nodo de la red, es la relación
entre su precio de la energía y el Precio de Mercado. El Factor de Nodo está
asociado al nivel de pérdidas marginales relacionado con los intercambios de
dicho nodo respecto del Mercado y se calcula tal como se describe en el Anexo 3
de LOS PROCEDIMIENTOS.
·
Factor de Nodo Estacional: Factor de nodo previsto por
bandas horarias (pico, valle y horas restantes) para un Período Trimestral,
considerando configuraciones y cargas típicas esperadas.
·
Generación forzada: Energía que produce una máquina
térmica o central hidroeléctrica por restricciones de calidad y que no son
causa del Generador al que pertenece dicha máquina o central, a pesar de que el
Costo Variable de Producción para el Despacho (CVPD) para dicha generación es
mayor que el precio de la energía en el nodo en que se inyecta la generación.
El OED requerirá esta generación en las condiciones que se establece en el
Anexo 14 de LOS PROCEDIMIENTOS. La generación de una máquina comprometida en un
Acuerdo de Generación Obligada se considerará en generación forzada cada vez
que sea requerida por el OED por presentarse la condición técnica que activa el
Acuerdo y no resultar generando por despacho económico.
·
Generación obligada: Energía que está obligada a producir
una o más máquinas, independientemente de su competitividad en el despacho,
debido a restricciones de calidad.
·
Generación Propia: Para un Agente Productor, es la suma
de la energía generada por las máquinas que comercializa y que no están
comprometidas y convocadas por Contratos de Reserva Fría, más la energía
entregada por las máquinas de otros Generadores con los que haya suscrito
Contratos de Reserva Fría y que hayan sido convocadas por dichos contratos.
·
Horas en que se remunera la potencia: Horas de un período
en que se establece que corresponde remunerar la reserva de potencia y en que
se medirán los requerimientos de reservas de cada Agente Consumidor.
·
Indisponibilidad forzada: Toda indisponibilidad de una
máquina de generación, registrada en la operación real, que no estaba
programada como mantenimiento en el correspondiente predespacho.
·
Indisponibilidad no programada: Toda indisponibilidad de
una máquina de generación, registrada en la operación real, que no estaba
prevista como mantenimiento programado en la Programación Estacional. Incluye
la indisponibilidad forzada más otros mantenimientos que sean requeridos o
ajustes a los mantenimientos programados o limitaciones no previstas.
·
Indisponibilidad por mantenimiento: Toda indisponibilidad
de una máquina de generación, registrada en la operación real, que estaba
programada como mantenimiento en el correspondiente predespacho.
·
Indisponibilidad total: Suma de indisponibilidad por
mantenimiento e indisponibilidad forzada.
·
Intervalo Spot: Intervalos en que se divide el día al
efecto de las transacciones y precios en el Mercado Spot.
·
LOS PROCEDIMIENTOS: Recopilación de las Resoluciones
ex-SEE Nº 61/92, SE Nº 137/92, sus modificatorias y complementarias, que
establecen “Los procedimientos para la programación de la operación, el
despacho de cargas y el cálculo de precios” en el MEM.
·
Mantenimiento Programado Estacional: Programa de
mantenimiento acordado con el OED para la Programación Estacional e incorporado
a la Base de Datos Estacional.
·
Máquina Falla: Máquina térmica ficticia que se adiciona
al despacho para representar un escalón de falla.
·
Nodo frontera: Nodo físico o nodo equivalente en que se
considera se ubica el intercambio con el otro país.
·
Nodo Mercado (o Mercado): Nodo que se define como
referencia para el cálculo de precios, transacciones y cargos de Transporte. Se
ubica en la barra 500 kV de la Estación Transformadora Ezeiza por representar
en la puesta en marcha del MEM el centro de carga del sistema.
·
Organismo Coordinador: Organismo de un país encargado de
la administración y coordinación de las transacciones de importación y
exportación de energía eléctrica e intercambios en las interconexiones
internacionales.
·
Período Estacional: Período de seis meses en que se
considera dividido el año a los efectos de la Programación Estacional y cálculo
de precios estabilizados para Distribuidores.
·
Período Trimestral: Período de tres meses en que se
considera dividido cada período Estacional a los efectos de la Reprogramación
Trimestral y cálculo de precios estabilizados para Distribuidores.
·
Porcentaje Estacional para Regulación Primaria: Es el
requerimiento de reserva para RPF establecido para el Período Estacional, de
acuerdo a lo indicado en el punto 2.4.1. de LOS PROCEDIMIENTOS.
·
Porcentaje Estacional para Regulación Secundaria: Es el
requerimiento de reserva para RSF establecido para el Período Estacional. En la
Programación Estacional, el OED debe indicar el requerimiento a asignar como
Porcentaje Estacional para Regulación Secundaria dada la calidad pretendida.
·
Porcentaje Máximo para Regulación Secundaria: Valor tope
al porcentaje del Precio de Mercado asignable para determinar el precio de la
Regulación Secundaria de Frecuencia (RSF). Lo define la SECRETARIA DE ENERGIA
en base a las condiciones de competencia que existen en el MEM para brindar el
servicio de RSF teniendo en cuenta la cantidad de centrales habilitadas para la
RSF y las restricciones de Transporte existentes que puedan limitar su
capacidad de aportar a esta regulación.
·
Porcentaje Obligado para Regulación Primaria: Es el
porcentaje de reserva para RPF al que está obligado aportar cada máquina
térmica y central hidroeléctrica cuando está generando, ya sea con reserva
rotante propia o pagando por la reserva que no provee. Dicho porcentaje se
define en cada Programación Estacional como el mínimo entre el Porcentaje
Optimo para Regulación Primaria establecido para dicho Período Estacional y el
Porcentaje Optimo para Regulación Primaria vigente para el Período Estacional
de Invierno de 1999.
·
Porcentaje Optimo para Regulación Primaria: Es el
porcentaje económico para Regulación Primaria de Frecuencia (RPF) que calcula
el OED en la Programación Estacional a partir de una evaluación técnico
económica, de acuerdo a lo indicado en el punto 2.4.1. de LOS PROCEDIMIENTOS.
Corresponde al nivel de calidad pretendido dado que, por consideraciones
económicas, proveer una reserva menor encarece el costo de abastecimiento
previsto por riesgo de energía no suministrada.
·
Potencia Declarada: Para cada agente Distribuidor, Gran
Usuario o Autogenerador es la demanda máxima de potencia mensual prevista en el
o los nodos de conexión al MEM durante las horas en que se remunera la potencia
en dicho mes.
·
Potencia Neta: Potencia que resulta para una máquina
térmica o central hidroeléctrica luego de descontar los consumos propios.
·
Potencia operable: Para una máquina que está generando,
es la potencia neta máxima generable. Para una máquina parada, corresponde a su
potencia neta disponible generable. En ambos casos se calcula teniendo en
cuenta todas las restricciones que afectan la disponibilidad de la máquina,
tanto restricciones propias de la central o de la máquina como de combustibles.
·
Potencia Puesta a Disposición: Potencia operable que la
máquina térmica o central hidroeléctrica puede entregar al MEM. Se calcula
descontando de la potencia operable las restricciones que afectan su capacidad
de entrega, o sea las restricciones de transporte que afecten la máxima
potencia transmisible de la región en que está localizada.
·
Precio Estacional: Precio estabilizado trimestral para la
compra de Distribuidores fuera de contratos.
·
Precio de Mercado: El precio de la energía que resulta en
el nodo Mercado para el despacho económico, calculado de acuerdo a lo que
establece el Anexo 5 de LOS PROCEDIMIENTOS.
·
Precio Local: Precio de la energía en un Area
Desvinculada. El Precio Local de un área exportadora resultará inferior al
Precio de Mercado mientras que el de un área importadora será mayor.
·
Procedimiento Técnico: Procedimiento de detalle, en lo
referido a características y metodologías técnicas, que desarrolla el OED para
implementar procedimientos o metodologías generales que establecen LOS
PROCEDIMIENTOS.
·
Regulación Primaria de Frecuencia: Es la regulación
rápida, con un tiempo de respuesta menor de TREINTA (30) segundos, destinada a
equilibrar los apartamientos respecto del despacho previsto, principalmente por
los requerimientos variables de la demanda, cuando el sistema eléctrico se
encuentra en régimen de operación normal. Se realiza a través de equipos
instalados en las máquinas que permiten modificar en forma automática su
producción.
·
Regulación Secundaria de Frecuencia: Es la acción manual
o automática sobre los variadores de carga de un grupo de máquinas dispuestas
para tal fin, que compensan el error final de la frecuencia resultante de la
Regulación Primaria de Frecuencia (RPF). Su función principal es absorber las
variaciones de la demanda con respecto a la pronosticada para el sistema
eléctrico en régimen normal. Dichas variaciones habrán sido absorbidas en
primera instancia por las máquinas que participan en la RPF. La Regulación
Secundaria de Frecuencia (RSF) permite llevar nuevamente dichas máquinas a los
valores asignados por el despacho, anulando así los desvíos de frecuencia al
producirse nuevamente el balance entre generación y demanda. Su tiempo de
respuesta es del orden de varios minutos para, de ser posible de acuerdo a la
magnitud de la perturbación, recuperar el valor nominal de la frecuencia.
·
Requerimiento Mínimo para Regulación Primaria: El
requerimiento que define la reserva para RPF por debajo del cual no se puede
mantener la calidad mínima del sistema, ya que se pierde el control de la
operabilidad del sistema eléctrico ante la imposibilidad de responder en tiempo
y controlar los apartamientos instantáneos normales de la demanda.
·
Requerimiento Obligado para Regulación Primaria: Para un
área de despacho, es el requerimiento de reserva correspondiente al Porcentaje
Obligado para Regulación Primaria de la energía necesaria para abastecer la
demanda del área.
·
Requerimiento Optimo para Regulación Primaria: Es el
requerimiento para un área de despacho de reserva para regulación primaria,
correspondiente al Porcentaje Optimo para Regulación Primaria de la energía
necesaria para abastecer la demanda del área.
·
Reserva instantánea: Reserva de corto plazo que aporta la
demanda a través de los esquemas de alivio de cargas, para mantener la
seguridad del Sistema.
·
Reserva para Regulación Primaria Máxima de una máquina
térmica o central hidroeléctrica: Porcentaje máximo de su potencia con el que
está habilitada a participar en el despacho de reserva para Regulación Primaria
de Frecuencia.
·
Reserva Rotante para Regulación: Margen de potencia
rotando en reserva en una máquina térmica o central hidroeléctrica habilitada y
disponible para la Regulación de Frecuencia.
·
Transporte de Interconexión Internacional: Conjunto de
equipamiento de Transporte (líneas, subestaciones, conversoras,
transformadores, etc. según corresponda) dedicado a conectar uno o más nodos de
instalaciones existentes de un Transportista, Prestador Adicional de la Función
Técnica de Transporte o de otros titulares de instalaciones en el territorio
nacional con la red de Transporte de un país limítrofe donde se conectan los
agentes de dicho país.
1.3. PROCEDIMIENTOS TECNICOS.
El OED deberá desarrollar los Procedimientos Técnicos
(PT) necesarios para implementar las metodologías, procedimientos y criterios
que se establecen en LOS PROCEDIMIENTOS. Los mismos deberán ser elevados a la
SECRETARIA DE ENERGIA para su autorización previo a su entrada en vigencia.
1.4. SISTEMA ELECTRICO
A los efectos del funcionamiento del Mercado, el Sistema
Eléctrico se considera dividido en Centros de Generación, Red de Transporte e
Instalaciones de Distribución. Para la programación y operación del sistema y
administración del Mercado, existe un Sistema de Operación y Despacho (SOD)
superpuesto a dicho sistema físico.
1.5. ORGANIZACION COMERCIAL.
El Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) es el conjunto de
transacciones de energía eléctrica en bloque que se realizan a través del
Sistema Argentino de Interconexión (SADI) o de cualquier otra instalación de
vinculación eléctrica sujeta a jurisdicción federal por estar afectada al
comercio interjurisdiccional mayorista de energía eléctrica
El MEM se compone de:
a) Un Mercado a Término, con contratos por cantidades,
precios y condiciones pactadas entre vendedores y compradores.
b) Un Mercado Spot, con precios de corto plazo,
sancionados en función del costo económico de producción, representado por el
Costo Marginal de Corto Plazo medido en el Nodo Mercado.
c) Un Sistema de estabilización por trimestres de los
precios previstos de energía y potencia, destinado a la compra fuera de
contratos de los Distribuidores.
d) Un Sistema de cargos por servicios de interés general,
que incluyen el servicio de Transporte, los servicios de reserva y reactivo, y
los servicios del OED en su función técnica y operativa de programación y
supervisión centralizada y en su función comercial de administrador del MEM.
1.6. ADMINISTRACION Y OPERADORES
La programación y coordinación de la operación técnica
del sistema y la administración comercial del MEM se realizará a través del
OED.
Los operadores habilitados a realizar operaciones en el
MEM son:
·
Los agentes, cuyas condiciones de ingreso y requisitos a
cumplir se establecen en el Anexo 17 de LOS PROCEDIMIENTOS;
·
Los Participantes reconocidos, cuyas condiciones de
operación en el MEM y requisitos a cumplir se establecen en el Anexo 31 y 32 de
LOS PROCEDIMIENTOS.
1.7. INTERVALO DEL MERCADO SPOT
El OED administrará los mercados de corto plazo (Mercado
Spot y Mercado Spot Anticipado Diario) dividiendo cada día en intervalos Spot.
Inicialmente dicho intervalo se define en una hora.
En función de las condiciones que se presenten en el MEM
y su evolución prevista, la SECRETARIA DE ENERGIA podrá decidir modificar este
intervalo Spot a un período menor. La implementación de este cambio se
notificará con la anticipación suficiente para permitir, de ser necesario,
ajustes a los sistemas de medición y procesamiento de datos.
Para cada intervalo Spot, el OED deberá determinar los
precios y las transacciones de energía en el Mercado Spot. Los precios de la
potencia y de las reservas serán horarios y se calcularán con la potencia media
de los Intervalos Spot de dicha hora, excepto el Requerimiento Máximo de
Potencia y la Potencia Declarada que deberán corresponder a la potencia máxima
medida por el sistema de medición comercial (SMEC).
1.8. PUNTOS DE CONEXION Y PUNTOS DE COMPRA/VENTA.
Los puntos de intercambio físico del MEM se definen en
las conexiones de las instalaciones de Generación con la red de Transporte o
con la red 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
definirán sus precios de compra/venta.
Los puntos de entrada/salida del MEM son:
·
los nodos definidos en el ámbito de la Red de Transporte
a los que el agente del MEM está conectado físicamente;
·
los nodos de Generación o Distribución fuera del ámbito
definido de la Red de Transporte con una potencia efectiva o convenida superior
a 50MW de acuerdo a lo que establecen los Anexos 19 y 28 de LOS PROCEDIMIENTOS.
Todos los agentes reconocidos del MEM adquieren el
compromiso de operar de acuerdo a las metodologías establecidas por LOS
PROCEDIMIENTOS, y a suministrar en tiempo y forma los datos requeridos para un
funcionamiento adecuado del Sistema y del Mercado.
1.9. AGENTES RECONOCIDOS.
Son agentes reconocidos del MEM los Generadores,
Distribuidores, Grandes Usuarios, Transportistas, Autogeneradores y
Cogeneradores que:
a) participaban del MEM al 30-04-92;
b) los concesionarios de actividades de generación
hidroeléctrica, transporte o distribución en los términos de la ley 24.065;
c) los Generadores, Autogeneradores, Cogeneradores,
Distribuidores y Grandes Usuarios que soliciten y obtengan autorización de la
SECRETARIA DE ENERGIA para incorporarse al MEM.
Los requisitos y procedimientos para solicitar y obtener
la autorización de ingreso como agente del MEM se establecen en el Anexo 17 de
LOS PROCEDIMIENTOS.
Los agentes reconocidos del MEM entregarán al OED la
información requerida para la Base de Datos del Sistema, de acuerdo a lo que
establece el Anexo 1 de LOS PROCEDIMIENTOS. 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 por el OED a
todos los agentes del MEM.
A los efectos de LOS PROCEDIMIENTOS toda referencia a un
Generador se debe entender que alcanza a todo Agente Productor, salvo que se
explicite lo contrario.
1.10. PARTICIPANTES RECONOCIDOS.
Son participantes del MEM:
a) Los Comercializadores del MEM;
b) Las Provincias comercializadoras de regalías en
especies;
c) Una empresa extranjera que realice un contrato de
importación o exportación con un agente o Comercializador del MEM, durante la
vigencia de dicho contrato.
Los requisitos y procedimientos para solicitar y obtener
la autorización de ingreso como Participante del MEM se establecen en el Anexo
31 de LOS PROCEDIMIENTOS. En dicho Anexo también se establecen las normas y
limitaciones a su operación en el MEM.
La actuación del Comercializador dentro del MEM se limita
a la compra y venta de energía eléctrica producida y consumida por terceros. El
Comercializador puede intervenir en las operaciones comerciales del MEM pero no
en las operaciones físicas. Las normas particulares para Comercializadores se
establecen en el Anexo 32 de LOS PROCEDIMIENTOS.
A los efectos de LOS PROCEDIMIENTOS toda referencia a un
Generador se debe entender que alcanza también a un Comercializador que
comercializa generación, y toda referencia a un Gran Usuario se debe entender
que alcanza también a un Comercializador que comercializa Grandes Usuarios,
salvo que se explicite lo contrario.
1.11. RED DE TRANSPORTE
La red de Transporte incluye:
a) las instalaciones que se transfieran a el o los
Concesionarios en el momento de establecerse las concesiones del Transporte;
b) las instalaciones futuras que se incorporen en el
marco y términos de esas concesiones o nuevas concesiones;
c) las instalaciones que el concesionario reciba de
terceros por haber sido construidas fuera del ámbito de su concesión.
1.12. CARGOS DE TRANSPORTE
Todo agente conectado directamente a la red de Transporte
tendrá definido uno o más puntos de acceso al Mercado a través de los cuales se
determinarán sus cargos de Transporte con que participa en la remuneración del
ingreso de los Transportistas. En caso de ser más de uno el punto de acceso, 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 de los
cargos de Transporte, de acuerdo a lo que establecen los Anexos 19, 27 y 28 de
LOS PROCEDIMIENTOS.
1.13. SISTEMA DE OPERACION Y DESPACHO (SOD)
La coordinación de la operación y la administración del
Mercado Spot requiere la comunicación en tiempo real entre los agentes del MEM
y el OED y de mediciones comerciales, 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 de las transacciones económicas.
Las necesidades que de ello 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, están cubiertas por el
Sistema de Operación y Despacho (SOD).
La responsabilidad primaria de operación y despacho es
del OED. Sin embargo, en vista del despliegue territorial y de la multiplicidad
de agentes que intervienen en el MEM, el OED está facultado para delegar
funciones que le son propias en otras empresas.
El SOD abarca los siguientes sistema s:
·
Un sistema de operación en tiempo real (SOTR), que brinda
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 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, telex, etc.
Las características de dichos sistemas se establecen en
el Anexo 24 de LOS PROCEDIMIENTOS.
1.14. IMPLEMENTACION DE LOS PROCEDIMIENTOS.
El OED deberá aplicar las normas y desarrollar los
sistemas y demás herramientas necesarias para implementar lo establecido en LOS
PROCEDIMIENTOS. En particular, deberá realizar el seguimiento de los
inconvenientes que surjan en la implementación y aplicación de LOS
PROCEDIMIENTOS así como los conflictos de interpretación o las excepciones al
cumplimiento de algún procedimiento, junto con el motivo que lo justifica.
Junto con cada Programación Estacional y Reprogramación
Trimestral, el OED debe elaborar y elevar a la SECRETARIA DE ENERGIA un Informe
de Implementación de LOS PROCEDIMIENTOS. En dicho informe el OED debe incluir:
e) los criterios aplicados para la implementación de LOS
PROCEDIMIENTOS, indicando metodologías de aplicación, interpretaciones
realizadas y desempeño;
f) inconvenientes detectados en la programación y
operación del sistema y administración del MEM para la implementación y
aplicación de LOS PROCEDIMIENTOS, tanto en lo comercial como en lo técnico y
operativo;
g) cada conflicto con agentes y Comercializadores en
cuanto a interpretación y/o aplicación de LOS PROCEDIMIENTOS y, cuando
corresponda, el modo en que fue resuelto;
h) inconvenientes detectados en el funcionamiento de los
modelos y sistemas administrativos vigentes y, de corresponder, propuesta de
necesidad de ajustes;
i) toda excepción transitoria a lo establecido en LOS
PROCEDIMIENTOS, identificando a el o los agentes a quienes se aplicó y el
motivo que lo justificó.
La SECRETARIA DE ENERGIA pondrá el Informe en
conocimiento de los agentes y Comercializadores del MEM, que contarán con DIEZ
(10) días hábiles para enviar sus observaciones. La SECRETARIA DE ENERGIA
analizará el informe y las observaciones recibidas dentro del plazo indicado
para verificar que la implementación e interpretaciones realizadas se ajusten a
LOS PROCEDIMIENTOS así como identificar la necesidad y conveniencia de mejoras
o ajustes.
CAPITULO 2
2. PRECIOS ESTACIONALES
Los Precios Estacionales se fijan periódicamente según
una tarifa binómica calculada en base a la operación del MEM prevista por el
OED, con precios de la energía que tienen en cuenta el costo marginal probable,
y precios de la potencia por requerimientos de cubrimiento de la demanda, nivel
de reserva y otros servicios relacionados con la calidad de la operación del
MEM. El Precio de la Energía se define para TRES (3) bandas horarias que son:
la banda horaria de valle, la banda horaria de pico y la banda horaria de horas
restantes.
Se considera el año con DOS (2) períodos de SEIS (6)
meses (Período Estacional), dividido cada uno de ellos en DOS (2) subperíodos
de TRES (3) meses (Período Trimestral).
* Período Estacional de Invierno: Corresponde a los días
comprendidos entre el 1 de mayo y el 31 de octubre de cada año inclusive, y se
divide en un Primer Trimestre de Invierno (mayo a julio) y en un Segundo
Trimestre de Invierno (agosto a octubre).
* Período Estacional de Verano: Corresponde a los días
comprendidos entre el 1 de noviembre y el 30 de abril inclusive, y se divide en
un Primer Trimestre de Verano (noviembre a enero) y un Segundo Trimestre de
Verano (febrero a abril).
Con los modelos de optimización y programación aprobados
por la SECRETARIA DE ENERGIA y la Base de Datos Estacional, el OED deberá
realizar la Programación Estacional del MEM basado en el despacho óptimo que
minimice el costo total de operación y los servicios de reserva de potencia, de
acuerdo a lo que establece el presente capítulo de LOS PROCEDIMIENTOS. En cada
Programación Estacional el OED calculará:
* los precios que resultan para el primer trimestre;
* como previsión indicativa, los precios esperados para
el segundo trimestre.
Antes de finalizar el primer trimestre del Período
Estacional, el OED deberá realizar la Reprogramación Trimestral para calcular
los precios para el segundo trimestre, ajustando los datos utilizados para
determinar la previsión indicativa en la correspondiente Programación
Estacional.
A lo largo del año, el OED producirá entonces CUATRO (4)
programaciones y cálculos de precios trimestrales.
* Programación Estacional de Invierno.
* Reprogramación Trimestral de Invierno.
* Programación Estacional de Verano.
* Reprogramación Trimestral de Verano.
El OED deberá enviar la versión preliminar del estudio
correspondiente al período programado, ya sea la Programación Estacional o la
Reprogramación Trimestral, denominado Programación Provisoria, a los agentes
del MEM para su análisis y comentarios. Luego de realizar los ajustes
necesarios de acuerdo a las observaciones recibidas, el OED debe elaborar la
Programación Definitiva que enviará a la SECRETARIA DE ENERGIA. En base a este
estudio, la SECRETARIA DE ENERGIA de energía establecerá mediante Resolución
los precios estacionales de la energía y de la potencia para el siguiente
Período Trimestral.
2.1. BASE DE DATOS ESTACIONAL
2.1.1. DATOS ESTACIONALES
Antes del 10 de febrero y 10 de agosto de cada año cada
agente del MEM con la mejor información disponible debe suministrar al OED,
para que conforme la Base de Datos Estacional, los datos correspondientes a los
valores esperados para el siguiente Período Estacional y los períodos
subsiguientes establecidos, tal como se indica en el Anexo 2 de LOS
PROCEDIMIENTOS. Para la Reprogramación Trimestral los agentes deben enviar los
ajustes necesarios.
Las ofertas de importación y requerimientos de
exportación previstas para el Período Estacional con países interconectados,
correspondientes a Contratos de Abastecimiento autorizados por la SECRETARIA DE
ENERGIA o a excedentes y faltantes previstos deben ser informadas al OED dentro
de los mismos plazos indicados. En consecuencia, los agentes y
Comercializadores del MEM que cuenten con contratos de importación o
exportación deben enviar al OED:
* la energía prevista abastecer al contrato, de tratarse
de un contrato de exportación, indicando las curvas de carga típicas de entrega
prevista;
* la energía prevista tomar del contrato, de tratarse de
un contrato de importación, indicando las curvas de carga típicas prevista de demanda
a cubrir con el contrato.
De no suministrar esta información, el OED debe utilizar
la información de toma obligada de energía y/o curvas representativas acordada
en el contrato, de acuerdo a las características que establece el Anexo 30 de
LOS PROCEDIMIENTOS. Si el contrato define la energía máxima mensual requerible,
el OED debe verificar que la energía correspondiente a las curvas informadas no
supera en algún mes dicho valor máximo. De superar este máximo, el OED
realizará los ajustes necesarios, reduciendo proporcionalmente la curva
informada.
El OED sólo incorporará a la Base de Datos Estacional las
ofertas de importación en que exista un compromiso firme de mantener la oferta
durante el Período. De manera análoga, los requerimientos de exportación sólo
deben ser incluidos en la Base de Datos Estacional en la medida en que exista
el compromiso de mantener el requerimiento durante el Período, y que
adicionalmente el OED prevea que existirá en el MEM el excedente de oferta
necesario para su cubrimiento.
El OED deberá definir precios representativos de
combustibles (Precios de Referencia Estacionales y Valores Máximos Reconocidos)
de acuerdo a la metodología establecida en el Anexo 13 de LOS PROCEDIMIENTOS, y
calcular los Costos Variables de Producción Estacionales (CVPE) de las máquinas
térmicas.
De no suministrarse toda la información estacional dentro
del plazo indicado, es responsabilidad del OED definir los datos faltantes con
la mejor información posible, de acuerdo a datos disponibles e hipótesis que
informará a las empresas correspondientes. Para la forma de las curvas típicas
de demanda no informadas, el OED debe utilizar las cargas medias registradas el
mismo mes del año anterior en los días definidos como típicos. Con respecto a
la demanda de energía y potencia, el OED debe completar la información faltante
con los valores registrados doce meses antes más una tasa de crecimiento anual
que estimará en función de las previsiones y datos existentes. El OED debe
informar a la empresa correspondiente la tasa considerada.
Dado que con estos datos se calcularán los Precios
Estacionales, será responsabilidad del OED analizar la validez y consistencia
de los mismos. De detectar para algún dato incoherencias respecto del conjunto
o respecto de valores reales registrados, el OED debe solicitar al agente las
modificaciones necesarias indicando el motivo que justifica el pedido. De no
llegar el agente y el OED a un acuerdo respecto del valor a utilizar, el OED
debe utilizar el valor que indique el agente pero debe dejar constancia escrita
de su objeción. La información objetada por el OED se denomina Dato Observado y
se considera en esta condición durante el transcurso del trimestre para cuya
definición de precios fuera objetada.
Durante el transcurso de cada Periodo Trimestral, el OED
debe realizar el seguimiento de los Datos Observados. De verificar algún mes
que el dato real se aparta en más del DIEZ (10) % respecto del valor informado
por la empresa y que dicho apartamiento se corresponde con la objeción
realizada, el OED quedará automáticamente habilitado a modificar ese dato en
los siguientes CUATRO (4) Períodos Trimestrales. El conjunto de datos en que se
cumple esta condición se denomina Datos Habilitados a Definir por el OED. El
OED debe informar al agente cada vez que uno de sus datos ingresa en esta
condición. Durante los períodos trimestrales en que quedó habilitado, el OED
podrá rechazar el valor que informe el agente y utilizar en su lugar una
previsión propia. En este caso, el OED debe informar al agente el valor
modificado y el motivo, y el agente no podrá objetar dicho valor.
En la Programación Estacional y Reprogramación Trimestral
el OED debe incluir el conjunto de valores de la Base de Datos Estacional que
fueron definidos por el OED, ya sea por falta de información o por estar
habilitado a su modificación, y el listado de los Datos Observados indicando
para cada uno el motivo de la objeción.
Durante el transcurso de cada Periodo Trimestral, el OED
debe realizar el seguimiento del comportamiento de las variables respecto de
los valores supuestos, y de los precios reales resultantes respecto de los
precios previstos.
A lo largo del Período Trimestral los agentes deben
notificar al OED cualquier modificación que surja en su previsión de los
valores incluidos en la Base de Datos Estacional. Será responsabilidad del OED
mantener actualizada la base de datos y al finalizar cada mes suministrar a los
agentes del MEM las modificaciones realizadas.
2.1.2. MANTENIMIENTO PROGRAMADO
2.1.2.1. TRANSPORTISTAS
Antes del 10 de enero y 10 de julio, cada empresa
Transportista debe informar a los usuarios de su área de influencia el programa
de mantenimiento previsto para el próximo Período Estacional, indicando también
un programa tentativo para los siguientes TREINTA (30) meses después de dicho
semestre. Dichos usuarios contarán con DIEZ (10) días corridos para analizarlo,
informar sus objeciones y/o sugerir programaciones alternativas justificándolas
en sus requerimientos. De surgir objeciones, la empresa Transportista debe
reunirse con los correspondientes 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 de cada año la
empresa Transportista debe enviar al OED su programa de mantenimiento para el
período en estudio, incluyendo la estimación para los TREINTA (30) meses
posteriores a dicho semestre. De no haber llegado a un acuerdo con sus usuarios
debe enviar:
* el programa propuesto por la Transportista y las
objeciones de los usuarios;
* las modificaciones propuestas por los usuarios y las
objeciones de la Transportista.
En el punto 2.1.2.3. se indica cómo se procederá en estos
casos.
2.1.2.2. GENERADORES Y COGENERADORES
Los Generadores y Cogeneradores deben informar antes del
1 de febrero y 1 de agosto de cada año sus necesidades de mantenimiento para el
Período Estacional a programar, incluyendo además una estimación para los
siguientes TREINTA (30) meses.
2.1.2.3. COORDINACION DEL MANTENIMIENTO PROGRAMADO
El OED debe analizar todos los pedidos de mantenimiento
en conjunto, pudiendo sugerir modificaciones en función de su efecto sobre la
operación programada, los precios previstos y especialmente sobre el riesgo de
falla ya sea por falta de energía o de potencia. Para el Sistema de Transporte,
si no hubo acuerdo con los usuarios del Area de Influencia, el OED debe definir
el programa más conveniente desde el punto de vista del despacho conjunto del
MEM en base a la información suministrada pero teniendo en cuenta las
objeciones tanto de los usuarios como de la Transportista.
El OED debe reunir a los agentes Generadores,
Cogeneradores y Transportistas del MEM antes del 15 de febrero y 15 de agosto
de cada año para analizar posibles alternativas de mantenimiento, y coordinar y
acordar un programa de mantenimiento que minimice el costo total de operación y
riesgo de falla, dentro de las posibilidades de cada agente de modificar su
programa original propuesto. En caso de no existir acuerdo entre las empresas
del MEM respecto a la programación de los mantenimientos ésta será la que
establezca el OED.
La reunión tendrá una duración máxima de DOS (2) días. Al
comenzar la reunión el OED debe presentar un estudio incluyendo:
* el programa de mantenimiento propuesto por el OED;
* las modificaciones realizadas a los pedidos de
mantenimiento informados por los agentes y su justificación;
* los resultados del programa propuesto (evolución de
precios, riesgo de falla, evolución de la disponibilidad y reserva de potencia,
etc.).
Los agentes cuyas solicitudes de mantenimiento hayan sido
modificadas podrán objetar el cambio, justificándolo debidamente y proponiendo
un programa alternativo teniendo en cuenta los inconvenientes detectados por el
OED, o manteniendo el pedido original indicando el motivo de su reiteración. Si
el motivo se basa en fechas inmodificables, el OED debe respetar las fechas de
mantenimiento solicitadas. De lo contrario y de no llegar a un acuerdo, debe
realizar la programación del período para las distintas alternativas de
mantenimiento propuestas y analizar los costos resultantes. En el segundo día
de reunión, el OED debe presentar el estudio realizado. De resultar menor el
costo total de operación en el MEM para el mantenimiento solicitado por el
agente, 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 debe ser incorporado por el OED a la
Base de Datos Estacional. El programa correspondiente al siguiente Período
Estacional se denomina Mantenimiento Programado Estacional, y el
correspondiente a los TREINTA (30) meses posteriores a dicho período se
denomina Mantenimiento Programado Tentativo.
A lo largo del Período Estacional, las empresas podrán
solicitar modificaciones a su mantenimiento previsto en el Mantenimiento
Programado Estacional. De tratarse de un Transportista sólo podrá solicitarlo
de contar previamente con el acuerdo de los usuarios de su Area de Influencia.
El OED debe analizar cada pedido y sólo lo podrá aceptar si significa un
aumento en el precio medio del trimestre menor del CINCO (5) % respecto del
Precio Estacional sancionado. Al finalizar cada mes debe informar a todos los
agentes las modificaciones al Mantenimiento Programado Estacional.
2.2. MODELOS DE OPTIMIZACION Y PROGRAMACION DE LA
OPERACION
Para realizar la Programación Estacional, el OED debe
utilizar modelos de optimización y planificación de la operación del MEM que
hayan sido previamente aprobados por la SECRETARIA DE ENERGIA, que realicen el
despacho estacional minimizando el costo total esperado de operación, calculado
como el costo de producción más el costo de falla.
Las características de los modelos deben ser tales que
cumplan las siguientes condiciones.
* El modelado de la demanda debe representar las curvas
de carga típicas, y permitir considerar su aleatoriedad mediante distintos
comportamientos posibles.
* La red de Transporte debe estar representada con el
detalle requerido para incluir las restricciones a las posibilidades de llevar
la oferta disponible hasta donde lo requiera la demanda y que afectan
significativamente el precio medio resultante para un Período Trimestral.
* La oferta debe incluir la representación de las cuencas
hidroeléctricas del MEM, modelando sus características y las condiciones
establecidas en las Normas de Manejo de Agua de los Contratos de Concesión con
el nivel de detalle necesario para tener en cuenta su efecto sobre los precios
estacionales.
* Deben permitir realizar la optimización de los embalses
de las centrales hidroeléctricas denominados Centrales de Capacidad Estacional
y determinadas con la metodología indicada en el Anexo 22 de LOS
PROCEDIMIENTOS.
* Deben tener en cuenta la aleatoriedad del aporte
hidráulico en cada una de las centrales hidroeléctricas con potencia instalada
y energía firme significativa dentro de la oferta de generación total del MEM,
tal como se define en el Anexo 22 de LOS PROCEDIMIENTOS.
* Para incluir el sobrecosto que resulta por la reserva
definida para regulación de frecuencia, deben modelar la reserva regulante en
cada máquina habilitada y prevista a participar en la regulación, indicando
como potencia máxima la efectiva menos el porcentaje correspondiente de acuerdo
a la banda acordada para el Período Estacional.
* Deben permitir representar el parque obligado por
restricciones de calidad.
* Debe permitir representar máquinas térmicas consumiendo
distintos tipos de combustibles con su disponibilidad y Costo Variable de
Producción.
* Deben permitir modelar las ofertas de venta de países
interconectados como generación adicional, con sus correspondientes precios.
Los requerimientos de exportación se deben poder modelar como demanda adicional
a ser cubierta sólo si existe el excedente necesario.
La descripción de los modelos, manual de uso y base de
datos serán suministrados a cada uno de los agentes del MEM. El OED deberá
suministrar los modelos a un agente que lo requiera siempre que el mismo
previamente haya abonado las licencias de uso si corresponde, y se comprometa
en forma escrita a las condiciones establecidas en dichas licencias y a no
suministrar el modelo a un tercero.
Cualquier modificación en los modelos o metodología debe
ser informada a los agentes del MEM, para sus observaciones y comentarios, y
sólo entrará en vigencia y podrá ser utilizada por el OED luego de la
aprobación de la SECRETARIA DE ENERGIA para su puesta en vigencia .
Los modelos actualmente vigentes son los siguientes.
* Modelo de Optimización OSCAR: Tomando un horizonte que
se ha definido en TRES (3) años, optimiza el manejo de los grandes embalses
hidroeléctricos calculando para cada semana el valor del agua embalsada,
teniendo en cuenta la aleatoriedad dada por la hidraulicidad.
* Modelo de Simulación MARGO: Con los valores 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, de cada semana. Permite considerar distintos
escenarios de aleatorios, en función del aporte hidráulico, pronósticos de
demanda, disponibilidad del parque, y disponibilidad de combustibles.
2.3. OFERTA HIDRAULICA
2.3.1. MODELADO DE LA OFERTA HIDRAULICA
Los modelos de programación y despacho deben representar
adecuadamente las características de las cuencas hidroeléctricas así como las
restricciones que resultan de los Contratos de Concesión que afectan su
operación y posibilidades de despacho. Será responsabilidad del OED garantizar
que el modelado cumpla las restricciones operativas y los compromisos
establecidos en la Concesión, pero no limite su operación más allá de lo
requerido por estas condiciones.
2.3.1.1. MODELADO DE LAS CUENCAS HIDROELECTRICAS DEL MEM
El OED debe:
* incluir en los modelos de optimización, programación y
despacho del MEM la representación de las cuencas hidroeléctricas;
* realizar el seguimiento del comportamiento del modelado
utilizado;
* modelar las modificaciones que se vayan presentando a
las características de la oferta hidroeléctrica.
En caso de incorporarse una nueva central hidroeléctrica
de embalse, el OED debe incluir el nuevo embalse en el modelado con el nivel de
detalle necesario de acuerdo a lo significativa que resulta su oferta de
energía y potencia para la definición de precios en el MEM. A su vez, de
acordarse cambios en el Contrato de Concesión de una central en lo que hace a
Normas de Manejo de Aguas, debe realizar las modificaciones que correspondan en
los modelos.
De detectar apartamientos en los resultados del modelo
con respecto a las restricciones establecidas, el OED debe realizar los ajustes
necesarios.
Por su parte, el Generador podrá requerir modificaciones
al OED si verifica para condiciones reales registradas en la operación o para
condiciones previstas en la programación que el resultado del modelo no cumple
alguna de sus restricciones. Para ello debe enviar al OED el cambio requerido,
el motivo que lo justifica y el o los casos en que se verificó el error de
modelado. El OED podrá reunirse con el Generador para acordar la necesidad y
modo de modificar el modelado. De no llegar a un acuerdo, el OED debe mantener
el modelado vigente salvo que exista por lo menos un caso real en que el
Generador demostró que el resultado del modelo vulneró las restricciones
vigentes en cuyo caso debe realizar la modificación.
Cada vez que el OED realice un ajuste a la representación
de un embalse y/o central hidroeléctrica, debe informar al Generador el nuevo
modelado, indicando el cambio realizado y su justificación. El Generador
contará con DIEZ (10) días hábiles para su análisis y enviar sus observaciones
al OED. En caso de existir objeciones por parte del Generador, el OED debe
reunirse con el agente para analizar las diferencias de criterios y acordar el
modelado definitivo. De no llegar a un acuerdo, se considerará aprobado el
modelado del OED salvo que el Generador demuestre que el funcionamiento del
modelo en casos basados en datos reales no cumple alguno de sus requerimientos
de Concesión. En este caso, el OED debe realizar el cambio de modelado
requerido por el Generador.
2.3.1.2. CENTRALES HIDROELECTRICAS DE CAPACIDAD
ESTACIONAL.
El OED debe analizar la información suministrada por las
centrales hidroeléctricas consideradas de capacidad estacional respecto a sus
restricciones de operación y despacho, y verificar su coherencia respecto a
otros Concesionarios sobre la misma cuenca y si existen apartamientos respecto
de la realidad observada o su Contrato de Concesión. En caso de detectar
inconsistencias, debe requerir del Generador la justificación de la información
suministrada y podrá sugerir modificaciones. De no llegar a un acuerdo, el OED
debe mantener la información del agente pero dejando constancia en la
Programación Estacional de su objeción y los motivos de la misma, pasando a
formar parte de los Datos Observados.
De no contarse dentro del plazo requerido con toda la
información sobre las restricciones a aplicar a la operación y despacho de las
centrales hidroeléctricas, el OED debe completar los datos faltantes teniendo
en cuenta el Contrato de Concesión y, de existir, los valores utilizados en el
mismo Período Estacional anterior, y toda otra información válida. El OED debe
informar al Generador el valor asumido y su justificación.
2.3.1.3. CENTRALES HIDROELECTRICAS DE CAPACIDAD MENSUAL Y
SEMANAL.
Para las centrales hidráulicas de embalse que no
correspondan a capacidad estacional, el Generador debe informar las energías
semanales previstas resultado de su propia optimización teniendo en cuenta sus
pronósticos de aportes y requerimientos aguas abajo. De no contar con esta
información dentro de los plazos indicados, el OED debe utilizar las energías
semanales correspondientes a la media histórica de no contar con pronósticos, o
las características del tipo de año hidrológico previsto de existir
pronósticos.
El OED debe modelar estas centrales como una oferta de
energía a generar en cada semana. El despacho semanal de esta energía debe
tener en cuenta las posibilidades de empuntamiento y requerimientos de caudal
de base aguas abajo de acuerdo a las restricciones de operación establecidas.
2.3.1.4. CENTRALES HIDRAULICAS DE PASADA
Las centrales hidroeléctricas ubicadas en ríos de
llanura, tales como el Paraná y el Uruguay, prácticamente sin capacidad de
embalse regulante pero con una oferta de energía y potencia significativa para
el MEM, se modelarán como centrales de pasada pero incluyendo la serie
histórica de los ríos para reflejar el efecto en el MEM 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, que debe suministrar el Generador al OED.
De no suministrar esta información, el OED debe proceder de manera análoga a la
indicada en el punto 2.3.1.3.
2.3.2. PRONOSTICOS HIDROLOGICOS
Será responsabilidad de los Generadores de las centrales
hidroeléctricas a optimizar por el OED suministrar los pronósticos necesarios
para estimar los aportes esperados. Dichos pronósticos deben discriminar por
períodos el volumen esperado, la distribución probable de dicho volumen dentro
del período, y la dispersión posible. Podrán suministrarse como pronósticos
estocásticos, con series de caudales con probabilidad asociada. De no contar
con este tipo de información, deben suministrar por lo menos el tipo de año
hidrológico esperado, con su probabilidad asociada.
Será responsabilidad del OED analizar la información en
su conjunto, verificando que sobre la misma cuenca o sobre cuencas próximas los
pronósticos correspondan a tipos de años hidrológicos de probabilidad similar.
Debe verificar además la consistencia de los pronósticos respecto de los
afluentes y condiciones climáticas registrados en los meses anteriores, tanto
en lo que hace a aportes como precipitaciones y temperatura. De no suministrar
información alguna central hidroeléctrica, el OED debe tomar como previsión de
aportes:
* si existe otra central sobre la misma cuenca que sí
suministró pronóstico, los valores que correspondan a la serie hidrológica y la
probabilidad o tipo de año informada por el otro Generador;
* de no existir otra central sobre la misma cuenca con
pronósticos, toda la serie hidrológica, pudiendo darle distinto peso a cada año
de acuerdo al comportamiento registrado en los meses anteriores, tanto en lo
que hace a aportes como precipitaciones y temperatura.
2.4. PRECIO ESTACIONAL DE LA ENERGIA
2.4.1. CALIDAD DEL SERVICIO
Para fundamentar la elección de una determinada calidad
de desempeño ante desbalances instantáneos de corta duración entre oferta y
demanda, el OED debe presentar a los agentes 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 la reserva suficiente para enfrentarlos.
El OED debe utilizar 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
regulante, la energía no suministrada de corta duración por fallas aleatorias
en el equipamiento en servicio. Cuanto mayor sea 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.
En base a los resultados obtenidos para el semestre, el
OED debe determinar la curva que relaciona distintos niveles de reserva de
potencia para regulación con su costo, calculado con el incremento en el costo
de operación más el costo de la energía no suministrada. El óptimo será aquel
en que el costo total, igual a la suma del costo de operación más el costo por
la interrupción intempestiva probable, resulte mínimo.
A más tardar el 15 de febrero y 15 de agosto de cada año
el OED debe enviar a los Generadores el estudio sobre reserva regulante y la
distribución entre regulación primaria y secundaria. Los Generadores contarán
con CINCO (5) días corridos para informar sus observaciones.
Antes del 25 de febrero y el 25 de agosto de cada año el
OED presentará la propuesta a los Distribuidores y Grandes Usuarios del MEM
sobre el criterio definido para dimensionar la reserva regulante y la curva
potencia regulante-costo, junto con el óptimo para la operación del sistema
eléctrico, adjuntando las observaciones de los Generadores.
Los Distribuidores y Grandes Usuarios contarán con CINCO
(5) días corridos para analizar la propuesta y acordar la reserva regulante a
utilizar durante el Período Estacional, pudiendo ser una banda distinta al
óptimo propuesto pero no de inferior desempeño. De no llegar a un acuerdo en
ese plazo, se utilizará el óptimo sugerido por el OED.
La reserva regulante definida, identificando la
participación que corresponde a regulación primaria y la participación de la
regulación secundaria, estará vigente durante todo el correspondiente Período
Estacional.
2.4.2. PRECIO DEL MERCADO Y PRECIOS DE NODO
El despacho óptimo se realiza en el Mercado transfiriendo
la oferta de generación al Mercado adicionando al Costo Variable de Producción
de cada máquina térmica el costo variable del transporte de la energía desde su
punto de conexión hasta el Mercado.
El precio de la energía que resulta en el nodo Mercado
para el despacho económico se denomina el Precio de Mercado (PM) de acuerdo a
la definición del Capítulo 1 de LOS PROCEDIMIENTOS.
Para cada Precio de Mercado, en cada nodo de la red de
transporte le corresponde un precio de nodo transfiriendo el Precio del Mercado
hasta el nodo multiplicándolo por el Factor de Nodo. Dicho Factor de Nodo se
calcula tal como se describe en el Anexo 3 de LOS PROCEDIMIENTOS.
Para el cálculo de precios estacionales para la energía
de cada Período Trimestral, el OED debe establecer estados típicos previstos
definidos por configuraciones características esperadas en la red de Transporte
y estados de carga en los intervalos Spot de valle, pico y resto, tal como se
indica en el Anexo 3 de LOS PROCEDIMIENTOS. Para estos estados típicos el OED
debe simular el despacho y flujos previstos y calcular:
* el Factor de Nodo Estacional para cada punto de
Entrada/Salida del MEM en cada banda horaria, con la metodología que se indica
en el Anexo 3 de LOS PROCEDIMIENTOS;
* el flujo de potencia típico en cada nodo para cada
banda horaria.
El OED debe calcular el Factor de Nodo Estacional para
Distribuidores para cada banda horaria como:
* el Factor de Nodo Estacional en la banda horaria
correspondiente al nodo de conexión si el Distribuidor está vinculado en un
punto de Entrada/Salida al MEM;
* el promedio de los Factores de Nodo Estacionales en la
banda horaria para cada uno de los nodos de Entrada/Salida al MEM, ponderados
por la energía prevista en dichos nodos en los flujos de potencia estacionales
con que se definieron los Factores de Nodo Estacionales, si el Distribuidor se
conecta en varios puntos con el MEM;
* el Factor de Nodo Estacional del Distribuidor a través
de cuyas instalaciones se conecta al MEM si el Distribuidor no está vinculado
directamente a un punto de Entrada/Salida del MEM;
* el promedio ponderado por energía de los Factores de
Nodo Estacionales de los Distribuidores correspondientes si el Distribuidor no
está vinculado directamente a un punto de Entrada/Salida del MEM sino que se
conecta a través de instalaciones de varios Distribuidores.
2.4.3. DESPACHO ESTACIONAL
2.4.3.1. OFERTA EN EL MERCADO
Para el cálculo del Precio Estacional, el OED debe
considerar la oferta integrada por las máquinas pertenecientes a Generadores
del MEM de acuerdo a su disponibilidad prevista, las importaciones
comprometidas informadas por agentes y Comercializadores e incluidas en la Base
de Datos Estacional, y la disponibilidad informada por Autogeneradores y
Cogeneradores.
A su vez, la demanda debe estar integrada por los
requerimientos de Distribuidores, Grandes Usuarios y Autogeneradores que
compren en el MEM, y las exportaciones comprometidas informadas por agentes y
Comercializadores e incluidas en la Base de Datos Estacional. Si la exportación
es un compromiso previsto pero no corresponde a un contrato de exportación
firme se modelará como una demanda a cubrir condicionadas a la existencia del
excedente necesario en la oferta.
El OED debe representar los Acuerdos de Generación
Obligada definidos en el Anexo 14 de LOS PROCEDIMIENTOS tal que, en las
condiciones indicadas en el Acuerdo, corresponden a una generación forzada aun
cuando no la requiera el despacho económico. Para el caso de resultar
generación forzada, su Costo Variable de Producción no afectará el cálculo del
Precio Estacional de la Energía.
Para la previsión de Costos Variables de Producción
Estacionales, el OED utilizará los registros de Costo Variable de Producción
para el Despacho de las últimas CINCUENTA Y DOS (52) semanas y los precios de
referencia de combustibles mensuales en cada central. Para el caso de una
máquina nueva que no haya estado en servicio todas las últimas CINCUENTA Y DOS
(52) semanas, el OED deberá utilizar para las semanas en que no haya estado en
servicio el CVP definido para la máquina en el Predespacho Anual de Media.
El OED debe calcular índices de variación de precios de
combustibles en cada central térmica. Para ello, para cada tipo de combustible
el OED deberá calcular para cada mes del Período la relación entre el precio de
referencia previsto, calculado de acuerdo a lo que establece el Anexo 13 de LOS
PROCEDIMIENTOS, y el precio de referencia en la central registrado para el
mismo mes del año anterior.
El OED debe calcular el Costo Variable de Producción
Estacional (CVPE) de una máquina térmica ($ / kWh) para cada tipo de
combustible para cada semana del período y por banda horaria. Para ello tomará
el correspondiente Costo Variable de Producción para el Despacho (CVPD) de la
máquina en la misma semana del año anterior y lo multiplicará por el índice de
variación de precios de combustibles calculado para dicho combustible y para la
central en que está instalada la máquina. El Costo Variable de Producción
Estacional de una máquina térmica queda definido en consecuencia con tantos
valores como tipos de combustibles pueda consumir, y para cada tipo de
combustible por un valor por banda horaria (pico, valle y resto).
Para la Programación Estacional y Reprogramación
Trimestral, el OED calculará el Costo Marginal (CM) de cada máquina térmica con
su Costo Variable de Producción Estacional por combustible.
El OED debe representar el Costo Marginal en el Mercado
(CMM) de cada máquina térmica “q” transfiriendo su Costo Marginal (CM) al
Mercado dividiéndolo por el factor de nodo (FN) de la central.
CMMq ($/MWh) = CMq / FNq |
Las supuestos de ofertas Spot incluidas para un nodo
frontera “i” consistirán en paquetes de energía y/o potencia con un precio
asociado (PIMP), que el OED debe modelar como máquinas adicionales cuyo costo
es el precio requerido transferido al Mercado (PIMPM) a través del factor de
nodo en la interconexión.
PIMPMi ($/MWh) = PIMPi / FNi |
2.4.3.2. ALEATORIOS CONSIDERADOS
El OED debe simular la operación del Período Estacional
para distintos escenarios, correspondientes a distintos comportamientos
probables de las variables aleatorias del sistema, para representar de la mejor
manera posible las variaciones que se pueden presentar en la oferta y la
demanda y reflejar dicha posible variación en el Precio Estacional. Dichas
variables aleatorias incluyen:
·
Hidraulicidad;
·
Crecimiento de la demanda;
·
Indisponibilidad del parque de generación;
·
Comportamiento de los precios de combustibles;
·
Supuestos de ofertas de importación y exportación de
oportunidad (Spot), de acuerdo a lo que establece el Anexo 30 de LOS
PROCEDIMIENTOS.
El OED debe definir escenarios alternativos
correspondientes a distintos comportamientos de las variables aleatorias . Para
ello debe incluir en cada uno de los ríos en que se ubican centrales
hidroeléctricas con potencia instalada y energía firme que afectan la
definición del precio medio estacional la aleatoriedad hidráulica utilizando la
serie de caudales o, de existir pronóstico, los aportes previstos, los cuales
preferentemente deben ser representados como un pronóstico estocástico,
indicando series de distinta probabilidad asociada.
También, en base a las condiciones previstas y las ya
registradas, analizará el aleatorio precio de combustible y su impacto en los
Costo Variable de Producción Estacionales previstos, y el aleatorio importación
y exportación de energía eléctrica.
De no incluir la demanda y/o la disponibilidad térmica
como aleatorio, el OED debe realizar un análisis de sensibilidad del precio
medio de la energía en el trimestre a las variaciones posibles de estas
variables de acuerdo a hipótesis que debe definir.
2.4.3.3. PRECIO DE REFERENCIA DE LA ENERGIA
Para los escenarios definidos, el OED debe realizar el
despacho óptimo de la oferta disponible con su costo en el Mercado, teniendo en
cuenta las restricciones de la red de Transporte modelada, de forma tal de
abastecer la demanda minimizando el costo de producción más el de falla.
Con la serie de resultados obtenidos de los escenarios
definidos, el OED obtendrá los precios previstos en el Mercado para distintas
probabilidades de excedencia, y el sobreprecio estacional por riesgo de falla.
Las probabilidades de excedencia a considerar se definen: DIEZ (10) %,
VEINTICINCO (25) %, CUARENTA (40) %, CINCUENTA (50) %, SETENTA (70) % y OCHENTA
(80) %.
2.4.3.3.1. PRECIO MEDIO EN EL MERCADO
Dado un escenario “l”, el OED obtendrá para cada semana
“s” el Precio de Mercado previsto en cada banda horaria “b” de pico, valle y
horas restantes (PM s,b ). Con estos valores, el OED debe calcular para cada
trimestre “t” del Período Estacional el Precio Promedio del Mercado (PMM) en
cada banda horaria “b” (PMM (l) t,b ) como el promedio ponderado de los precios
semanales del trimestre utilizando como factor de ponderación la demanda
semanal prevista abastecer (DEMABAST). Dicha demanda se calculará como la
demanda total prevista de Distribuidores, Grandes Usuarios y Autogeneradores
menos la previsión de energía no suministrada resultante del despacho, más la
demanda de bombeo resultado del despacho.
PMM (l) t,b ($/MWh) = ås(
PM (l) s,b * DEMABAST (l) s,b)
––––––––––––––––––––––––––– ås
DEMABAST (l) s,b |
siendo “s” las semanas del trimestre “t”.
Este valor corresponde al medio esperado del precio de la
energía en el trimestre para la banda horaria “b” y el escenario considerado.
Como resultado del conjunto de escenarios definidos, el OED obtendrá una serie
de precios promedios de Mercado con la que debe calcular en cada banda horaria
“b” Precios Probables de Mercado (PMPROB) para las probabilidades de excedencia
definidas. Cada precio PMPROBb,p correspondiente a una probabilidad “p” % será
calculado por el OED como el precio que es superado en un “p” % de los casos en
la serie obtenida.
2.4.3.3.2. SOBREPRECIO ESTACIONAL POR RIESGO DE FALLA
En los programas de optimización y simulación de la
operación del MEM la falla se modela como escalones “f” de distinta
profundidad, expresados cada uno como un porcentaje de la demanda que no se
podrá abastecer por falta de generación y su costo asociado (CFALLA). El último
escalón corresponde al Costo de la Energía no Suministrada (CENS).
El Costo de la Energía no Suministrada es determinado por
la SECRETARIA DE ENERGIA, a través de estudios de valorización económico y
social de la energía no abastecida. El valor vigente a partir del 1 de mayo de
1994 es de UNO COMA CINCO (1,5) dólares por kWh no suministrado.
Dado un escenario “l”, el OED obtendrá para cada semana
“s” la energía no suministrada (ENS) prevista en cada escalón de falla “f” y el
valor correspondiente a cada una de las probabilidades de excedencia “p”
definidas (ENSPROBs,f,p).
En base al riesgo de falla de energía, de surgir energía
no suministrada (ENS) prevista, o el riesgo de falla en la punta dada la
indisponibilidad probable, el OED debe determinar el Sobreprecio Estacional por
Riesgo de Falla (SERF) para la probabilidad de excedencia correspondiente al
CINCUENTA (50) % de acuerdo a la metodología establecida en el Anexo 6 de LOS
PROCEDIMIENTOS.
2.4.3.3.3. PRECIOS PROBABLES DE LA ENERGIA POR BANDA
HORARIA
El precio de la energía en la banda horaria “b” PPROBb,p
correspondiente a una probabilidad de excedencia “p” es calculado por el OED
con el correspondiente Precio Probable de Mercado (PMPROB) salvo en la banda
horaria de pico en que al Precio Probable de Mercado (PMPROB) se debe adicionar
el correspondiente Sobreprecio Estacional por Riesgo de Falla (SERF).
* Siendo “b” la banda horaria de horas restantes o valle,
resulta para la probabilidad de excedencia “p”:
PPROB b,p = PMPROB b,p |
* Siendo “b” la banda horaria de pico, resulta para la
probabilidad de excedencia “p”:
PPROB b,p = PMPROB b,p + SERF |
En consecuencia, el OED debe calcular para cada banda
horaria “b” los siguientes precios probables: PPROB b,10% , PPROB b,25% , PPROB
b,40% , PPROB b,50% , PPROB b,70% y PPROB b,80% .
2.4.4. APARTAMIENTOS POR PRECIOS LOCALES
Para cada Precio de Mercado que resulta del despacho en
el Mercado, se tiene un precio en cada nodo de la red de Transporte
transfiriendo el Precio de Mercado al nodo afectándolo de su Factor de Nodo.
El Precio de Nodo se calcula como:
* el Precio del Mercado transferido hasta el nodo
multiplicándolo por su Factor de Nodo, si el área en que se encuentra el nodo
está vinculada al Mercado sin restricciones que afecten al despacho óptimo;
* el Precio Local que resulte en el área transferido
hasta el nodo, de estar el nodo dentro de un Area Desvinculada del Mercado.
Durante el transcurso de cada Período Trimestral, el OED
deberá identificar las condiciones de las Areas Desvinculadas que se produzcan
al activarse una restricción de transporte entre el conjunto de nodos del área
y el Mercado que genere limitaciones al despacho óptimo del MEM y en que el
área tendrá su propio precio, denominado Precio Local (PL). El OED deberá
realizar el seguimiento de los precios locales que se presenten y evaluar los
apartamientos que se registran para cada Distribuidor respecto del
correspondiente Precio Estacional de la energía. Cada vez que un área se
desvincule del Mercado, se generará una diferencia que puede ser negativa o
positiva para los Distribuidores del área, denominada Sobrecosto por Precio
Local (SCPL). El OED debe calcular este sobrecosto en cada intervalo Spot como
la diferencia entre el Precio de Mercado y el Precio Local para ese intervalo
Spot, multiplicado por el correspondiente factor de nodo. El Sobrecosto por
Precio Local para un Distribuidor “j” que se encuentre en un área desvinculada
“a” en el intervalo Spot “h” resulta:
SCPL h j ($) = (IPL h a -
PM h ) * FN h j * PDEMEST h j |
siendo PDEMEST h j la demanda de energía comprada a
Precio Estacional por el Distribuidor “j” en el intervalo Spot “h”.
Cada intervalo Spot en que el Distribuidor se encuentra
vinculado al Mercado, el sobrecosto será cero.
Al finalizar cada mes “m”, el OED debe integrar los
apartamientos registrados y obtener para cada Distribuidor “j” el Apartamiento
por Precios Locales (APPL) acumulado en el mes.
APPL m j ($) = åh
SCPL h j siendo “h” los intervalos Spot del mes. |
A cada Período Trimestral “t” se le asignará el
apartamiento acumulado en los TRES (3) meses entre el último mes del Período
Trimestral segundo anterior (“t”-2) y el segundo mes del Período Trimestral
anterior (“t”-1), denominado Apartamiento Trimestral por Precios Locales.
APTRIPL t j ($) = åm
APPL m j |
siendo “m” los meses comprendidos entre m 1 y m 1 +2,
dónde m 1 es el primer mes del Período Trimestral a programar menos CUATRO (4).
Totalizando el monto del Apartamiento Trimestral por
Precios Locales que corresponde a cada Distribuidor, el OED obtendrá el monto
total a asignar al precio estacional de la energía para Distribuidores en el
trimestre “t”.
APTOTPL t ($) = åj
APTRIPL tj siendo “j” los Distribuidores. |
2.4.5. FONDO DE ESTABILIZACION
Cada mes surgirá una diferencia entre lo recaudado por
compras de energía y lo abonado por ventas de energía y por variables de
transporte en el MEM que se acumula en el Fondo de Estabilización, excluidas
las diferencias que surgen atribuibles a las pérdidas. La evolución de este
fondo refleja la diferencia acumulada entre el Precio Estacional de la Energía
y el Precio Spot medio de la energía.
La recaudación a asignar está dada por la suma de:
* los montos pagados por los Distribuidores por su compra
de energía realizada al precio estacional de la energía;
* los montos pagados por la compra de energía realizada a
Precio Spot por Grandes Usuarios y Autogeneradores;
* los montos pagados por Generadores y Cogeneradores con
contratos por la compra de energía a Precio Spot;
* los montos pagados al correspondiente Precio Spot por
las centrales de bombeo por su compra de energía para bombear;
* los montos pagados por los Contratos del Mercado a
Término en concepto de cargo variable del Transporte;
* los montos pagados por las exportaciones a países
interconectados realizadas en el Mercado Spot;
* el Monto Mensual de Diferencia por Energía que se
retira de la Cuenta de Energía Adicional.
El total pagado está dado por la suma de:
* los montos remunerados a Generadores, Autogeneradores y
Cogeneradores por las ventas de energía en el Mercado Spot;
* los montos remunerados por las ventas de energía en el
Mercado Spot a Distribuidores y Grandes Usuarios con contratos;
* el monto asignado a la Cuenta de Apartamiento del
Transporte como remuneración variable por energía eléctrica transportada
(RVTE);
* los montos abonados por las importaciones Spot de
energía de países interconectados.
El fondo requiere contar con un monto mínimo para cubrir
el pago a los vendedores de resultar los precios Spot durante el trimestre
superiores al Precio Estacional. Para cada Período Trimestral, el OED debe
calcular el Apartamiento Máximo Previsto (APMAX) como la diferencia que
resultaría si la demanda total prevista abastecer a Distribuidores al Precio
Estacional se debe producir a un precio que resulta mayor en un determinado
porcentaje, denominado Porcentaje de Apartamiento (%AP), que el precio previsto
para una probabilidad de ocurrencia del CINCUENTA (50) %. El Porcentaje de
Apartamiento se define en el QUINCE (15) %. El OED debe calcular dicho precio
medio como el promedio de los precios por banda horaria para una probabilidad
de ocurrencia del CINCUENTA (50) % (PPROB b,50% ) ponderado por la demanda
prevista abastecer a precio estacional en cada banda horaria.
El Apartamiento máximo resulta entonces:
APMAX t ($) = 0.15 * åb
[PPROB tb,50% * åj DEMESTB b,j
) ] |
siendo:
* b = banda horaria de pico, valle y resto.
* DEMESTB b,j = demanda prevista abastecer a Precio
Estacional al Distribuidor “j” durante el trimestre en la banda horaria “b”.
Para la Programación Estacional y Reprogramación
Trimestral se definirá la condición en que se encuentra el fondo de acuerdo al
monto disponible calculado como el monto acumulado en el Fondo de
Estabilización al 1 de abril de tratarse de la Programación Estacional de
Invierno, al 1 de octubre de cada año de ser la Programación Estacional de
Verano, y al 1 de julio y al 1 de enero para la Reprogramación Trimestral de
invierno y de verano respectivamente, más el monto con su correspondiente signo
a asignar en el trimestre al precio de Distribuidores por el Apartamiento por
Precio Local (APTOTPL).
Se definen las siguientes condiciones.
* El Fondo se encuentra en situación adecuada si el monto
disponible no es inferior al Apartamiento Máximo ni lo supera en más de un DIEZ
(10) %.
* El Fondo se encuentra en situación de probable sobrante
si el monto supera al Apartamiento Máximo previsto dentro de una banda que
oscila entre un DIEZ (10) % y un VEINTICINCO (25) %.
* El Fondo cuenta con recursos en exceso si el monto
disponible supera al Apartamiento Máximo previsto en más de un VEINTICINCO (25)
%.
* El Fondo se encuentra en situación de probable faltante
si el monto calculado es inferior al Apartamiento Máximo Previsto pero mayor
que el OCHENTA Y CINCO (85) % de dicho valor.
* El Fondo tiene falta de recursos si el monto disponible
es inferior al OCHENTA Y CINCO (85) % pero mayor que el CUARENTA (40) % del
Apartamiento Máximo Previsto.
* El Fondo no tiene recursos si el monto disponible es
inferior al CUARENTA (40) % del Apartamiento Máximo Previsto.
2.4.6. PRECIO ESTACIONAL DE LA ENERGIA PARA
DISTRIBUIDORES
El OED debe calcular el Precio de Referencia de la
Energía en el Mercado (PREF) en cada banda horaria para cada trimestre del
Período Estacional en base a los precios calculados para distintas
probabilidades, de acuerdo a lo indicado en el punto 2.4.3.3., y al riesgo de
falta de recursos que representa el estado del Fondo de Estabilización de
acuerdo a lo indicado en el punto 2.4.5. Cuanto mayor sea la disponibilidad en
el Fondo respecto del apartamiento máximo previsto, menor será el riesgo
necesario cubrir de que el Precio Spot medio de la energía resulte mayor que el
Precio Estacional de la Energía definido. Por el contrario, cuanto menor sea la
disponibilidad en el Fondo, se debe disminuir el riesgo que el Precio Spot
medio de la energía resulte en el trimestre mayor que el Precio Estacional
establecido.
* Si el Fondo se encuentra en situación adecuada, el
Precio Referencia para cada banda horaria será el precio que corresponde a
probabilidad CINCUENTA (50) %.
* Si el Fondo se encuentra en situación de probable
sobrante, el Precio de Referencia en cada banda horaria será el precio que
resulta para probabilidad SETENTA (70) %.
* Si el Fondo cuenta con recursos en exceso, el Precio de
Referencia para cada banda horaria será el correspondiente a probabilidad
OCHENTA (80) %.
* Si el Fondo se encuentra en situación de probable
faltante, el Precio de Referencia para cada banda horaria será el precio que
resulta para probabilidad CUARENTA (40) %.
* Si el Fondo tiene faltante de recursos, el Precio de
Referencia para cada banda horaria será el calculado para una probabilidad del
VEINTICINCO (25) %.
* Si el Fondo no tiene recursos, el Precio de Referencia
para cada banda horaria será el calculado para una probabilidad del DIEZ (10)
%.
Al primer trimestre del Período Estacional para la
Programación Estacional y al trimestre de la Reprogramación Trimestral,
denominado trimestre “t”, el OED debe asignar a cada Distribuidor un
Sobreprecio por Precios Locales (SPPL) dividiendo el Apartamiento Trimestral
por Precios Locales (APTRIPL) acumulado con su correspondiente signo por la
energía prevista abastecer en el trimestre a precio estacional (DEMEST). En la
Programación Estacional por no contarse aún con la información necesaria, será
supuesto con apartamiento cero el segundo trimestre, y se le asignará el
sobreprecio que corresponda en la Reprogramación Trimestral.
APTRIPL tj
SPPL tj ($/MWh) = ––––––––––––– åb
DEMESTB b j |
siendo:
* b = los períodos horarios de pico, valle y resto.
* DEMESTB b j = demanda prevista abastecer en
la banda horaria “b” a Precio Estacional al Distribuidor “j” durante el Período
Trimestral “t”.
El OED debe calcular el Precio Estacional (PEST) que
corresponde a cada banda horaria “b” para cada Distribuidor “j” en cada
trimestre “t” multiplicando el precio de referencia correspondiente por el
factor de nodo estacional (FNE) resultante para el Distribuidor y adicionándole
el sobrecosto por precios locales
PEST tjb ($/MWh) = PREF tb
* FNE tjb + SPPL tj |
2.4.7. CARGO POR ENERGIA ADICIONAL
2.4.7.1. CALCULO DE LAS DIFERENCIAS POR PERDIDAS
Para abastecer la demanda, la red eléctrica tiene un
nivel de pérdidas y, como resultado, en todo momento la generación de energía y
potencia requerida para abastecer a los agentes consumidores es superior a su
demanda de energía y potencia.
Las pérdidas son atribuibles a los siguientes motivos.
* Pérdidas variables por energía activa transportada.
* Pérdidas variables de energía reactiva transportada.
* Pérdidas de energía no variables del Transporte
(pérdidas en vacío de transformador y efecto corona).
Para un período “p”, se denomina Diferencia por Energía
(DIFE p , en MWh) al valor de pérdidas de energía medidas en dicho período
debido a las pérdidas variables por energía reactiva transportada y las
pérdidas no variables de Transporte que afectan las transacciones de energía.
Al finalizar cada semana “s” el OED debe realizar el cierre entre generación y
demanda de energía medidas. Al valor resultante como pérdidas totales de
energía le debe restar las pérdidas variables de Transporte por energía que
resultan del cálculo de los Factores de Nodo. El resultado de esta resta se
considera la Diferencia por Energía de la semana.
La Diferencia por Energía de un mes “m” (DIFE m , en MWh)
se calcula totalizando las diferencias correspondientes a las semanas del mes,
asignando a aquellas semanas que no estén comprendidas totalmente dentro del
mes la parte de su Diferencia por Energía proporcional a la energía abastecida
en los días de la semana que pertenecen al mes dentro de la demanda total de
energía abastecida en la semana.
Para cada semana “s”, se denomina Monto Semanal de
Diferencia por Energía (SEMDIFE s en $) al monto faltante que surge en las
transacciones de energía debido a la Diferencia por Energía. Este monto se
calcula:
* totalizando el monto que correspondería pagar por
energía a los Generadores, valorizando la generación al precio de nodo de la
energía, y al Transporte, como el monto asignado a la Cuenta de Apartamiento
del Transporte en concepto de remuneración variable por energía eléctrica
transportada (RVTE) y el monto asignado a la Cuenta de Restricciones a la
Capacidad de Transporte en concepto de Recaudación Variable por Precio Local de
Energía (RVPLE).
* y restando el monto que se recaudaría en concepto de
energía si toda la demanda se comprara en el Mercado Spot, valorizando la
demanda abastecida a su precio de nodo de la energía.
Para un mes “m”, se denomina Monto Mensual de Diferencia
por Energía ($DIFE m ) a la suma del Monto Semanal de Diferencia por Energía
(SEMDIFE s ) de las semanas del mes, asignando a aquellas semanas que no estén
comprendidas totalmente dentro del mes una parte del monto calculado
proporcional a la energía abastecida en los días de la semana que pertenecen al
mes dentro de la demanda total de energía abastecida en la semana.
Para un mes “m”, se denomina Precio Spot Mensual de la
Energía (PMMES m ) al promedio del precio Spot de la energía en el Mercado de
los intervalos Spot del mes, ponderado por la demanda abastecida.
Para un mes “m”, se denomina Porcentaje de Diferencia por
Energía (%DIFE m ) a la proporción del Precio Spot Mensual de la Energía que
representa el precio que resulta para las pérdidas medidas en la Diferencia por
Energía. Dicho precio de las pérdidas se calcula dividiendo el Monto Mensual de
Diferencia por Energía ($DIFE m ) por la Diferencia por Energía (DIFE m ).
%DIFE m = ($DIFE m / DIFE m
) / PMMES m |
2.4.7.2. PRECIO ESTACIONAL POR ENERGIA ADICIONAL
Junto con la Programación Estacional y Reprogramación
Trimestral, el OED debe incluir un informe, con los datos históricos de la
energía correspondiente a Diferencia por Energía (DIFE m ) registradas
mensualmente, indicando valores medios, máximos y mínimos, tendencia observada
y su análisis. En base a este informe, el OED debe proponer la Diferencia
Trimestral Prevista por Energía (DIFE t ) a utilizar en la
Programación.
Debe incluir también en dicho informe el Porcentaje de
Diferencia por Energía (%DIFE m ) que resulta históricamente de los
cálculos, indicando valores medios, máximos y mínimos, tendencia observada y su
análisis. En base a ello, el OED debe proponer el Porcentaje Previsto por
Energía (%DIFE t ) a utilizar en la Programación.
El OED debe informar el estado previsto al comienzo del
período a programar de la Cuenta por Energía Adicional, que se define en el
punto 2.4.7.4. Para el primer trimestre del período a programar (“t1”), el OED
debe considerar como ajuste al Precio Estacional por Energía Adicional el saldo
previsto en dicha cuenta al comienzo del período a programar (SALADIC), con
signo invertido, dividido por la demanda total de energía prevista abastecer a
Distribuidores (DEMDIST) en el trimestre.
AJUSA t1 ($/MWh) = - SALADIC / DEMDIST tl |
Para el segundo trimestre (“t2”) del Período Estacional,
el OED debe considerar que el ajuste es cero.
El OED debe calcular para cada Período Trimestral “t”, el
Porcentaje Previsto de la Diferencia por Energía (%PERDE), como el producto del
porcentaje que representa la Diferencia Trimestral Prevista por Energía (DIFE t
) dentro de la demanda prevista abastecer en el trimestre (DEMPREV), por el
Porcentaje Previsto por Energía (%DIFE t ).
DIFE t %PERDE t = —————————— * %DIFE t
DEMPREV t |
El OED debe calcular el Precio Estacional por Energía
Adicional (PERDEST tb ) que corresponde a cada banda
horaria “b” en cada trimestre “t” del período a programar totalizando los
siguientes valores.
a) El precio de la Diferencia por Energía, calculado como
el producto del Porcentaje Previsto de la Diferencia por Energía (%PERDE t )
por el Precio de Referencia de la Energía en el Mercado (PREF) en dicha banda
para el trimestre.
j) b) el ajuste calculado (AJUSA t ) dado el monto a
recuperar en el trimestre del saldo de la Cuenta por Energía Adicional.
Para “b” banda horaria de valle, pico o resto: PERDEST tb ($/MWh) = PREF tb
* %PERDE t + AJUSA t |
2.4.7.3. CALCULO DEL CARGO POR ENERGIA ADICIONAL
Los Distribuidores, Grandes Usuarios y Autogeneradores
que compran del MEM comparten el pago de las diferencias que surgen debido a
las pérdidas. Para ello, pagan mensualmente un Cargo por Energía Adicional de
acuerdo a la energía consumida en el mes.
2.4.7.3.1. VALOR SEMANAL DE LA ENERGIA ADICIONAL
Al finalizar cada semana “s”, el OED debe evaluar el
saldo de las pérdidas en el Mercado calculando la Diferencia por Energía que
resulta y el monto semanal correspondiente, de acuerdo a la metodología
establecida en el punto 2.4.7.1.
Los montos calculados se deben repartir entre la demanda
total del MEM abastecida en dicha semana. Para ello, el OED debe calcular el
Valor Semanal de la Diferencia por Energía (VALSEME), dividiendo el Monto
Semanal de Diferencia por Energía (SEMDIFE s ) por la integración de la demanda
(PDEM) total abastecida en cada intervalo Spot de la semana.
SEMDIFE s
VALSEME s ($/MWh) = –––––––––––––– åh åj
PDEM hj |
siendo:
* h = intervalos Spot de la semana.
* j = agentes consumidores.
2.4.7.3.2. CARGO POR ENERGIA ADICIONAL PARA GRANDES
USUARIOS Y AUTOGENERADORES
Al finalizar cada mes “m”, el OED debe calcular el Cargo
por Energía Adicional (CARADIC) de cada Autogenerador y Gran Usuario “j” en
función a su demanda abastecida (PDEM), totalizando el cargo que resulta para
cada semana incluida en el mes en función de los correspondientes Valor Semanal
de la Diferencia por Energía.
CARADIC mj ($)=ås [VALSEME s
*åh(s) PDEM
h(s)j ] |
siendo:
* s = semanas que incluyen días del mes “m”.
* h(s) = intervalos Spot de la semana “s” que se
encuentran en días del mes “m”.
2.4.7.3.3. Cargo por energia adicional para
distribuidores
Al finalizar cada mes “m” de un trimestre “t”, el OED
debe calcular el Cargo por Energía Adicional (CARADIC) correspondiente a cada
Distribuidor “j” totalizando el cargo que resulta en cada banda horaria. El
cargo para una banda horaria “b” se calcula multiplicando su demanda de energía
abastecida en la banda horaria (DEMBAN) por el correspondiente Precio
Estacional por Pérdidas para dicha banda.
CARADIC mj ($)=åb
(DEMBAN m,bj * PERDEST tb ) |
2.4.7.4. Cuenta por
energia adicional
La diferencia mensual que surge entre lo que deberían
pagar los Distribuidores de acuerdo al Valor Semanal de la Diferencia por
Energía de las semanas del mes y su energía consumida, y lo efectivamente
recaudado de dichos agentes en concepto de Cargo por Energía Adicional, se acumula
dentro del Fondo de Estabilización en una subcuenta denominada Cuenta por
Energía Adicional.
Al finalizar cada mes, el OED debe asignar a esta cuenta
lo recaudado de los agentes consumidores en concepto de Cargo por Energía
Adicional, y le debe retirar el Monto Mensual de Diferencia por Energía para
asignarlo al Fondo de Estabilización.
El OED, junto con la información de seguimiento de estado
del Fondo de Estabilización, debe realizar el seguimiento de la Cuenta por
Energía Adicional. El monto acumulado en esta cuenta es transferido al cálculo
del Precio Estacional por Energía Adicional del siguiente Período Trimestral,
como se indica en el punto 2.4.7.2.
Para la evaluación del estado del Fondo de Estabilización
en lo que hace a definir la probabilidad a utilizar para definir el Precio de
Referencia de la Energía en el Mercado, el OED no debe incluir el resultado de
la Cuenta por Energía Adicional.
ANEXO XVIII. precio
Estacional de la potencia
ANEXO XIX. demanda
Máxima
Al realizar sus proyecciones de demanda de energía y
pronosticar sus curvas de carga características, los Distribuidores y Grandes
Usuarios del MEM deben determinar también su previsión de demanda de potencia
máxima mensual en los nodos de conexión al MEM durante las horas en que se
remunera la potencia del mes. Dichos valores deberán incluir la demanda
prevista cubrir con contratos de importación. Por su parte, los Autogeneradores
deben determinar su previsión de compra máxima de potencia al MEM durante las
horas en que se remunera la potencia y los Generadores con contratos de
exportación la demanda máxima asociada a la exportación durante las horas en
que se remunera la potencia de cada mes.
Los Grandes Usuarios con procesos industriales de
producción podrán declarar parte de su demanda como Potencia Interrumpible y
también ofertarla como reserva de corto plazo para la operación del MEM.
2.5.1.1. potencia
Declarada y potencia de importación.
Cada Distribuidor, Gran Usuario y Autogenerador debe
informar al incorporarse al MEM su demanda máxima de potencia prevista durante
las horas en que se remunera la potencia para cada uno de los primeros DOCE
(12) meses a partir de su incorporación, entendiéndose que dichos valores
corresponden a la potencia máxima prevista como demanda a tomar en los nodos de
conexión al MEM durante dichas horas en que se remunera la potencia.
Junto con los datos para la Programación Estacional, los
Distribuidores y Grandes Usuarios del MEM deben informar al OED su demanda de
potencia máxima prevista durante las horas en que se remunera la potencia para
cada mes del semestre a programar y para cada mes del semestre subsiguiente,
incluyendo la prevista cubrir con contratos de importación. Por su parte, los
Autogeneradores deben determinar su previsión de compra máxima durante las
horas en que se remunera la potencia en el MEM para cada mes del Período
Estacional e informarla al OED.
Asimismo, para tener en cuenta la demanda a retirar del
MEM por contratos de importación, cada agente Consumidor debe informar para
cada contrato de importación en que es la parte compradora la potencia prevista
importar cada mes en el intervalo Spot en que prevé su máxima demanda durante
las horas en que se remunera la potencia en el mes. El OED considerará como
Potencia Máxima de Importación (MAXIMP) de cada contrato de importación la
informada por el agente que es la parte compradora salvo verificar que, de
existir curvas representativas informadas para el contrato, resulta en dichas
curvas un valor de potencia mayor durante dicho período en cuyo caso tomará el
valor que resulta de las curvas de cargas representativas del contrato de
importación.
En lo referido a la demanda que se agrega por
exportación, cada Generador debe informar las curvas de carga representativa
previstas para cada contrato de exportación en que es la parte vendedora, de
acuerdo a lo que establece el Anexo 30 de LOS PROCEDIMIENTOS. Debe haber
establecido también su requerimiento de exportación con respaldo, de acuerdo a
lo que establece el Anexo 38 de LOS PROCEDIMIENTOS.
Para la Reprogramación Trimestral los agentes deben
informar los ajustes necesarios a la demanda de potencia máxima informada para
la Programación Estacional así como los ajustes a las previsiones de contratos
de importación y exportación.
De no suministrar algún agente la información indicada,
el OED debe utilizar para los meses en que exista una información anterior del
agente, dicho valor anterior previsto. Para los meses que no exista previsión
anterior, si la información faltante es para un Distribuidor o Gran Usuario,
debe considerar como potencia máxima durante las horas en que se remunera la
que resulta para la demanda de energía prevista y las curvas de demanda típicas
definidas para ese mes. Para un Autogenerador, de no suministrar información
respecto a su compra prevista de energía y potencia, se supondrá CERO (0). De
no suministrar información un contrato de importación o de exportación, el OED
debe asignar los valores que resultan de las curvas de carga representativas o,
de no suministrarse tampoco esta información, una demanda máxima igual a CERO
(0).
La Potencia Declarada (PDECL) para cada Distribuidor,
Gran Usuario y Autogenerador estará dada por la demanda máxima prevista durante
las horas en que se remunera la potencia que informe el agente, de acuerdo a lo
indicado precedentemente, salvo que dicho valor sea inferior a la potencia
máxima que resulta durante las horas en que se remunera la potencia para la
demanda de energía prevista y las curvas de demanda típicas definidas para ese
mes, en cuyo caso estará dada por la potencia máxima resultante de las
previsiones de energía y curvas típicas.
En caso que una demanda abastecida por un Distribuidor se
convierta en un Gran Usuario del MEM, el Distribuidor debe informar al OED la
potencia a descontar de su Potencia Declarada que corresponde a esta demanda
que se retira. De manera análoga, si un Gran Usuario deja de pertenecer al MEM
y pasa a comprar al Distribuidor, éste último debe informar al OED la potencia
a adicionar a su Potencia Declarada para tener en cuenta su nueva demanda.
2.5.1.2. GRANDES
USUARIOS INTERRUMPIBLES
El Gran Usuario del MEM que tome energía para abastecer
un proceso de producción podrá ofertar una parte de su Potencia Declarada como
disponible para ser retirada del MEM en caso de requerimiento de reserva y/o
emergencias en la operación y/o déficit en la oferta y/o capacidad de
transporte. En este caso se convierte en un Gran Usuario Interrumpible (GUI) y
su interrumpibilidad en reserva para faltantes y/o condiciones extraordinarias
en el MEM.
De acuerdo a los tiempos de respuesta comprometidos y de
quedar habilitado para ello, parte o toda la potencia interrumpible será
considerada reserva de corto plazo en la programación y operación del MEM. El
Gran Usuario Interrumpible que compromete un tiempo de respuesta menor que el
tiempo asociado a una reserva de corto plazo y que queda habilitado para ello,
no le corresponde pagar el cargo por potencia asociada a dicha compra de
reserva de corto plazo, de acuerdo a lo establecido en el Anexo 36 de LOS
PROCEDIMIENTOS.
El procedimiento de habilitación de un GUI, compromisos
asociados, asignación y penalidades ante incumplimientos se establecen en el
Anexo 38 de LOS PROCEDIMIENTOS.
2.5.2. PRECIOS Y
REMUNERACIÓN DE LA POTENCIA.
2.5.2.1. Objeto.
La remuneración de la potencia a Generadores dependerá de
su aporte a los distintos servicios de reserva del MEM durante las horas en que
se remunera la potencia. Dichos servicios tienen como objeto garantizar el
cubrimiento de la demanda con generación económica así como contar con respaldo
de reserva para condiciones extraordinarias que limiten el riesgo de no
abastecer y con reservas de corto plazo para la operatividad del sistema y la
calidad pretendida.
Cada demanda en el MEM, incluyendo la demanda por
contratos de exportación, pagará cargos por potencia en función de su
requerimiento de los distintos tipos de reserva y servicios asociados a la
potencia.
2.5.2.2. PERIODO EN QUE SE REMUNERA LA POTENCIA.
2.5.2.2.1. CANTIDAD DE HORAS.
La cantidad de horas en que se remunera la potencia se
establece en NOVENTA (90) horas para una semana típica de CINCO (5) días
hábiles, un día semilaborable y un día feriado.
Junto con la Programación Estacional de Verano, el OED
determinará los intervalos Spot en que se remunera la potencia en cada uno de
los DOCE (12) meses del período Noviembre a Octubre, para una demanda típica
semanal, con el objeto que las señales económicas para la generación y el
consumo y los compromisos asociados a la reserva sean predictibles.
Con la Programación Estacional de Verano, el OED deberá
indicar para cada mes del período Noviembre a Octubre los intervalos Spot de
cada día típico en que se remunerará la potencia.
2.5.2.2.2. FORMA DE DEMANDA TIPICA.
El OED calculará la forma de la demanda típica semanal a
utilizar para determinar los intervalos Spot en que remunerará la potencia en
cada mes calculando una forma de demanda típica para cada día de la semana, o
sea lunes, martes, miércoles, jueves, viernes, sábado o semilaborable y domingo
o feriado.
Para cada mes y para cada agente Consumidor (por punto de
entrega de corresponder, según sean los puntos de conexión y medición), el OED
determinará la forma de demanda de cada día típico de dicho mes como la demanda
promedio registrada para el correspondiente tipo de día, utilizando el último
registro de mediciones que se cuente para dicho mes. Se entiende por día hábil
a cada día del año que no sea sábado, domingo o feriado tanto obligatorio como
optativo. Cada día que no corresponda a un día hábil, será calificado como
semilaborable o feriado, según corresponda. Cada día laborable será calificado
como lunes a viernes, según corresponda. De este modo, el OED determinará la
forma de demanda a considerar como forma de demanda típica de día lunes,
martes, miércoles, jueves, viernes, día semilaborable y día no laborable
(feriado).
2.5.2.2.3. DETERMINACION DE LAS HORAS A REMUNERAR.
El OED realizará el siguiente procedimiento para
determinar los intervalos Spot en que se remunerará la potencia en cada mes.
En primer lugar, el OED calculará la forma de la demanda
típica semanal del MEM totalizando las formas de demanda típicas calculadas por
agente Consumidor. Con esta forma de curva de demanda, determinarán las NOVENTA
(90) horas de mayor demanda de la semana típica resultante. Los intervalos Spot
comprendidos en dichas horas se ordenarán por demanda decreciente, en una lista
ordenada de demandas máximas típicas.
Una vez ordenadas los intervalos Spot de mayor demanda
típica, el OED deberá verificar si resultan sin remuneración de potencia
intervalos Spot en que, para la calidad del servicio, es crítico el contar con
incentivos a la reserva para la operación. Dichos intervalo Spot se
determinarán como aquellos en que el incremento previsto de demanda respecto
del intervalo Spot anterior es mayor que el QUINCE (15) % y que, por lo tanto,
el aleatorio de velocidad de subida de carga puede afectar el abastecimiento si
no se cuenta con suficiente reserva de corto plazo. En vista que la
remuneración de la potencia se asociará a la reserva de potencia para garantía
de suministro y calidad del servicio, dichos intervalos Spot deben ser
incluidos con remuneración a la potencia. El OED asignará cada intervalo Spot
en esta condición al período con remuneración de potencia.
Para mantener el período a remunerar la potencia en las
NOVENTA (90) horas establecidas, el OED deberá retirar en reemplazo de los
intervalos Spot agregados por requisitos de calidad asociados a la reserva, la
misma cantidad de intervalos Spot incluidos inicialmente por ser los de mayor
demanda. Para ello, de la lista ordenada de demandas máximas típicas eliminará
la cantidad de intervalos Spot requeridos comenzando por la última demanda de
la lista (la menor demanda típica) y continuando por orden de demanda
creciente, excluyendo los intervalos Spot en que el contar con incentivos a
reserva para la operación es crítico de acuerdo al criterio definido en el
párrafo anterior.
Como resultado el OED obtendrá los intervalos Spot de
cada día típico en que se remunerará la potencia en cada mes. Dicho período se
denominará horas en que se remunera la potencia.
2.5.2.3. PRECIO MAXIMO DE LA POTENCIA.
El Precio de la Potencia en el Mercado ($PPAD) se calcula
como la suma de dos valores:
* Un Precio Base ($BASE) definido en CINCO (5) u$s/MW por
hora en que se remunera la potencia (hrp).
* Un Precio por Confiabilidad ($CONF), con un valor
mínimo de CINCO (5) u$s/MW por hora en que se remunera la potencia (hrp), que
determina la SECRETARIA DE ENERGIA.
$PPAD (u$s/MW hrp) = $BASE + $CONF |
A partir del primero de mayo de 1994 el Precio por
Confiabilidad se define en CINCO (5) u$s/MW por hora en que se remunera la
potencia y el Precio de la Potencia en el Mercado resulta DIEZ (10) u$s/MW por
hora en que se remunera la potencia.
A cada nodo del sistema de Transporte en Alta Tensión le
corresponde un Precio Máximo de la Potencia en el Nodo, transfiriendo el Precio
de la Potencia en el Mercado al nodo multiplicándolo por el Factor de
Adaptación de dicho nodo.
2.5.2.4. REMUNERACION POR POTENCIA.
La remuneración por potencia que reciba cada Generador
estará dada por la asignación de los siguientes servicios de reserva y el
cumplimiento de los compromisos asociados, de acuerdo a lo indicado en el Anexo
39 de LOS PROCEDIMIENTOS.
·
Servicio de reserva de mediano plazo.
·
Servicio de reserva de corto plazo, excluyendo reserva
fría.
·
Servicio de reserva fría.
·
Servicio de reserva contingente.
·
Adicional por reserva rotante.
·
Remuneración por sobrantes de potencia.
En la operación real, ante incumplimiento en un
compromiso de reserva de una máquina, otra máquina podrá resultar aportando
potencia en su reemplazo y con una remuneración en compensación, de acuerdo a
lo que establecen los Anexos correspondientes a los distintos tipos de reserva
y el Anexo 39 de LOS PROCEDIMIENTOS.
Para el cálculo de la remuneración asociada a un servicio
de reserva, se considerará como remuneración de potencia de una máquina la
reserva asignada durante las horas en que se remunera la potencia valorizada al
precio de la reserva en el Nodo, o sea el precio de la reserva en el Mercado
transferido al nodo a través del Factor de Adaptación.
Para cada contrato de reserva fría, el OED deberá asignar
las remuneraciones que resulten por reserva a la potencia contratada al agente
que es la parte compradora como:
·
si el comprador es un agente Consumidor: un crédito al
Cargo por Potencia Despachada para la reserva de mediano plazo y al Cargo por
Reserva para las restantes reservas;
·
si el comprador es un agente Productor: una remuneración
en el correspondiente servicio de reserva.
2.5.2.5. CARGOS POR POTENCIA.
En el MEM existen los siguiente cargos por potencia:
·
Cargo por Potencia Despachada.
·
Cargo por Reserva de Potencia.
·
Cargo por Servicios Asociados a la Potencia.
·
Cargo por Compensaciones, a pagar por Generadores ante
incumplimientos en los servicios de reserva de mediano plazo y reserva
contingente asignados, y que se describe en el Anexo 39 de LOS PROCEDIMIENTOS.
A la demanda, ya sea de un Distribuidor, Gran Usuario o
Autogenerador del MEM o bombeo realizado por una central de bombeo o un
Contrato de Abastecimiento, incluyendo contratos de exportación, le
corresponderá un Cargo por Potencia Despachada, en función de su demanda
durante las horas en que se remunera la potencia, de acuerdo a lo que se
establece en este capítulo.
Asimismo a la demanda de reserva, ya sea de un
Distribuidor, Gran Usuario o Autogenerador del MEM o contrato de exportación o
importación que requiere respaldo del MEM, le corresponderá un Cargo por
Reserva de Potencia, en función de su requerimiento máximo mensual y su aporte
a las reservas de corto plazo de tratarse de un Gran Usuario Interrumpible, de
acuerdo a lo que se establece en este capítulo.
Por último a cada agente Consumidor del MEM le
corresponderá un Cargo por Servicios Asociados a la Potencia, en función de su
Potencia Declarada y requerimiento máximo mensual, de acuerdo a lo que se
establece en este capítulo.
Cada Generador pagará dentro de su Cargo por Potencia
Despachada la suma de los cargos correspondientes a la demanda de los Contratos
de Abastecimiento en que es la parte vendedora, más la demanda correspondiente
a su compra Spot para contratos de exportación. De no vender por Contratos de
Abastecimiento ni comprar Spot para cubrir contratos de exportación su Cargo
por Potencia Despachada resultará CERO (0).
Cada Generador pagará un Cargo por Reserva de Potencia
y/o Cargo por Servicios Asociados a la Potencia que refleja el cargo
correspondiente a la demanda de los Contratos de Abastecimiento en que asume el
compromiso de cubrir estos cargos y en que el Generador es la parte vendedora,
de acuerdo a lo que establece el Capítulo 4 de LOS PROCEDIMIENTOS. De no vender
por Contratos de Abastecimiento que incluyen este tipo de compromisos, los
correspondientes Cargos resultarán CERO (0).
2.5.2.6. DETERMINACION DE LOS SERVICIOS DE RESERVA DE
MEDIANO PLAZO Y RESERVA CONTINGENTE.
Junto con la Programación Estacional de Verano, el OED
debe calcular la asignación de servicio de reserva de mediano plazo, de acuerdo
a lo que establece el Anexo 37 de LOS PROCEDIMIENTOS, y el servicio de reserva
contingente, de acuerdo a lo que establece el Anexo 21 de LOS PROCEDIMIENTOS,
para los siguientes doce meses en el MEM.
Junto con la Programación Estacional de Invierno y cada
Reprogramación Trimestral, el OED debe recalcular la asignación de servicio de
reserva de mediano plazo, de acuerdo a lo que establece el Anexo 37 de LOS
PROCEDIMIENTOS, y el servicio de reserva contingente, de acuerdo a lo que
establece el Anexo 21 de LOS PROCEDIMIENTOS, para los meses restantes hasta
finalizar el siguiente mes de Octubre.
2.5.2.7. DETERMINACION DE LOS SERVICIOS DE RESERVA DE
CORTO PLAZO.
Los tipos de reserva de corto plazo requeridos para la
operación del sistema se establecen en el Anexo 36 de LOS PROCEDIMIENTOS y son:
·
reserva instantánea;
·
reserva regulante;
·
reserva operativa (de CINCO (5) minutos);
·
reserva de DIEZ (10) minutos;
·
reserva fría.
Antes del 10 de febrero y 10 de agosto, el OED debe
elevar a la SECRETARIA DE ENERGIA un informe proponiendo el nivel de reserva
operativa para el siguiente Período Estacional, con la correspondiente
justificación. Dentro de los siguientes CINCO (5) días hábiles la SECRETARIA DE
ENERGIA definirá al OED el nivel de reserva operativa a utilizar. De no
responder dentro de este plazo, el OED debe considerar que ha sido aceptada su
propuesta.
Antes del 20 de febrero y 20 de agosto de cada año, el
OED enviará un informe a los Generadores del MEM indicando su propuesta para
cada tipo de reserva de corto plazo, incluyendo Reserva Fría y Reserva
Operativa, para el siguiente Período Estacional. El informe incluirá la
correspondiente justificación basada en el requerimiento de garantizar la
operatividad y calidad de servicio en el MEM. Deberá indicar también la reserva
de corto plazo disponible en los Grandes Usuarios declarados como
interrumpibles y el dimensionamiento programado de las reservas de corto plazo.
Los Generadores podrán enviar sus observaciones dentro de los siguientes CINCO
(5) días.
Antes del 1 de marzo y 1 de setiembre el OED presentará a
los Distribuidores y Grandes Usuarios del MEM la propuesta para dimensionar las
reservas de corto plazo en el Período Estacional y las observaciones de los
Generadores. Los Distribuidores y Grandes Usuarios contarán con CINCO (5) días
corridos para proponer con fundamento un apartamiento respecto del valor
propuesto para la reserva fría. De no llegarse a un acuerdo en ese plazo, se
adoptará la propuesta del OED.
En el despacho y la operación real durante el Período
Estacional, el Precio en el Mercado de cada reserva de corto plazo se calculará
de acuerdo a lo establecido en el Anexo 36 de LOS PROCEDIMIENTOS, con un tope
dado por el Precio de la Potencia en el Mercado.
2.5.3. CARGOS Y PRECIOS DE LA POTENCIA PARA LA DEMANDA.
El precio de cada cargo por potencia se determina
mensualmente, salvo para Distribuidores en que el precio de dichos cargos se
estabilizan para cada Período Trimestral.
En la Programación Estacional y Reprogramación
Trimestral, el OED debe calcular para cada Período Trimestral el Precio
Estacional para Distribuidores de los distintos cargos por potencia.
2.5.3.1. COMPRA DE POTENCIA DEMANDADA
2.5.3.1.1. COMPRA DE POTENCIA
El Cargo por Potencia Despachada refleja el requerimiento
del servicio de reserva de mediano plazo de una demanda. La potencia asociada
al Cargo de Potencia Despachada está dado por la demanda durante las horas en
que se remunera la potencia.
Cada agente Distribuidor, Gran Usuario o Autogenerador
que compra en el MEM tiene asociado un Cargo por Potencia Despachada mensual
que refleja su demanda registrada durante las horas en que se remunera la
potencia.
Cada central de bombeo que realiza ciclos de bombeo tiene
asociado un Cargo por Potencia Despachada mensual que refleja su bombeo
registrado durante las horas en que se remunera la potencia.
Cada Contrato de Abastecimiento tiene asociado un Cargo
por Potencia Despachada mensual que refleja la demanda comprometida en la curva
de carga representativa del contrato durante las horas en que se remunera la
potencia. Dicho Cargo se asignará como un débito a la parte vendedora y un
crédito a la parte compradora.
Cada contrato de exportación tiene asociado un Cargo por
Potencia Despachada mensual que refleja la compra Spot realizada durante las
horas en que se remunera la potencia para cubrir el contrato. Dicho Cargo se
asignará como un débito a la parte vendedora.
Cada contrato de importación tiene asociado un Cargo por
Potencia Despachada mensual que refleja la compra Spot realizada por la parte
compradora durante las horas en que se remunera la potencia que estaba previsto
cubrir con el contrato. Dicho Cargo se asignará como un débito a la parte
compradora.
2.5.3.1.2. REQUERIMIENTO MAXIMO DE POTENCIA
Para cada mes, la demanda máxima mensual prevista de cada
agente Distribuidor, Gran Usuario o Autogenerador está dado por su Potencia
Declarada menos la potencia a cubrir con contratos de importación en que dicho
agente es la parte compradora y que no requieren respaldo del MEM.
Al finalizar el mes el OED debe calcular para cada agente
Distribuidor, Gran Usuario y Autogenerador la curva de Demanda con
Requerimiento de Reserva de cada intervalo de medición comercial (que resulta
del SMEC) como:
·
la suma de la demanda registrada por el SMEC en sus
puntos de conexión al MEM;
·
menos la suma de la entrega para dicho intervalo de
medición comercial de cada uno de los contratos de importación sin respaldo en
que es la parte compradora.
Al finalizar el mes el OED debe calcular para cada agente
Consumidor el Requerimiento Máximo de Potencia en el mes (REQMAX) como la
Potencia Declarada para el mes, salvo que el máximo de su Demanda con
Requerimiento de Reserva durante las horas en que se remunera la potencia en
del mes haya superado dicho valor, en cuyo caso será dicho máximo (compra Spot
más compra por Contratos de Abastecimiento y contratos de importación,
excluyendo contratos de importación sin respaldo).
Se considera que cada contrato de exportación tiene un
Requerimiento Máximo de Potencia mensual igual al respaldo de potencia que
requiere del MEM. Si no requiere respaldo, el correspondiente requerimiento
será cero.
2.5.3.2. PRECIO DE LA POTENCIA DESPACHADA
Para cada Período Trimestral, el OED debe definir un
Precio Estacional por Potencia Despachada para Distribuidores en función de la
reserva de mediano plazo asignada, la demanda prevista durante las horas en que
se remunera la potencia, el Precio de la Potencia en el Mercado y el estado de
la Cuenta de Apartamiento de la Potencia Despachada. Este precio se asignará
exclusivamente a la compra realizada por un Distribuidor.
A su vez, cada mes el OED debe definir un Precio Mensual
por Potencia Despachada en función de la reserva de mediano plazo asignada para
dicho mes, el Precio de la Potencia en el Mercado y la demanda registrada
durante las horas en que se remunera la potencia. Este precio se aplicará a los
agentes que no son Distribuidores.
2.5.3.2.1. PRECIO ESTACIONAL POR POTENCIA DESPACHADA.
En la Programación Estacional, el OED debe calcular la
Reserva de Mediano Plazo Trimestral (RESMPTRI) totalizando para cada trimestre
del período la reserva de mediano plazo asignada a las semanas del trimestre.
Por otra parte debe estimar el monto previsto al comienzo
del período a programar acumulado en la Cuenta de Apartamiento de la Potencia
Despachada (CUENDESP), resultado de la metodología indicada en el punto
2.5.3.2.4. Para el primer trimestre (t1) del período a programar se debe tomar
como ajuste necesario al precio el monto previsto en la cuenta con signo
contrario.
AJUSD t1 = - CUENDESP |
En la Programación Estacional, para el cálculo del precio
del segundo trimestre, debe considerar que el ajuste es CERO (0).
Se denomina Demanda Cubierta por el MEM (DEMMEM) de un
agente Consumidor a la demanda en el o los nodos de conexión al del MEM menos
la demanda comprada de contratos de importación. Se denomina Compra de Potencia
Despachada (COMPDESP) de un Distribuidor, Autogenerador o Gran Usuario a la
suma de su Demanda Cubierta por el MEM durante las horas “h” en que se remunera
la potencia.
COMPDESPj (MW) = åh
(DEMMEM hj ) |
El Precio Base de la Potencia Despachada (PHRBAS) refleja
el precio base horario asociado a la reserva de mediano plazo. Para cada
Período Trimestral “t”, el OED debe definir dicho precio valorizando la Reserva
de Mediano Plazo Trimestral (RESMPTRI) al Precio Base de la Potencia ($BASE), y
dividiéndolo por la Demanda Cubierta por el MEM (DEMMEM) total prevista durante
las horas en que se remunera la potencia en el Período Trimestral.
RESMPTRI t PHRBAS t ($/MW hrp) = –––––––––––––––––––––* $BASE åj åh
(DEMMEM hj ) |
siendo:
* hrp = horas en que se remunera la potencia.
* h = horas en que se remunera la potencia en el Período
Trimestral “t”.
* j = Agentes Consumidores.
* DEMMEM hj = promedio para los
intervalos Spot comprendidos en la hora “h” de la demanda prevista menos la
curva de carga prevista de los contratos de importación en que el agente
Consumidor “j” es la parte compradora.
Este precio se expresará también como un valor por MW
medio mes demandado en las hora en que se remunera la potencia. Para ello, el
OED debe multiplicar el Precio Base de la Potencia Despachada (PHRBAS) por el
número de horas en que se remunera la potencia promedio mes en el trimestre.
PMESBAS t ($/MW mes) = PHRBAS t *
(åm
NHRPm) / 3 |
Siendo:
* m = meses del Período Trimestral “t”.
* NHRPm = total de horas en que se remunera la potencia
en el mes “m”.
El Precio por Confiabilidad (PHRCONF) refleja el precio
horario por confiabilidad asociado a la reserva de mediano plazo. Para cada
Período Trimestral “t”, el OED debe definir dicho precio con la siguientes
metodología:
·
Valorizar la Reserva de Mediano Plazo Trimestral
(RESMPTRI) al Precio por Confiabilidad de la Potencia ($CONF), y dividirlo por
la Demanda Cubierta por el MEM (DEMMEM) total prevista durante las horas en que
se remunera la potencia en el Período Trimestral.
·
Sumar el ajuste previsto por Cuenta de Apartamiento de la
Potencia Despachada (AJUSD) y dividirlo por Demanda Cubierta por el MEM
(DEMMEM) de Distribuidores durante las horas en que se remunera la potencia en
el Período Trimestral.
(RESMPTRI t
* $CONF) AJUSD t
PHRCONF t ($/MW hrp) =
–––––––––––––––––––– + –––––––––––––––––– åj åh
(DEMMEM hj ) åjj åh
(DEMMEM hjj ) |
siendo:
* hrp = horas en que se remunera la potencia.
* h = hora en que se remunera la potencia en el Período
Trimestral “t”.
* j = Agentes Consumidores.
* jj = Agentes Distribuidores
* DEMMEM h j = promedio para los intervalos
Spot comprendidos en la hora “h” de la demanda prevista menos la curva de carga
prevista de los contratos de importación en que el agente “j” es la parte
compradora.
Este precio se expresará también como un valor por MW
medio mes demandado durante las horas en que se remunera la potencia. Para
ello, el OED debe multiplicar el Precio por Confiabilidad (PHRCONF) por el
número de horas en que se remunera la potencia promedio mes en el trimestre.
PMESCONF t ($/MW mes) = PHRCONF t * (åm
NHRPm) / 3 |
Siendo:
* m = meses del Período Trimestral “t”.
* NHRPm = cantidad de horas en que se remunera la
potencia en el mes “m”.
2.5.3.2.2. PRECIO MENSUAL POR POTENCIA DESPACHADA.
Al finalizar cada mes “m”, el OED debe calcular la
remuneración por reserva de mediano plazo ($MESRESMP) totalizando la reserva de
mediano plazo asignada al mes durante las horas en que se remunera la potencia
y valorizándola al Precio de la Potencia en el Mercado.
A cada central que haya realizado ciclos de bombeo se le
asignará una curva de demanda igual al bombeo realizado en el mes.
Para cada Generador que vende con contratos de
exportación el OED le asignará una curva de demanda dada por la compra Spot
para dichos contratos. Para cada intervalo Spot estará dada por el mínimo entre
la potencia total requerida por sus contratos de exportación y su compra Spot.
Para cada agente Consumidor que compra por contratos de
importación el OED le asignará una curva de demanda asociada a la compra Spot
para dichos contratos. Para cada intervalo Spot estará dada por la curva de
carga prevista comprar de los contratos de importación, de acuerdo a lo
informado por el agente que es la parte compradora, y que en la operación real
resultó en cambio cubierta con compras en el Mercado Spot.
Al finalizar cada mes “m” del trimestre “t”, el OED debe
calcular la compra de potencia asociada la reserva de mediano plazo realizada
por cada Distribuidor, Autogenerador y Gran Usuario “j” totalizando su Demanda
Cubierta por el MEM (DEMMEM) durante las horas en que se remunera la potencia.
Dicha demanda se calcula para cada intervalo Spot descontando de la demanda
registrada en los nodos de conexión al MEM la entrega prevista de los contratos
de importación en que es la parte compradora, de acuerdo a lo informado en la
Programación Estacional o Reprogramación Trimestral.
COMPOT mj (MW) = å h
PDEMMEM hj |
donde:
* h = horas en que se remunera la potencia en el mes “m”.
* PDEMMEM h j = promedio de los intervalos Spot
comprendidos en la hora “h” del Distribuidor, Autogenerador o Gran Usuario “j
de la Demanda Cubierta por el MEM.
Asimismo, el OED debe calcular la compra de potencia
realizada por las centrales de bombeo “b”, los Generadores “k” para sus
contratos de exportación y los agente Consumidores “j” para sus contratos de importación
totalizando curva de demanda asignada durante las horas en que se remunera la
potencia. Esta compra se valorizará al precio de la Potencia en el nodo de la
central de bombeo o del nodo frontera del contrato de importación o exportación
según corresponda.
COMPOT ml (MW) = å h
CURDEM hl |
donde:
* h = horas en que se remunera la potencia en el mes “m”.
* l = central de bombeo “b” o Generador con contratos de
exportación “k” o agente Consumidor con contratos de importación “j”.
* CURDEM hj = promedio de los
intervalos Spot comprendidos en la hora “h” de la curva de demanda asignada.
El OED debe calcular el Precio Mensual de la Potencia
Despachada (PMESDESP) de un mes “m” dividiendo la valorización de la reserva de
mediano plazo en el Mercado ($MESRESMP) por la compra de potencia asociada a la
reserva de mediano plazo de los agentes consumidores “j”.
$MESRESMP m
PMESDESP m ($/MW hrp) = —————————————— åj
(COMPOT mj ) |
Al finalizar cada mes “m” del trimestre “t”, el OED debe
calcular la compra de potencia asociada la reserva de mediano plazo de cada
Contrato de Abastecimiento “kj” como el promedio de la curva de carga
representativa real de dicho contrato durante las horas en que se remunera la
potencia.
COMPOT mkj (MW) = å h
PCONT hkj |
donde:
* h = horas en que se remunera la potencia en el mes “m”.
* PCONT hkj = promedio de la curva
de carga representativa en los intervalos Spot comprendidos en la hora “h” para
el contrato de Contratos de Abastecimiento entre el agente “k” y el
Distribuidor, Autogenerador o Gran Usuario “j”.
2.5.3.2.3. CARGO MENSUAL POR POTENCIA DESPACHADA.
Para cada mes “m”, el Distribuidor, Autogenerador y Gran
Usuario “j” debe pagar un Cargo por Potencia Despachada (CARGOPDESP) que el OED
debe calcular como:
* el producto de la compra de potencia del mes asociada a
su Demanda Cubierta por el MEM (DEMMEM) durante las horas en que se remunera la
potencia (COMPOT) por la suma del Precio Base por Potencia Despachada más el
Precio por Confiabilidad del correspondiente trimestre “t” si es un
Distribuidor o por el Precio de la Potencia Despachada del mes si es un Gran
Usuario o un Autogenerador, transferido a su nodo a través del Factor de
Adaptación;
* más la compra de potencia (COMPOT) asociada a la curva
de demanda asignada a sus contratos de importación, valorizada al Precio de la
Potencia en el Mercado ($PPAD) transferido a su nodo través del Factor de
Adaptación
* menos los Cargos por Potencia Despachada de los
Contratos de Abastecimiento en que es la parte compradora (CARGOPDESPkj);
* menos la remuneración por reserva de mediano plazo que
corresponde a la potencia comprometida en Contratos de Reserva Fría en que es
la parte compradora (REMRESMPq).
Para
un Distribuidor “j”: CARGOPDESP
m j($) = COMPOT mj * (PHRCONF t
+PHRBAS t ) * Faj + COMPOTji
* $PPAD * FAj - å k
(CARGOPDESP mkj) åq
REMRESMP mq |
Para un Gran Usuario o Autogenerador “j”: CARGOPDESP mj($) = COMPOT mj
* (PMESDESP m ) * FAj + COMPOTji * $PPAD
* FAj -å k
(CARGOPDESP mkj) - åq
REMRESMP mq |
Siendo:
* CARGOPDESP mkj: Cargo por
Potencia Despachada que resulta para el Contrato de Abastecimiento con el
Generador “k” en que el agente “j” es la parte compradora.
* COMPOTji: Compra de potencia asignada a los contratos
de importación del agente “j” que es la parte compradora.
* q: máquinas que el agente “j” contrata como reserva
fría.
* REMRESMP m q: Remuneración por reserva de mediano plazo
que corresponde a la potencia contratada en la máquina “q” como reserva fría.
De resultar que dicha máquina no tiene reserva de mediano plazo asignada, la
remuneración resultará CERO (0).
Para cada mes “m”, cada central de bombeo “b” debe pagar
un Cargo por Potencia Despachada (CARGOPDESP) que el OED debe calcular como:
* el producto de la compra de potencia del mes asociada a
la curva de demanda asignada (COMPOT) por el Precio de la Potencia en el
Mercado ($PPAD) transferido a su nodo a través del Factor de Adaptación;
* más los Cargos por Potencia Despachada de los Contratos
de Abastecimiento en que es la parte vendedora (CARGOPDESPjk,j).
Para una central de bombeo “b”: CARGOPDESP mb($) = COMPOT mb
* $PPAD * FAb+ åk
(CARGOPDESP mb,j) |
Siendo:
* CARGOPDESP m b,j: Cargo por Potencia despachada que
resulta para el Contrato de Abastecimiento en que la central de bombeo “b”
vende y el agente “j” es la parte compradora.
Para cada mes “m”, el Generador o Comercializador “k”
debe pagar un Cargo por Potencia Despachada (CARGOPDESP) que el OED debe
calcular como la suma de:
·
los Cargos por Potencia Despachada de los Contratos de
Abastecimiento en que es la parte vendedora (CARGOPDESPkj);
·
el producto de la compra de potencia del mes asociada a
la curva de demanda asignada al contrato de exportación (COMPOT) por el Precio
de la Potencia en el Mercado ($PPAD) transferido al nodo frontera a través del
Factor de Adaptación.
CARGOPDESP mk($) =åj
(CARGOPDESPmkj) + åj
COMPOTmkx * FAx * $PPAD |
Siendo:
* CARGOPDESPmkj: Cargo por Potencia
Despachada que resulta para el Contrato de Abastecimiento con el Generador “k”
en que el agente “j” es la parte compradora.
* COMPOTm kx: Compra de potencia asociada a
los contratos de exportación del Generador “k”.
2.5.3.2.4. CUENTA DE APARTAMIENTO DE LA POTENCIA
DESPACHADA.
La diferencia mensual que surge entre lo que deberían
pagar los Distribuidores de acuerdo al Precio Mensual por Potencia Despachada y
lo efectivamente recaudado de dichos agentes en concepto de Cargo Mensual por
Potencia Despachada, se acumula dentro del Fondo de Apartamiento de la Potencia
discriminado en una subcuenta denominada Cuenta de Apartamiento de la Potencia
Despachada (CUENDESP).
Al finalizar cada mes, el OED debe calcular el monto que
corresponde dentro del Fondo de Apartamiento de la Potencia a esta subcuenta de
acuerdo a la siguiente metodología:
·
Totalizar los Cargos por Potencia Despachada de los
agentes, excluyendo los correspondientes a bombeo y contratos de importación y
exportación.
·
Descontar el monto a abonar a los Generadores en concepto
de remuneración por reserva de mediano plazo ($MESRESMP).
Al finalizar cada Período Trimestral, el monto calculado
para dicha cuenta se transferirá al cálculo del Precio Estacional por Potencia
Despachada del siguiente Período Trimestral, de acuerdo a lo que establece el
punto 2.5.3.2.1 de LOS PROCEDIMIENTOS. El OED, junto con la información de
seguimiento de estado del Fondo de Apartamiento de la Potencia, debe
suministrar el seguimiento de la Cuenta de Apartamiento de la Potencia
Despachada.
2.5.3.3. PRECIO DE LA RESERVA DE POTENCIA.
Cada mes los Distribuidores, Autogeneradores, contratos
de exportación que venden con respaldo y Grandes Usuarios pagan un cargo por
reserva contingente y reservas de corto plazo, excluyendo reserva regulante y
reserva operativa, que debe calcular el OED multiplicando el Precio de la
Reserva que corresponde al agente consumidor, por el requerimiento de reserva
de dicho agente. Este requerimiento es calculado con el Requerimiento Máximo de
Potencia en el mes (REQMAX) definido en el punto 2.5.3.1., salvo en el caso de
Grandes Usuarios Interrumpibles en que dependerá del tipo de reserva al que
están habilitados.
Para cada Período Trimestral, el OED debe definir un
Precio Estacional por Reserva de Potencia para Distribuidores en función de la
reserva contingente y reservas de corto plazo, excluyendo reserva regulante y
reserva operativa, prevista para el período, el Precio de la Potencia en el
Mercado y el estado de la Cuenta de Apartamiento de la Reserva.
Del mismo modo, cada mes debe definir un Precio Mensual
por Reserva en función de la reserva contingente y reservas de corto plazo,
excluyendo reserva regulante y reserva operativa, de dicho mes, el Precio de la
Potencia en el Mercado y los precios que resulten para las reservas de corto
plazo en máquinas paradas. Dicho precio mensual se utilizará para los agentes
que no son Distribuidores.
2.5.3.3.1. PRECIO ESTACIONAL POR RESERVA DE POTENCIA.
En la Programación Estacional, el OED debe calcular para
cada trimestre del período la remuneración total prevista para cada servicio de
reserva de corto plazo, excluyendo reserva regulante y reserva operativa, y
para la reserva contingente.
·
Remuneración trimestral de reserva de DIEZ (10) minutos
(REMRES10): Se calcula multiplicando el requerimiento de reserva de DIEZ (10)
minutos previsto, de acuerdo a los criterios definidos para la Programación
Estacional, por el Precio de la Potencia en el Mercado y por la cantidad de
horas en que se remunera la potencia en el trimestre.
·
Remuneración trimestral de reserva contingente para
demanda interna (REMCONT): El OED calculará la reserva contingente para demanda
interna de cada semana del trimestre descontando de la reserva contingente
asignada la potencia requerida comprar con respaldo por contratos de
exportación. El OED integrará para las semanas del trimestre la reserva
contingente semanal para demanda interna multiplicada por la cantidad de horas
en que se remunera la potencia en la semana, y por el Precio de la Reserva
Contingente en el Mercado para dicha semana, y obtendrá la Remuneración
trimestral de reserva contingente para demanda interna (REMCONT).
·
Remuneración trimestral de reserva fría (REMRF): Se
calcula multiplicando el requerimiento de reserva fría previsto, de acuerdo a
los criterios definidos para la Programación Estacional, por el Precio de la
Potencia en el Mercado y por la cantidad de horas en que se remunera la
potencia en días hábiles del trimestre.
·
Remuneración trimestral de reserva rotante (REMROT): Está
dado por el adicional por reserva rotante previsto. Para ello se calculará la
diferencia entre la integración de la reserva rotante asignada en el
Predespacho Anual de Media y la suma del requerimiento de reserva regulante,
reserva operativa y reserva de DIEZ (10) minutos prevista, de acuerdo a los
criterios definidos para la Programación Estacional. De ser esta diferencia
negativa, el adicional por reserva rotante previsto será CERO (0). De ser
positiva, el adicional por reserva rotante previsto se obtendrá como dicha
diferencia multiplicada por el Precio de la Potencia en el Mercado y por la
cantidad de horas en que se remunera la potencia en el trimestre. Este monto
será considerado, al efecto de los cargos por potencia, junto con la
remuneración de la reserva de DIEZ (10) minutos.
Por otra parte, el OED debe estimar el monto previsto al
comienzo del período a programar acumulado en la Cuenta de Apartamiento de la
Reserva (CUENRES), resultado de la metodología indicada en el punto 2.5.3.3.4.
Para el primer trimestre (t1) del período a programar se debe tomar como ajuste
necesario al precio estacional por reserva de potencia el monto previsto en la
cuenta con signo contrario.
AJUSRt1 = - CUENRES |
En la Programación Estacional, para el cálculo del precio
estacional del segundo trimestre, debe considerar que el ajuste es cero.
Para cada Período Trimestral, la demanda máxima prevista
(DEMMAX) durante las horas en que se remunera la potencia para un Distribuidor,
Autogenerador o Gran Usuario “j” está dada por la suma de sus Potencias
Declaradas para el trimestre menos la demanda prevista cubrir con contratos de
importación sin respaldo calculado como la suma de la Potencia Máxima de
Importación (MAXIMP) de cada uno de estos contratos.
DEMMAXtj (MW) = åm(PDECLjm
- åiMAXIMPijm
) |
Donde:
* m: los meses del trimestre “t”
* MAXIMPijm .: Potencia Máxima de
Importación del contrato de importación “i” sin respaldo del MEM, en que el
agente Consumidor “j” es la parte compradora.
Para un Generador “k” que vende por contratos de
exportación con respaldo del MEM, su demanda máxima (DEMMAX) durante las horas
en que se remunera la potencia está dada por la potencia que requiere respaldo
(PRESP) en sus contratos de exportación.
DEMMAXtk (MW) = åm åx
PRESPkxm |
Donde:
* m: los meses del trimestre “t”
* PRESPkxm .: Potencia a exportar
con respaldo del MEM en el mes “m” por el contrato de exportación “x” del
Generador “k”.
Para un Distribuidor, Autogenerador, Generador con
contratos de exportación con respaldo y Gran Usuario que no esté habilitado
como Gran Usuario Interrumpible, su compra de reserva (COMPRES) prevista en la
Programación Estacional está dada por su demanda máxima prevista.
Para “j” Distribuidor, Autogenerador, Generador con
contratos de exportación con respaldo o Gran Usuario no interrumpible,
COMPREStj (MW) = DEMMAXtj |
Para un Gran Usuario Interrumpible, su compra de reserva
dependerá del servicio de reserva de corto plazo al que está habilitado, de
acuerdo a lo que establece el Anexo 38 de LOS PROCEDIMIENTOS.
·
Su compra de reserva contingente será CERO (0).
·
Su compra de reserva fría (COMPRF) será su demanda máxima
prevista, salvo que esté habilitado a prestar el servicio de reserva de DIEZ
(10) o VEINTE (20) minutos, en que será CERO (0).
·
Su compra de reserva de DIEZ (10) minutos (COMPRES10)
será su demanda máxima prevista, salvo que esté habilitado a prestar el
servicio de reserva de DIEZ (10) minutos, en que será CERO (0).
En la Programación Estacional, el OED debe calcular el
Precio Estacional por Reserva de Potencia (PESTRES) para cada Período
Trimestral de acuerdo al siguiente procedimiento:
El OED calculará el precio de la reserva de DIEZ (10)
minutos y el adicional por reserva rotante sumando la remuneración trimestral
correspondiente a reserva de DIEZ (10) minutos (REMRES10) y reserva rotante
adicional (REMROT), y dividiéndolo por el total de la compra de reserva
prevista para el servicio de reserva de DIEZ (10) minutos para todos los
agentes.
(REMRES10t +
REMROTt ) RES10t ($/MW mes) = ––––––––––––––––––––––––––––––––––
åj
(COMPREStj ) + åg
(COMPRES10tg ) |
siendo:
* j = agente Distribuidor, Gran Usuario no Interrumpible,
Autogenerador o Generador con contratos de exportación con respaldo del MEM.
* g = Gran Usuario Interrumpible.
El OED calculará el precio de la reserva fría dividiendo
la remuneración trimestral correspondiente (REMRF) por el total de la compra de
reserva prevista para este servicio para todos los agentes “j”.
REMRFt RESFt ($/MW mes) = ————————————————— åj
(COMPREStj ) + åg
(COMPRFtg ) |
siendo:
* j = agente Distribuidor, Gran Usuario no Interrumpible,
Autogenerador o Generador con contratos de exportación con respaldo del MEM.
* g = Gran Usuario Interrumpible.
El OED calculará el precio de la reserva contingente para
demanda interna dividiendo la remuneración trimestral por reserva contingente
para demanda interna (REMCONT) por el total de la compra de reserva prevista
para este servicio para todos los agentes “j” que no son Grandes Usuarios
Interrumpibles o Generadores con contratos de exportación que venden con
respaldo.
REMCONTt RESCONTt ($/MW mes) = ––––––––––––––– åj
(COMPREStj ) |
siendo:
* j = agente Distribuidor, Gran Usuario no Interrumpible
o Autogenerador del MEM.
El OED calculará el precio estacional de la reserva
totalizando el precio de cada reserva (de DIEZ (10) minutos incluyendo
adicional de reserva rotante, fría y contingente) y sumándole el ajuste
necesario (AJUSR) dividido por la compra de reserva prevista de los
Distribuidores.
PESTRESt ($/MW mes) = (RES10t +
RESFt + RESCONTt ) + ( AJUSRt / åjj
(COMPREStjj)) |
siendo:
* jj = agente Distribuidor.
2.5.3.3.2. PRECIO MENSUAL POR RESERVA DE POTENCIA.
Al finalizar cada mes, el OED debe calcular la
remuneración para la reserva contingente y para cada servicio de reserva de
corto plazo, excluyendo reserva regulante y reserva operativa.
·
Remuneración mensual de reserva de DIEZ (10) minutos
(MESRES10): El OED calculará el costo de la reserva de DIEZ (10) minutos
rotando, integrando dicha reserva asignada durante las horas en que se remunera
la potencia en el mes y valorizándola con el Precio de la Potencia en el
Mercado. Luego, calculará el costo de la reserva de DIEZ (10) minutos en
máquinas paradas integrando dicha reserva asignada durante las horas en que se
remunera la potencia en el mes y valorizándola al correspondiente Precio en el
Mercado de la Reserva de DIEZ (10) minutos en máquinas paradas, de acuerdo a lo
que establece el Anexo 36 de LOS PROCEDIMIENTOS. La suma de estos dos montos
constituye la remuneración mensual de reserva de DIEZ (10) minutos.
·
Remuneración mensual de reserva contingente para demanda
interna (MESCONT): El OED calculará la remuneración para cada semana del mes
como la reserva contingente asignada menos la potencia requerida vender con
respaldo en los contratos de exportación, multiplicado por la cantidad de horas
en que se remunera la potencia en la semana por el Precio de la reserva
contingente en el Mercado. El OED calculará la remuneración mensual como la
integración de la remuneración semanal.
·
Remuneración mensual de reserva contingente para
contratos de exportación (MESCONTEXP): El OED calculará la remuneración para
cada semana del mes totalizando la potencia requerida vender con respaldo en
los contratos de exportación, multiplicado por la cantidad de horas en que se
remunera la potencia en la semana por el Precio de la reserva contingente en el
Mercado. La remuneración mensual se calculará como la integración de la
remuneración semanal.
·
Remuneración mensual de reserva fría (MESRF): Para cada
día hábil, el OED calculará la remuneración diaria por reserva fría como la
reserva fría asignada multiplicada por la cantidad de horas en que se remunera
la potencia en el día hábil por el Precio de la Reserva fría en el Mercado. La
remuneración mensual se calculará como la integración de la remuneración de los
días hábiles del mes.
·
El Monto Total por Adicional de Reserva Rotante (ADIROT),
calculado de acuerdo a lo que establece el Anexo 37 de LOS PROCEDIMIENTOS. Este
monto será considerado, al efecto de los cargos por potencia, junto con la
remuneración de la reserva de DIEZ (10) minutos.
Se denomina Compra Mensual de Reserva (COMESRES) de un
Distribuidor, Autogenerador, Generador con contratos de exportación con
respaldo del MEM o Gran Usuario no Interrumpible a su Requerimiento Máximo de
Potencia para el MEM en el mes (REQMAX).
Para un Gran Usuario Interrumpible, su compra mensual de
reserva dependerá de los servicios de reserva de corto plazo a los que está
habilitado.
·
Su compra de reserva contingente será CERO (0).
·
Su compra de reserva fría (COMESRF) será su Requerimiento
Máximo de Potencia en el mes (REQMAX), salvo que esté habilitado a prestar el
servicio de reserva de DIEZ (10) o VEINTE (20) minutos, en que será CERO (0).
·
Su compra de reserva de DIEZ (10) minutos (COMESRES10)
será su Requerimiento Máximo de Potencia en el mes (REQMAX), salvo que esté
habilitado a prestar el servicio de reserva de DIEZ (10) minutos, en que será
CERO (0).
El OED debe calcular el Precio Mensual de la Reserva
(PMESRES) de un mes “m” de acuerdo a la siguiente metodología:
El OED calculará el precio mensual de la reserva de DIEZ
(10) minutos, incluyendo el adicional por reserva rotante, sumando la
remuneración mensual correspondiente a reserva de DIEZ (10) minutos (MESRES10)
y a la reserva rotante adicional (MESROT) y dividiendo el total por la
integración de la compra de reserva prevista para el servicio de reserva de
DIEZ (10) minutos para todos los agentes.
(MESRES10m + MESROTm ) RES10m ($/MW mes) =
–––––––––––––––––––––––––––––––––––––– åj
(COMESRESmj ) + åg
(COMESRES10mg ) |
siendo:
* j = agente Distribuidor, Gran Usuario no Interrumpible,
Generador con contratos de exportación con respaldo del MEM o Autogenerador.
* g = Gran Usuario Interrumpible.
El OED debe calcular el precio mensual de la reserva fría
dividiendo la remuneración correspondiente (MESRF) para el mes por el total de
la compra de reserva prevista para este servicio para todos los agentes “j”.
MESRFm RESFm ($/MW mes) =
–––––––––––––––––––––––––––––––––– åj
(COMESRESmj ) + åg
(COMESRFmg ) |
siendo:
* j = agente Distribuidor, Gran Usuario no Interrumpible,
Generador con contratos de exportación con respaldo del MEM o Autogenerador.
* g= Gran Usuario Interrumpible.
El OED calculará el precio mensual de la reserva
contingente para demanda interna dividiendo la remuneración trimestral
correspondiente (MESCONT) por el total de la compra de reserva prevista para
este servicio para todos los agentes “j” que no son Grandes Usuarios
Interrumpibles ni Generadores.
MESCONTtm RESCONTm ($/MW mes) = ––––––––––––––––––– åj
(COMESRESmj ) |
siendo:
* j = agente Distribuidor, Gran Usuario no Interrumpible
o Autogenerador.
El OED calculará el precio mensual de la reserva
contingente para contratos de exportación dividiendo la remuneración trimestral
correspondiente (MESCONTEXP) por el total de la compra de reserva prevista para
Generadores “j” con contratos de exportación que venden con respaldo.
MESCONTEXPtm
RESCONTEXPm ($/MW mes) = ––––––––––––––––––– åj
(COMESRESmj ) |
siendo:
* j = agente Generador que vende en contratos de
exportación con respaldo.
El precio mensual de la reserva de un Autogenerador o
Gran Usuario no Interrumpible estará dado por la suma del precio de cada
reserva (de DIEZ (10) minutos incluyendo adicional de reserva rotante, fría y
contingente para demanda interna).
Para “j” Autogenerador o Gran Usuario no Interrumpible:
PMESRESmj ($/MW mes) = (RES10m
+ RESFm + RESCONTm ) |
El precio mensual de la reserva de un Generador con
contratos de exportación con respaldo del MEM estará dado por la suma del
precio la reserva de DIEZ (10) minutos, incluyendo adicional de reserva
rotante, reserva fría y contingente para contratos de exportación.
Para “j” Generador con contratos de exportación con
respaldo del MEM: PMESRESmj ($/MW mes) = (RES10m
+ RESFm + RESCONTEXPm ) |
El precio mensual de la reserva de un Gran Usuario
Interrumpible será el precio correspondiente a cada tipo de reserva.
2.5.3.3.3. CARGO MENSUAL POR RESERVA DE POTENCIA.
Al finalizar cada mes “m” de un Período Trimestral, el
OED debe calcular el Cargo Inicial por Reserva (INIRES) que debe pagar cada
Distribuidor, Autogenerador, Generador con contratos de exportación con
respaldo del MEM y Gran Usuario “j” multiplicando la compra de reserva del mes
por el precio de la reserva que corresponda, Precio Estacional para
Distribuidores y Precio Mensual para Grandes Usuarios no Interrumpibles,
Generadores con contratos de exportación con respaldo del MEM y
Autogeneradores, transferido a su nodo a través del Factor de Adaptación.
Para “j” Distribuidor, INIRESmj ($) = COMESRESmj
* PESTRESt * Faj Para “j” Autogenerador, Generador con contratos de
exportación con respaldo del MEM o Gran Usuario no Interrumpible, INIRESmj ($) = COMESRESmj
* PMESRESm * Faj |
Para cada Gran Usuario Interrumpible “j” su Cargo Inicial
de Reserva del mes dependerá de los tipos de reserva a los que está habilitado
aportar y, en consecuencia, la compra que realiza de cada tipo de reserva.
Para “j” Gran Usuario Interrumpible: INIRESmj ($) = (RES10m * COMMESRES10
+ RESFm * COMESRF) * Faj |
A su vez, el OED debe calcular el Cargo Inicial de
Reserva del mes para cada Contrato de Abastecimiento en que el Generador “k”
asume el compromiso de cubrimiento de parte o todo el Cargo por Reserva del
agente Consumidor “j”, como la parte comprometida, expresada como un porcentaje
(%RES), del Cargo Inicial por Reserva de dicho agente Consumidor.
Para “k” Generador, INIRESmkj ($) = %RES * INIRESmj |
El Cargo por Reserva del mes “m” de cada Generador “k”
está dado por el Cargo Inicial por Reserva de sus contratos de exportación con
respaldo del MEM (INIRES m k) más la suma del Cargo Inicial por Reserva de cada
uno de sus Contratos de Abastecimiento en que cubre parte o todo el cargo por
reserva de la parte compradora.
Para “k” Generador, CARGORESmk ($) = åj
INIRES m kj + INIRESmk |
Siendo “kj” los Contratos de Abastecimientos en que el
Generador “k” compromete
cubrir parte o todo el cargo por reserva del agente
Consumidor.
El Cargo por Reserva del mes “m” de cada agente
Consumidor “j” está dado por su Cargo Inicial por Reserva menos los créditos
que resulten de los Contratos de Abastecimiento que cubren parte o todo su
cargo por reserva. De no tener Contratos de Abastecimiento de este tipo, su
Cargo por Reserva resultará igual a Cargo Inicial por Reserva.
Para “j” agente Consumidor, CARGORESmj ($) = INIRESmj
- åk
INIRESmkj |
Siendo “kj” los Contratos de Abastecimiento que cubren
Cargo de Reserva en que el agente Consumidor es la parte compradora.
2.5.3.3.4. CUENTA DE APARTAMIENTO DE LA RESERVA.
La diferencia mensual que surge entre lo que deberían
pagar los Distribuidores de acuerdo al Precio Mensual por Reserva de Potencia
para Autogeneradores y Grandes Usuarios y lo efectivamente recaudado de dichos
agentes en concepto de Cargo Mensual por Reserva de Potencia, se acumula dentro
del Fondo de Apartamiento de la Potencia discriminado en una subcuenta
denominada Cuenta de Apartamiento de la Reserva (CUENRES).
Al finalizar cada mes, el OED debe calcular el monto que
corresponde a esta cuenta como el monto recaudado de los agentes consumidores
totalizando los correspondientes Cargos por Reserva y le debe retirar al monto
a abonar a los Generadores en concepto de remuneración por reserva de DIEZ (10)
minutos, reserva fría, reserva contingente y el Monto Total por Adicional de
Reserva Rotante.
El monto calculado para dicha cuenta se transferirá al
cálculo del Precio Estacional por Reserva de Potencia del siguiente Período
Trimestral, de acuerdo a lo que establece el punto 2.5.3.1. El OED, junto con
la información de seguimiento de estado del Fondo de Apartamiento de la
Potencia, debe suministrar el seguimiento de la Cuenta de Apartamiento de la
Reserva.
2.5.3.4. PRECIO POR SERVICIOS ASOCIADOS A LA POTENCIA.
2.5.3.4.1. PRECIO MENSUAL POR SERVICIOS ASOCIADOS A LA
POTENCIA.
El costo reconocido de los arranques de unidades
turbovapor y nuclear así como los requerimientos de reserva regulante mínima
que fuerzan máquinas o de generación obligada atribuible a la demanda en su
conjunto (como en el caso del parque hidráulico para incrementar la capacidad
de transporte) son atribuibles a los requerimientos de potencia en el MEM.
Al finalizar cada mes “m”, el OED debe calcular para cada
intervalo Spot los sobrecostos de la energía que resulta para las máquinas
forzadas por despacho, entendiéndose como tal a las máquinas forzadas por el
despacho por requerimientos de Transporte o regulación de frecuencia. El
sobrecosto mensual (SCFORZ) se calcula con la integración de los sobrecostos
registrados en cada intervalo Spot.
A su vez, el OED debe calcular los costos por
remuneración de arranques reconocidos durante el mes (CAP) de máquinas
turbovapor, de acuerdo a lo que establece el Anexo 13 de LOS PROCEDIMIENTOS.
Por otra parte, los requerimientos de despacho pueden
hacer necesario generar con combustibles a cuyo precio se debe adicionar un
Sobrecosto por Combustible, de acuerdo a lo definido en el Anexo 33 de LOS
PROCEDIMIENTOS. Al finalizar cada mes, el OED debe calcular con la información
mensual aceptada para combustibles (volúmenes y precios) en cada central
térmica, de acuerdo a lo indicado en el Anexo 13 y 33 de LOS PROCEDIMIENTOS, el
monto correspondiente al Sobrecosto de Combustibles para cada central generando
por despacho óptimo o forzada por despacho (SCCOMES), y debe totalizar el monto
total (SCCOMB). El Sobrecosto de Combustible correspondiente a máquinas
forzadas se debe aplicar al cálculo del Sobrecosto por Máquinas Forzadas
(SCFORZ) definido.
De este modo quedará evaluado para cada mes “m” el
Sobrecosto por Despacho (SCDESP) como la suma del sobrecosto por máquinas
forzadas por despacho, la remuneración de Arranque y Parada reconocida y el
Sobrecosto de Combustible.
SCDESPm ($) = SCFORZm + CAPm +
SCCOMBm |
El OED debe calcular el monto a adicionar al precio por
Servicios Asociados a la Potencia debido a reserva de corto plazo.
·
Remuneración mensual asociada a la potencia por el
servicio de reserva regulante (REMREG): Es la integración de la reserva
regulante asignada durante las horas en que se remunera la potencia en el mes,
multiplicada por el precio de la Potencia en el Mercado.
·
Remuneración mensual de reserva operativa (REMOP): Se
calcula el costo de la reserva operativa integrando dicha reserva asignada
durante las horas en que se remunera la potencia en el mes y valorizándola con
el Precio de la Potencia en el Mercado. Se calcula el costo de la reserva
operativa en máquinas paradas integrando dicha reserva asignada durante las
horas en que se remunera la potencia en el mes y valorizándola al
correspondiente el Precio en el Mercado de la Reserva Operativa en máquinas
paradas, de acuerdo a lo que establece el Anexo 36 de LOS PROCEDIMIENTOS. La
suma de estos dos montos constituye la remuneración mensual de reserva
operativa.
·
El Saldo del Servicio de Regulación Secundaria (SALRSF)
calculado tal como se indica en el Anexo 23 “Regulación de Frecuencia” de LOS
PROCEDIMIENTOS.
RESCPm ($) = REMREGm + REMROPm +
SALRSFm |
El OED debe calcular además el monto a descontar del
precio por Servicios Asociados a la Potencia por incumplimiento en los
compromisos relacionados con la calidad del servicio, de acuerdo a:
a) El saldo que resulta para el mes en las penalidades
por incumplimientos en las obligaciones de alivio de carga ante un
requerimiento de corte por déficit y/o falla en el MEM (PENCOR), de acuerdo a
lo que establece el Anexo 35 de LOS PROCEDIMIENTOS.
b) El Adicional por Servicios de Reserva (ADIRES)
asignado en compensación por servicios de reserva, de acuerdo a lo que
establece el Anexo 39 de LOS PROCEDIMIENTOS.
Para cada mes “m” resulta un Monto Mensual por Servicios
(MONSER) totalizando los montos calculados.
MONSERm ($) = SCDESPm + RESCPm -
PENCORm - ADIRESm |
Al finalizar un mes “m” el OED debe calcular el Precio
Mensual por Regulación Primaria (PMESRPF) en cada área que surja del despacho
“A”, o sea el Mercado y cada área que resultó desvinculada durante el mes,
dividiendo el Saldo del Servicio de Regulación Primaria (SALRPF) del área,
calculado tal como se indica en el Anexo 23 “Regulación de Frecuencia” de LOS
PROCEDIMIENTOS, por la suma de los Requerimientos Máximos de Potencia en el Mes
(REQMAX) de Distribuidores, Grandes Usuarios y Autogeneradores “j(A)” del área,
multiplicado por su Factor de Adaptación.
SALRPFm A PMESRPFm A ($/MW mes) =
———————————————————— å j(A)
(REQMAX mj(A) * FA j(A) ) |
Al finalizar el mes “m”, el OED debe calcular el Precio
Mensual por Servicios Asociados a la Potencia (PMESSER) en cada área de
despacho “A”, o sea el Mercado y cada área que resultó desvinculada durante el
mes, dividiendo la remuneración total para el mes (MONSER) por la suma de los
Requerimientos Máximos de Potencia en el Mes (REQMAX) de todos los Distribuidores,
Grandes Usuarios y Autogeneradores “j” multiplicado por su Factor de
Adaptación, y adicionando el Precio Mensual por Regulación Primaria (PMESRPF)
del área.
MONSERm PMESSERmA ($/MW mes) =
——————————— + PMESRPFmA åj
(REQMAXmj * FAj) |
2.5.3.4.2. PRECIO ESTACIONAL POR SERVICIOS ASOCIADOS A LA
POTENCIA.
En la Programación Estacional y Reprogramación
Trimestral, el OED debe calcular la Remuneración por Servicios a asignar al
primer trimestre “t” del período, para ello debe evaluar los siguientes
conceptos:
* La suma de los Montos Mensuales por Servicios (SERMES)
registrados en los TRES (3) meses comprendidos entre el último mes del
trimestre segundo anterior al trimestre a programar (t-2) y el segundo mes del
trimestre anterior al trimestre a programar (t-1).
SERMESt ($) = åm
MONSERm |
siendo “m” los meses comprendidos entre m1-4 y m1-2,
dónde “m1” es el primer mes del trimestre “t”.
* Para cada área “A”, el Mercado y cada área que resultó
desvinculada durante los meses considerados, la suma de Saldo del Servicio de
Regulación Primaria (SALRPF) del área, calculado tal como se indica en el Anexo
23: “Regulación de Frecuencia” de LOS PROCEDIMIENTOS, registrado en cada uno de
los TRES (3) meses comprendidos entre el último mes del trimestre segundo
anterior al trimestre a programar (t-2) y el segundo mes del trimestre anterior
al trimestre a programar (t-1).
SALMEStA ($) = åmSALRPFmA |
Siendo “m” los meses comprendidos entre m1-4 y m1-2,
dónde “m-1” es el primer mes del trimestre “t”
* El saldo previsto, en el Fondo de la Potencia (FONPOT)
al comienzo del siguiente Período Trimestral, resultado de la metodología
descripta en el punto 2.5.3.6.
Con estos valores, debe determinar el valor unitario
correspondiente al MW mes para los siguientes conceptos.
* El valor unitario por servicios (UNISER), calculado
dividiendo los Montos Mensuales por Servicios (SERMES) por la suma de la
potencia declarada por cada Distribuidor, Gran Usuario y Autogenerador “j” del
MEM en cada mes del trimestre, afectadas por su Factor de Adaptación
SERMESt UNISERt ($/MW mes) = ————————————————— åm
åj
(PDECLmj * FAj) |
siendo “m” los meses del trimestre “t”.
* El valor unitario del saldo previsto en el Fondo de la
Potencia (UNIFON), calculado dividiendo el saldo previsto en el Fondo de la
Potencia (FONPOT), con signo inverso, por la suma de la potencia declarada por
los Distribuidores “jj” del MEM en cada mes “m” del trimestre afectadas por su
factor de adaptación.
(FONPOT) UNIFONt ($/MW mes) = ————————————————— åm åjj(PDECLmjj
* FAjj) |
* El valor unitario del Saldo de Servicios de Regulación
Primaria (UNISAL) en cada área de despacho “A”, o sea el Mercado y cada área
que resultó desvinculada durante los meses anteriores utilizados en el cálculo,
calculado dividiendo los montos mensuales por dichos saldos en el trimestre
(SALMES) por la suma de la potencia declarada por cada Distribuidor, Gran
Usuario y Autogenerador “j(A)” del área en cada mes del trimestre afectadas por
su Factor de Adaptación
SALMESt UNISALtA ($/MW mes) =
————————————————————— åm
åj
(A) (PDECLmj(A) * FAj(A)) |
El (OED) debe calcular el Precio Estacional por Servicios
Asociados a la Potencia (PESTSER) en cada área “A” sumando los valores
unitarios calculados
PESTSERtA ($/MW mes) = UNISERt
+ UNIFONt + UNISALtA |
A cada Distribuidor le corresponde el precio Estacional:
* correspondiente al Mercado, si durante todos los meses
previos utilizados para el cálculo del saldo del servicio de Regulación
Primaria de Frecuencia siempre resultó en el Mercado;
* correspondiente al área desvinculada “A”, si durante
parte de los TRES (3) meses considerados para el cálculo del saldo del servicio
de Regulación Primaria de Frecuencia resultó en dicha área desvinculada.
2.5.3.4.3. CARGO MENSUAL POR SERVICIOS ASOCIADOS A LA
POTENCIA.
Al finalizar cada mes “m”, el OED debe calcular el Cargo
Inicial por Servicios Asociados a la Potencia (INISER) correspondiente a cada
Distribuidor, Autogenerador y Gran Usuario “j” multiplicando el Precio por
Servicios Asociados a la Potencia que corresponda, Precio Estacional para
Distribuidores y Precio Mensual para Grandes Usuarios y Autogeneradores,
transferido a su nodo a través del Factor de Adaptación por su Requerimiento
Máximo de Potencia en el Mes (REQMAX):
Para “j” Distribuidor, INISERmj($) = REQMAXmj
*PESTSERt *Faj Para “j” Autogenerador o Gran Usuario, INISERmj
($) = REQMAXmj *PMESSERm *Faj |
A su vez, el OED debe calcular el Cargo Inicial Servicios
Asociados a la Potencia del mes para cada Contrato de Abastecimiento en que el
Generador “k” asume el compromiso de cubrimiento de parte o todo dicho Cargo
del agente Consumidor “j”, como la parte comprometida, expresada como un
porcentaje (%SER), del Cargo Inicial por Servicios Asociados a la Potencia de
dicho agente Consumidor.
Para “k” Generador, INISERmkj ($) = %SER * INISERmj |
El Cargo por Servicios Asociados a la Potencia (CARGOSER)
del mes “m” de cada Generador “k” está dado por la suma del Cargo Inicial por
Reserva de cada uno de sus Contratos de Abastecimiento en que cubre parte o
todo el correspondiente Cargo por Servicios Asociados a la Potencia de la parte
compradora.
Para “k” Generador , CARGOSERmk ($) = åj
INISERmkj |
Siendo “kj” los Contratos de Abastecimiento en que el
Generador “k” compromete cubrimiento del Cargo por Servicios Asociados a la
Potencia.
El Cargo por Servicios Asociados a la Potencia del mes
“m” de cada agente Consumidor “j” está dado por su Cargo Inicial por Servicios
Asociados a la Potencia menos los créditos que resulten de los Contratos de
Abastecimiento que cubren parte o todo su Cargo por Servicios Asociados a la
Potencia. De no tener Contratos de Abastecimiento de este tipo, su Cargo por
Servicios Asociados a la Potencia resultará igual a Cargo Inicial por Reserva.
Para “j” agente Consumidor, CARGORESmj ($) = INIRESmj
- åk
INIRESmkj |
Siendo “kj” los Contratos de Abastecimiento que cubren
Cargo Servicios Asociados a la Potencia en que el agente Consumidor es la parte
compradora.
2.5.3.5. CARGO MENSUAL POR POTENCIA
El cargo mensual por potencia correspondiente a cada
Distribuidor, Autogenerador y Gran Usuario del MEM será la suma de:
* El cargo por potencia despachada;
* El cargo por reserva de potencia;
* El cargo por servicios asociados a la potencia.
El cargo mensual por potencia correspondiente a un
Generador será la suma de:
* El cargo por potencia despachada;
* El cargo por reserva de potencia;
* El cargo por servicios asociados a la potencia;
* Cargos por Compensaciones.
2.5.3.6. FONDO DE APARTAMIENTO DE LA POTENCIA
Al finalizar cada mes el OED debe calcular la diferencia
entre lo asignado como cargos a los agentes por compra de potencia, y lo
asignado como remuneración a los agentes por venta de reserva de potencia y al
transportista por los sobrecostos asociados al Factor de Adaptación.
Los cargos están dados por la suma de:
* los cargos por potencia pagados por Distribuidores,
Grandes Usuarios, centrales de bombeo y Autogeneradores;
* los cargos por potencia pagados por Generadores y
Cogeneradores con Contratos de Abastecimiento, incluyendo contratos de
exportación;
* los Cargos por Compensaciones pagados por Generadores
por incumplimientos a sus compromisos de reserva.
El total pagado está dado por la suma de:
* los montos abonados a Generadores, Autogeneradores y
Cogeneradores por las ventas de potencia asociadas a servicios de reserva y
sobrantes de potencia;
* los montos por sobrecostos asociados al Factor de
Adaptación pagados a la empresa de Transporte en Alta Tensión y que miden la
calidad de los vínculos con el Mercado, calculado de acuerdo a los indicado en
el Anexo 3 de LOS PROCEDIMIENTOS.
Este monto, ya sea positivo o negativo, se acumulará en
el Fondo de Apartamiento de la Potencia. Dentro del Fondo se encuentran las
siguientes subcuentas.
* la subcuenta denominada Cuenta de Apartamiento de la
Potencia Despachada (CUENDESP), cuyo monto se calcula de acuerdo a lo que se
establece en 2.5.3.2.4.;
* la subcuenta denominada Cuenta de Apartamiento de la
Reserva (CUENRES), cuyo monto se calcula de acuerdo a lo que se establece en
2.5.3.3.4.
Para el cálculo del correspondiente Precio por Servicios
Asociados a la Potencia de un Período Trimestral se transferirá al siguiente
trimestre en su totalidad el saldo (FONPOT) que resulta de descontar del Fondo
de Apartamiento de la Potencia el monto correspondiente al Cargo por Potencia
Despachada (AJUSD) de la Cuenta de Apartamiento de la Potencia Despachada, de
acuerdo a lo que se establece en 2.5.3.2.1., y el monto correspondiente al
ajuste al Cargo por Reserva (AJUSR) de la Cuenta de Apartamiento de la Reserva,
de acuerdo a lo que establece 2.5.3.3.1.
2.6. SOBRECOSTO POR MAQUINAS FORZADAS POR RESTRICCIONES
DE CALIDAD
Las restricciones asociadas al transporte en un sistema
de transporte por Distribución Troncal o en un sistema de Distribución o
asociadas al control de tensión y suministro de potencia reactiva, pueden
forzar por calidad máquinas generando que no son requeridas por el despacho
óptimo y producir un sobrecosto por la correspondiente energía generada a costo
operativo, denominado Sobrecosto por Máquinas Forzadas (SCFORZ). La
administración de este tipo de restricciones se realizará de acuerdo a lo que
establece el Anexo 14 de LOS PROCEDIMIENTOS.
Para realizar el seguimiento de cada restricción de
calidad “r” que fuerza generación, el OED en cada intervalo Spot “h” debe
determinar las máquinas “q” que resultan forzadas y calcular el correspondiente
sobrecosto multiplicando la energía generada (GEN) por la diferencia entre su
costo operativo (CO) y el precio de nodo (PN) que corresponde a su nodo de
conexión más el Sobrecosto de Combustible (SCCO) asociado, que puede resultar
CERO (0).
SCFORZhr ($) = åq
( COhq - PNhq) * GENhq
+ SCCOhq |
siendo “q” las máquinas forzadas en el intervalo Spot “h”
por la restricción “r”.
Para cada intervalo Spot en que la restricción no
requiera generación forzada el sobrecosto es CERO (0).
Al finalizar cada mes “m”, el OED debe realizar la
integración de los sobrecostos por intervalo Spot para calcular el Sobrecosto
Mensual (SCFORZMES) a asignar a cada restricción de calidad “r” que requirió
generación forzada durante el mes.
SCFORZMESmr ($) = åh SCFORZ h r
2.7. REMUNERACION DEL SERVICIO DE TRANSPORTE
El Distribuidor, Gran Usuario y Autogenerador debe pagar
los cargos fijos de los sistemas de Transporte y de Distribución asociado a la
función técnica de transporte, que le corresponden para acceder a el o los
nodos de entrada/salida que le sean asignados en el MEM.
En la Programación Estacional, el OED debe calcular los
cargos fijos por el servicio de transporte a pagar por los agentes del MEM.
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 de LOS PROCEDIMIENTOS. La remuneración del
Servicio de Transporte se detalla en el Anexo 18 de LOS PROCEDIMIENTOS para el
Sistema de Transporte en Alta Tensión, en el Anexo 19 de LOS PROCEDIMIENTOS
para el Sistema de Transporte por Distribución Troncal, y en los Anexo 27 y 28
para la Función Técnica de Transporte.
2.8. 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, como se indica en el Anexo 4 de LOS PROCEDIMIENTOS.
Junto con la Programación Estacional, en base al
equipamiento de reactivo declarado por los Generadores y Transportistas y del
reactivo requerido por la demanda, el OED debe realizar flujos de carga para
verificar el cumplimiento de la calidad de servicio, o sea el mantenimiento de
los niveles de tensión requeridos y la sobrecarga que resulta en el
equipamiento.
En caso de ser requerida en la operación real generación
forzada fuera de Acuerdos de Generación Obligada, para el control de tensión y
suministro de potencia reactiva, los sobrecostos mensuales correspondientes
(SCFORZMES) determinados tal como se indican en el punto 2.6. serán abonados
por los agentes responsables de esta acción como un cargo por reactivo.
2.9. REEMBOLSO DE GASTOS DEL ORGANISMO ENCARGADO DEL
DESPACHO
El OED debe realizar para cada Período Estacional de
Invierno un presupuesto anual de sus gastos, que incluya todas las necesidades
tanto en materia de gastos directos, como indirectos e inversiones. El
presupuesto no podrá superar un valor tope expresado como el CERO COMA OCHENTA
Y CINCO (0,85) % del importe total de las ventas en el MEM en el período.
A más tardar el 1º de abril de cada año el OED elevará a
la SECRETARIA DE ENERGIA el presupuesto para su aprobación.
El reembolso de los gastos mensuales del presupuesto
aprobado estará a cargo de todos los agentes del MEM. Cada agente debe pagar
cada mes por lo menos un Cargo Mínimo por Gastos de Administración del Mercado.
Junto con cada Programación Estacional de Invierno, el
OED deberá presentar a la SECRETARIA DE ENERGIA el monto que correspondería al
Cargo Mínimo por Gastos de Administración del Mercado, en función del costo que
como mínimo introduce el ingreso de un nuevo agente.
Con este análisis, la SECRETARIA DE ENERGIA definirá la
conveniencia de adecuar el valor de dicho Cargo Mínimo, con vigencia para el
período anual que comienza con la mencionada programación.
Al finalizar cada mes, el OED debe calcular para cada
agente el Cargo por Gastos del OED prorrateando el gasto mensual presupuestado
entre todos los agentes del MEM, ya sea el agente comprador o vendedor,
proporcionalmente al volumen de su transacción en el mes anterior, incluyendo
las transacciones en el Mercado a Término. Si para algún agente el monto que
resulta de este prorrateo es inferior al cargo mínimo definido, el OED le
asignará como monto mensual a pagar el Cargo Mínimo por Gastos de
Administración del Mercado.
Si de la ejecución presupuestaria de un Período
Estacional resultara al finalizar un excedente, el mismo debe ser incorporado
como partida presupuestaria en el período siguiente.
2.10. PRECIOS ESTACIONALES
El OED determinará en la Programación Estacional y
Reprogramación Trimestral para cada Distribuidor los Precios Estacionales que
pagará por su compra en el MEM:
·
Precio Estacional de la Energía por banda horaria;
·
Precios Estacionales de Potencia para cubrir la demanda,
reserva y servicios asociados.
Mensualmente
cada Distribuidor, Autogenerador y Gran Usuario debe pagar cargos por energía y
por potencia. Además debe pagar los siguientes cargos:
* un
cargo por el Servicio de Operación y Despacho, en proporción a su transacción
en el MEM;
* los
cargos por Transporte que le correspondan;
* los
cargos por potencia reactiva que puedan corresponder, de acuerdo a lo que
establece el
Anexo 4
de LOS PROCEDIMIENTOS.
A más
tardar el 10 de marzo y el 10 de setiembre de cada año el OED debe presentar la
Programación Estacional Provisoria, de acuerdo a lo que se indica en el Anexo 7
de LOS PROCEDIMIENTOS, a los agentes del MEM, quienes contarán con CATORCE (14)
días corridos para enviar sus observaciones. El OED debe analizar dichas
observaciones, pudiendo incorporar algunas o todas ellas y reprogramar el
Período Estacional recalculando los Precios Estacionales. El OED debe elevar a
la SECRETARIA DE ENERGIA antes del 10 de abril y el 10 de octubre de cada año
la Programación Definitiva con la propuesta de Precios Estacionales y las
observaciones realizadas por los agentes.
Antes
del 25 de abril y el 25 de octubre de cada año, la SECRETARIA DE ENERGIA.
Establecerá por Resolución los Precios Estacionales para el primer trimestre
del Período Estacional de Invierno y del Período Estacional de Verano
respectivamente. Vencido este plazo, si no se emite Resolución se mantendrán
los Precios Estacionales vigentes.
2.11.
REPROGRAMACION TRIMESTRAL
Durante
el transcurso del primer trimestre del Período Estacional, el OED debe
actualizar los estudios de programación del despacho y cálculo de precios para
el segundo trimestre del Período Estacional. Para ello, antes del primero de
junio y primero de diciembre los agentes deben informar los ajustes necesarios
a la información requerida para la Reprogramación Trimestral.
De
acuerdo al resultado del seguimiento de los datos observados, el OED podrá
quedar habilitado a modificar la información suministrada por los agentes.
2.11.1.
DEMANDA
El OED
debe analizar el comportamiento de la demanda registrada en el primer trimestre
respecto de los valores previstos. Dado el efecto directo de la demanda sobre
los precios, de detectar un apartamiento significativo para un Distribuidor y el
agente no ajustar su previsión a la realidad observada, el OED debe reemplazar
dicha demanda prevista por una estimación propia e informar al Distribuidor. El
valor utilizado debe contar con el acuerdo de la SECRETARIA DE ENERGIA. El OED
debe indicar en la Reprogramación Trimestral cuáles demandas no corresponden a
la previsión del Distribuidor y los motivos de su modificación.
2.11.2.
MANTENIMIENTO PROGRAMADO
Los
Generadores y Transportistas deben informar junto con los datos para la
Reprogramación Trimestral los pedidos de cambios al Mantenimiento Programado
Estacional y al Mantenimiento Programado Tentativo.
Los
cambios en el mantenimiento de la red de Transporte deben 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 de la fecha
establecida para el envío de la información al OED, el Transportista debe
enviar al OED las distintas alternativas de mantenimiento con sus
correspondientes objeciones. El OED debe definir la más conveniente entre ellas
desde el punto de vista de costo de operación del MEM en conjunto pero también
teniendo en cuenta las objeciones de cada parte, de acuerdo al procedimiento
indicado en el punto 2.1.2.3.
El OED
debe analizar en conjunto el nuevo mantenimiento que resulta y podrá solicitar
a las empresas modificaciones en función de su efecto sobre los precios y el
riesgo de falla.
El OED
debe reunir a los Generadores y Transportistas antes del 8 de junio y 8 de diciembre
para acordar la actualización correspondiente al programa de mantenimiento para
el trimestre y siguientes TREINTA (30) meses. La reunión tendrá características
similares a la realizada para la Programación Estacional y el mantenimiento
acordado para el siguiente Período Trimestral será considerado como el
mantenimiento programado.
2.11.3.
BASE DE DATOS ESTACIONAL
El OED
debe verificar la consistencia y validez de la Base de Datos Estacional
resultante de la información suministrada por los agentes, y de detectar para
algún dato distinto de la demanda incoherencias y/o un apartamiento
significativo con respecto a lo registrado en el primer trimestre, sólo podrá
modificarlo de estar habilitado para ello. De no estar habilitado, debe
solicitar su modificación al agente. De no llegar a un acuerdo, el OED debe
incorporar el valor suministrado por el agente en la Base de Datos pero en la
Reprogramación Trimestral debe también incluirlo en la lista de Datos
Observados, indicando el motivo de la objeción.
No se
modificarán los criterios para las reservas de corto plazo que fueron acordados
para el Período Estacional.
2.11.4.
COSTO VARIABLE DE PRODUCCION Y VALOR DEL AGUA
Con la
misma metodología que para la Programación Estacional, el OED determinará los
nuevos CVPE a utilizar para el parque térmico. Para la generación
hidroeléctrica también utilizará la misma metodología que en la Programación
Estacional para determinar la optimización y valor del agua previsto.
2.11.5.
PROGRAMACION PROVISORIA Y DEFINITIVA
Antes
del 5 de julio y el 5 de enero, el OED debe presentar la Programación
Provisoria a los agentes del MEM, quienes tendrán CINCO (5) días corridos para
producir observaciones. El OED debe analizarlas y podrá incorporar algunas o
todas ellas y reprogramar el trimestre.
A más
tardar el 15 de julio y 15 de enero, el OED debe elevar a la SECRETARIA DE
ENERGIA la Programación Definitiva con los Precios Estacionales para el segundo
trimestre, adjuntando un informe con los datos modificados con respecto a la Programación
Estacional, los datos observados por el OED y los motivos, y las observaciones
de los agentes del MEM. El OED debe indicar el efecto sobre los precios de las
modificaciones realizadas respecto de los datos utilizados para la Programación
Estacional. El informe tendrá un formato similar a la Programación Estacional,
tal como se indica en el Anexo 7 de LOS PROCEDIMIENTOS.
Antes
del 25 de julio y 25 de enero la SECRETARIA DE ENERGIA ajustará por Resolución
los Precios Estacionales para el segundo trimestre del Período Estacional.
Vencido este plazo sin intervención de la SECRETARIA DE ENERGIA, quedarán
firmes los Precios Estacionales vigentes.
2.12.
INFORME MENSUAL Y TRIMESTRAL
Antes
del día 15 de cada mes, el OED debe producir para conocimiento de la SECRETARIA
DE ENERGIA y agentes del MEM un informe analítico sobre la operación del MEM y
evolución de precios durante el mes anterior, con particular referencia a cada
uno de los apartamientos significativos observados respecto a la programación
con que se definieron los Precios Estacionales, tal como se indica en el Anexo
8 de LOS PROCEDIMIENTOS.
El OED
adjuntará una recopilación de las modificaciones a la Base de Datos Estacional,
tanto las solicitadas por los agentes en el transcurso del mes como las
realizadas por el OED al verificarse la objeción realizada a un dato observado.
Debe indicar el apartamiento que resulta entre la operación real y los Precios
Estacionales vigentes, incluyendo la evolución del Fondo de Estabilización y
Fondo de la Potencia, discriminado por tipo de Cargo de potencia.
QUINCE
(15) días antes de cumplirse el primer trimestre, el OED debe producir un
Informe Trimestral de seguimiento, proyectando los días faltantes del
trimestre, que junto con la Reprogramación Trimestral del segundo trimestre
mencionado en el punto 2.10. constituirá para la SECRETARIA DE ENERGIA la base
para la definición de los Precios Estacionales para el segundo trimestre del
Período Estacional. El OED debe incluir el saldo previsto del Fondo de Estabilización
y el Fondo de Potencia, con una descripción de los motivos y variables que
justifican este apartamiento.
2.13.
PRECIOS DE REFERENCIA DE DISTRIBUIDORES PARA LAS TARIFAS DE USUARIOS FINALES
2.13.1.
PRECIO DE REFERENCIA DE LA POTENCIA PARA LAS TARIFAS DE DISTRIBUIDORES
Para el
pasaje del precio de la potencia en el MEM a la tarifa de usuarios finales, se
considera como Precio de Referencia de la Potencia para un Distribuidor “j”
($POTREF t,a j) en un período trimestral “t” del año “a” al valor calculado con
los Precios Estacionales de la Potencia para el MEM vigentes en dicho
trimestre.
$POTREFt,aj($/MWmes)=(PMESBASt,a
*RELlt,a-lj+PESTRESt,a +PESTSERt,a )*FA t,aj |
siendo:
*
PMESBAS t,a : Precio Base de la Potencia Despachada ($/MW mes) vigente en el
trimestre “t” del año “a”.
*
PESTRES t,a : Precio Estacional por Reserva de Potencia ($/MW mes) vigente en
el trimestre “t” del año “a”.
*
PESTSER t,a : Precio Estacíonal por Servicios Asociados a la Potencia ($/MW
mes) vigente en el trimestre “t” del año “a”.
* FA
t,a j: Factor de Adaptación del Distribuidor “j” para el trimestre “t” del año
“a”.
* RELl
t,a-l j: Relación entre la demanda media de potencia y la demanda máxima de
potencia registrada para el Distribuidor “j” durante las horas en que se
remunera la potencia en el trimestre “t” del año anterior, calculada de acuerdo
a la metodología que se indica en el punto 2.13.3.
2.13.2.
PRECIOS DE REFERENCIA DE LA ENERGIA PARA LAS TARIFAS DE DISTRIBUIDORES
Para el
pasaje del precio de la energía en el MEM a la tarifa de usuarios finales de un
Distribuidor “j” en un período trimestral “t” del año “a” se considera como
Precio de Referencia de la Energía ($PEST) para cada banda horaria “b” el valor
calculado con el Precio Estacional de la Energía del Distribuidor, el Precio
Estacional por Energía Adicional, y el Precio por Confiabilidad vigentes en el
MEM en dicho trimestre.
Para la
banda horaria de horas restantes “r” resulta:
$PESTt,aj,r
($/MWh)=PESTt,aj,r ,+ PERDEST t,a r + PHRCONF t,a * FA
t j * RELBt,aj,r |
siendo:
* PESTt,aj,r:
Precio Estacional de la Energía ($/MWh) del Distribuidor “j” en la banda
horaria de horas restantes “r” vigente en el trimestre “t” del año “a”.
*
PERDEST t,a r: Precio Estacional por Energía Adicional ($/MWh) en la
banda horaria de horas restantes “r” vigente en el trimestre “t” del año “a”.
*
PHRCONF t,a : Precio por Confiabilidad ($/MWh) vigente en el
trimestre “t” del año “a” durante las horas en que se remunera la potencia.
* FA t,a
j: Factor de Adaptación del Distribuidor “j” para el trimestre “t.” del
año “a”.
* RELB t,a
j,r: Relación para el Distribuidor “j” entre la demanda de energía prevista en
la banda horaria de horas restantes para días hábiles no cubierta por contratos
reconocidos para su traspaso a la tarifa de usuarios y la correspondiente
previsión de demanda de energía durante la banda horarria de horas restantes de
todo el trimestre no cubierta por dicho tipo de contratos. Su cálculo se
realiza en base a las relaciones correspondientes a dicha banda horaria en el
trimestre “t” del año anterior (REL2 y REL3), calculadas de acuerdo a la
metodología que se indica en el punto 2.13.3.
Para la
banda horaria de pico “p” resulta:
$PEST t,a
j,p ($/MWh)=PEST t,a j,p + PERDEST t,a
p + PHRCONF t,a * FA t j * RELB t,a
j,p |
siendo:
* PEST t,a
j,p: Precio Estacional de la Energía ($/MWh) del Distribuidor “j” en la banda
horaria de pico “p” vigente en el trimestre “t” del año “a”.
*
PERDEST t,a p: Precio Estacional por Energía Adicional ($/MWh) en la
banda horaria de pico “p” vigente en el trimestre “t” del año “a”.
* FA t
j: Factor de Adaptación del Distribuidor “j” para el trimestre “t” del año “a”.
*
PHRCONF t,a : Precio por Confiabilidad ($/MWh) vigente en el
trimestre “t” del año “a” en las horas en que se remunera la potencia.
* RELB
t,a j,p: Relación para el Distribuidor “j” entre la demanda de energía prevista
en la banda horaria de pico de días hábiles no cubierta por contratos
reconocidos para su traspaso a la tarifa de usuarios y la correspondiente previsión
de demanda de energía durante las banda horaria de pico de todo el trimestre no
cubierta por dicho tipo de contratos. Su cálculo se realiza en base a las
relaciones correspondientes a dicha banda horaria en el trimestre “t” del año
anterior (REL2 y REL3), calculadas de acuerdo a la metodología que se indica en
el punto 2.13.3.
Para la
banda horaria de valle “v” resulta:
$PEST t,a j,v
($/MWh) = PEST t,a j,v + PERDEST t,a v |
siendo:
* PEST
t,a j,v: Precio Estacional de la Energía ($/MWh) del Distribuidor “j” en la
banda horaria de valle “v” vigente en el trimestre “t” del año “a”.
*
PERDEST t,a v: Precio Estacional por Energía Adicional ($/MWh) en la banda
horaria de valle “v” vigente en el trimestre “t” del año “a”.
El
factor RELB t,a j,b mide para la banda horaria “b” de pico o resto la relación
entre la previsión de demanda de energía de días hábiles no cubierta por
contratos autorizados para su pasaje a la tarifa a usuarios, respecto la
demanda de energía prevista para todo el trimestre no cubierta por dicho tipo
de contratos. Para cada Distribuidor “j”, el cálculo de la demanda prevista por
banda horaria se realiza en base a la demanda total de energía prevista para el
trimestre y las relaciones REL2 y REL3.
EDEMPREV t,a
j*REL2 t,a-l j,b*REL3 t,a-l j,b - ECONTH t,a
j,b RELB t,a
j,b = ———————————–––————————————————
EDEMPREV t,a j * REL2 t,a-l j,b - ECONT t,a
j,b |
Siendo:
* b:
banda horaria de pico “p” u horas restantes “r”.
*
EDEMPREV t,a j: Energía prevista abastecer (MWh) al Distribuidor “j”
durante el trimestre “t” del año “a”, de acuerdo a los valores indicados en la
correspondiente Programación Estacional del MEM.
*
ECONTH t,a j,b: Energía a abastecer (MWh) por los contratos
reconocidos al Distribuidor “j” para su traspaso a la tarifa a usuarios finales
en la banda horaria “b” en los días hábiles del trimestre “t” del año “a”.
* ECONT
t,a j,b: Energía a abastecer (MWh) por los contratos reconocidos al Distribuidor
“j” para su traspaso a la tarifa a usuarios finales en la banda horaria “b”
durante el total del trimestre “t” del año “a”.
De
existir contratos cuyo precio es trasladado a la tarifa de usuarios finales,
para realizar el pasaje del cargo por pérdidas correspondiente a la energía
cubierta por estos contratos al precio de la energía asignado a dichos
contratos se debe adicionar el Precio Estacional por Energía Adicional por
banda horaria.
2.13.3.
CALCULO DE LOS FACTORES QUE SE UTILIZAN EN LA DEFINICION DE LOS PRECIOS DE
REFERENCIA PARA DISTRIBUIDORES
2.13.3.1.
FACTORES PARA EL CALCULO DEL PRECIO DE REFERENCIA DE LA POTENCIA PARA LAS
TARIFAS DE DISTRIBUIDORES
Al
finalizar cada Período Trimestral “t” de un año “a”, el OED deberá calcular
para cada Distribuidor “j” la relación (REL1) entre la demanda media de
potencia y demanda máxima de potencia durante las horas en que se remunera la
potencia, utilizando los datos de demanda de potencia abastecida registrados
durante el transcurso de dicho trimestre. Este factor será utilizado en el
cálculo del precio de referencia de la potencia para las tarifas de
Distribuidores del mismo trimestre del siguiente año (o sea “a+l”).
EDEMHRP t,a
j RELl t,a j
= ——————————————————— NHRP t,a
* PMAXHRP t,a j |
siendo
*
EDEMHRP t,a j: Energía abastecida (MWh) durante las horas en que se remunera la
potencia al Distribuidor “j” en el trimestre “t” del año “a”.
* NHRP
t,a : Cantidad de horas en que se remunera la potencia en el trimestre “t” del
año “a”.
PMAXHRP
t,a j: Demanda máxima de potencia horaria (MW) abastecida durante las horas en
que se remunera la potencia para el Distribuidor “j” en el trimestre “t” del
año “a”.
2.13.3.2.
FACTORES PARA EL CALCULO DEL PRECIO DE REFERENCIA DE LA ENERGIA PARA LAS
TARIFAS DE DISTRIBUIDORES.
Al
finalizar cada período trimestral “t” de un año “a”, el OED deberá calcular
para la banda horaria de pico y de horas restantes para cada Distribuidor “j”
la relación entre la demanda de energía abastecida por banda horaria y la total
abastecida en el trimestre (REL2 t,a j), con los datos de demanda abastecida en
la banda horaria de pico y horas restantes registrados durante el transcurso de
dicho trimestre.
EDEMBA t,a
j,b REL2 t,a
j,b = ——————————————— EDEMTOT t,a
j |
siendo
* b:
banda horaria de pico “p” u horas restantes “r”.
*
EDEMBA t,a j,b: Energía abastecida (MWh) en la banda horaria “b” al
Distribuidor “j” en el trimestre “t” del año “a”.
*
EDEMTOT t,a j: Energía total abastecida (MWh) al Distribuidor “j” durante el
trimestre “t” del año “a”.
A su
vez, con los mismos datos deberá calcular la relación entre la demanda de
energía abastecida en días hábiles y la total abastecida por banda horaria en
el trimestre (REL3 t,a j).
EDEMBH t,a
j,b REL3 t,a j,b
= ————————————————— EDEMBA
t,a j,b |
siendo
* b:
banda horaria de pico “p” u horas restantes “r”.
*
EDEMBA t,a j,b: Energía abastecida (MWh) en la banda horaria “b” al
Distribuidor “j” en el trimestre “t” del año “a”.
*
EDEMBH t,a j,b: Energía abastecida (MWh) al Distribuidor “j” en la banda
horaria “b” en los días hábiles en el trimestre “t” del año “a”.
2.13.3.3.
INFORMACION DE LAS RELACIONES REGISTRADAS
En el
informe mensual del primer mes de cada Período Trimestral “t”, el OED deberá
incluir los factores que caracterizan la forma de la curva de demanda horaria
de potencia de cada Distribuidor (REL1, REL2 y REL3) del trimestre anterior
“t-l”.
En el
informe trimestral del trimestre “t”, el OED deberá adjuntar un listado de los
factores que caracterizan la demanda de Distribuidores (REL1, REL2, REL3)
correspondientes a los CUATRO (4) períodos trimestrales a partir del mismo
trimestre “t” del año anterior, informando las correcciones que se hayan
realizado y el motivo”.
2.13.3.4.
REVISION Y CORRECCION DE LAS RELACIONES CALCULADAS EN BASE A LOS DATOS
REGISTRADOS
Dentro
de los siguientes QUINCE (15) días de recibir el informe mensual, el
Distribuidor podrá solicitar la revisión del cálculo de las relaciones
correspondiente a su demanda (RELl, REL2, y REL3) de objetar el valor calculado
por el OED.
De
haberse presentado para un Distribuidor “j” en un trimestre “t” de un año “a”
condiciones extraordinarias que significan que una o más de las relaciones
calculadas no caracteriza una demanda típica normal (por ejemplo, condición de
cortes programadas), se tomará en su lugar como relación para el trimestre el
promedio de las correspondientes relaciones calculadas para el mismo trimestre
de los dos años anteriores.
RELx t,a
j = (RELx t,a-l j + RELx t,a-2 j) * 0,5 |
siendo
“x” 1, 2 y/o 3.
El ENRE
analizará y definirá en qué trimestres es conveniente aplicar esta
modificación. Durante el transcurso de los primeros DOS (2) meses de un
trimestre “t”, el OED y/o el Distribuidor podrán informar al ENRE si consideran
que la o las relaciones para dicho trimestre del año anterior no son
representativas del año actual; adjuntando la correspondiente justificación.
De
decidir realizar un cambio para uno o más Distribuidores, antes del día 10 del
último mes del trimestre “t” el ENRE notificará al OED y a los Distribuidores
afectados el conjunto de Distribuidores para quienes no se debe tomar las
relaciones del año anterior sino utilizar en su lugar el valor calculado de
acuerdo a lo indicado en este punto. De no recibir notificación hasta esta
fecha, el OED deberá considerar que se utilizará para todos los Distribuidores
las relaciones del año anterior.
ANEXO
III
CAPITULO
3
3. MERCADO
DE CORTO PLAZO (MERCADO SPOT)
3.1.
PROGRAMACION SEMANAL Y RIESGO DE FALLA
3.1.1.
INFORMACION BASICA
A más
tardar a las 10:00 hrs. del penúltimo día hábil de cada semana calendaria, las
empresas deben enviar al OED la información necesaria para realizar el despacho
de la semana siguiente y una estimación aproximada para la semana subsiguiente,
tal como se indica en el Anexo 9 de Los PROCEDIMIENTOS. Es responsabilidad del
OED completar los datos faltantes manteniendo como válidos los utilizados en la
semana anterior, salvo que se haya observado una diferencia importante que
justifique su modificación. El OED debe informar a cada empresa que no
suministró información, el valor asumido y su justificación.
En
vista de la importancia de las demandas previstas en la definición del riesgo
de falla y la programación de interrumpibilidad de demanda y/o restricciones al
suministro, el OED deberá verificar su consistencia con la realidad observada y
del conjunto. En particular, deberá revisar la validez de la demanda informada
por los Grandes Usuarios Interrumpibles. De faltar datos de previsiones de
demanda, el OED definirá los valores a utilizar con un modelo de pronósticos de
demanda, como se indica en el punto 3.1.2.
El OED
debe respetar la información suministrada por los agentes e incorporarla a la
Base de Datos Semanal. Sin embargo, de resultar datos inconsistentes 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 de demandas, podrá también solicitar ajustes ante
diferencias respecto de los valores previstos con el modelo de demandas. De no
llegar a un acuerdo con el agente sobre un dato que el OED solicita modificar,
el OED debe respetar el valor informado por el agente pero dejando constancia
de su observación en la información enviada con la Programación Semanal.
Durante
la semana el OED debe realizar el seguimiento de los datos observados. Si
durante DOS (2) días verifica una diferencia superior al DIEZ (10) % con
respecto al dato informado por la empresa y dicho apartamiento se corresponde con
la objeción indicada por el OED, 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. En este caso, deberá informar a la empresa que el
dato objetado se considera modificable y el valor adjudicado por el OED.
Para la
programación semanal y diaria, el despacho y el cálculo de precios de la
energía, el OED debe utilizar los Costos Variables de Producción para el
Despacho (CVPD) de las máquinas térmicas, de acuerdo a lo establecido en el
Anexo 13 de LOS PROCEDIMIENTOS.
Hasta
el penúltimo día hábil de cada semana, las empresas pueden solicitar al OED
mantenimientos correctivos para la semana siguiente. El OED debe analizar estas
solicitudes en función de la urgencia del pedido y su efecto sobre la
programación semanal prevista (riesgo de falla, precios, etc.) y coordinar un
programa de Mantenimiento Correctivo Semanal, buscando minimizar el costo total
de operación y riesgo de falla. En consecuencia, podrá no aceptar pedidos
justificándolo debidamente de objetar la fecha solicitada y 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 con que se realizó la Programación Estacional o la
Reprogramación Trimestral vigente ni en el programa correctivo semanal, será
considerada indisponibilidad forzada a los efectos de evaluar la
indisponibilidad de la máquina.
El OED
recabará las solicitudes de Autogeneradores y Cogeneradores 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.
Es
responsabilidad del OED coordinar las operaciones de importación y exportación
con países interconectados, de acuerdo a las normas y plazos que se establecen
en el Anexo 30 de LOS PROCEDIMIENTOS. En todos los casos, las mismas solo
podrán ser recibidas dentro de los plazos indicados para ser incorporadas a la
Base de Datos para ser consideradas en la programación semanal.
3.1.2.
MODELOS UTILIZADOS
Incorporando
a la Base de Datos Estacional los datos semanales y las modificaciones
informadas por los agentes a los datos previstos en la Programación Estacional
o Reprogramación Trimestral vigente, el OED debe determinar mediante los
modelos de optimización vigentes en el MEM para las centrales hidroeléctricos
que correspondan los valores del agua para cada uno de los embalses sin valores
declarados y los valores de bombeo para las centrales de bombeo sin valores
declarados, de acuerdo a lo que establece el Anexo 22 de LOS PROCEDIMIENTOS.
El OED
debe incorporar a la Base de Datos Semanal los Costos Variables de Producción
para el Despacho (CVPD), los costos de arranque y parada para turbovapor cuando
corresponda, los valores de agua, la disponibilidad ofertada por el parque, las
restricciones vigentes, la generación forzada que surja de los Acuerdos de
Generación Obligada vigentes y las ofertas de venta de países interconectados
como generación adicional con el precio solicitado. Con estos datos, el OED
debe realizar la simulación del despacho y operación de la semana siguiente
partiendo del estado inicial previsto en los embalses.
De
existir solicitudes de compra de países interconectados, el OED debe realizar
una simulación 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 provoca déficit). Se determinará así las
posibilidades de cubrir la energía requerida, el sobrecosto respecto a la
programación sin exportación, y el precio de nodo previsto. El precio y la
coordinación de la operación de ventas Spot a otros países se realizará de
acuerdo a lo establecido en el Anexo 30 de LOS PROCEDIMIENTOS y/o del
respectivo Convenio de Interconexión, según corresponda.
Para
las centrales hidroeléctricas de capacidad semanal, el OED deberá tomar como
dato los paquetes de energía o el valor del agua que oferten. Dichos valores
deben corresponder a la optimización programada por el Generador de la
operación de sus embalses. Dichos Generadores determinarán el manejo óptimo de
sus embalses dentro de las restricciones que limitan su operación y de los
compromisos agua abajo.
El OED
debe realizar la optimización semanal del cubrimiento de la demanda prevista
con la oferta disponible, determinando la ubicación de la oferta a lo largo de
las DOS (2) semanas, en paquetes diarios divididos por intervalo Spot, mediante
un modelo de despacho hidrotérmico semanal.
La
función objetivo a minimizar es el costo total de operación semanal evaluado en
el Mercado, suma de la energía generada valorada al Costo Variable de
Producción para el Despacho (CVPD) o precio ofertado (de tratarse de una
importación), más el costo variable de transporte a través del factor de nodo o
el valor del agua según corresponda, y la valorización de la energía no
suministrada.
El
modelo debe poder representar:
* un
horizonte de SIETE (7) a CATORCE (14) días, permitiendo una discriminación por
intervalo Spot;
* los
requerimientos de importación y exportación de países interconectados;
* los
requerimientos de venta de Autogeneradores y Cogeneradores;
* los
requerimientos de compra de Autogeneradores;
*
agrupamiento de máquinas de acuerdo al nivel de detalle requerido y los grupos
de máquinas acordados para el despacho con los Generadores;
* los
tiempos de arranque de máquinas turbovapor;
*
generación forzada;
* la
disponibilidad de distintos tipos de combustibles por central térmica o grupo
de máquinas, para definir la distribución óptima de combustibles;
* los
requerimientos de reservas de corto plazo para Regulación de Frecuencia y
reserva operativa;
* la
representación de la red que permita incluir las restricciones de Transporte y
operación que afectan los resultados del despacho a nivel semanal;
* la
representación de distintos tipos de centrales hidráulicas, con sus valores del
agua, y de sus limitaciones al despacho diario (requerimientos aguas abajo,
posibilidades de empuntamiento, etc.);
* la
representación de centrales de bombeo, con sus valores del agua y valores de
bombeo, para definir sus requerimientos de bombeo y despacho de generación
semanal.
El
modelo a utilizar así como cualquier modificación en el mismo o la metodología
utilizada deberá contar con la aprobación de la SECRETARIA DE ENERGIA. Su
descripción, manual de uso y base de datos estará a disposición de todos los
agentes del MEM. El OED deberá suministrar el modelo a todo agente que lo
requiera siempre que el mismo previamente haya abonado las licencias de uso que
correspondan, y se comprometa en forma escrita a las condiciones establecidas
en dichas licencias y a no suministrar el modelo a un tercero.
El
modelo para proyección de demandas (PRODEM) a nivel semanal y diario, debe
tener en cuenta:
*
sensibilidad a las condiciones climáticas,
*
demandas reales registradas en el período anterior;
*
posibilidad de incorporar el efecto de otros factores.
3.1.3.
DESPACHO SEMANAL
El OED
deberá realizar la Programación Semanal con el modelo autorizado y la
correspondiente Base de Datos.
Para
cada central hidroeléctrica con capacidad estacional o mensual que no haya
suministrado declaración de valor del agua, el OED debe determinar los valores
del agua a utilizar mediante los modelos de optimización vigentes en el MEM, de
acuerdo a lo que establece el Anexo 22 de LOS PROCEDIMIENTOS.
La
energía hidroeléctrica semanal y su asignación dentro de la semana se
determinará como resultado del Modelo de Despacho Hidrotérmico Semanal (MDHS).
El OED
podrá solicitar justificadamente a las centrales hidroeléctricas de capacidad
estacional, mensual o semanal despachar una energía diaria que difiera del
valor que resulte de la programación semanal en no más de un CINCO (5) %.
Si en
el despacho semanal surge una previsión de déficit, el OED debe correr el
modelo de demandas (PRODEM) para definir las proyecciones de demanda semanal de
cada agente consumidor, que se considerarán las demanda de referencia. Si para
algún Distribuidor o Gran Usuario la demanda informada supera la de referencia
en más de un CINCO (5) %, el OED debe reemplazarla por el pronóstico del modelo
e informar a la empresa correspondiente. Con las demandas así convalidadas, se
realiza el despacho semanal y se establecerá si existe riesgo de déficit.
De
acuerdo a lo establecido en los Anexos 13 y 36 de LOS PROCEDIMIENTOS, el OED
debe determinar los requerimientos de potencia (generando y en reserva) para
cubrir la demanda, teniendo en cuenta la oferta y los requisitos de reserva de
corto plazo. Como resultado, obtendrá la programación de los arranques y
paradas previstos para máquinas turbovapor y nucleares así como el día y hora
previsto para requerir su arranque, teniendo en cuenta los tiempos de arranque
y parada acordados. De presentarse a lo largo de la semana apartamientos en las
condiciones previstas, el programa de arranque y parada de máquinas deberá ser
verificado y ajustado cuando corresponda mediante una Reprogramación Semanal.
Junto con el envío de los resultados de la Programación o Reprogramación
Semanal, el OED debe informar a los Generadores las máquinas turbovapor previstas
arrancar o parar, y la fecha y hora prevista.
El
despacho se realizará en el Mercado teniendo en cuenta las pérdidas marginales
del Transporte a través de los factores de nodo. 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 a utilizar son los de su barra de ingreso al
Sistema Argentino de Interconexión (SADI). Si el Generador se vincula a través
de varios puntos de conexión, los factores de nodo se calcularán como el
promedio de los correspondientes factores de nodo ponderados por la energía que
entrega en cada uno.
En
función de la configuración prevista en la red, composición de la oferta y Acuerdos
de Generación Obligada, el OED determinará las restricciones de Transporte y la
generación forzada requerida por restricciones de calidad, de acuerdo a lo
establecido en el Anexo 14 de LOS PROCEDIMIENTOS.
Como
resultado del despacho semanal, el OED obtendrá para cada día típico y banda
horaria la previsión de:
* el
Precio de Mercado (PM);
* las
áreas desvinculadas del Mercado y el correspondiente precio local;
*
energía no suministrada;
*
arranque y parada previsto de máquinas turbovapor;
* generación
forzada.
Del
modelo resultará además la previsión por tipo de día y banda horaria de:
*
paquetes de energía por central hidráulica;
*
operación prevista de bombeo semanal;
*
paquetes de generación térmica y consumo de combustibles;
*
paquetes de intercambios para Autogeneradores y Cogeneradores;
*
paquetes de importación y/o exportación con países interconectados.
3.1.3.1.
PREVISION DE RESTRICCIONES A LA DEMANDA
De
resultar en la Programación Semanal una previsión de déficit en una o más áreas,
se considerará necesario prever un programa de restricciones al abastecimiento.
En este caso el OED definirá un programa tentativo de reducción de demanda de
Grandes Usuarios Interrumpibles y de cortes para la próxima semana, que
informará conjuntamente con la programación semanal, de acuerdo a lo
establecido en el Anexo 38 de LOS PROCEDIMIENTOS.
Junto
con la Programación Semanal, el OED deberá calcular las restricciones previstas
para la demanda asociada a los contratos de abastecimiento de un Generador que
resulta comprando al Mercado Spot, y los programas de restricciones previstos
para cada Distribuidor y Gran Usuario.
3.1.3.2.
DETERMINACION DE LAS RESERVAS DE CORTO PLAZO
Los
Generadores presentarán sus ofertas de reservas de corto plazo en máquinas
paradas junto con los datos para la Programación Semanal.
Si la
semana resulta definida sin riesgo de falla, el OED informará la magnitud de
las reservas de corto plazo requeridas, de acuerdo a los criterios de calidad y
seguridad establecidos en la Programación Estacional, y realizará una
licitación de ofertas para brindar servicios de reserva de corto plazo con
máquinas paradas, de acuerdo a lo establecido en el Anexo 36 de LOS
PROCEDIMIENTOS.
3.1.3.3.
ENVIO DE LA PROGRAMACION SEMANAL
Antes
de las 14:00 hrs. del penúltimo día hábil de cada semana, el OED informará a
cada central las previsiones para la siguiente semana, incluyendo:
a) su
programa de producción semanal, aclarando si no está previsto su despacho, e
incluyendo en el caso de centrales de bombeo con capacidad de bombeo semanal su
bombeo previsto;
b) los
costos variables de producción para el despacho (CVPD) y valores del agua
vigentes;
c) los
Precios de Mercado previstos;
d) los
períodos en que está previsto quedará desvinculada del Mercado y el
correspondiente Precio Local;
e) el
nivel de falla previsto en su área;
f) para
los Generadores térmicos su previsión de consumo de combustibles;
g) la
lista de máquinas turbovapor previstas arrancar o parar durante la semana,
identificando para cada arranque o parada previsto el día y la hora;
h) la
energía importada prevista, y para la importación Spot su precio;
i) la
exportación prevista, por contratos y Spot;
j) las
restricciones previstas de Transporte;
k) la
generación forzada prevista, indicando el motivo que la justifica y el
correspondiente Acuerdo de Generación Obligada cuando corresponda.
Junto
con esta información se señalarán los datos utilizados que fueron observados
por el OED y el motivo de cada observación.
Para
cada oferta de energía Spot de otro país, el OED le informará si se prevé
tomarla, mientras que a las solicitudes de compra Spot de otros países les
indicará si está previsto que exista el excedente y el precio previsto al que
se vendería.
De
definirse restricciones programados a la demanda, el OED enviará a los
Compradores previstos del Mercado Spot las restricciones previstas, indicando
para las demandas consideradas como Grandes Usuarios Interrumpibles los
períodos en que se hace uso de su oferta de retiro de demanda y el motivo que
lo justifica. Los Distribuidores podrán indicar hasta las 10:00 hrs. del último
día hábil requerimientos a tener en cuenta en la programación diaria de las
restricciones (horarios más convenientes, duración, etc.).
Los
Grandes Usuarios podrán presentar los mismos tipos de requerimientos dentro de
los mismos plazos pero solo respecto a restricciones a aplicar fuera de su
oferta de potencia interrumpible. Por su parte, los Generadores que resulten
con restricciones previstas a sus contratos por compras Spot, podrán informar
dentro del mismo plazo su requerimiento en cuanto al modo de repartir entre sus
contratos la restricción programada a su compra.
De no
recibir estos requerimientos especiales, el OED deberá considerar que se acepta
el criterio de:
·
Para el Generador, repartir el faltante entre todos sus
contratos en forma proporcional al compromiso de energía en cada uno de ellos;
·
Para la demanda, repartir las restricciones en forma
proporcional a la compra.
3.2.. DESPACHO DIARIO Y PRECIOS DE CORTO PLAZO.
3.2.1. INFORMACION BASICA
Todos los días, antes de las 10:00 hrs. 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 y redespachos.
Será responsabilidad del OED completar los datos
faltantes en base a los valores utilizados el mismo tipo de día anterior y la
previsión en la Programación Semanal, 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. 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, de acuerdo a lo que establece el Anexo 10
de LOS PROCEDIMIENTOS. Sin embargo, en el caso de observar inconsistencias en
el conjunto de información que pueda afectar al Sistema en su operación o al
Mercado en su administración comercial, 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
DIEZ (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
reservas de corto plazo con máquinas paradas ofertada en la programación
semanal, salvo que en el plazo indicado el Generador informe su
indisponibilidad.
El OED debe coordinar las operaciones diarias de
importación y exportación con países interconectados de acuerdo a las normas y
plazos que se definen en el Anexo 30 de LOS PROCEDIMIENTOS y los convenios de
interconexión vigentes. Las ofertas deben ser recibidas dentro de los plazos
establecidos.
Asimismo, debe recabar las solicitudes de venta de los
Autogeneradores y Cogeneradores y las de compra de los Autogeneradores del
MERCADO ELECTRICO MAYORISTA, que serán incorporadas al despacho diario siempre
que envíen la información requerida dentro de los tiempos establecidos.
3.2.2. MODELO UTILIZADO
La programación diaria es realizada por el OED con un
modelo de despacho hidrotérmico del MEM, que optimiza la ubicación de la oferta
a lo largo de los intervalos Spot del día. La función objetivo es minimizar el
costo total, medido como la suma de la generación valorizada al Costo Variable
de Producción para el Despacho (CVPD) y precios de ofertas de importación
llevados al nodo Mercado, o valor del agua según corresponda y el costo de la
energía no suministrada.
El modelo debe permitir:
* representar la configuración de la red con el nivel de
detalle necesario para tener en cuenta las restricciones que afecten el
despacho diario, garantizando que el despacho sea realizable y se ajuste a las
restricciones de Transporte y operación vigentes;
* analizar los flujos de carga de la red y determinación
de las pérdidas, precios de nodo y correspondientes factores de nodos por
intervalo Spot;
* representar el parque térmico y nuclear en detalle,
indicando disponibilidad por tipo de combustibles por central o máquina o grupo
de máquinas y sus correspondientes costos variables de producción para el
despacho (CVPD), para definir la mezcla óptima, el consumo propio para definir
su potencia neta, las restricciones a la rampa de incremento o decremento de
carga, y las posibilidades de aportar a la regulación de frecuencia y la
reserva operativa;
* representar ofertas de demanda flexible;
* representar el tiempo mínimo que debe transcurrir entre
la parada y rearranque de la máquina, tiempos de arranque y el costo de
arranque y parada de máquinas turbovapor, incluyendo nucleares;
* representar los requerimientos de reserva para
regulación de frecuencia y reserva operativa para mantener la operatividad del
sistema eléctrico y contar con capacidad de respuesta rápida ante
contingencias;
* representar distintos tipos de cuencas y centrales
hidroeléctrica (de pasada, con capacidad de embalse, centrales encadenadas y la
influencia entre ellas, diques compensadores o reguladores, centrales de
bombeo, etc.) y las restricciones aguas abajo que afectan el despacho
hidráulico;
* representar solicitudes de venta de Autogeneradores y
Cogeneradores;
* representar solicitudes de compra 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 sólo se
abastece si existe el excedente requerido, o sea no provoca falla;
* representar las restricciones y los requisitos de
generación forzada, incluyendo Acuerdos de Generación Obligada.
El modelo a utilizar así como cualquier modificación en
el mismo o la metodología utilizada deberá contar con la aprobación de la
SECRETARIA DE ENERGIA. Su descripción, manual de uso y base de datos estará a
disposición de todos los agentes del MEM. El OED deberá suministrar el modelo
al agente que lo requiera siempre que el mismo previamente haya abonado las
licencias de uso que correspondan, y se comprometa en forma escrita a las
condiciones establecidas en dichas licencias y a no suministrar el modelo a un
tercero.
3.2.3. DEMANDA FLEXIBLE.
3.2.3.1. OBJETO
La eficiencia de un Mercado requiere la participación
activa de la demanda de tal manera que los Grandes Usuarios puedan expresar su
disposición a pagar y modificar la demanda que requieren del Mercado en función
de sus precios.
Cada Gran Usuario que cuente con mediciones SMEC, en
principio cada Gran Usuario Mayor, podrá participar activamente en el Mercado
Spot ofertando incrementos o decrementos voluntarios en la demanda prevista
para el día siguiente con discriminación por intervalo Spot. Este tipo de Gran
Usuario podrá decidir libremente, si le resulta posible y conveniente operar
con flexibilidad y beneficiarse de ofertarla.
A través de estas ofertas, el Gran Usuario podrá realizar
gestión de demanda y/o compras y ventas de oportunidad con el objeto de:
·
Lograr el balance que considere más económico entre sus
compromisos contratados y sus requerimientos reales.
·
Permitir que existan contratos más complejos y
sofisticados que incorporen el corto plazo para cubrir imprevistos y/o
modificar rápidamente posiciones comerciales.
El Gran Usuario Mayor, al participar activamente con
ofertas en el MEM, podrá organizar su estrategia comercial:
·
De largo y mediano plazo, cubriendo el riesgo de precios
del Mercado Spot en el Mercado de Contratos, con contratos ajustados a los
requerimientos especiales propios del tipo de consumo.
·
De corto plazo, corrigiendo o complementando su posición
de largo plazo.
3.2.3.2. OFERTAS DE DEMANDA FLEXIBLE.
Cada Gran Usuario Mayor (GUMA) queda habilitado a ofertar
demanda flexible. El GUMA perderá esta habilitación de resultar con una demanda
flexible despachada y no cumplir el correspondiente compromiso.
Junto con la información para el despacho diario, cada
GUMA habilitado podrá suministrar para el día siguiente, adicionalmente a la
demanda prevista, la oferta de demanda flexible indicando en cada intervalo
Spot el modo en que el Gran Usuario oferta reducir la demanda requerida del MEM
en función de incrementos en el precio Spot de la energía.
La oferta de demanda flexible para un período de uno o
más intervalos Spot del día siguiente se deberá informar como uno o más bloques
de energía, cada uno con su precio, con las siguientes características:
·
Cada bloque es, respecto del anterior, con energía
monótonamente decreciente y precio monótonamente creciente. Con estos bloques
el GUMA informará el modo en que se reduce su demanda requerida en función de
incrementos en el precio Spot de la energía.
·
En tanto el precio Spot resulte menor que el precio del
primer bloque, se considera que el GUMA requiere consumo pleno.
·
Cada vez que el precio Spot de la energía supere el
precio de un bloque y el OED despache la demanda flexible, la energía que el
GUMA toma del MEM no podrá superar la energía informada en el bloque
correspondiente.
·
La energía del último bloque identifica la demanda
inflexible, o sea la que siempre está dispuesto tomar del MEM
independientemente del precio Spot.
La oferta de demanda flexible deberá ser suministrada al
OED con la siguiente información:
·
Identificación del GUMA.
·
Identificación de el o los períodos en que oferta demanda
flexible.
·
Para cada período identificado, la oferta de demanda
flexible como uno o más bloques de energía máxima que está dispuesto a consumir
si el precio Spot previsto supera el precio indicado.
El OED deberá verificar cada oferta y, si para algún
bloque la energía indicada es mayor que la que resulta de la demanda prevista,
reemplazar la energía ofertada por la energía prevista.
El OED deberá rechazar una oferta de demanda flexible si
verifica alguna de las siguientes condiciones:
·
El GUMA está inhabilitado por incumplimientos registrados
a su oferta de demanda flexible despachada.
·
Los bloques no cumplen la condición de ser monótonamente
crecientes en precio y/o monótonamente decrecientes en energía.
En caso de rechazar una oferta de demanda flexible, el
OED deberá informar al GUMA y el motivo que lo justifica.
Para todo GUMA que no informe oferta de demanda flexible,
el OED debe considerar que está dispuesto a retirar toda su energía
independientemente de los precios que resulten en el Mercado Spot.
3.2.3.3. DESPACHO DE DEMANDA FLEXIBLE.
El despacho hará competir las ofertas de generación, las
ofertas de demanda flexible y las ofertas de otros países en las
interconexiones internacionales. Del mismo modo que el OED determina los
programas de carga diarios de generación, determinará los programas diarios de
demanda para las correspondientes ofertas de demanda flexible.
El modelo de despacho diario deberá representar las
ofertas de demanda flexible como demanda condicional a que el precio Spot
previsto no supere el precio indicado en cada bloque. Para ello, la demanda sin
ofertas de demanda flexible se representarán con una demanda prevista, mientras
que las que tienen ofertas de demanda flexible se representarán con una demanda
prevista igual a la del último bloque de la oferta (o sea la energía que está
dispuesto a tomar independiente del precio Spot) y la demanda restante como
condicional a los precios Spot.
Con los resultados del predespacho, el OED informará para
cada intervalo Spot, en base a los precios previstos, la demanda despachada
para cada GUMA habilitado que haya presentado ofertas de demanda flexible que
no hayan sido rechazadas, para que el agente tenga en cuenta las ofertas de
demanda flexible previstas aceptadas y tome las medidas necesarias para poder
mantener su consumo del MEM dentro del valor despachado.
En la operación real, el OED informará con cada
redespacho los cambios que resultan en las ofertas de demanda flexible
aceptadas, o sea la energía despachada a tomar en función de los precio Spot de
la energía, indicando para cada intervalo Spot la demanda que resulta
despachada.
El resultado para el Gran Usuario que oferta demanda
flexible será el siguiente:
·
En tanto el precio Spot previsto según el despacho
vigente resulte menor que el precio del primer bloque, resultará despachado con
su demanda prevista el día anterior más sus ajustes posteriores a lo largo del
día.
·
Cada vez que el precio Spot previsto en el despacho
vigente supere el precio de un bloque, la energía que el GUMA toma del MEM no
podrá superar la energía informada en el bloque correspondiente más una
tolerancia.
3.2.3.4. INCUMPLIMIENTOS A LA DEMANDA FLEXIBLE
DESPACHADA.
Toda oferta de demanda flexible que haya sido informada
por el OED en el predespacho o un redespacho como aceptada compromete al GUMA
que la ofertó a mantener su consumo por debajo de la demanda condicional
ofertada y aceptada como flexible. En este caso, el consumo del GUMA
correspondiente no podrá superar la demanda despachada, dentro de una banda de
tolerancia del CINCO (5) % en cada intervalo Spot.
Al finalizar cada día, el OED deberá verificar el
cumplimiento de las ofertas de demanda flexibles despachadas. En caso de
detectar un incumplimiento, entendiendo como tal que la energía consumida
supero en algún intervalo Spot más de un CINCO (5) % la energía despachada para
el GUMA, el OED deberá asignarle un Cargo por Incumplimiento en la demanda
flexible calculado como la energía retirada de más (o sea por encima de la
energía despachada más la correspondiente tolerancia) valorizado a dos veces el
precio Spot. Ante reiteración de DOS (2) o más incumplimientos en un período de
VEINTISEIS (26) semanas móviles, quedará inhabilitado a ofertar demanda
flexible por las siguientes CINCUENTA Y DOS (52) semanas.
Al finalizar cada mes, el OED debe totalizar los Cargos
por Incumplimiento en la demanda flexible y asignar el monto resultante al
cubrimiento del costo de la reserva, reduciendo en este modo el Cargo por
Reserva a pagar por los agentes.
3.2.4. PREDESPACHO
3.2.4.1. DESPACHO DE CARGAS Y DETERMINACION DEL PRECIO DE
MERCADO
El despacho diario es realizado todos los días por el
OED. Los viernes y días hábiles previos a un feriado se informa a las centrales
hidroeléctricas el despacho previsto para el fin de semana o días feriados y el
primer día hábil subsiguiente. Este despacho será indicativo.
Se debe realizar en primer lugar un redespacho semanal
para definir los paquetes de energía hidráulicas a ubicar en el día a
despachar, teniendo en cuenta el horizonte semanal y las modificaciones que
puedan haber surgido en las previsiones.
Utilizando la Base de Datos Diaria y la energía
hidráulica a despachar resultado del redespacho semanal, el OED debe realizar
el despacho hidrotérmico diario del MEM.
Una máquina no podrá ser programada arrancando por
despacho si el tiempo previsto generando en dicho despacho resulta menor que
una hora.
Con respecto a la generación hidroeléctrica, se admitirá
un apartamiento de hasta el CINCO (5) % en la energía diaria despachada para
una central con respecto al óptimo definido en la Programación o Reprogramación
Semanal vigente.
La operación de las centrales del bombeo con capacidad de
bombeo semanal se despacha teniendo en cuenta la energía prevista como
generación y bombeo entre semanas y entre días de la semana en la programación
semanal vigente. La operación de generación y bombeo dentro del día se
determina con el rendimiento económico de bombeo definido por el Generador en
función de la diferencia de los precios Spot de compra y de venta de la
energía.
Al realizar el predespacho, el OED deberá tener en cuenta
los requerimientos de reserva de corto plazo, las restricciones y la generación
forzada y obtener los programas de carga previstos. Además deberá revisar y
ajustar los arranques y paradas previstas en turbovapor y nucleares e informar
a los Generadores afectados los cambios previstos.
El precio de la energía en el MEM refleja el costo del
siguiente MW de demanda a abastecer por despacho teniendo en cuenta las
restricciones vigentes, asociadas al transporte y al mantenimiento del nivel de
calidad del servicio y seguridad establecidos, calculado de acuerdo a la
metodología descripta en el Anexo 5 de LOS PROCEDIMIENTOS.
En base al despacho realizado, el OED debe determinar la
previsión de precios de la energía para cada intervalo Spot:
a) el Precio de Mercado;
b) las áreas desvinculadas, indicando las máquinas
incluidas dentro de dicha área y precios Locales previstos;
c) la máquina térmica o central hidráulica que margina;
d) las restricciones y generación forzada prevista;
e) el arranque y parada previsto de máquinas turbovapor y
nucleares;
f) las ofertas previstas aceptadas de demanda flexible y
la demanda despachada al correspondiente GUMA.
En caso de grupos de máquinas térmicas dentro de una
central ofertadas en conjunto, el OED determinará e informará a los agentes el
programa de carga despachado para el conjunto de máquinas. Con el objeto que el
OED pueda realizar la supervisión centralizada de la operación del sistema, el
Generador determinará e informará al OED las máquinas del grupo que cubrirán
dicho despacho y los arranques y paradas programados.
3.2.4.2. DEFINICION DE PRECIOS LOCALES
Una restricción activa de Transporte se manifiesta como
una saturación del vínculo y provoca diferencias en el despacho de máquinas de
un área respecto del despacho óptimo sin restricciones de transporte,
evidenciando las limitaciones impuestas al MEM. Cada intervalo Spot en que en
un área las restricciones de transporte afectan el despacho económico, el área
se considera desvinculada del Mercado. Su precio local es determinado de
acuerdo a la metodología indicada en el Anexo 26 de LOS PROCEDIMIENTOS.
3.2.4.3. DESPACHO DE COMBUSTIBLES
En el programa de despacho diario se incluirá la
previsión de disponibilidad de combustibles por central suministrada por los
Generadores (cuota de gas, stock de combustibles líquidos y/o carbón) y la
información respecto a restricciones en las posibilidades de quemado de los
distintos tipos de combustibles en las máquinas. Dicha información será tenida
en cuenta para el cálculo de la disponibilidad de las correspondientes máquinas
térmicas.
El programa de despacho optimiza en función a la
disponibilidad de máquinas y la disponibilidad de combustibles por central con
sus correspondientes precios, y obtiene 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.
3.2.4.4. PROGRAMACION DE RESTRICCIONES AL ABASTECIMIENTO
El OED deberá definir los programas de restricciones a
aplicar, de acuerdo a lo establecido en el Anexo 38 de LOS PROCEDIMIENTOS. De
estar previsto en la programación semanal la necesidad de aplicar restricciones
al abastecimiento, realizará el despacho por intervalo Spot 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 por
intervalo Spot.
En todos los casos el OED tendrá en cuenta los
requerimientos indicados por los Distribuidores en la programación semanal en
cuanto a la programación de sus restricciones.
3.2.4.5. DESPACHO DE LA COMPRA/VENTA CON OTROS PAISES
Las operaciones de importación y exportación con países
interconectados se realizarán de acuerdo a las normas establecidas en el Anexo
30 “Importación y Exportación de Energía Eléctrica” de LOS PROCEDIMIENTOS y los
acuerdos vigentes en los convenios de interconexión.
3.2.4.6. DESPACHO DE LA RESERVA REGULANTE
Los Generadores del MEM participarán en la regulación
primaria y secundaria de frecuencia de acuerdo a las características informadas
de sus máquinas.
El OED definirá las características mínimas que deberá
reunir una máquina para poder participar en la regulación primaria y secundaria
de frecuencia. Los Generadores con máquinas y/o centrales que reúnan estos
requisitos podrán solicitar su habilitación para participar en la Regulación de
Frecuencia.
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 Anexo 23 de LOS PROCEDIMIENTOS se indican los
procedimientos para la habilitación de máquinas y/o centrales, y la metodología
para el despacho de la reserva para regulación.
3.2.4.7. DESPACHO DE LAS RESERVAS DE CORTO PLAZO EN
MAQUINAS PARADAS.
Si la semana resulta definida sin riesgo de falla, el OED
contará con las ofertas de reserva de corto plazo en máquinas paradas informada
para la semana y determinará la oferta diaria y su asignación de acuerdo a las
metodologías y criterios definidos en el Anexo 36 de LOS PROCEDIMIENTOS.
3.2.4.8. CONTROL DE TENSION Y DESPACHO DE REACTIVO
Los Generadores, Distribuidores, Grandes Usuarios y
Transportistas deberán informar cualquier modificación a sus condiciones
comprometidas de suministro de reactivo.
En el Anexo 4 de LOS PROCEDIMIENTOS se indican las
obligaciones de los agentes del MEM con respecto el control de tensión y
potencia reactiva y los montos de los cargos y penalizaciones correspondientes.
3.2.4.9. MERCADO SPOT ANTICIPADO DIARIO
El Mercado Spot Anticipado Diario permite cada día tomar
posiciones para el día siguiente. El objeto es crear una herramienta financiera
que permita a los agentes y Comercializadores complementar y corregir las
posiciones tomadas en el Mercado de Contratos.
Cada agente podrá elegir si desea o no operar en el
Mercado Spot Anticipado. Para ello, junto con la información para el
predespacho diario, deberá suministrar la información para el Mercado Spot
Anticipado Diario para cada intervalo Spot.
·
Si es un agente Productor, podrá informar la generación
que oferta al Mercado Spot Anticipado Diario (que puede ser CERO (0)) y el
precio mínimo al que está dispuesto a vender la misma.
·
Si es un agente Consumidor o un Generador con contratos,
podrá informar la demanda que requiere en el Mercado Spot Anticipado Diario
(que puede ser CERO (0)), y opcionalmente el precio máximo al que está
dispuesto a comprar. Si no informa este precio, se asumirá que está dispuesto a
comprar a cualquier precio.
En cada intervalo Spot, para cada agente que no
suministre información para el Mercado Spot Anticipado Diario, el OED deberá
considerar que no participa en dicho Mercado y sus ventas o compras resultarán
CERO (0) en el Mercado Spot Anticipado Diario.
Cada día, el OED asignará la generación ofertada y la
demanda requerida en el Mercado Spot Anticipado Diario por orden de mérito de
precios, y calculará el precio de la energía en el Mercado Spot Anticipado
Diario con la misma metodología que en el Mercado Spot. Si la demanda total
requerida es mayor que la oferta de generación, se aceptará toda la generación
ofertada definiendo el precio resultante como el menor precio de la demanda que
queda satisfecha con la oferta.
Cada agente resultará comprando o vendiendo energía en el
Mercado Spot Anticipado Diario a sus precios nodales, de acuerdo a la relación
que exista para cada intervalo Spot:
·
Para los demandantes de dicho Mercado, las ofertas de
compra que resultaron asignadas;
·
Para los oferentes, las ofertas de venta que resultaron
aceptadas.
Los resultados del Mercado Spot Anticipado Diario serán
informados juntos con los resultados del predespacho y serán considerados como
un compromiso comercial, que se administrará en el Mercado Spot como si se
tratara de un contrato. En LOS PROCEDIMIENTOS toda referencia a compromisos
contratados para la administración de apartamientos en el Mercado Spot se
considera que incluye los compromisos que surgen del Mercado Spot Anticipado
Diario salvo que se indique lo contrario.
El día siguiente en cada intervalo Spot, los desvíos en
la oferta y la demanda real respecto de lo asignado en el Mercado Spot
Anticipado Diario se comprarán o venderán, según corresponda, en el Mercado
Spot al precio Spot que resulte en el nodo. En consecuencia, en cada intervalo
Spot la transacción final de cada agente será el total neto entre sus
transacciones en el Mercado Spot Anticipado, que serán CERO (0) de no haber
participado en dicho mercado, y sus transacciones en el Mercado Spot.
Cada agente resultará comprando o vendiendo energía en el
Mercado Spot a sus precios nodales por intervalo Spot según los apartamientos
que surjan:
·
Para agentes Consumidores, entre su demanda propia, la
energía asignada en el Mercado Spot Anticipado Diario y la compra de energía
contratada;
·
Para agentes Productores, entre su generación propia,
energía ofertada y aceptada en el Mercado Spot Anticipado y compromisos de
entrega de energía por contratos.
3.2.4.10. ENVIO DE LA PROGRAMACION DIARIA
Antes de las 13:00 hrs del día de cierre para recabar
información, el OED debe enviar los resultados del predespacho. Los mismos
representarán un compromiso por parte del OED de respetar en la operación la
programación prevista, salvo apartamientos respecto a las condiciones
previstas, pero además supondrán 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 previstos en función de las
maquinas despachadas con los combustibles previstos y las limitaciones activas
que resultan de acuerdo al predespacho. En tanto las empresas no informen
modificaciones y/o el OED realice un redespacho, en la operación en tiempo real
el precio queda determinado de acuerdo a lo que indica el despacho vigente para
el intervalo Spot correspondiente, de acuerdo a lo establecido en el Anexo 5 de
LOS PROCEDIMIENTOS.
·
A Generadores: Para cada intervalo Spot, el Precio de
Mercado previsto y la máquina térmica o central hidroeléctrica que lo define, y
el correspondiente Precio Local cuando su nodo esté previsto desvinculado del
Mercado.
·
A Generadores: las máquinas generando forzadas,
identificando si corresponde a un Acuerdo de Generación Obligada o a un
requerimiento imprevisto.
·
A Generadores: Para cada reserva de corto plazo en que se
asigna el servicio a máquinas paradas, el nivel de reserva de corto plazo
asignado, y las máquinas previstas paradas aportando esta reserva y el
correspondiente precio previsto.
·
A Generadores: Valor del agua de las centrales
hidroeléctricas y Costo Variable de Producción para el Despacho (CVPD)
vigentes.
·
Generadores con máquinas despachadas: Para cada máquina
el programa de generación y tipo de combustible previsto, y la discriminación
de los períodos en que se prevé forzada.
·
A Generadores con máquinas no despachadas: Para cada una,
la indicación de que no resultó despachado y la potencia asignada como reserva
de corto plazo en máquinas paradas, de corresponder.
·
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 previsto para la interconexión.
·
A Distribuidores: De existir una previsión de déficit, la
programación de las restricciones a aplicar al abastecimiento.
·
A los agentes que participen en el control de tensión y
aporte de reactivo: Las consignas de tensión en barras y requerimientos
particulares de reactivo que difieran de los compromisos acordados.
·
A todos los agentes: Los Acuerdos de Generación Obligada
que activan generación forzada, los requerimientos imprevistos que fuerzan
generación por restricciones de calidad, y las restricciones activas previstas
de Transporte.
·
A Grandes Usuarios: De existir una previsión de déficit,
la programación de las restricciones a aplicar al abastecimiento. A los que
ofertaron demanda flexible, las ofertas aceptadas y el programa de demanda
abastecida previsto.
·
A Grandes Usuarios Interrumpibles: Para cada Gran Usuario
Interrumpible los períodos en que se hace uso de su oferta de potencia
interrumpible, de existir, y el motivo que lo justifica, y el programa de
demanda que resulta previsto abastecido.
Los
Distribuidores contarán hasta las 16.00 hrs 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 agentes y
Comercializadores deberán respetar la programación vigente. De surgir alguna
modificación en las condiciones previstas para un Generador, la misma será
tenida en cuenta para el redespacho y afectará la definición de precios a
partir del momento que la empresa lo notifique al OED.
El
despacho vigente se utilizará para la definición de los precios de la energía
para cada intervalo Spot, la previsión de áreas desvinculadas y sus precios
locales y la asignación de reservas de corto plazo.
Si una
máquina prevista en servicio en el predespacho estando disponible se saca de
servicio, se considera que pasa a integrar la reserva fría incrementándola. Si
por el contrario, se debe entrar en servicio una máquina asignada en reserva
fría, en tanto no se realice un redespacho se mantendrá una menor proporción de
potencia en reserva fría.
Cuando
un Generador con contratos en el Mercado a Término resulta despachado por
encima de su energía contratada, venderá la energía excedente al Mercado Spot
al correspondiente precio para la energía en su nodo.
Cada
intervalo Spot el OED calculará el Precio de Mercado con la metodología
indicada en el Anexo 5 de LOS PROCEDIMIENTOS y en las áreas desvinculadas su
precio local de acuerdo a la metodología indicada en el Anexo 26 de LOS
PROCEDIMIENTOS. El OED informará para cada intervalo Spot la lista de las
máquinas forzadas discriminando el motivo (Acuerdo de Generación Obligada,
requerimientos de calidad de corto plazo imprevistos, requerimiento mínimo para
regulación de frecuencia).
En caso
de cambios intempestivos (por ejemplo, disparo de una máquina o una línea), 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, debe primero solicitar la máquina de
menor costo en el Mercado. Cuando desaparezca la perturbación, debe volver a la
programación original. De mantenerse la anormalidad, el OED deberá realizar un
redespacho.
Los
Generadores deben 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 una
máquina que participa en la regulación de frecuencia tiene una disminución en
su potencia máxima operable, debe informar al OED el cual podrá modificar su
potencia despachada para mantener el margen de regulación. Si queda
imposibilitado de seguir participando en la regulación de frecuencia debe
informarlo al OED, quien podrá decidir a partir de ese momento pasar a
despacharla a máxima potencia.
El OED
debe 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
es el responsable que la configuración de la red se adecue a los requerimientos
del despacho vigente. 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.
El Gran
Usuario Interrumpible que oferta parte de su demanda como reserva de corto
plazo, se compromete, frente a una solicitud del OED con la correspondiente
justificación, a reducir su demanda en la potencia ofertada como reserva dentro
de los tiempos comprometidos.
Ante
emergencias en el MEM que requieran realizar en una o más áreas reducciones
operativas de la demanda, el operador del OED deberá solicitar en primer lugar
la reducción a los Grandes Usuarios Interrumpibles del área. El Gran Usuario
podrá rehusarse al pedido en la medida que el preaviso sea con un tiempo
inferior al ofertado.
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 Mercado 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 Mercado 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 técnicas 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 disponible 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
Durante
la operación en tiempo real, el OED debe realizar los redespachos que sean
necesarios para garantizar que el despacho vigente corresponde a la operación
óptima para las condiciones existentes de oferta y demanda, y recalcular los
nuevos precios que resultan. En todos los casos deberá realizar un redespacho
de presentarse alguna de las siguientes condiciones.
a) Se
modifica la demanda o la oferta, vinculada al Mercado o en un área desvinculada
según corresponda, prevista en el despacho vigente en una magnitud que resulta
significativa para el cálculo del precio de la energía.
b) Se
modifica la composición del parque vinculado al Mercado por más de un intervalo
Spot, resultando máquinas generando que no estaban previstas en el despacho
vigente.
Si en
condiciones extraordinarias, transitoriamente en un intervalo Spot resulta una
máquina generando que no está prevista en el despacho vigente, será remunerada
a costo operativo si su precio de nodo resulta inferior a dicho costo. Dicha
condición transitoria se podrá mantener a lo sumo UNA (1) hora, requiriendo
para un período mayor un redespacho y nuevo cálculo de precios por parte de el
OED.
Cuando
el OED realiza un redespacho para el resto de un día, debe enviar a cada
central sus nuevos programas de carga, junto con los nuevos precios Spot
previstos. La información se enviará en forma similar a la indicada para el
predespacho. De ser necesario despachar las máquinas asignadas a un servicio de
reserva de corto plazo, el OED podrá redespachar la reserva asignada, de
acuerdo a los criterios y metodologías definidas en el anexo 36 de LOS
PROCEDIMIENTOS.
Toda
máquina prevista parada y asignada como reserva fría en el predespacho, será
remunerada por su potencia puesta a disposición para dicho servicio al precio
correspondiente salvo que quede indisponible o falle al pedirse su entrada en
servicio. El OED no podrá en un redespacho eliminar una máquina asignada como
reserva fría en el predespacho, salvo que la máquina quede indisponible.
3.4.
RESULTADOS DE LA OPERACION
3.4.1.
DETERMINACION DE LOS INTERCAMBIOS
Antes
de las 10:00 hrs del primer día hábil siguiente, los agentes deben enviar al
OED la siguiente información.
* Cada
central, Autogenerador y Cogenerador, la energía generada por intervalo Spot
para el MEM.
* Cada
Distribuidor, Autogenerador y Gran Usuario, la energía consumida al MEM y la
potencia máxima resultante.
El OED
debe recopilar dicha información en la Base de Datos de Operación del Mes para
su procesamiento.
Antes
de las 18:00 hrs. el OED informará a cada central, Autogenerador y Cogenerador
el precio resultante para cada intervalo Spot en su nodo, su volumen de venta
de energía, y el precio y remuneración correspondiente por cada tipo de reserva
de corto plazo. Informará además los períodos en que cada máquina de la central
se considera forzada y la generación forzada asociada.
Para
las centrales de bombeo, informará a su vez el volumen de compra de energía y
su valorización a los precios de la energía en su nodo por intervalo Spot. En
lo que hace a la potencia, se considerará como una demanda (un Gran Usuario) y
la comprará a través del Cargo por Potencia Despachada asociada a la demanda de
bombeo.
3.4.2.
INCUMPLIMIENTO DE LAS ORDENES DEL OED
En la
operación real, los agentes del MEM deberán acatar las órdenes del OED. La
falta de cumplimiento injustificado dará lugar a multas cuyo monto definirá la
Secretaría de Energía 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
VEINTICUATRO (24) 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 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
CINCO (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 (0)).
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 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 VEINTICUATRO (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 DIEZ
(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 Secretaría de Energía.
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 CINCO (5) %, se rechazará la queja. De lo contrario y de no surgir
acuerdo, la empresa podrá elevar su queja a la Secretaría de Energía.
En
todos los casos, el OED contará con VEINTICUATRO (24) horas para responder al
cuestionamiento. Transcurrido este plazo y de no haber respuesta del OED, el
cuestionamiento pasará automáticamente a la Secretaría de Energía.
La
Secretaría de Energía decidirá en instancia única en base al cuestionamiento
planteado y la justificación del OED, si corresponde un resarcimiento y en tal
caso, su importe.
3.4.4.
CALIDAD DEL SISTEMA DE TRANSPORTE.
El OED
emitirá, antes del día CINCO (5) de cada mes, para cada sistema de transporte,
un ‘Documento de Calidad de Servicio de Transporte Provisorio’ (DCSTp), que
contendrá la información de las indisponibilidades del equipamiento según los
datos recabados por aplicación de lo dispuesto en el Capítulo 5 de LOS
PROCEDIMIENTOS adecuadamente consolidados. El OED informará el DCSTp a los
transportistas, a los agentes usuarios del transporte y al ENRE.
3.4.5.
CUESTIONAMIENTOS DE LOS AGENTES AL DOCUMENTO DE CALIDAD DE SERVICIO DEL
TRANSPORTE PROVISORIO (DCSTP)
Los
transportistas y los usuarios del transporte, deberán presentar por escrito
ante el OED, todas las observaciones que tuvieren a la información contenida en
el DCSTp, dentro de los CINCO (5) días corridos contados desde su notificación.
Dentro
de los SIETE (7) días corridos contados desde el vencimiento del plazo indicado
en el párrafo precedente, el OED reunirá las observaciones presentadas, las
analizará y notificará inmediatamente al ENRE dichas observaciones y su
análisis.
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. Deberán además pagar o cobrar, según corresponda, por los
otros servicios que se prestan en el Sistema, incluyendo los servicios de
Transporte, servicio de reserva de corto plazo, control de tensión y aporte de
reactivo.
3.5.1.
REMUNERACION DE LA ENERGIA
Cada
intervalo Spot “h”, el precio de la energía (PEN) en un nodo “n” depende si
dicho nodo está o no en un área desvinculada.
* Si
resulta en un área vinculada del Mercado, el precio de nodo de la energía se
calcula con el Precio de Mercado (PM) transferido hasta el nodo a través del
factor de nodo (FN).
PEN h
n = PM h x FN h n |
* Si
resulta despachada en un área Desvinculada “a”, el precio de nodo se calcula
con el Precio Local (PL) del área transferido hasta el nodo a través del
correspondiente factor de nodo.
PEN h
n = PL h a x FN h n |
Cada
intervalo Spot la energía vendida por una máquina al MEM se remunera al precio
de la energía en el nodo. En el caso de generación forzada, ya sea por Acuerdos
de Generación Obligada o imprevista, recibirá adicionalmente el precio
establecido en el Acuerdo o el sobrecosto correspondiente, según corresponda,
de acuerdo a lo que se establece en el Anexo 14 de LOS PROCEDIMIENTOS.
El
precio de la energía tiene en cuenta la reserva asignada para regulación y, por
lo tanto, en la remuneración total de la energía a los Generadores ya está
incluida una remuneración adicional debido a dicha reserva con que opera el
MEM.
El OED
calcula para cada intervalo Spot la remuneración que corresponde a cada
Generador por su venta de energía al Mercado Spot. De la integración de estos
valores se obtiene la remuneración mensual del Generador por venta de energía
al MEM.
3.5.2.
REMUNERACION DE LA RESERVA REGULANTE
En el
Anexo 23 de LOS PROCEDIMIENTOS se indican los procedimientos para la
remuneración y despacho de la reserva para regulación de frecuencia.
3.5.3.
REMUNERACION DE LA POTENCIA
3.5.3.1.POTENCIA
NETA PUESTA A DISPOSICION
La
potencia neta puesta a disposición se calcula descontando de la potencia bruta
el consumo por servicios auxiliares. Para el cálculo de la potencia neta
operada y la potencia neta puesta a disposición se debe tener en cuenta las
restricciones de transporte y/o distribución que limiten su potencia máxima
generable.
La
potencia neta de una máquina térmica o central hidroeléctrica se remunera como
reserva de mediano plazo por estar prevista generando en el Predespacho Anual
de Media, de acuerdo a lo establecido en el Anexo 37 de LOS PROCEDIMIENTOS, o
asignada como reservas de corto plazo, de acuerdo a lo establecido en el Anexo
36 de LOS PROCEDIMIENTOS, o como reserva contingente de acuerdo a lo que
establece el Anexo 21 de LOS PROCEDIMIENTOS.
La
potencia asignada como reserva se remunera al precio correspondiente del tipo
de reserva en el Mercado transferido al nodo a través del Factor de Adaptación
(FA), de acuerdo a lo establecido en el Anexo 36, Anexo 37 y Anexo 21 de LOS
PROCEDIMIENTOS.
3.5.3.2.
RESERVA CONTINGENTE
Cada
mes el OED debe determinar la potencia asignada al servicio de reserva
contingente en máquinas térmicas con la metodología establecida en el Anexo 21
de LOS PROCEDIMIENTOS.
La
remuneración semanal por reserva contingente (REMCONT) de una máquina “q” se
determina multiplicando la potencia asignada como reserva contingente (RESCONT)
en dicha semana al precio de la reserva contingente ($CONT) en el Nodo por la
cantidad de horas en que se remunera la potencia en la semana.
REMCONT q
= RESCONT q * ( $CONT * FA q ) * NHPSEM |
siendo:
* FA q
: Factor de Adaptación para la máquina q.
*
NHPSEM: cantidad de horas en que se remunera la potencia en la semana.
3.5.4.
TRANSACCIONES DE POTENCIA REACTIVA
En el
Anexo 4 de LOS PROCEDIMIENTOS se describen los criterios según los cuales se
realizan las operaciones por potencia reactiva.
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 Transportistas, en un todo de
acuerdo con lo descripto en los Anexos 18 y 19 de LOS PROCEDIMIENTOS,
correspondientes al Sistema de Transporte en Alta Tensión y por Distribución
Troncal respectivamente.
3.7.
ARRANQUE Y PARADA DE MAQUINAS
En caso
de solicitar el OED el arranque de una máquina turbovapor o nuclear y
posteriormente, por cambiar las condiciones previstas de los nuevos despachos
resulta que el OED interrumpe el arranque antes de que comience a entregar
energía, se pagará al Generador en compensación el costo de arranque acordado.
Análogamente,
de solicitar el OED un arranque a una turbovapor o máquina nuclear y
posteriormente requerir su parada sin que la máquina resulte generando por lo
menos durante un período de pico, se pagará al Generador en compensación el
costo de arranque correspondiente.
El
costo del arranque y parada se establecerá de acuerdo a lo indicado en el Anexo
13 de LOS PROCEDIMIENTOS y se asignará como costo al Cargo por Servicios
Asociados a la Potencia.
3.8.
AUTOGENERACION Y COGENERACION
Los
Autogeneradores y Cogeneradores pertenecientes al MEM podrán vender, y los
Autogeneradores comprar, al precio que resulta en el Mercado de una manera
similar a los otros agentes del MEM, debiendo suministrar la información
necesaria dentro de los plazos indicados para su programación (estacional,
semanal y diaria). La metodología a utilizar se establece en el Anexo 12 de LOS
PROCEDIMIENTOS.
3.9.
EMPRESAS NO RECONOCIDAS COMO AGENTES DEL MEM
Todo
pedido de compra/venta en el MEM de una empresa que no sea agente o
Participante reconocido del 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, incluyendo la nuclear, se venderá pagando todos los
sobreprecios de las incorporaciones que origina en el despacho esta nueva
demanda.
c) La
energía hidráulica embalsada se venderá al CENS vigente.
ANEXO
IV
CAPITULO
4
4.
MERCADO A TERMINO
En el
Mercado a Término del MEM se podrán pactar contratos de energía y/o de
potencia, ya sea para el abastecimiento de una determinada demanda de energía
y/o potencia como para contar con un respaldo de reserva de potencia y/o
energía.
Las
empresas de otros países pueden suscribir contratos en el Mercado a Término con
agentes y Comercializadores del MEM. A su vez, los agentes y Comercializadores
del MEM pueden suscribir contratos en el Mercado a Término con empresas de
otros países. Las condiciones, requisitos y funcionamiento de estos contratos
se debe ajustar a lo indicado en el Anexo 30 de LOS PROCEDIMIENTOS.
En las
disposiciones sobre Contratos de Abastecimiento toda referencia al Generador o
agente Productor se refiere al vendedor dentro del contrato y tal vendedor puede
ser un Generador o un Cogenerador o un Autogenerador en su función de productor
o un Comercializador que comercialice generación, salvo que se indique en forma
explícita condiciones específicas para alguno de ellos en particular. A su vez,
toda referencia al Distribuidor o Gran Usuario o agente consumidor debe
entenderse aplicable al comprador dentro del contrato y tal comprador puede ser
un Distribuidor o un Gran Usuario o un Autogenerador en su función de
consumidor o un Comercializador que comercialice demanda, salvo que se indique
explícitamente condiciones específicas para alguno de ellos en particular.
En los
Contratos de Reserva Fría el vendedor es un Generador, y el comprador es otro
Generador, un Distribuidor o un Gran Usuario.
4.1.
CARACTERISTICAS GENERALES.
4.1.1.
REQUISITOS
En
todos los casos, para pertenecer un contrato al Mercado a Término del MEM
requiere cumplir las normas que se establecen en LOS PROCEDIMIENTOS. En
particular, los contratos de importación y exportación deben cumplir lo establecido
en el Anexo 30 de LOS PROCEDIMIENTOS.
Un
contrato del Mercado a Término no puede afectar el despacho económico del MEM,
o sea no puede establecer una relación física que obliga a generar con una
máquina o central en particular independientemente de su competitividad en el
despacho.
4.1.2.
PARTES.
En
vista que 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 existirán:
contratos internos: en que las
partes son agentes o Comercializadores del MEM;
contratos externos: entre
agentes o Comercializadores del MEM y empresas de un país interconectado.
Una
empresa Generadora del Estado Nacional o una central que es comercializada por
una empresa del Estado Nacional no podrá suscribir contratos del Mercado a
Término.
Salvo
las restricciones definidas en la Ley 24.065 y dentro de las condiciones y
restricciones establecidas en LOS PROCEDIMIENTOS, los Generadores del MEM
podrán suscribir contratos del Mercado a Término con agentes del MEM
(Distribuidores, Grandes Usuarios, Autogeneradores u otros Generadores) o
Comercializadores pactando condiciones, plazos, cantidades y precios entre las
partes, y contratos de exportación con Distribuidores, Grandes Usuarios y
Comercializadores de otros países.
Dentro de las condiciones y
restricciones establecidas en LOS PROCEDIMIENTOS, un Cogenerador podrá vender
sus excedentes por Contratos de Abastecimiento en el Mercado a Término con
Distribuidores, Grandes Usuarios y Comercializadores del MEM o por contratos de
exportación. No podrá suscribir contratos de reserva fría.
Dentro de las condiciones y
restricciones establecidas en LOS PROCEDIMIENTOS, un Autogenerador podrá vender
sus excedentes por Contratos de Abastecimiento en el Mercado a Término a
Distribuidores, Grandes Usuarios y Comercializadores del MEM, o comprar por
Contratos de Abastecimiento de un Generador o Comercializador del MEM. Durante los
períodos en que esté en vigencia uno o más Contratos de Abastecimiento en que
un Autogenerador es la parte compradora, no podrá suscribir contratos de
abastecimiento en que es la parte vendedora. Un Autogenerador no podrá
suscribir contratos de reserva fría.
Una empresa del sector
eléctrico de otro país podrá suscribir Contratos de importación y exportación
si cumplen las condiciones indicadas en el Anexo 30 de LOS PROCEDIMIENTOS.
4.1.3. INFORMACION.
Los contratos serán de
conocimiento público en cuanto a precios y la información requerida para su
administración dentro del MEM. Dichos datos e información deberán ser
entregados al OED, de acuerdo al formato que establezca para ello denominado
Formato de Datos de Contratos. A los efectos de agilizar el intercambio de
información y su procesamiento, el formato se establecerá en un medio para
ingresar directamente al sistema informático.
Los datos a suministrar en el
formato que defina el OED deberán incluir:
· Identificación
de las partes y la declaración de que reconocen como válida la información
suministrada en el Formato.
· Plazo
de vigencia.
· Condiciones
de renovación y rescisión.
· Los
precios.
· La
información necesaria para su administración, de acuerdo al tipo de contrato y
lo que se establece en LOS PROCEDIMIENTOS.
· Opcional
y sólo para contratos internos: Identificación de cómo se repartirán entre las
partes el pago del servicio de Transporte. A los contratos internos que no
suministren esta información se aplicarán los criterios y metodologías de asignación
que se definen en este capítulo de LOS PROCEDIMIENTOS.
·
· La
información necesaria para demostrar que se cumplen los requisitos y
restricciones indicados en LOS PROCEDIMIENTOS.
El
suministro al OED de la información de un contrato, incluyendo el Formato de
Datos de Contratos, es obligación de la parte vendedora de tratarse de un
contrato interno o de la parte local de tratarse de un contrato externo.
4.1.4.
AUTORIZACION.
Al
recibir la información de un contrato a través del Formato de Datos de Contratos,
el OED debe verificar el cumplimiento de los requisitos vigentes para su
autorización como contrato perteneciente al Mercado a Término, de acuerdo a lo
que establecen LOS PROCEDIMIENTOS.
El OED
debe notificar la autorización o rechazo de un contrato a la parte que requirió
su autorización.
De
verificar el OED que la información suministrada para un contrato es incorrecta
o que se vulnera alguna restricción o requisito establecido en LOS
PROCEDIMIENTOS, notificará que el contrato no se acepta como perteneciente al
Mercado a Término, indicando el motivo que lo justifica.
Si el
Formato fue suministrado con la anticipación que se indica en LOS
PROCEDIMIENTOS y para la fecha de entrada en vigencia el OED no ha notificado
su rechazo, el OED y las partes deberán considerar que el contrato tiene una
autorización condicional y, a los efectos de su administración en el MEM,
recibirá el mismo tratamiento que un contrato autorizado como perteneciente al
Mercado a Término. Si posteriormente el OED informa su rechazo, con el motivo
que lo justifica, el contrato se considera que se mantiene vigente hasta:
· TREINTA
(30) días después a la fecha en que se informó el rechazo de tratarse de un
Contrato de Abastecimiento;
· SIETE
(7) días después a la fecha en que se informó el rechazo de tratarse de un
Contrato de Reserva Fría.
Si el
Formato no fue suministrado con la anticipación que se indica en LOS
PROCEDIMIENTOS, no podrá entrar en vigencia hasta que el OED notifique su
autorización como perteneciente al Mercado a Término.
De
rescindirse un contrato, será obligación de la parte vendedora de tratarse de
un contrato interno o de la parte local de tratarse de un contrato externo
notificar inmediatamente al OED. Dicha rescisión será tenida en cuenta en el
cálculo de las transacciones económicas dentro del MEM a partir del primer día
hábil posterior a la notificación de su cancelación.
En la
Programación Estacional y Reprogramación Trimestral el OED deberá adjuntar un
listado de los contratos previstos vigentes. En el Informe Mensual el OED
deberá adjuntar un listado de los contratos que hayan entrado en vigencia o se
hayan modificado en el mes. Junto con los resultados de la Programación
Semanal, el OED deberá adjuntar un listado de los contratos que hayan entrado
en vigencia o finalizado o han sido modificados en la semana programada.
4.2.
VINCULACION CON EL MEM
En caso
que, dado los puntos de entrada/salida al MEM de las partes, un contrato del
Mercado a Término requiera el uso de un Sistema de Distribución, deberá convenir
con el correspondiente Distribuidor el costo del transporte por el uso de la
parte de sus instalaciones que resulten imprescindibles para acceder a los
puntos de compra/venta en el MEM, dentro del marco de libre acceso establecido
en la Ley Nº 24.065. Los Distribuidores del MEM deberán comprometer el libre
acceso, pero no gratuito, a sus instalaciones en tanto cuenten con capacidad
remanente para ello.
El
agente o Comercializador que requiera la prestación por parte de un
Distribuidor de la FUNCION TECNICA DE TRANSPORTE DE ENERGIA ELECTRICA (FTT)
para vender o comprar a un tercero mediante contratos del Mercado a Término,
presentará su solicitud al Distribuidor correspondiente. Dentro de un plazo de
QUINCE (15) días las partes deberán llegar a un acuerdo sobre las condiciones
técnico económicas por el uso de sus
instalaciones de Distribución para transportar la energía contratada. En caso
de no llegar a un acuerdo dentro del plazo indicado sobre las condiciones de
uso o la tarifa correspondiente, se deberá recurrir a la SECRETARIA DE ENERGIA
quien, dentro de los QUINCE (15) días, determinará las condiciones de
prestación del servicio teniendo como objetivo fundamental garantizar el libre
acceso al MEM.
4.3.
SERVICIO DE TRANSPORTE EN EL MEM
En el
contrato se especificará el o los puntos de intercambio del MEM: punto o puntos
de entrega del vendedor y puntos donde se considera recibiendo la energía el
comprador. En caso de contratos de importación el punto de intercambio del
vendedor debe ser un nodo frontera, y en caso de contratos de exportación el
punto de intercambio del comprador debe ser un nodo frontera.
Los
cargos por el servicio de Transporte en el MEM resultan de la metodología
vigente y no dependen de la existencia de contratos. Los cargos fijos por
Transporte de cada agente o participante del MEM serán los indicados en la
Programación Estacional vigente, y resultarán de su ubicación y uso previsto de
la red, independientemente 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/o potencia efectivamente entregada, y la
energía y/o potencia efectivamente tomada dentro de los niveles del contrato, y
afectándola de los precios correspondientes para cada uno de los nodos de
recepción y de entrega.
A los
efectos de determinar la remuneración variable del Transporte que se hacen
cargo las partes de un contrato del Mercado a Término, el OED deberá considerar
el siguiente criterio y metodología:
· La
transacción contractual de energía y/o potencia se realiza en un punto,
denominado nodo de referencia para el Transporte con un precio definido en ese
punto. El nodo de referencia del Transporte es el nodo Mercado, salvo para
contratos de importación o exportación en que es el correspondiente nodo
frontera.
· El
precio se acuerda en dicho punto, nodo de referencia para el Transporte.
· El
vendedor se hace cargo del servicio de transporte para llevar su energía hasta
el nodo de referencia para el Transporte. En consecuencia, paga el cargo
variable correspondiente a la energía y/o potencia que entrega al contrato en
su nodo y paga sus cargos fijos.
· El
comprador se hace cargo del servicio de Transporte para llevar la energía del
nodo de referencia para el Transporte hasta su nodo de compra. En consecuencia,
paga el cargo variable correspondiente a la energía y/o potencia que recibe del
contrato en su nodo y paga sus cargos fijos.
En un
contrato interno, las partes podrán acordar como se repartirán el pago del
servicio de Transporte e informar al OED en el correspondiente Formato de Datos
de Contratos. De no suministrar esta información, para las transacciones
económicas del MEM 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 nodo de referencia para el Transporte;
· el
cargo fijo de Transporte que resulta de la Programación Estacional vigente.
De
requerir un criterio de asignación distinto, en el Formato de Datos de
Contratos se deberá suministrar la siguiente información adicional:
· El nodo
de referencia del contrato, entendiéndose que la parte vendedora se hace cargo
de la remuneración variable del Transporte entre su nodo de conexión y el nodo
de referencia del contrato y la parte compradora entre el nodo de referencia
del contrato y su nodo de conexión.
· El
porcentaje, que puede ser CERO (0), del costo fijo de transporte de la parte
compradora que se hará cargo la parte vendedora.
· El
porcentaje, que puede ser CERO (0), del costo fijo de transporte de la parte
vendedora que se hará cargo la parte compradora.
Para
los contratos internos que establezcan un criterio de asignación de costos del
servicio de Transporte, en las transacciones económicas del MEM el OED deberá
tenerlo en cuenta y asignar a cada parte del contrato los cargos de Transporte
que correspondan.
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
vendedor 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 comprador. En consecuencia, ambas partes deberán haber
analizado la calidad del vínculo que los conecta entre sí y/o con el Mercado.
4.4.
OBLIGACIONES DE LOS GRANDES USUARIOS.
4.4.1.
REQUISITOS DE CONTRATACION.
Los
Grandes Usuarios tendrán los siguientes requisitos de contratación.
· GUMA:
Deberá contar al comienzo de cada mes con contratos que cubran por lo menos el
CINCUENTA POR CIENTO (50%) de su demanda prevista.
· GUME:
Deberá contar con contratos de duración de uno o más períodos estacionales que
cubran el CIEN POR CIENTO (100%) de su demanda.
· GUPA:
Deberá contar con contratos de duración de dos o más períodos estacionales que
cubran el CIEN POR CIENTO (100%) de su demanda.
4.4.2.
DEPOSITO DE GARANTIA.
Cada
Gran Usuario que no tenga el CIEN (100) % de su demanda prevista cubierta con
contratos deberá mantener un depósito de garantía por la parte de su demanda no
cubierta por contratos, como respaldo de sus posibles deudas en el Mercado
Spot. Esta garantía estará afectada a cubrir los incumplimientos de
obligaciones de pago contraídas por el GUMA en el Mercado Spot o servicios del
MEM.
Junto
con la Programación Estacional o Reprogramación Trimestral el OED deberá
calcular el monto de la garantía que corresponde a cada GUMA multiplicando la
demanda prevista no cubierta por contratos en el siguiente Período Trimestral
por el precio medio de la energía previsto en el Mercado para el semestre para
una probabilidad del CINCUENTA (50) % (PMEST50) para la Programación Estacional
o Reprogramación Trimestral vigente.
El
Depósito de garantía de un GUMA puede hacerse en alguna de las siguientes
formas:
*
dinero en efectivo
* carta
de crédito “stand by” irrevocable otorgada por un Banco de primera línea
*
seguro de caución pagadero a primer requerimiento, configurándose el siniestro
por la intimación de pago al GUMA incumplida por éste.
Al
presentar al OED un GUMA un contrato para su autorización, deberá incluir
documentación que avale el correspondiente depósito de garantía por la parte de
su demanda prevista no cubierta por contratos para los siguientes TRES (3)
meses valorizada al correspondiente precio estacional para probabilidad
CINCUENTA (50) % (PMEST50).
Un GUMA
puede en cualquier momento incrementar sus aportes a su depósito de garantía
para avalar la finalización de alguno de sus contratos.
Al
finalizar cada contrato en que la parte compradora sea un GUMA, el OED deberá
informar al GUMA el nuevo monto que resulta para su depósito de garantía
considerando su energía prevista no cubierta por contratos para los siguientes
TRES (3) meses valorizada al correspondiente precio estacional para
probabilidad CINCUENTA (50) % (PMEST50). Dentro de los siguientes QUINCE (15)
días hábiles el GUMA deberá integrar en su depósito de garantía el monto
faltante para completar su depósito de garantía o presentar un nuevo contrato
para su autorización. Antes de que finalice el plazo indicado, si el GUMA no
presentó un nuevo contrato, deberá suministrar al OED la documentación que
avala que cuenta con el monto requerido en su depósito de garantía.
El GUMA
que deja de pertenecer al MEM deberá mantener vigente su depósito de garantía
en tanto no se finalice el cobro y pago de las transacciones correspondientes
al último mes en que el GUMA perteneció al MEM y previo descuento, de
corresponder, de los recargos e intereses correspondientes.
Cuando
un GUMA incumpla sus pagos en las transacciones económicas del MEM, el OED debe
utilizar su depósito de garantía para cubrir la deuda impaga, que incluye los
recargos e intereses correspondientes. Si el monto en dicho depósito es
suficiente para cubrir la totalidad de la deuda, el OED debe retirar el total
del monto adeudado. Por el contrario, de resultar insuficiente, el OED debe
retirar la totalidad del depósito, resultando el GUMA deudor del MEM por el
faltante.
Cuando
se utiliza el depósito de garantía parcial o totalmente para pagar su deuda con
el MEM, el GUMA deberá dentro de un plazo no mayor que TREINTA (30) días
completar en su depósito de garantía los fondos retirados.
En caso
que un GUMA no cuente con el depósito de garantía requerido o, luego del uso de
dicha garantía para pagar su saldo deudor en el MEM, no repone el fondo
retirado dentro de los plazos indicados, el OED debe considerar que la empresa
pierde automáticamente su habilitación como GUMA y notificar la situación a la
SECRETARIA DE ENERGIA.
4.5.
TIPOS DE CONTRATOS EN EL MERCADO A TERMINO
En el
Mercado a Término se podrán pactar distintos tipos de contrato de acuerdo al
compromiso requerido:
a)
Contratos de Abastecimiento: Se compromete el abastecimiento de una demanda de
energía, con una forma prefijada a lo largo del período de vigencia,
representada como una curva de demanda por intervalo Spot. El vendedor se podrá
respaldar contratando máquinas como reserva para cumplir su compromiso, y/o
comprando en el Mercado Spot la energía y potencia faltante de existir el
excedente necesario.
b)
Contratos de Reserva Fría de Potencia: Se compromete la disponibilidad de
potencia de máquinas de un Generador como reserva para ser convocada por el
agente contratante. El compromiso se establece a nivel de potencia y deberá ser
cubierto por el Generador contratado como reserva con las máquinas
comprometidas. La disponibilidad de potencia pasa a pertenecer al agente que es
la parte compradora. 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 que esté generando el Generador en reserva cuando sea
convocado por su contratante.
c)
Contratos de Potencia Firme: Se compromete una potencia firme en un nodo
frontera para garantía de abastecimiento de una demanda que se ubica en un país
distinto al que se encuentra la parte vendedora (contratos de importación y
exportación), o en un nodo dentro de una Ampliación Firme por Peaje en que se
conecta un agente al MEM. Sus condiciones, requisitos y modo de implementación
se definen en el Anexo 30 de LOS PROCEDIMIENTOS. Para la administración de las
transacciones Spot, el Contrato de Potencia Firme es tratado como un Contrato
de Abastecimiento. Toda referencia a Contratos de Abastecimiento para el
cálculo de las limitaciones a la máxima energía y potencia contratable, y el
cálculo de los saldos que se compran y venden en el Mercado Spot se debe
entender como referido a Contratos de Abastecimiento y Contratos de Potencia
Firme salvo que se explicite lo contrario. En un contrato de exportación, la
referencia al Distribuidor o Gran Usuario se debe entender como un Distribuidor
o un consumidor de otro país o un Comercializador. En un contrato de
importación, la referencia a un Generador debe entenderse como un productor de
otro país o un Comercializador.
4.5.1.
CONTRATOS DE RESERVA FRIA.
4.5.1.1.
OBJETO.
Las
Contratos de reserva fría permiten acordar una oferta de potencia puesta a
disposición en una o más máquinas de un Generador que es la parte vendedora,
para ser convocada por el agente que es la parte compradora en condiciones
definidas en el contrato (por ejemplo déficit en el MEM) para el cubrimiento de
requerimientos propios. La disponibilidad de potencia pasa a pertenecer a la
parte compradora.
Este
tipo de contratos permite:
* 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
Generadores con contratos de abastecimiento en el Mercado a Término con
cláusulas de penalidad por incumplimiento, cubrirse del riesgo del Transporte
contando con un respaldo de máquinas ubicadas en la misma área que la demanda
que contrata;
* a los
Generadores con reserva de mediano plazo o reserva contingente asignada
transferir el compromiso de disponibilidad asociado a otro Generador, de
acuerdo a lo que establece el Anexo 39 de LOS PROCEDIMIENTOS;
* a los
Distribuidores acotar el precio de su energía, y/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 y/o déficit de generación;
* a los
Grandes Usuarios, acotar el precio de su energía, y/o garantizar la continuidad
de procesos industriales con una reserva local para el caso de restricciones en
el Sistema de Transporte y/o déficit de generación.
4.5.1.2.
CARACTERISTICAS GENERALES Y RESTRICCIONES.
La
parte vendedora toma el compromiso de poner a disposición de la parte
compradora la potencia contratada, incluyendo las remuneraciones que resulten
por los servicios de reserva asignados a dicha potencia, y de entregar la
energía que ésta genere cuando sea convocada por la parte compradora. A cambio
de ello, el vendedor recibe un pago por la potencia contratada, en la medida
que esté disponible, independientemente que sea o no convocada, y un pago por
la energía que entregue al contrato cada vez que resulte convocada por la parte
compradora.
La
parte compradora toma el compromiso de pagar por la potencia contratada,
independientemente de que la requiera o no, y pagar por la energía que ésta
genere cada vez que la convoque. A cambio de ello, el comprador obtiene el
derecho que la energía generada por la potencia contratada cada vez que la
convoque sea considerada como generación propia, de ser un Generador, o
disminuir su demanda propia, de ser un agente Consumidor. Asimismo adquiere el
derecho de cobrar por los servicios de reservas de corto plazo, reserva de
mediano plazo y reserva contingente que se asignen en el MEM a la potencia
contratada.
Cada
máquina podrá tener a lo sumo un contrato de reserva fría. El compromiso de
potencia se considera establecido específicamente con las máquinas indicadas en
el contrato y el Generador vendedor cobrará cada mes el correspondiente cargo
por su potencia puesta a disposición dentro del contrato, sea o no convocada, que
resulte de la fórmula de precios y penalidades definidas en el contrato en la
medida que cuente con la disponibilidad comprometida en esas máquinas. Cuando
resulte convocada por el contrato, cobrará además por la energía generada
dentro del contrato.
4.5.1.3.
PARTES.
Podrán
vender por Contratos de Reserva Fría los Generadores del MEM, excepto
Cogeneradores y Autogeneradores, a otros Agentes del MEM.
En
vista que el compromiso se debe ubicar en una o más máquinas específicas cuya
generación se despacha, sólo se puede comprometer como reserva fría máquinas
térmicas del MEM.
4.5.1.4.
PLAZOS.
El
período de vigencia de un Contrato de Reserva Fría debe ser definido por un
plazo de una o más semanas, entendiéndose como comienzo y fin de una semana los
días que se utilizan en el MEM para la Programación Semanal, salvo que la parte
compradora sea un Distribuidor en cuyo caso será de uno o más Períodos
Trimestrales.
El
agente que es la parte vendedora deberá informar del Contrato al OED, para su
autorización como perteneciente al Mercado a Término, con una anticipación no
menor que los plazos establecidos para suministrar la información para la
Programación Semanal de la semana en que entrará en vigencia el Contrato de
Reserva Fría, salvo que la parte compradora sea un Distribuidor en cuyo caso se
deberá suministrar junto con la información para la Programación Estacional o
Reprogramación Estacional.
4.5.1.5.
INFORMACION A SUMINISTRAR.
Para su
autorización y administración en el MEM, el Generador que es la parte vendedora
deberá suministrar al OED, dentro de los plazos estipulados, la información de
cada contrato de reserva fría que acuerde así como cualquier modificación a la
misma. La información a suministrar para la administración de un Contrato de
Reserva Fría es:
· Identificación
del Generador que es la parte vendedora.
· Identificación
del Generador, Distribuidor o Gran Usuario que es la parte compradora,
indicando que avala la validez de la información presentada.
· El
período de vigencia y condiciones de rescisión y de renovación.
· La
identificación de la o las máquinas del Generador vendedor comprometidas como
reserva fría.
· La
potencia comprometida en cada una de esas máquinas (PRES), que puede variar a
lo largo del período de vigencia del contrato.
· La fórmula
de pago ($/MWh) por dicha capacidad puesta a disposición, que puede variar a lo
largo del período de vigencia del contrato.
· La o
las condiciones para su convocatoria, o sea las condiciones a partir de la cual
se considerará que la máquina, si resulta despachada, estará generando para su
contrato de reserva fría hasta la potencia comprometida.
· La
fórmula de pago por la energía generada cuando la capacidad contratada es
convocada a producir.
· Las
condiciones en que se aplicarán penalizaciones por no estar disponible la
potencia comprometida, de existir, y las fórmulas de penalidades.
· Si
corresponde a la transferencia de un servicio de reserva (reserva de mediano
plazo o reserva contingente), identificar el tipo de reserva transferido, de
acuerdo a lo que establece el Anexo 39 de LOS PROCEDIMIENTOS.
En la
Programación Estacional y Reprogramación Trimestral el OED deberá indicar,
junto con el listado de los Contratos de Reserva Fría, la potencia total
contratada en reserva.
Junto
con los resultados de cada Programación Estacional, el OED deberá incluir el
listado de los Contratos de Reserva Fría vigentes, indicando máquinas y
potencia comprometida y condiciones de convocatoria.
4.5.1.6.
CONDICIONES DE CONVOCATORIA.
Se
considera que un Contrato de Reserva Fría está convocado y, por lo tanto, la
energía que genera la potencia comprometida se entrega a la parte compradora,
si se cumple alguna de las condiciones de convocatoria definidas en el
Contrato.
El
único requisito a cumplir por la o las condiciones de convocatoria de un
Contrato de Reserva Fría es que el OED pueda establecer antes del comienzo de
cada intervalo Spot si el Contrato ha sido o no convocado. A modo de ejemplo se
indican algunas de las posibles condiciones que se podrán establecer como
convocatoria:
· Déficit
programado.
· Una
relación entre el precio previsto en un nodo para el siguiente intervalo Spot y
un precio de referencia que se define en el contrato.
· Indisponibilidad
de una o más máquinas.
· Restricciones
de Transporte.
· Todo el
período de vigencia del contrato, o sea que la o las máquinas están convocadas
siempre.
4.5.1.7.
ADMINISTRACION EN EL MEM.
Una
máquina con Contrato de Reserva Fría solamente generará en la medida que
resulte despachada por el OED. Estando despachada, la energía generada sólo
será considerada como generación propia en las transacciones en el Mercado Spot
del Generador que es la parte vendedora en la medida que no sea convocada por
su contrato de reserva fría. Al ser convocada por el contrato de acuerdo a las
condiciones contratadas, la energía generada se asigna a la parte compradora
hasta la potencia comprometida.
En
vista que un Contrato de Reserva Fría significa un compromiso de exclusividad
por parte de cada máquina contratada como reserva, el Generador sólo podrá
participar con dicha máquina en el concurso de reservas de corto plazo en
máquinas paradas semanal del MEM por la parte de su potencia que no estuviera
comprometida en contratos de reserva fría.
4.5.2.
CONTRATOS DE ABASTECIMIENTO
4.5.2.1.
CARACTERISTICAS GENERALES.
La
parte vendedora toma el compromiso de:
Entregar
a la parte compradora una curva de energía por intervalo Spot, aunque no
necesariamente con generación de sus máquinas;
Pagar
en el MEM el Cargo por Potencia Despachada asociado a la demanda que representa
la curva contratada.
A
cambio de ello, el vendedor recibe un pago por la potencia y la energía
contratada, en la medida que cumpla el compromiso de entrega.
Opcionalmente,
la parte vendedora podrá tomar el compromiso de cubrir parte o la totalidad del
Cargo por Reserva y/o Cargo por Servicios Asociados a la Potencia de la parte
compradora.
La
parte compradora toma el compromiso de pagar por la energía y potencia
contratada, independientemente de que la requiera o no. A cambio de ello, dicha
potencia y energía pasa a ser considerada como dedicada al cubrimiento de su
demanda, en la medida que la parte compradora tenga la disponibilidad
necesaria, y adquiere el derecho de:
· Vender
sobrantes de energía en el Mercado Spot;
· Tomar como
un crédito el Cargo por Potencia despachada que pague al MEM la parte vendedora
por el contrato.
4.5.2.2.
ALCANCE DEL COMPROMISO.
El
compromiso de abastecimiento de energía deberá indicarse de forma tal que sea
administrable, entendiéndose como tal que antes del comienzo de cada intervalo
Spot el OED pueda determinar el intercambio contractual previsto y al finalizar
cada intervalo Spot pueda determinar el intercambio real.
A modo
de ejemplo, se indican algunos tipos de compromisos de abastecimiento que se
pueden establecer:
· Una
curva por intervalo Spot a abastecer durante la vigencia del contrato,
expresada como valores de potencia por intervalo Spot (PABAST). En este caso de
ser el comprador un Distribuidor la potencia media comprometida por banda
horaria para días hábiles no podrá ser inferior a la media comprometida para la
misma banda horaria en días sábado o días domingos o días feriados.
· Un
compromiso de abastecimiento durante la vigencia del contrato, expresado como
un porcentaje por banda horaria “b” de la demanda (real o prevista) por
intervalo Spot (%PABAST). Dicho porcentaje puede estar definido como variando
durante la vigencia del contrato pero, de ser el comprador un Distribuidor,
para una misma banda horaria puede ser distinto entre un Período Trimestral y
otro pero no dentro de un mismo Período Trimestral.
· Un
compromiso de abastecer toda la demanda (real o prevista) no contratada de un
agente consumidor, 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.
· Un
compromiso de entrega de energía condicional, variable en función de las
condiciones que se registren. En particular, podrá establecer un compromiso
interrumpible en condiciones establecidas. En este caso, para ser administrable
deberá informar al OED las condiciones en que se aplica la interrumpibilidad.
Las
tolerancias en el compromiso de abastecimiento especificadas en los contratos
de abastecimiento firmados con anterioridad a febrero de 1996 seguirán siendo
consideradas válidas por el OED hasta la culminación del contrato, sin que se
puedan realizar renovaciones de las mismas.
Adicionalmente,
el Contrato podrá establecer:
· Un
compromiso de la parte vendedora de hacerse cargo de un porcentaje (que podrá
ser el CIEN POR CIENTO (100%)) de los Cargos por Reserva y/o Cargos por
Servicios Asociados a la Potencia de la parte compradora.
· Un
compromiso por parte del vendedor de saldar todas las transacciones económicas
que realiza el comprador con el OED y las de peaje con el Distribuidor. En este
caso, todas las facturas que resultan para la parte compradora se enviarán a la
parte vendedora, actuando esta última como mandataria de la primera.
4.5.2.3.
PLAZOS.
El
período de vigencia de un Contrato de Abastecimiento debe ser definido por un
plazo de uno o más meses calendarios, salvo que la parte compradora sea un
Distribuidor en cuyo caso, dado su impacto en el Fondo de Estabilización y en
las tarifas minoristas, deberán acordarse por uno o más Períodos Trimestrales.
El
agente que es la parte vendedora deberá informar del Contrato al OED, para su
autorización como perteneciente al Mercado a Término, con una anticipación no
menor que QUINCE (15) días hábiles a su entrada en vigencia, excepto para los
contratos en que la parte compradora es un Distribuidor que corresponden los
plazos establecidos para suministrar la información para la Programación
Estacional o Reprogramación Estacional.
4.5.2.4.
INFORMACION A SUMINISTRAR.
La
parte responsable deberá informar al OED la información requerida para la
administración en el MEM de cada contrato de abastecimiento que se acuerde así
como cualquier modificación a la misma, dentro de los plazos estipulados en el
MEM.
La
información a suministrar para la administración de un Contrato de
Abastecimiento será como mínimo:
· Identificación
de las partes, indicando que la parte compradora avala la validez de la
información presentada.
· Período
de vigencia y condiciones de renovación y de rescisión.
· El
compromiso de demanda a abastecer.
· Los
precios (valores o fórmulas) para la energía y para la potencia en el punto de
entrega comprometido por la parte vendedora, que podrán variar a lo largo del
período de vigencia.
· Tipo de
compromisos de garantía de suministro, de existir, y en dicho caso las
penalidades a aplicar de no abastecer la energía comprometida y contratada como
no interrumpible.
· Cláusulas
de interrumpibilidad transitoria del contrato, de existir, y en dicho caso las
condiciones de interrumpibilidad transitoria acordadas.
· Cuando
corresponda, compromisos de cubrir un porcentaje del Cargo por Reserva y/o
Cargo por Servicios Asociados a la Potencia.
En la
Programación Estacional, el OED deberá adjuntar, con el listado de los
Contratos de Abastecimiento, la energía y/o potencia comprometida por cada
agente Productor y cada Comercializador, y la demanda cubierta de cada agente
consumidor y cada Comercializador, para conocimiento de todos los agentes y
Comercializadores del MEM. Indicará asimismo la parte del Cargo por Reserva y
Cargo por Servicios Asociados a la Potencia que resulta cubierto para cada
Agente Consumidor.
4.5.2.5.
CURVA DE CARGA REPRESENTATIVA
A los
efectos de su administración en el MEM y la comercialización de los faltantes o
sobrantes de energía, todo contrato de abastecimiento del MEM debe poder ser
convertido por el OED en una curva por intervalo Spot representativa,
determinándose así una curva de carga representativa del compromiso por
intervalo Spot entre un Generador “k” y un consumidor “j” (PCONT kj ) que están
vinculados comercialmente por un Contrato de Abastecimiento.
Para
cada contrato en que el compromiso está referido a la demanda real, el OED
calculará dos curvas de carga representativas, por no poder conocerse el valor
de demanda hasta que la misma se registre.
· La
curva de carga representativa prevista: Para la programación, el despacho y el
cálculo de las restricciones programadas a la demanda, el OED debe considerar
la curva de carga representativa prevista utilizando la demanda prevista que
corresponda: para la Programación Estacional la demanda prevista en la Base de
Datos Estacional, para la Programación Semanal la demanda prevista utilizada en
dicha programación, y para el despacho y redespacho diario, la demanda prevista
utilizada en dicho despacho.
· La
curva de carga representativa real: En la operación en tiempo real y el cálculo
de las transacciones económicas, el OED debe considerar la curva de carga
representativa real calculada con la demanda real, entendiéndose como tal la
registrada salvo existir una condición de restricción programada al
abastecimiento en que se considera la demanda registrada más las restricciones
previstas programadas. De este modo, la curva de carga representativa real
queda definida en cada intervalo Spot con el resultado de la operación real
realizada.
Para
los contratos en que el compromiso se expresa en función a la demanda prevista,
se considerara como curva representativa real a la curva representativa
prevista.
Para
los contratos que fijan el compromiso indicando la potencia por intervalo Spot
a abastecer, la curva de carga representativa se calculará con la potencia por
intervalo Spot indicada en el contrato (PABAST h ). El compromiso
entre un Generador “k” y un agente consumidor “j” para el intervalo Spot “h”
del día “d” del mes “m” resulta en este caso dado por la siguiente curva de
carga representativa:
PCONT mdh
kj = PABAST mdh kj |
Si un
contrato acuerda el cubrimiento de la totalidad de la demanda o de la demanda
restante, se considera que su compromiso es por un porcentaje del CIEN POR
CIENTO (100 %). El contrato puede referirse a la demanda prevista en la
Programación Estacional o a la demanda real.
Si el
compromiso se refiere a la demanda restante, el OED debe calcular la curva de
carga representativa, prevista o real según corresponda, aplicando el
porcentaje contratado (%PABAST) a la demanda por intervalo Spot restante luego
de descontar de la demanda del intervalo Spot, prevista o real, (DEM) la suma
del valor para ese intervalo Spot de las curvas de carga representativa de los
contratos de abastecimiento previos con un compromiso que explicita la potencia
por intervalo Spot. En un contrato de este tipo, para el intervalo Spot “h” del
día “d” del mes “m” el compromiso entre un Generador “k” y un agente consumidor
“j” que tiene otros contratos previos con Generadores “kk” con compromiso de
potencia, resulta:
PCONT
mdh k,j = %PABAST b kj * PRESDEM mdh
j donde: PRESDEM
mdh j = máx(DEM mdh j - åkk,j
PCONT mdh kk,j , 0) |
siendo
“b” la banda horaria a la que pertenece el intervalo Spot “h”.
Para
los contratos en que se establece el compromiso de cubrir un porcentaje, que
puede ser el CIEN POR CIENTO (100 %), de la demanda, el OED debe calcular la
curva de carga representativa con la demanda por intervalo Spot, prevista o
real según corresponda (DEM). En consecuencia el compromiso para el intervalo
Spot “h” del día “d” del mes “m” de este tipo de contrato entre un Generador
“k” y un agente consumidor “j” resulta:
PCONT
mdh k,j = %PABAST b kj * DEM mdh
j |
siendo
“b” la banda horaria a la que pertenece el intervalo Spot “h”.
Para
los contratos firmados con anterioridad a febrero de 1996 en que se haya fijado
una tolerancia, si las partes deciden eliminar dicha tolerancia, deberán
notificarlo al OED y se les pasará a aplicar la metodología correspondiente al
compromiso referido a la demanda real indicada en el punto anterior.
De
mantenerse el criterio de un porcentaje de tolerancia, el OED debe definir la
curva de carga representativa real en función de la demanda prevista en la
Programación Estacional (PREVDEM), la demanda real (REALDEM) y el apartamiento
máximo admisible definido en el contrato (TOL). 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.
Se
entiende como demanda reconocida (PTOL) a la demanda a considerar para el
contrato, y estará dada por la demanda real si se encuentra dentro de la banda
de tolerancia definida respecto de la demanda prevista, o por el extremo de la
banda si supera la tolerancia acordada.
P1 = PREVDEM mdh
j * (1 +TOL kj ) P2 = PREVDEM mdh
j * (1 - TOL kj ) PTOL mdh
j = máx(mín(REALDEM mdh j ,P1), P2) |
De
resultar la demanda real mayor que el valor máximo obtenido incrementando en la
tolerancia acordada la demanda prevista para la Programación Estacional, el OED
debe considerar al contrato cubriendo sólo hasta el límite superior de la banda
de tolerancia acordada y la curva de carga representativa real para ese
intervalo Spot igual a dicho valor tope (P1). Si por el contrario resulta una
demanda real menor que el valor mínimo obtenido reduciendo en la tolerancia
acordada la demanda prevista para la Programación Estacional, el OED debe
asignar al contrato el límite inferior de la banda y la curva de carga representativa
real para ese intervalo Spot igual a dicho valor mínimo (P2).
En
consecuencia la curva de carga representativa real para el intervalo Spot “h”
del día “d” del mes “m” de este tipo de contrato entre un Generador “k” y un
agente consumidor “j” que tiene otros contratos previos con Generadores “kk”
resulta para los contratos en que se compromete abastecer la demanda restante
con una tolerancia:
PCONT
mdh kj = máx (PTOL mdh j - åkk
PCONT mdh kk,j , 0) |
donde
PCONT mdh kkj es la curva de carga representativa para el
contrato de abastecimiento entre el Generador “kk” y el agente consumidor “j”.
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 por intervalo Spot 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 definida y vendiendo al MEM el sobrante.
El
compromiso previsto para el intervalo Spot “h” del día “d” del mes “m” de este
tipo de contrato entre un Generador “k” y un agente consumidor “j” que tiene
otros contratos previos con Generadores “kk” resulta para los contratos en que
se compromete abastecer la demanda restante:
PCONT
mdh kj = máx (PTOT mdh j åkk CONT
mdh kkj , 0) |
donde
PCONT mdh kkj es la curva de carga representativa para el
contrato de abastecimiento entre el Generador “kk” y el agente consumidor “j”.
4.5.2.6.
ENERGIA MENSUAL Y POTENCIA MAXIMA MENSUAL REPRESENTATIVA
El OED
asignará a cada contrato de abastecimiento una energía mensual representativa,
calculada como la integración de la curva de carga representativa prevista.
El OED
asignará a cada contrato de abastecimiento y para cada mes de vigencia, una
potencia máxima mensual representativa dada por la potencia máxima del mes de
la curva de carga representativa prevista.
4.5.2.7.
DEMANDA TOTAL CONTRATADA.
El OED
calculará para cada Distribuidor y cada Gran Usuario la curva de carga
representativa total, como la suma de la curva de carga representativa prevista
de cada uno de sus contratos de abastecimiento.
El OED
asignará a cada Distribuidor y cada Gran Usuario una demanda total contratada
para cada intervalo Spot “h” de los días “d” de un mes “m” como el valor que
resulta para dicho intervalo Spot en su curva de carga representativa total.
A su
vez el OED definirá para cada mes la potencia máxima mensual contratada de un
Distribuidor o de un Gran Usuario como el máximo de la curva de carga
representativa total para dicho mes.
4.5.2.8.
DEMANDA TOTAL CONTRATADA Y COMPRA PREVISTA A PRECIO ESTACIONAL.
Para
cada Distribuidor “j”, la demanda prevista comprar al Precio Estacional de la
Energía (DEMEST) se calcula para cada intervalo Spot “h” descontando de la
demanda prevista (PREVDEM) acordada en la Base de Datos Estacional, la suma de
la curvas de carga representativa para ese intervalo Spot de sus Contratos de
Abastecimiento más, de corresponder por ser previsible la energía a comprar, la
compra prevista de Contratos de Reserva Fría. Si para algún intervalo Spot la
potencia contratada supera dicha demanda prevista, su compra prevista resulta
CERO (0).
DEMEST
h j = máx (PREVDEM h j -å k PCONT h kj
- åk
PRES h fj , 0) |
Siendo:
PCONT h
kj : Valor para el intervalo Spot “h” de la curva de carga
representativa del Contrato de Abastecimiento o Contrato de Importación entre
el vendedor “k” y el Distribuidor “j”.
PRES h
fj : Energía prevista entregar para el intervalo Spot “h” el
Contrato de Reserva Fría entre el vendedor “f” y el Distribuidor “j”.
4.5.2.9.
GENERACION TOTAL COMPROMETIDA
Para un
Generador “k”, en cada intervalo Spot “h” la generación total comprometida en
contratos de abastecimiento se define como la suma de la potencia en la curva
de carga representativa prevista en cada uno de sus contratos.
4.5.2.10.
GARANTIA DE SUMINISTRO.
En un
Contrato de Abastecimiento se puede acordar un compromiso de garantía de
suministro, debiéndose para ello incluir las penalidades asociadas a su
incumplimiento.
La
garantía de suministro puede acordarse condicional, en cuyo caso debe indicarse
explícitamente la condición en que dicha garantía queda sin efecto. Esta
condición debe expresarse con claridad y debe poder ser verificada por el OED
con la necesaria anticipación para, ante restricciones programadas, conocer si
el contrato cuenta o no con garantía de suministro.
4.5.2.11.
INTERRUMPIBILIDAD.
En un
Contrato de Abastecimiento en que el compromiso se fija respecto a la demanda
real se puede acordar una condición de interrumpibilidad. El contrato se
interpreta como debiendo abastecer la demanda comprometida, salvo cumplirse la
condición de interrumpibilidad en cuyo caso el compromiso contratado se
disminuye en el porcentaje o magnitud (potencia) de interrumpibilidad acordado.
Un Gran
Usuario Interrumpible puede acordar un contrato de Abastecimiento que cubra la
parte interrumpible de su demanda si el mismo incluye una cláusula de
interrumpibilidad que representa por lo menos la potencia ofertada al MEM como
interrumpible y como cláusula de interrumpibilidad la convocatoria por parte
del OED de la interrumpibilidad comprometida como reserva del MEM.
Un
contrato con cláusula de interrumpibilidad debe indicar:
a) la
identificación de que se trata de un contrato con interrumpibilidad;
b) la o
las condiciones en que actúa la interrumpibilidad;
c) la
magnitud de la interrumpibilidad, definida como un porcentaje de la demanda
comprometida en el contrato o como una cantidad fija de potencia, que puede
variar a lo largo del período de vigencia del contrato.
La
condición de interrumpibilidad debe expresarse claramente y poder ser
verificada por el OED con la suficiente anticipación para poder programar su
aplicación. Algunas opciones de condición de interrumpibilidad que se pueden
acordar son:
*
notificación de una de las partes al OED;
* de
tratarse de un Gran Usuario Interrumpible, el ser convocada su
interrumpibilidad por el OED;
* que
un precio previsto sea superado en la Programación Semanal o despacho diario
vigente.
En la
Programación Semanal, despacho, redespacho y operación en tiempo real, cada vez
que se verifique la cláusula de interrumpibilidad el OED debe ajustar la curva
de carga representativa prevista y real reduciéndolo en la interrumpibilidad
acordada e informar a las partes que actúa la cláusula de interrumpibilidad y
la modificación que resulta en el compromiso contratado.
4.5.2.12.
CONTRATO CON COMPRA ECONOMICA DE DEMANDA.
Con el
objetivo de incentivar el uso eficiente de los recursos y la compra económica
de la demanda, un Gran Usuario puede acordar un Contrato de Abastecimiento por
la totalidad de su demanda real que incluya gestión de demanda y/o uso racional
de la energía. El Gran Usuario que contrata acuerda pagar un monto fijo mensual
a cambio del abastecimiento de la demanda que resulte de la gestión de demanda
y/o modificaciones para el uso racional de la energía implementadas. El
Generador contratado asume la responsabilidad de abastecer la demanda y
realizar el programa para gestión de demanda y/o uso racional de la energía del
Gran Usuario.
Este
tipo de contrato debe:
*
indicar que incluye compra económica de demanda (CED);
*
definir, en vez de un precio, una fórmula de monto a pagar en cada mes de
vigencia del contrato;
*
indicar para cada mes de vigencia del contrato curvas de cargas de referencia
dadas por las previstas en las condiciones existentes antes del contrato, o sea
sin el efecto de la gestión de demanda y programas de mejoras para el uso
racional de la energía a realizar.
Dentro
del MEM, el contrato recibe el mismo tratamiento que un contrato por la totalidad
de la demanda real, o sea sin excedentes a comercializar por el Gran Usuario en
el Mercado Spot.
4.5.2.13.
ADMINISTRACION EN EL MEM.
En un
Contrato de Abastecimiento, el Generador “k” que es la parte vendedora
compromete el abastecimiento de energía a un agente consumidor “j”, que es la
parte compradora, mediante una curva de compromiso por intervalo Spot. Para el
cubrimiento de esta energía el vendedor podrá utilizar:
generación
propia (PPROPIA k ), entendiéndose como tal la energía generada por sus
máquinas (PGEN k1 ) que no resulta convocada por Contratos de Reserva Fría más
la energía entregada por las máquinas de otros Generadores con los que haya
suscrito Contratos de Reserva Fría y que hayan sido convocadas por dichos
contratos (PGEN k2 );
PPROPIA
k = åk1 PGEN
k1 + åk2 PGEN
k2 |
energía
comprada en el Mercado Spot de resultar la generación propia insuficiente para
cubrir sus compromisos de entrega de energía contratados, debido al despacho
que requiera el OED y/o a la falta de disponibilidad en máquinas que le
pertenecen y/o que contrató como reserva y/o a restricciones de Transporte.
4.6.
REQUISITOS A CUMPLIR POR LOS CONTRATOS DEL MERCADO A TERMINO.
4.6.1.
ADMINISTRACION
Un
contrato del Mercado a Término debe ser administrable en el Mercado Spot. 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 el contratado y la comprometida por sus contratos, ya sea
faltantes o sobrantes, y entre la potencia de reserva comprometida y la
disponible real. Se entiende por contrato administrable que, con la información
suministrada para su administración de acuerdo a lo indicado en LOS
PROCEDIMIENTOS, el OED podrá:
· al
finalizar cada intervalo Spot, calcular la energía comprometida en el contrato
y determinar para cada Agente o Comercializador si tiene operaciones de venta o
de compra en el Mercado Spot;
· en sus
programaciones y despacho, programar la energía prevista comprometida entregar
en cada contrato.
En
particular, a los efectos de la administración de un Contrato de Abastecimiento
y las transacciones Spot por faltantes o sobrantes, todo contrato de
abastecimiento debe poder ser convertido por el OED en una curva por intervalo
Spot de demanda representativa (prevista y real), determinándose así una
representación del compromiso contratado en cada intervalo Spot entre cada
Generador “k” y cada agente consumidor “j” (PCONT kj ).
4.6.2.
MAXIMA DEMANDA CONTRATABLE
Un
Distribuidor o Gran Usuario o Autogenerador no puede comprar por contratos más
que su máxima demanda contratable. La máxima demanda contratable de un
Comercializador de demanda se calcula como la suma de la máxima demanda
contratada con los Grandes Usuarios que comercializa.
Se
entiende por máxima demanda contratable:
* Para
un Distribuidor o Gran Usuario, su demanda de energía y potencia máxima mensual
prevista.
* Para
un Autogenerador que no tenga vigente Contratos de Abastecimiento en que es la
parte vendedora, el CINCUENTA POR CIENTO (50%) de su demanda prevista de
energía y potencia máxima mensual.
* Para
un Autogenerador que tenga vigente uno o más Contratos de Abastecimiento en que
es la parte vendedora, CERO (0).
La
demanda prevista de energía se tomará de los valores acordados en la Base de
Datos Estacional para los años incluidos en dicha base de datos, y para los
años restantes la prevista en el último año de la Base de Datos más la tasa de
crecimiento anual que defina la SECRETARIA DE ENERGIA. La demanda de potencia
prevista estará dada por la Potencia Declarada, incrementada para los años en
que no exista Potencia Declarada el mismo porcentaje que el utilizado como
crecimiento de energía.
Los
Comercializadores que comercialicen demanda tienen las mismas obligaciones
contractuales que los Grandes Usuarios que comercializan en lo que hace a:
· el
porcentaje mínimo obligado contratar de la demanda prevista, de acuerdo a los
valores establecidos en la Base de Datos Estacional;
· no
contratar más que su máxima demanda contratable.
En el
momento de presentarse un Contrato de Reserva Fría en que la parte compradora
es un Distribuidor o un Gran Usuario o un Comercializador de demanda, la parte
vendedora deberá entregar al OED la identificación de la potencia comprada por
la parte compradora en sus otros contratos de reserva fría vigentes y demostrar
que, agregando el nuevo contrato y para cada mes de vigencia, la potencia en
reserva total contratada por la parte compradora no resultará mayor que su
Potencia Declarada correspondiente a dicho mes.
Junto
con la información de un contrato de abastecimiento, la parte responsable de
suministrar la información deberá entregar al OED la identificación de la
demanda ya contratada por la parte compradora y demostrar que el nuevo contrato
no vulnera la restricción a su máxima demanda contratable. Para ello, deberá
demostrar que para cada mes de vigencia del contrato lo siguiente:
* La
energía mensual representativa del contrato más la de los contratos de
abastecimiento y contratos de importación que tenga vigentes la parte
compradora no se supera la máxima demanda de energía contratable de dicho mes.
* La
potencia máxima mensual de la curva de carga total contratada, entendiéndose
dicho total como la suma de las curvas de carga representativas por intervalo
Spot de los contratos vigentes de la parte compradora más la del nuevo
contrato, no resulta mayor que la Potencia Declarada de dicho mes.
* De
definirse el compromiso como un porcentaje de la demanda restante, la parte
compradora no tiene vigente otro contrato con el mismo tipo de compromiso.
* De
definirse el compromiso como un porcentaje de la demanda, para cada banda
horaria la suma del porcentaje acordado en el contrato más el porcentaje
acordado en los contratos de abastecimiento vigentes de la parte compradora no
debe superar el CIEN POR CIENTO (100 %).
4.6.3.
MAXIMA RESERVA DE POTENCIA CONTRATABLE
Un
Generador “k” puede contratar a otros Generadores potencia como reserva fría de
sus contratos. La Máxima Reserva de Potencia Contratable está dada por la
Potencia Máxima Comprometida en sus Contratos (PMXGCONT), entendiéndose como
tal el valor máximo de la curva por intervalo Spot de potencia total
comprometida en sus contratos de abastecimiento y contratos de exportación.
Al
presentar un Contrato de Reserva Fría en que un Generador “k” es la parte
compradora, con otro Generador “g”, se deberá entregar al OED la información
que demuestra para cada mes “m” de vigencia del contrato que la reserva
contratada más la potencia de los otros contratos de reserva fría de compra
vigentes de la parte compradora no supera la Máxima Reserva de Potencia
Contratable.
De
verificar el OED que la información suministrada es incorrecta o que se vulnera
la restricción de máxima reserva de potencia contratable o algún otro requisito
establecido en LOS PROCEDIMIENTOS, notificará que el contrato no se acepta como
perteneciente al Mercado a Término.
4.6.4.
MAXIMA GENERACION CONTRATABLE
4.6.4.1.
RESTRICCION.
Un
agente Productor o un Comercializador de generación no puede vender por
contratos más que su máxima generación contratable. La máxima generación
contratable está dada por la capacidad de producción que comercializa (potencia
y energía) y con que puede respaldar sus contratos de venta en el Mercado a
Término.
Como se
indica en el Anexo 32: “COMERCIALIZADORES DEL MERCADO ELECTRICO MAYORISTA”, en
el caso de comercialización de una central hidroeléctrica se consideran las
centrales comercializadas que resulten de los acuerdos de comercialización de
generación vigentes. Le corresponde a cada central comercializada como máxima
generación contratable la de la central en su conjunto multiplicada por el
correspondiente porcentaje a comercializar.
En el
caso de una central hidroeléctrica en que una Provincia pueda ejercer la opción
de cobro en especies de las regalías, se debe considerar como una central
comercializada la correspondiente al porcentaje de regalías. Sólo cuando el
Generador presente junto con un pedido de autorización de un contrato un
acuerdo firmado con la Provincia en que la misma se compromete a no hacer uso
de dicha opción durante un plazo que comprenda el plazo de vigencia del
contrato, el OED debe considerar que la central comercializada correspondiente
al porcentaje de regalías es comercializada por el Generador.
En el
caso de comercialización de una central térmica o máquina térmica, se
considera, como se indica en el Anexo 32: “COMERCIALIZADORES DEL MERCADO
ELECTRICO MAYORISTA”, las centrales y máquinas comercializadas que resulten de
los acuerdos de comercialización de generación vigentes. En consecuencia, le
corresponde a cada una como máxima generación contratable la máxima contratable
total de la máquina o central multiplicada por el correspondiente porcentaje a
comercializar.
4.6.4.2.
MAXIMA POTENCIA CONTRATABLE
Un
Generador o Cogenerador o Comercializador de generación “k” no puede vender por
contratos más que la máxima potencia contratable, que está dada por la potencia
que puede producir con la generación que comercializa. Para cada una de sus
máquinas y/o centrales comercializadas, dicho valor (PEFECT) se define como la
correspondiente potencia efectiva neta, o sea descontando los consumos propios.
La potencia máxima contratable (GENMXCONT k ) está dada por la suma
de la potencia efectiva neta en sus máquinas y/o centrales comercializadas.
En el
caso de un Autogenerador “k”, dado su compromiso de autoabastecer por lo menos
el CINCUENTA POR CIENTO (50%) de su demanda, su potencia máxima contratable
mensual (GENMXCONT k ) está dada por el excedente que resulte al
restar de la potencia efectiva neta de sus máquinas, o sea descontado los
consumos propios, el CINCUENTA POR CIENTO (50%) de la potencia media
correspondiente a su demanda de energía prevista.
En el
momento de presentar un contrato de reserva fría con un agente “r”, el
Generador “k” que es la parte vendedora deberá suministrar la información que
demuestre para cada mes “m” de vigencia que:
* las
máquinas comprometidas “q” no tienen otro contrato de reserva fría;
* la
reserva comprometida no resulta mayor que la suma de la potencia neta efectiva
de las máquinas indicadas.
PRES m
kr < o = åq
PEFECT q |
donde:
* PRES m
kr = Potencia en reserva fría comprometida para el mes “m” en el
contrato a suscribir entre el Generador “k” y el agente “r”.
*
PEFECT q = Potencia neta efectiva de la máquina “q” especificada
como en reserva en el contrato.
A su
vez, en el momento de presentar un contrato de abastecimiento con un comprador
“j”, se deberá suministrar al OED la información que demuestra que el productor
“k” que es la parte vendedora para cada mes “m” de vigencia del contrato su
potencia comprometida, por sus contratos ya existentes de abastecimiento, de
exportación y/o de reserva fría, más la potencia máxima representativa mensual
del nuevo contrato no supere su potencia efectiva.
(PMXCONT m
kj + år PRES m
kr + åj1 PMXCONT m
kj1 ) sea
menor o igual que åq
PEFECTq |
siendo:
* PRES m
kr = potencia en reserva fría comprometida para el mes “m” en los
contratos de reserva fría, de existir, que tenga el productor “k” con otros
agentes “r”.
*
PMXCONT m kj1 = potencia máxima representativa para el
mes “m” en los Contratos de Abastecimiento y de exportación que tiene el
productor “k” con otros compradores “j1”.
*
PEFECT q = Potencia neta efectiva de la máquina comercializada “q”.
4.6.4.3.
MAXIMA ENERGIA CONTRATABLE
La
máxima energía anual contratable de una máquina térmica está dada por la
energía que puede producir con su potencia efectiva.
La
máxima energía anual contratable correspondiente a una central hidroeléctrica
está limitada por un valor denominado energía firme (EFIRM).
Con los
modelos de optimización y simulación de la operación vigentes y la Base de
Datos Estacional acordada, el OED debe obtener la serie de energías mensual con
que resulta despachada en los siguientes años cada central hidroeléctrica para
la serie histórica de caudales considerando un nivel inicial y final igual al
máximo de operación normal. Con dicha serie, el OED debe calcular la energía
mensual de esa central como la correspondiente a una probabilidad de excedencia
del SETENTA POR CIENTO (70%). Dicha energía se asigna para el cálculo de la
energía firme mensual, de acuerdo a lo ya indicado, entre la energía firme
correspondiente a las centrales comercializadas definidas, incluyendo la
posible comercialización de energía por regalías en especie salvo que exista el
acuerdo del Generador con la Provincia de no pagar la regalía en especie en
cuyo caso se asigna a la comercialización del Generador.
La
energía firme mensual de cada Generador hidráulico del MEM (EFIRM m k
) se calcula como la suma de las energías firmes de sus centrales
hidroeléctricas comercializadas. El Generador puede suscribir contratos en
tanto no supere este valor.
El OED
debe entregar la información sobre energía firme reconocida a cada Generador
hidráulico, a cada Comercializador que comercialice centrales hidroeléctricas y
a cada Provincia con derecho a ejercer la opción de cobro en especies de las
regalías, al realizar el estudio para la Programación Estacional, antes del día
15 de febrero y 15 de agosto respectivamente. A su vez, debe suministrar esta
información a cualquier Generador hidráulico o Comercializador de centrales
hidroeléctricas del MEM que lo solicite durante el transcurso de un Período
Estacional.
En cada
Programación Estacional, el OED debe incluir la energía firme de cada central
hidroeléctrica para información de todos los agentes.
En el
momento de requerirse la autorización de un contrato de abastecimiento en que
la parte vendedora comercializa centrales hidroeléctricas, se debe suministrar
al OED la información que demuestra que, para cada año “a” de vigencia del
contrato, la energía total comprometida más la comprometida por los otros
contratos de abastecimiento y de exportación vigentes de la parte compradora no
supera la sumatoria de las energías firmes mensuales de las centrales
hidroeléctricas asociadas.
åm
ECONT m kj + åj1å m
ECONT m kj1 < o = åc åm
EFIRM m kc |
donde:
* m =
meses del año.
* ECONT
m kj = energía representativa para el mes “m” del año “a”
del contrato a suscribir entre el Generador hidráulico “k” y el comprador “j”.
* ECONT
m kj1 = energía representativa para el mes “m” del año
“a” del contrato vigente entre el Generador hidráulico “k” y el comprador “j1”.
* EFIRM
m kc = energía firme mensual de la central hidroeléctrica
“c” del Generador “k”.
4.7.
PROGRAMACION ESTACIONAL
Al
realizar la Programación Estacional y Reprogramación Trimestral, el OED deberá
incluir toda la capacidad de los Generadores del MEM y toda la demanda de los
Agentes consumidores pertenecientes al MEM, independientemente de los contratos
que se realicen.
Para
cada Distribuidor el OED deberá calcular su curva de demanda restante que
representa su compra prevista al Precio Estacional de la energía. A su vez,
para cada Gran Usuario y Distribuidor con contratos deberá calcular su compra
prevista en el Mercado Spot.
4.8.
DESPACHO Y OPERACION EN TIEMPO REAL
4.8.1.
ADMINISTRACION DE CONTRATOS DE RESERVA FRIA
En caso
de ser convocados contratos de reserva fría el OED deberá considerar para la
parte compradora:
* si es
un Generador, que la energía generada en las máquinas que tiene contratadas
como reserva fría y ha convocado pertenece a la generación propia del
Generador;
* si es
un Distribuidor o Gran Usuario, que la energía 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.
El OED
deberá asignar las remuneraciones por los servicios de reserva que resulten
para la potencia contratada en cada Contrato de Reserva Fría a la parte
compradora.
4.8.2.
ADMINISTRACION DE RESTRICCIONES EN EL SUMINISTRO EN EL MEM
En caso
de restricciones en el abastecimiento, el OED tendrá en cuenta las garantías de
suministro de los contratos de abastecimiento.
Para el
caso de déficit en la programación, el despacho o la operación, el OED debe
verificar si cada Generador cuenta con la disponibilidad necesaria para
abastecer sus contratos. Para ello, en cada contrato de abastecimiento el OED
calculará la energía requerida por déficit como la suma de la energía
comprometida según la curva de carga representativa por intervalo Spot más el
nivel de pérdidas evaluadas en función de los factores de nodo (semanales o
diarios según corresponda), de acuerdo a lo establecido en el Anexo 38 de LOS
PROCEDIMIENTOS.
Se
excluirá al suministro cubierto con un contrato de abastecimiento de toda
limitación que no esté prevista en su contrato, de acuerdo a las condiciones
indicados en el Anexo 38 de LOS PROCEDIMIENTOS.
En caso
de imposibilidad de abastecer una demanda contratada, ya sea por limitaciones
de Transporte y/o distribución y/o por indisponibilidad de generación propia
del Generador y falta de excedentes para cubrirlo en el Mercado, el OED
programará las restricciones necesarias.
Cuando
el Generador, por falta de generación propia, pase a ser un Comprador en el
Mercado Spot y se programen o apliquen 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 distinto. El valor diario y por intervalo
Spot de esta compra se calculará en el despacho diario y redespachos.
De no
poder abastecer la demanda contratada por restricciones de Transporte o de
distribución y no por falta de generación propia, no se considerará que el
Generador vulnera su compromiso de garantía de suministro (la energía está
disponible) y no corresponderá aplicar penalizaciones. En todos los otros casos
de incumplimiento en la entrega comprometida, de estar prevista penalización en
los contratos de abastecimiento ante falla en la garantía de suministro, la
misma se calculará con el suministro no abastecido, salvo que el contrato acuerde
una condición distinta.
4.9.
APARTAMIENTOS DE UN GENERADOR EN EL COMPROMISO DE ENERGIA DE SUS CONTRATOS DE
ABASTECIMIENTO
El
contrato de abastecimiento se interpretará como si en cada intervalo Spot el
Generador que es la parte vendedora debe entregar al contrato en el Mercado la
energía contratada, que cobrará al precio acordado, independientemente de cuál
sea el requerimiento real de la demanda con quien realizó el contrato o la
generación realmente realizada por el vendedor.
El
seguimiento de los apartamientos de un Generador “k” a sus compromisos por
contratos de abastecimiento se hará respecto a su generación propia.
Se
considera que el compromiso por intervalo Spot de entrega de energía 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
MEM 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
intervalo Spot, el OED realizará el seguimiento de los apartamientos de energía
de cada Generador respecto del compromiso que resulta de sus contratos de
abastecimiento (diferencia entre la energía comprometida entregar según
contratos y la generación propia entregada) y su comercialización en el Mercado
Spot.
Si la
generación propia de un Generador resulta superior a la energía requerida por
sus contratos, la energía excedente se venderá al Mercado Spot, al precio Spot
en su nodo de conexión.
PVENDE
h k = PPROPIA h k åj
PCONT h kj |
Si el
Generador resulta con una generación propia menor que la energía comprometida
en sus contratos, ya sea por despacho o por indisponibilidad de máquinas
propias o contratadas como reserva, el faltante de energía lo comprará en el
Mercado Spot al Precio de Mercado, en la medida que exista el excedente
solicitado.
PCOMPRA
h k = åj
PCONT h kj - PPROPIA h k |
En caso
de déficit en el MEM y aplicarse restricciones en el abastecimiento, los
Generadores resultarán despachados a su máxima carga posible. En estas
condiciones, para analizar su compra/venta con el MEM se comparará su
generación propia con la demanda efectivamente abastecida de sus contratos.
En
consecuencia, un Generador que debe cubrir una energía contratada (PTOTCONT):
*
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;
* vende
el excedente de energía, de existir, en el Mercado Spot al Precio de la energía
en su nodo;
*
compra el faltante de energía, de existir, en el Mercado Spot al Precio de
Mercado, y lo vende al precio contratado;
* 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 Mercado Spot y al déficit existente en el
MEM, de acuerdo a lo establecido en el Anexo 38 de LOS PROCEDIMIENTOS.
Al
finalizar el mes, el OED realizará la integración de la comercialización de
energía en el Mercado Spot de los apartamientos y el Generador resultará
acreedor o deudor con respecto al MEM según resulte positiva o negativa la suma
de los montos por intervalo Spot comprados y vendidos.
4.10.
DISTRIBUIDORES Y GRANDES USUARIOS CON CONTRATOS DE ABASTECIMIENTO
En la
operación real, para cada intervalo Spot “h” se entiende como Demanda Propia
(DPROPIA) de un Distribuidor o Gran Usuario “j” a la diferencia entre su
demanda registrada en el intervalo Spot (DEM) y la energía correspondiente a
las máquinas convocadas de sus contratos de reserva fría(PRES).
DPROPIA
h j = DEM h j - åg PRES
h jg |
Cada
intervalo Spot, un Distribuidor o Gran Usuario debe comprar la potencia y
energía de cada uno de sus contratos de abastecimiento, independientemente de
lo que requiera su demanda propia.
Para el
seguimiento de los apartamientos de energía respecto a los contratos de
abastecimiento de un Distribuidor o Gran Usuario y el cálculo de su
compra/venta en el Mercado Spot, el OED deberá considerar para cada intervalo
Spot que la energía total comprada por contratos de abastecimiento está dada
por la suma de las curvas de carga representativas por intervalo Spot de sus
contratos.
Cada
intervalo Spot el OED deberá realizar para cada Distribuidor y Gran Usuario con
Contratos de Abastecimiento el seguimiento del apartamiento entre su demanda
propia y la suma de la energía entregada por sus Contratos de Abastecimiento, y
calcular la valorización de este apartamiento a través de su comercialización
en el Mercado Spot.
Cuando
un Distribuidor o Gran Usuario resulta en un intervalo Spot “h” con una demanda
propia menor que la energía total contratada, se convertirá en un vendedor en
el Mercado Spot vendiendo el excedente al Precio de Mercado para dicho
intervalo Spot.
VENDE
h j = máx åk PCONT h kj
- DPROPIA h j, 0) |
siendo:
* PCONT
h kj = energía para el intervalo Spot “h” de la curva de
carga representativa del Contrato de Abastecimiento entre el Generador “k” y el
Distribuidor “j”.
Si por
el contrario, resulta su demanda propia mayor que la energía contratada, se
considerará comprador en el Mercado Spot del faltante. La energía se comprará
al Precio Spot de la energía en su nodo si se trata de un Gran Usuario y al
correspondiente Precio Estacional de la Energía si se trata de un Distribuidor.
COMPRA
h j = máx (DPROPIA h j - åk
PCONT h kj, 0) |
En caso
que, por falla o restricciones en la red, surja un déficit en la región
eléctrica donde se encuentra el Distribuidor o Gran Usuario y no se pueda
abastecer toda su demanda, no se considerarán faltantes ni sobrantes respecto a
sus contratos.
Al
finalizar el mes el OED deberá integrar para cada Distribuidor y Gran Usuario
los valores correspondientes a:
* la
energía abastecida por los contratos de reserva fría convocados;
* los
apartamientos de energía registrados entre su demanda propia abastecida y la
entregada por sus contratos de abastecimiento, y su valorización a través de su
comercialización en el Mercado Spot.
El
Distribuidor o Gran Usuario resultará acreedor o deudor con respecto al MEM,
según resulte positiva o negativa la integración de los montos correspondientes
a los apartamientos por intervalo Spot a lo largo del mes.
4.11.
CARGO POR POTENCIA DESPACHADA DE LOS CONTRATOS DE ABASTECIMIENTO
Al
finalizar el mes, el OED calculará el Cargo por Potencia Despachada
correspondiente a la demanda comprometida en cada Contrato de Abastecimiento y
lo asignará como un débito en la remuneración de la potencia del Generador que
es la parte vendedora y como un crédito en el Cargo por Potencia Despachada del
agente Consumidor que es la parte compradora.
4.12.
GENERADORES CON CONTRATOS DE RESERVA FRIA
Para un
Generador con contratos de venta de reserva fría, se entenderá como generación
propia la energía generada por sus máquinas descontada la entregada a sus
contratos de reserva fría cuando es convocada.
PPROPIA
h k = PGEN h k - åq åa PRES
h aq |
donde:
* PGEN h
k = energía generada por el Generador “k” en el intervalo Spot “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.
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
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 Mercado Spot
se verá reducida en la energía entregada por la reserva fría contratada;
* de
tratarse de un Generador, su generación propia para el MEM se verá incrementada
en la cantidad entregada por su reserva fría.
El OED
asignará a la parte compradora de un Contrato de Reserva Fría las
remuneraciones que resulten en el MEM a la potencia contratada. La remuneración
por dicha potencia de la parte vendedora será exclusivamente la que recibe del
contrato.
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;
* las
remuneraciones por reserva fría que resulten en el MEM a la potencia contratada
vendida, para ser asignadas al comprador;
* 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 comprometidas en Contratos de Reserva Fría.
Al
finalizar cada mes el OED totalizará e informará la energía generada dentro de
cada contrato de reserva fría, así como la remuneración por potencia que
resulta en el MEM a la potencia contratada.
4.13.
FACTURACION DE LOS CONTRATOS
4.13.1.
SERVICIOS PRESTADOS POR EL MEM
Los
cargos por los servicios que se prestan en el MEM se determinan con las
metodologías que establecen LOS PROCEDIMIENTOS y son independientes de la
existencia o no de contratos.
El pago
de los cargos por servicios es responsabilidad de cada agente. Sin embargo, un
agente podrá acordar en un Contrato de Abastecimiento que la parte compradora
pague parte o la totalidad de uno o más de dichos cargos. En este caso, al
realizar las transacciones económicas el OED asignará los cargos que
correspondan como un débito a la parte vendedora y un crédito a la parte
compradora. Sin embargo, de resultar el agente vendedor del contrato deudor del
MEM y no cancelar sus deudas en los plazos establecidos, el OED deberá dar por
finalizado el contrato y los cargos por servicios pasarán a asignarse
nuevamente como un débito al que era la parte compradora del contrato.
4.13.2.
ENERGIA Y POTENCIA
Antes
del quinto día de cada mes, el OED enviará a 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;
b) la
energía entregada de cada contrato de abastecimiento;
c) 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.
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.
4.13.3.
REMUNERACION DEL TRANSPORTE
Este
cargo es independiente de la realización de contratos ya que corresponde a los
requerimientos propios y uso efectivo del Sistema de Transporte. La garantía de
suministro de un contrato corresponde a la disponibilidad del generador
contratado, pero no así a la del Sistema de Transporte.
4.13.3.1.
CARGO VARIABLE ASOCIADO A LA ENERGIA
El
cargo variable asignado a cada contrato se calculará en base a la energía
efectivamente generada y la Demanda efectivamente abastecida dentro del
contrato, y con los precios de nodo para la energía en las barras
correspondientes y en el Mercado.
Al
finalizar cada mes, el OED deberá calcular para los Contratos de Abastecimiento
el cargo variable del servicio de Transporte que corresponde al Generador,
Cogenerador o Autogenerador, y al Distribuidor o Gran Usuario, integrando el
cargo por energía que corresponde a cada intervalo Spot del mes en función de
la energía generada por el Generador para dicho contrato y la energía del
Distribuidor o Gran Usuario abastecida por dicho contrato.
Dado un
contrato de Abastecimiento entre un Distribuidor o Gran Usuario “j” y un
Generador, Cogenerador o Autogenerador “k”, el OED deberá calcular para el
Generador o Autogenerador en cada intervalo Spot “h” del mes el cargo variable
correspondiente a la energía generada para el Contrato (PGCONT h kj),
multiplicado por la diferencia de precio entre el nodo de generación y el nodo
Mercado.
Cargo
variable por energía: PGCONT h
kj * (PM h - PN h k ) |
siendo:
*
PGCONT h kj: generación del Generador, Cogenerador o
Autogenerador “k” para su contrato con el Distribuidor o Gran Usuario “j”.
* PN h
k : precio de nodo de la energía en el intervalo Spot “h”, que será
el Precio de Mercado si está conectado sin restricciones al Mercado o el Precio
Local correspondiente a su nodo si se encuentra en un área desvinculada,
transferido a su nodo a través del Factor de Nodo.
A su
vez, para el Distribuidor o Gran Usuario “j” deberá calcular el cargo variable
del transporte correspondiente a la Demanda Cubierta por el Contrato (PDEMCONT
h kj), multiplicada por la diferencia de precio entre el nodo de demanda y el
nodo Mercado.
Cargo
variable por energía: PDEMCONT h
kj * (PN h j - PM h ) |
siendo:
*
PDEMCONT h kj: demanda abastecida del Distribuidor o Gran
Usuario “j” por su contrato con el Generador, Cogenerador o Autogenerador “k”.
El OED
facturará el cargo total resultante, suma del cargo correspondiente al
comprador y el cargo al vendedor, repartiéndolo del modo indicado en el
contrato. De no establecerse ninguna modalidad, 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 generada y convocada por su Contrato (PRES h
kg ), multiplicado por el precio Spot afectado por la diferencia
entre su factor nodal de energía correspondiente y el del nodo Mercado.
Cargo
variable por energía: PRES h
kg * (PM h PN h
) |
siendo:
* PRES
h kg: energía por el Generador “k” y convocada por su contrato de reserva fría
con el agente “g”.
Si los
Contratos de Reserva Fría fuesen entre un Generador y una Demanda, el cargo
variable por energía se determinará aplicando las ecuaciones desarrolladas para
los Contratos de Abastecimiento.
4.13.3.2.
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.
ANEXO V
ANEXO
1: BASE DE DATOS DEL SISTEMA
1.
INFORMACION BASICA DE GENERADORES
Cada
Generador debe 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.
El
conjunto de datos técnicos y característicos del parque generador conforma la
Base de Datos de Generación del Sistema e incluye como mínimo la siguiente
información.
a)
Potencia efectiva a plena carga y consumo de servicios auxiliares expresado
como porcentaje de la potencia efectiva a plena carga.
b)
Mínimo técnico normal. Curva de consumo de servicios auxiliares.
c)
Tiempo estimado de arranque desde parada fría hasta sincronismo y desde
sincronismo hasta plena carga. Para las máquinas turbovapor, tiempo mínimo
requerido en la operación entre su parada y rearranque.
d)
Características de regulación de frecuencia: contribución posible a la
regulación primaria y secundaria.
e)
Capacidad para regulación de tensión: curva de capacidad, márgenes de
subexcitación y sobreexcitación. En el caso de máquinas distintas de las
sincrónicas, informar en cambio el tipo de equipo eléctrico a utilizar y la
capacidad de las instalaciones para control de tensión y reactivo.
f)
Máquinas Térmicas y Nucleares: Consumo específico medio bruto. Coeficientes A,
B y C de la curva representativa del Consumo Específico bruto.
g)
Máquinas Térmicas: tipos de combustibles que puede consumir, posibilidades de
trabajar con mezcla, y capacidad de almacenamiento.
h)
Centrales Hidroeléctricas con Capacidad de Embalse: curva de volumen embalsado
en función del nivel, cota mínima y máxima operativa, y datos de evaporación.
i)
Centrales de Bombeo: El rendimiento económico de bombeo a utilizar en el
despacho diario para definir el bombeo y generación de la central en función de
la diferencia de los precios horarios de compra y de venta de la energía. Para
el embalse y contraembalse, curva de volumen embalsado en función del nivel,
cota mínima y máxima operativa. Datos de evaporación.
j)
Centrales Hidroeléctricas en General: Número de grupos, función para conversión
energética (m3 por kWh), caudal máximo y mínimo turbinable por grupo, serie
histórica de caudales semanales desde 1943.
k)
Centrales eólicas o mixtas:
· Número
de grupos y su potencia nominal.
· Disposición
en planta de las máquinas que componen la central eólica.
· Función
de conversión energética (velocidad de viento vs potencia), identificando la
velocidad de viento correspondiente a la potencia nominal y al máximo y mínimo
turbinables.
· Localización
de los puntos de medición de viento que sirvieron de base para el diseño de la
central, con identificación del equipamiento utilizado para medir y la
frecuencia de los registros. Los puntos de medición deberán estar a una altura
de DIEZ (10) m. Serie de registros de velocidad del viento medio horario, con
su dirección asociada, de UNO (1) o más años y aplicable a la central. Se
identificará la metodología para correlacionar los datos aplicables a la
central en caso que las mediciones registradas se hubieran realizado en otras
localizaciones. Para la identificación de la orientación del viento se
considerarán las OCHO (8) direcciones principales. Serie de Producción Media
Semanal de la central, para cada semana de un año, calculada con la serie de
registros de viento, identificando la metodología utilizada para su obtención y
el factor de disponibilidad del equipamiento.
· Máxima
desviación standard prevista de la potencia de la central, promedio de 10
minutos, evaluada para un día, operando con el VEINTICINCO (25), el CINCUENTA
(50) y el CIEN (100) % del equipamiento.
· Máximo
valor absoluto previsto de la velocidad de variación de la potencia
(diferencias promedio en el paso/duración del paso) de la central operando con
el VEINTICINCO (25), el CINCUENTA (50) y el CIEN (100) % del equipamiento, con
un paso de cálculo de DIEZ (10) minutos.
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 (2) semestres, y para los OCHO (8)
semestres siguientes, por punto de interconexión;
c)
Capacidad de sus instalaciones para el control de Tensión.
3.
INFORMACION BASICA DE TRANSPORTISTAS
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 reactivo.
ANEXO
VI
ANEXO
2: BASE DE DATOS ESTACIONAL
Para
cada período estacional las empresas deben suministrar la información necesaria
para el período a estudiar y una estimación aproximada de los mismos datos para
los próximos 3 años.
a)
Generadores y Transportistas: Tasa de indisponibilidad forzada prevista para
las máquinas y la red.
b)
Centrales Térmicas: Previsiones de disponibilidad de combustibles (stock
inicial y entregas previstas de carbón y/o combustibles líquidos, y cuota
prevista de gas). Precio de referencia de flete tal como se indica en el Anexo
13 de LOS PROCEDIMIENTOS
c)
Centrales Hidroeléctricas: Pronósticos de aportes o de energía, según
corresponda, o de tipo de año hidrológico de existir una previsión al respecto.
Restricciones aguas abajo que afectarán su despacho (cota de operación máxima
en embalses, limitaciones al caudal erogable, etc.). Para centrales con
embalse, cota prevista al inicio del siguiente Período Trimestral.
d)
Centrales Eólicas: Rango de potencias que pueden operar en el período. Pronósticos
de posible generación. Restricciones que puedan afectar su funcionamiento.
e)
Distribuidores y Grandes Usuarios: Pronósticos de demanda de energía y potencia
con su correspondiente hipótesis de crecimiento. Carga máxima prevista. Requerimiento
de reactivo. Carga típica prevista por barra en cada banda horaria. Curvas
típicas de carga para cada semana, a nivel de cada barra de la red de
transporte discriminada cada TREINTA (30) minutos, salvo que el intervalo Spot
sea menor que TREINTA (30) minutos en cuyo caso se discriminará por intervalo
Spot. Si el intervalo Spot es mayor que QUINCE (15) minutos, para el período de
punta y para el período de incremento de la demanda diurna (fin del valle y
comienzo de las horas restantes) la curva de carga se discriminará además cada
QUINCE (15) minutos.
f)
Transportistas: Restricciones en el intercambio permitido.
g)
Agentes con compromisos en el Control de Tensión y suministro de Reactivo:
(Generadores, Distribuidores, Grandes Usuarios y Transportistas) Previsión de
disponibilidad en el equipamiento requerido para cumplir su compromiso. Toda
otra información requerida de acuerdo a lo que establece el Anexo 4 de LOS
PROCEDIMIENTOS.
h)
Agentes o Comercializadores que prevean operaciones con países interconectados:
Requerimientos de importación y exportación por contratos firmes. Previsión de
ofertas de importación y requerimientos de exportación de oportunidad (energía
y/o potencia y precios) y firmeza (obligación de mantener la oferta o
requerimiento).
i)
Autogeneradores y Cogeneradores: Rango de potencia que pueden intercambiar. Saldo
neto de energía previsto con su precio de venta requerido.
j)
Agentes con Acuerdos de Generación Obligada: Restricciones previstas que
forzarán generación.
ANEXO
VII
ANEXO
5: CALCULO DEL PRECIO SPOT DE LA ENERGIA Y COSTO OPERATIVO.
1.
DEMANDA
Para un
intervalo Spot “h”, la demanda de un área de distribución de un Distribuidor
“j” (DEM) está compuesta por la parte cubierta con generación forzada
(DEMNODESP) y la parte abastecida con la generación que determine el despacho
económico denominada Demandas a Abastecer por Despacho (DEMDESP). De no existir
restricciones de generación forzada, la totalidad de la demanda del área
resulta cubierta por despacho.
DEM (h)
j = DEMNODESP (h) j + DEMDESP (h) j |
El OED
calculará la demanda total a abastecer en el Mercado (DEMMERC) para un
intervalo Spot “h” como la suma de las Demandas a Abastecer por Despacho
(DEMDESP) en las áreas de distribución vinculadas al Mercado, o sea sin
restricciones activas de transporte, más la demanda abastecida por exportación
(DEMEXP) en nodos fronteras vinculados al Mercado.
DEMMERC
(h) = åj1
DEMDESP (h) j1 + åxk1
DEMEXP (h) xk1 |
Siendo:
*j1=
cada una de las áreas vinculada al Mercado.
*xk1=
cada exportación desde un nodo frontera en áreas vinculada al Mercado.
Análogamente,
el OED calculará para cada área “A” desvinculada del Mercado, la demanda local
a abastecer por despacho (DEMLOC) como la suma de las Demandas a Abastecer por
Despacho (DEMDESP) en el área, más la demanda abastecida por exportación
(DEMEXP) en nodos fronteras ubicados en dicha área.
DEMLOC
(h) A åj2
DEMDESP (h) j2 + åxk2
DEMEXP (h) xk2 |
Siendo:
*j2=
cada área de distribución ubicada en el área desvinculada del Mercado “A”.
*xk2=
cada exportación desde un nodo frontera ubicado en el área desvinculada del
Mercado “A”.
2.
REQUERIMIENTOS DE RESERVA DE CORTO PLAZO PARA EL ABASTECIMIENTO DE LA DEMANDA.
En cada
instante, para satisfacer la Demanda a Abastecer por Despacho dentro de los
niveles de calidad pretendidos se necesita que:
· se
genere la potencia requerida para cubrir la demanda, teniendo en cuenta las
pérdidas de las redes de transporte y distribución;
· se
mantenga adicionalmente dentro del parque de generación del MEM en su conjunto
un nivel de reserva rotante de corto plazo para el servicio de reserva
regulante y el servicio de reserva operativa.
3. COMPOSICION
DE LA GENERACION.
Se
entiende por potencia neta operada de una máquina térmica o central
hidroeléctrica que está generando a la potencia neta máxima que podría generar
en ese intervalo Spot con las unidades que están generando teniendo en cuenta
la potencia efectiva neta de las unidades generando, las restricciones
operativas de la máquina o central, para las centrales hidroeléctricas el salto
en el embalse y las restricciones aguas abajo, y las restricciones de
transporte y/o distribución que limiten sus posibilidades de entregar potencia
donde lo requiere la demanda. Para una máquina forzada, se considerará como
potencia neta operada a su potencia neta generada más la potencia asignada como
reservas de corto plazo y que no resulte generada.
En la
operación real, en cada instante una máquina térmica o central hidroeléctrica
que resulta generando tiene la siguiente composición de su potencia neta
operada:
· Potencia
neta generada.
· Potencia
neta rotante asignada como reserva regulante, que puede ser CERO (0), que
resulta del despacho de reserva regulante de acuerdo a lo establecido en el
Anexo 23 de LOS PROCEDIMIENTOS teniendo en cuenta la disponibilidad para
regulación ofertada por el Generador.
· Potencia
neta rotante asignada como reserva operativa, que puede ser CERO (0), definida
de acuerdo a los requerimientos de reserva rotante establecidos para mantener
la operatividad del sistema eléctrico y su distribución dentro del parque del
MEM, de acuerdo a lo establecido en el Anexo 36 de los PROCEDIMIENTOS.
· Potencia
Rotante Remanente que es la potencia que resulta luego de restar de su potencia
neta operada la suma de la potencia neta generada, la potencia neta rotante
asignada como reserva regulante y la potencia neta rotante asignada como
reserva operativa.
4.
MODELADO DEL RIESGO DE FALLA.
La
falla se modela en escalones como máquinas térmicas adicionales, tantas como
escalones de falla se consideren, denominada cada una de ellas Máquina Falla. A
los efectos del despacho y la definición del precio de la energía, las máquinas
fallas se consideran como parte del parque térmico disponible en el MEM. Cada
máquina falla se define con una potencia máxima, que se representa como un
porcentaje de la demanda de potencia en cada instante, y un costo de producción
correspondiente al costo de falla que representa. La última máquina falla tiene
como costo el Costo de la Energía no Suministrada (CENS). De resultar una o más
máquinas fallas despachadas, se considerará como potencia operada la potencia
máxima que resulta para el escalón.
Inicialmente,
se considerarán CUATRO (4) escalones de falla modelados como las siguientes
máquinas falla:
Máquina
Falla |
Porcentaje
de demanda |
Costo (US$/MWh) |
1 |
Hasta
1,6% |
120 |
2 |
Más
de 1,6% y hasta 5,0% |
170 |
3 |
Más
de 5,0% y hasta 10,0% |
240 |
4 |
Más
de 10% |
1500 |
El OED
podrá requerir, con la correspondiente justificación, modificar el modelado de
una o más máquinas fallas. Para ello deberá elevar la solicitud a la Secretaría
de Energía con el estudio que lo justifica. La SECRETARIA DE ENERGIA informará
de la solicitud a los agentes quienes contarán con QUINCE (15) días hábiles
para enviar sus observaciones. La Secretaría de Energía, en base a información
propia, la justificación del OED y las observaciones de los agentes decidirá si
acepta o rechaza la modificación o habilita una modificación distinta. En
ningún caso el OED podrá emplear un modelado de la máquina falla que no haya
sido autorizado por la SECRETARIA DE ENERGIA.
5.
CALCULO DEL COSTO MARGINAL Y EL PRECIO DE MERCADO.
5.1.
COSTO MARGINAL TERMICO.
El
Costo Marginal (CM) de una máquina térmica en un intervalo Spot “h” está dado
por su costo variable de producción en dicho intervalo Spot, ya sea el Costo
Variable de Producción Estacional (CVPE) para la Programación Estacional o
Reprogramación Trimestral o el Costo Variable de Producción para el Despacho
(CVPD) en el despacho diario, de el o los combustibles utilizados. El Costo
Marginal en el Mercado (CMM) de una máquina térmica en un intervalo Spot “h”
está dado por su Costo Marginal transferido al Mercado a través de dividirlo
por el correspondiente factor de nodo.
El OED
calculará el Costo Marginal Térmico (CMTERM) como el Costo Marginal en el
Mercado si tuviese que abastecer con el parque térmico el siguiente MW de
demanda por despacho. Para un intervalo Spot “h” se calcula como el mínimo
entre los siguientes valores:
· El
menor Costo Marginal en el Mercado (CMM) entre las máquinas térmicas generando
vinculadas al Mercado, incluyendo las máquinas falla, que cuenten con Potencia
Rotante Remanente para el despacho o, de resultar el parque térmico generando
sin Potencia Rotante Remanente para el despacho, el Costo de la Energía No
Suministrada (CENS).
· El
menor Costo Marginal en el Mercado con que resultarían generando las máquinas
térmicas disponibles vinculadas al Mercado, incluyendo las máquinas falla, que
no están generando y que podrían entrar en servicio y entregar potencia durante
el transcurso del intervalo Spot “h” o, de no existir ninguna máquina en estas
condiciones, el Costo de la Energía No Suministrada (CENS).
CMTERM
(h) =mín(mín q1 (CMM (h) q1 ),mín
q2 (CMM (h) q2 )) |
siendo:
· q1 =
máquina térmica generando vinculada al Mercado o máquina falla despachada, con
Potencia Rotante Remanente en el intervalo Spot “h”.
· q2 =
máquina térmica vinculada al Mercado que no está generando y podría entrar en
servicio y entregar potencia en el intervalo Spot “h” de ser requerida, o
máquina falla no despachada en el intervalo Spot “h”. No resultan incluidas
dentro de este grupo las máquinas indisponibles, las máquinas disponibles
paradas que no podrían entregar su potencia por falta de capacidad de
transporte, y las máquinas disponibles paradas cuyo tiempo requerido para
arrancar y tomar carga sea superior a un intervalo Spot.
5.2.
COSTO MARGINAL HIDRAULICO.
El OED
calculará el Costo Marginal Hidráulico (CMHID) como el costo marginal que
representa abastecer con las centrales hidroeléctricas el siguiente MW de
demanda por despacho. Para un intervalo Spot “h” se calcula como el menor valor
del agua (VA) entre las centrales hidroeléctricas de capacidad estacional y
mensual generando con Potencia Rotante Remanente y cuya potencia generada
corresponda, aunque sea parcialmente, a requerimientos de despacho y no exclusivamente
a potencia forzada por restricciones hidráulicas y/o restricciones de
Transporte. De no existir ninguna central hidroeléctrica en estas condiciones,
el Costo Marginal Hidráulico se considerará CERO (0) si en el parque térmico
generando existe potencia térmica con Potencia Rotante Remanente, o el Costo de
la Energía No Suministrada (CENS) si en el parque térmico generando no existen
máquinas térmicas con Potencia Rotante Remanente.
CMHID
(h) = mín c1 ( VA (h) c1 ) |
siendo:
* c1 =
central hidroeléctrica generando por despacho, o sea que no resulta generando
exclusivamente forzada por restricciones, y con Potencia Rotante Remanente en
el intervalo Spot “h”.
5.3.
PRECIO PISO Y PRECIO TECHO.
El
Precio Piso (PMMIN) para un intervalo Spot “h” se calcula con el Precio de
Mercado del intervalo Spot anterior (PM (h-1) ), salvo que la
demanda esté disminuyendo (DEMMEM (h) < DEMMEM (h-1) )
y/o se incremente la oferta (de máquinas y/o combustibles disponibles) y/o se
modifique algún Costo Variable de Producción para el Despacho (CVPD) o valor
del agua, o en el intervalo anterior se haya registrado una condición de alivio
de carga o falta de reserva operativa, o se realice un redespacho, en cuyo caso
es CERO (0).
El
Precio Techo (PMMAX) para un intervalo Spot “h” se calcula con el Precio de
Mercado del intervalo Spot anterior (PM (h-1) ), salvo que la
demanda esté creciendo (DEMMEM (h) > DEMMEM (h-1) )
y/o la oferta (de máquinas o de combustibles) disminuya, y/o se modifique algún
CVPD o valor del agua, o se realice un redespacho en cuyo caso es el Costo de
la Energía no Suministrada (CENS).
5.4.
PRECIO SPOT DE LA ENERGIA.
En cada
intervalo Spot “h”, el OED calculará el precio Spot de la energía en el
Mercado, denominado Precio de Mercado (PM), con:
· el
último despacho programado vigente, resultado del modelo de despacho diario o
redespacho, sobre la base del costo del siguiente MW de demanda a abastecer en
el Mercado dentro de las restricciones existentes y los requerimientos de
calidad y reserva regulante y reserva operativa establecidos;
· y las
condiciones de alivio de carga y falta de reserva operativa que se registran en
la operación real.
Para
ello, el OED calculará en primer lugar el precio de la energía por despacho
(PD) de acuerdo a la siguiente metodología:
a) Si
en el parque térmico generando, incluidas las máquinas fallas despachadas,
existe Potencia Rotante Remanente, el precio de la energía por despacho (PD)
está dado por el máximo entre el Costo Marginal Térmico y el Costo Marginal
Hidráulico.
PD (h)
= máx (CMHID (h) , CMTERM (h) ) |
b) Si
el parque térmico generando incluidas las máquinas fallas despachadas, está
completo, o sea no existe Potencia Rotante Remanente, el precio de la energía
por despacho (PD) está dado por el mínimo entre el Costo Marginal Térmico y el
Costo Marginal Hidráulico.
PD (h)
= mín (CMHID (h) , CMTERM (h) ) |
El
Precio de Mercado Previsto (PMPREV) está dado por el precio de la energía por
despacho (PD) que resulta para el intervalo Spot “h”, salvo que dicho valor
quede fuera del rango definido por el precio piso y el precio techo en cuyo
caso el precio está dado por el valor límite que corresponda.
PMPREV
(h) = máx (PMMIN (h) , mín (PMMAX (h) , PD (h)
) ) |
Para un
intervalo Spot “h”, el precio Spot en un nodo resulta del Precio de Mercado
Previsto (PMPREV) y de las condiciones que se registren en la operación real:
· Si en
el intervalo Spot “h” hay en el nodo alivio de carga por falta de oferta, el
precio será el correspondiente al costo asignado al nivel de energía no
suministrada en la máquina falla transferido al nodo a través del Factor de
Nodo. En consecuencia, si una contingencia lleva a un corte en el área en que
se encuentra el nodo, se utilizará en vez del precio previsto por el despacho
vigente el costo de la falla en tanto no se reponga la oferta necesaria para
cubrir la demanda.
· Si en
el intervalo Spot “h” para el área en que se ubica el nodo falta reserva
operativa, el precio será el que resulte de asignar la reserva faltante a las
máquinas falla, transferido al nodo a través del Factor de Nodo.
· Si en
el intervalo Spot “h” para el área en que se ubica el nodo no hay alivio de
carga y la reserva operativa es mayor o igual que la establecida, el precio en
el nodo es el Precio de Mercado Previsto (PMPREV) transferido al nodo a través
del factor de Nodo.
En
consecuencia, ante una condición de alivio de carga o de falta de reserva
operativa en un área, el precio estará dado por el precio de referencia de la
correspondiente máquina falla en aquellos nodos del MEM en que se registre el
alivio de carga o la falta de reserva, según corresponda, mientras que en los
restantes nodos resultará del Precio de Mercado Previsto (PMPREV).
5.5.
SUBDIVISION DEL INTERVALO SPOT.
Cada
vez que a lo largo de un intervalo Spot “h” se presente alguna condición que
modifique el precio, o sea actúe el alivio de carga o falte reserva operativa,
para el cálculo del precio Spot, el Intervalo Spot se considerará subdividido
en:
· cuatro
intervalos de QUINCE (15) minutos, si el intervalo Spot es de una hora;
· dos
intervalos de QUINCE (15) minutos, si el intervalo Spot es de TREINTA (30)
minutos.
Dentro
de cada subdivisión de QUINCE (15) minutos, se considerarán tantos
subintervalos como situaciones de precios distintos se hayan presentado. El
precio de cada subdivisión de QUINCE (15) minutos se calcula como los precios
de los subintervalos ponderados por su duración.
El
precio Spot del intervalo Spot se calcula con el precio de cada subintervalo de
QUINCE (15) minutos ponderado por la demanda del subintervalo.
6.
COSTO OPERATIVO.
El
Costo Operativo de una máquina térmica en un intervalo Spot “h” se calcula con
su Costo Variable de Producción para el Despacho (CVPD).
El
Costo Operativo de una máquina hidráulica en un intervalo Spot “h” se calcula
con el correspondiente valor del agua para dicho intervalo.
Para la
valorización de la generación forzada, en el Acuerdo de Generación Obligada se
establecerá la metodología de cálculo del correspondiente costo variable
representativo. Para la generación forzada sin Acuerdos, se utilizará el
correspondiente Costo Operativo.
ANEXO
VIII
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). La demanda deberá ser suministrada por
intervalo Spot, salvo que el intervalo Spot sea UNA (1) hora en cuyo caso se
deberá suministrar discriminada cada TREINTA (30) minutos. Los agentes deberán
también suministrar la demanda discriminada cada QUINCE (15) minutos para el
período de pico y el período de crecimiento de demanda entre la banda horaria
de valle y banda de horas restantes. En caso que algún agente no suministre la
información de demanda con la discriminación indicada, el OED deberá completar
los datos faltantes teniendo en cuenta las características típicas que surgen
de los registros del SMEC.
b)
Generadores Hidráulicos: De contar con embalses de capacidad por lo menos
semanal, nivel previsto en los embalses al finalizar la semana actual,
pronósticos de aportes de los ríos para las centrales con embalses que declaran
valor del agua y oferta de energía prevista para las restantes, restricciones
que afecten su despacho (caudal mínimo y máximo erogable, posibilidades de
empuntamiento, etc.). Valor del agua.
c)
Generadores Eólicos: Rango de potencias que puede operar en el período. Pronósticos
de posible generación. Restricciones que puedan afectar su funcionamiento.
d)
Generadores Térmicos: Cuota de gas prevista con la Empresa abastecedora de gas,
disponibilidad de otros combustibles (stock inicial más entregas programadas). 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 tipos de
combustibles en las máquinas. Combustible o mezcla de combustibles prevista
consumir en sus máquinas. Costo variable de producción.
e)
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,
limitaciones a la potencia máxima generable) y cualquier restricción en su
capacidad de regulación (frecuencia y tensión). Ofertas de reservas de corto
plazo en máquinas paradas.
f)
Empresas Transportistas: Disponibilidad programada para su equipamiento de
transmisión, transformación y compensación, y restricciones de transmisión.
g)
Intercambios con Países Interconectados: requerimientos de exportación, ofertas
de energía y/o potencia y precio.
h)
Autogeneradores y Cogeneradores registrados: previsión de intercambio de
potencia, saldo neto de energía previsto, y precio de venta requerido.
i)
Empresas con compromisos en el Control de Tensión y suministro de Reactivo:
(Generadores, Distribuidores, Grandes Usuarios y Transportistas)
Indisponibilidad prevista del equipamiento involucrado. Previsión de activación
de los Acuerdos de suministro convenidos. Generación forzada sin acuerdos.
j)
Generadores y/o Transportistas: Cualquier restricción que afecte el despacho,
así como los motivos de dicha restricción.
k)
Cualquier modificación a los datos acordados para realizar la Programación
Estacional o Reprogramación Trimestral (demandas, mantenimiento programado,
disponibilidad, pronósticos de aportes en los ríos u oferta hidroeléctrica,
oferta de combustible, etc.).
ANEXO
IX
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. Si el intervalo Spot es mayor que QUINCE (15) minutos,
deberán también suministrar la demanda discriminada cada QUINCE (15) minutos
para el período de pico y el período de crecimiento de demanda entre la banda
horaria de valle y banda de horas restantes. En caso que algún agente no
suministre la información de demanda con la discriminación indicada, el OED
deberá completar los datos faltantes teniendo en cuenta las características
típicas que surgen de los registros del SMEC.
b)
Grandes Usuarios Mayores (GUMA): Ofertas de demanda flexible.
c)
Generadores Hidráulicos de pasada y Eólicos: pronósticos de generación y/o
potencia.
d)
Generadores Hidráulicos en general: restricciones por requerimientos aguas
abajo que afectan su despacho.
e)
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.
f)
Generadores en general: todo cambio a considerar respecto a la disponibilidad y
PPAD informada vigente y a la capacidad de regulación de frecuencia y de
tensión.
g)
Transportistas: cualquier modificación a las condiciones vigentes en el
equipamiento de transmisión, transformación y compensación.
h)
Generadores y/o Transportistas: cualquier restricción que afecte el despacho,
así como los motivos de dicha restricción.
i)
Empresas con compromisos en el Control de Tensión y suministro de Reactivo:
(Generadores, Distribuidores, Grandes Usuarios y Transportistas) Cualquier
modificación en su disponibilidad prevista en el equipamiento involucrado. Generación
forzada sin acuerdos.
j)
Intercambios con Países Interconectados: requerimientos de exportación, ofertas
de energía y/o potencia y precio. Ofertas de importación (energía y/o potencia
máxima).
k)
Autogeneradores y Cogeneradores registrados: previsión de intercambio de
potencia, saldo neto de energía previsto, y precio de venta requerido.
ANEXO X
ANEXO
13: VALORES DE REFERENCIA Y MAXIMOS RECONOCIDOS PARA COMBUSTIBLES, FLETES Y
COSTOS VARIABLES DE PRODUCCION. PRECIOS DE REFERENCIA DE COMBUSTIBLES.
Los
tipos de combustibles considerados en el MEM se establecen teniendo en cuenta
los combustibles que consume el parque térmico existente. Los tipos vigentes
son: gas, carbón, Fuel Oil, Gas Oil y nuclear.
Se
denomina Precio de Referencia de un combustible al precio para dicho
combustible que se obtiene de la metodología establecida en el presente anexo,
y que se utilizará como valor de referencia en el MEM para las declaraciones de
Costo Variable de Producción.
Los
precios de combustibles se consideran definidos en uno o más puntos físicos de
referencia.
* Fuel
Oil: en La Plata/San Lorenzo.
* Gas
Oil: en La Plata/Luján de Cuyo.
*
Carbón: en San Nicolás.
* Gas
Natural: en cada central térmica con posibilidades de consumir gas.
*
Nuclear: en cada central nuclear.
A los
efectos de este anexo, para el Fuel Oil y el Gas Oil los puntos de referencia
se denominan La Plata.
El
precio de referencia de cada combustible líquido se calcula con los precios en
el mercado internacional. El precio de referencia de un combustible líquido “u”
en una central “c” se calcula sumando al precio en el punto de referencia
(REFCOMB) el costo del transporte hasta la central dado por el precio de
referencia del flete (REFFLETE).
PREFCENc,u
= REFCOMBu + REFFLETE c,u |
El
precio de referencia en central para los restantes combustibles se calcula:
a) para
el gas, con la metodología indicada en el punto 5.3 del presente anexo;
b) para
el carbón y combustible nuclear, con el precio de referencia del combustible.
Antes
del día 5 de cada mes “m”, los Generadores deben informar al OED los volúmenes
consumidos en sus centrales para los distintos tipos de combustibles así como
los precios a los que fueron adquiridos y transportados, junto con
documentación que avale dichos precios, durante el transcurso del mes anterior
“m1”.
2.
COSTO VARIABLE DE PRODUCCION TERMICO.
Se
denomina Costo Variable de Producción (CVP) de una máquina o conjunto de
máquinas térmicas de una central, ya sean máquinas térmicas convencionales o
nucleares, al costo variable previsto por el Generador para la producción de
energía eléctrica a lo largo de un período. Cada Generador debe declarar el CVP
de sus máquinas o grupo de máquinas teniendo en cuenta que incluye el costo de
combustibles y costo financiero de almacenamiento, el costo asociado a los
consumos propios de las máquinas, el costo de los insumos variables distintos
de los combustibles, los costos variables asociados a los ciclos de arranque y
parada, los costos asociados a restricciones operativas propias de la máquina o
central y cualquier otro costo variable requerido. En consecuencia, en dicho
Costo Variable de Producción cada Generador deberá internalizar las
restricciones operativas propias y sus costos variables asociados.
Para
las ofertas y el despacho, el Generador podrá requerir agrupar un conjunto de
máquinas térmicas en la medida que sean del mismo tipo y se encuentren dentro
de una misma central conectadas a la misma barra. El Generador acordará con el
OED la nomenclatura a emplear para cada conjunto de máquinas de una central que
se acuerde ofertar como un grupo. El OED despachará e informará a los agentes
el programa de carga despachado para cada máquina o grupo de máquinas según
corresponda. Con el objeto que el OED pueda realizar la supervisión centralizada
de la operación del sistema, el Generador deberá determinar e informar al OED
las máquinas del grupo que cubrirán dicho despacho y los arranques y paradas
programados.
A los
efecto de LOS PROCEDIMIENTOS, toda referencia a una máquina se deberá entender
que corresponde también a un grupo de máquinas acordado ofertar como si fuera
una sola máquina, salvo que se explicite lo contrario.
Para
cada período de declaración, el Costo Variable de Producción se expresa por
máquina o grupo de máquinas acordado, instaladas en una central, en $/MWh para
cada tipo de combustible que puede consumir, considerándose como tipo de
combustible los establecidos para la definición de precios de referencia de
combustibles, por subperíodos.
CVP t
q,u = Costo variable de producción previsto en la máquina o
grupo de máquinas “q” en el subperíodo “t” durante el período de declaración
vigente, consumiendo el combustible tipo “u”. |
Para el
caso particular de ciclos combinados, el Generador podrá informar además el
Costo Variable de Producción para el ciclo completo, la máquina turbogás y el
ciclo incompleto de acuerdo a sus necesidades y condiciones de mantenimiento
previstos.
3.
VALORES MAXIMOS RECONOCIDOS.
Se
denomina Valor Máximo Reconocido a aquel que define el valor tope reconocido en
el MEM para el precio de combustible, el precio de flete y los costos variables
de producción.
Para
los combustibles y el flete, el Valor Máximo Reconocido está dado por el
correspondiente Precio de Referencia.
Para el
costo variable de producción, el valor máximo reconocido de una máquina o grupo
de máquinas térmicas para un combustible se obtiene de acuerdo a la siguiente
metodología.
· Se toma
el precio de referencia para dicho combustible en la central en que se ubica la
máquina o grupo de máquinas y se lo incrementa en un porcentaje denominado
Porcentaje para el Costo Variable de Producción (%CVP). Para el MEM el
Porcentaje para el Costo Variable de Producción se define en el QUINCE (15) %.
· Se
obtiene el costo estimado por MWh con el precio incrementado del combustible,
el consumo bruto correspondiente a la máquina al mínimo técnico y el poder
calorífico inferior del combustible. En el caso de un grupo de máquinas, se
utilizará el consumo bruto correspondiente a una máquina representativa
calculada como el promedio ponderado de las máquinas que incluye.
· De
tratarse de una máquina turbovapor o un ciclo combinado por incluir una
turbovapor, para determinar el valor máximo reconocido en las horas del período
de punta se adiciona además el costo variable asociado al arranque. El costo
variable asociado al arranque se calcula dividiendo el costo variable de
arranque, definido de acuerdo al procedimiento que se establece más adelante en
este Anexo, por la energía correspondiente a multiplicar el número de horas del
período de pico de días hábiles de la semana por la potencia máxima neta de la
máquina.
4.
PRECIOS DE REFERENCIA DE FLETES
4.1.
DEFINICION
Los
precios de referencia de fletes definen el costo de transporte de combustible
para una central, y depende de la ubicación geográfica de la central, el
combustible involucrado, el origen del mismo y el tipo de transporte a
utilizar. En la programación y el despacho se utiliza como precio de flete de
una central para un tipo de combustible el precio de referencia estacional
vigente.
Para
los combustibles líquidos, el precio de combustible puesto en central estará
dado por el precio en el punto de referencia más el costo del transporte hasta
la central dado por el precio de referencia de flete.
4.2
VALORES VIGENTES DE LOS PRECIOS DE REFERENCIA DE FLETE
Para
cada central se debe considerar el costo que constituye, según corresponda, el
transporte fluvial, ferroviario, por ducto o carretero desde el punto de
referencia definido. Los precios de referencia de fletes actualmente vigentes
son los indicados para el Fuel Oil en el Cuadro 1 y para el Gas Oil en el
Cuadro 2. En el Cuadro 1 se indica un precio menor de flete para aquellas
centrales que durante la época invernal pueden recibir producto directamente
del alijo del buque que trae Fuel Oil de importación.
4.3
DEFINICION ESTACIONAL DE LOS PRECIOS DE REFERENCIA DE FLETES
Los
precios de flete se definen junto con la Programación Estacional y no se
modifican durante el correspondiente semestre. En la programación semanal y
despacho diario el OED debe utilizar los mismos valores que en la Programación
Estacional.
Antes
del 10 de febrero y 10 de agosto de cada año, los Generadores deben suministrar
las modificaciones requeridas para el próximo Período Estacional a los precios
de referencia de flete vigentes, junto con la justificación del cambio. El OED
contará con DIEZ (10) días hábiles para analizar los pedidos, considerando su
coherencia respecto a otros fletes para centrales en ubicaciones y condiciones
similares, y el valor de referencia del transporte vigente. De no expedirse
dentro de este plazo, se considera aceptada la modificación requerida por el
Generador.
De
considerar el OED que el cambio es válido, informará su aceptación al Generador
y lo introducirá como nuevo precio de referencia dentro de las bases de datos. De
lo contrario, deberá informar al Generador que no considera justificada la
modificación solicitada, explicando el motivo, y deberá intentar llegar a un
acuerdo. De no surgir acuerdo entre las partes, el Generador podrá solicitar
pasar el pedido a la SECRETARIA DE ENERGIA. En este caso el OED deberá elevar a
la SECRETARIA DE ENERGIA el pedido del Generador con su justificación y el
motivo del rechazo.
Los
pedidos elevados a la SECRETARIA DE ENERGIA serán analizados en base a la
información suministrada, los valores de flete vigentes y los precios de
referencia para el transporte vigentes. Dentro de los CINCO (5) días hábiles,
la SECRETARIA DE ENERGIA definirá en última instancia el precio a utilizar e
informará al OED y al Generador. De no emitir una respuesta dentro de este
plazo, se considerará aceptado el nuevo precio de flete pedido por el
Generador.
El
conjunto de precios así establecido conformará los Precios de Fletes de
Referencia y serán incluidos en las bases de datos para ser utilizados en la
programación, despacho y definición de precios del siguiente Período
Estacional.
4.4.
MODIFICACION DE LOS PRECIOS DE REFERENCIA DE FLETE DURANTE SU SEMESTRE DE
VIGENCIA
Si a lo
largo de un Período Estacional se presenta una situación extraordinaria que
modifica el flete de un Generador en más del VEINTE (20) % respecto del valor
de referencia vigente, el Generador podrá solicitar su ajuste al OED con la
correspondiente justificación.
El OED
contará con un plazo de hasta DIEZ (10) días hábiles para analizar el pedido. El
valor solicitado será aceptado como nuevo Precio de Referencia de Flete si el
OED considera que la modificación requerida es válida, que el motivo que
produce el cambio tendrá permanencia, y que se justifica realizar el cambio
antes del próximo Período Estacional. En este caso, el OED debe informar al
Generador su aceptación. Si el OED no se expide sobre el pedido dentro del
plazo establecido, se considera automáticamente aceptada la modificación
requerida.
De
rechazar el pedido, el OED deberá informar al Generador junto con el motivo del
rechazo. En caso que el Generador no considere aceptable dicho motivo, el OED
deberá elevar el pedido junto con la justificación de su rechazo a la
SECRETARIA DE ENERGIA, que definirá dentro de los CINCO (5) días hábiles si se
mantiene el precio vigente o si se debe modificar. Al término de dicho plazo,
de no haberse expedido la SECRETARIA DE ENERGIA se considerará automáticamente
aceptado el nuevo precio solicitado.
El OED
deberá incorporar las modificaciones realizadas a los precios de referencia de
flete, que pasará a utilizar a partir de esa fecha en la programación, despacho
y definición de precios. En ningún caso se aplicará un cambio con fecha
retroactiva.
5.
PRECIOS DE REFERENCIA DE COMBUSTIBLES
5.1.
PRECIOS ESTACIONALES Y MENSUALES
Se
definen precios de referencia de combustibles estacionales y mensuales.
Antes
del 1 de febrero y 1 de agosto, el OED debe calcular e informar a los
Generadores del MEM los precios de referencia estacionales de combustibles en
los puntos de referencia y en centrales correspondientes al próximo Período
Estacional.
Antes
del 25 de mayo y 25 de noviembre el OED debe calcular los precios de referencia
de combustible que resultan para el siguiente Período Trimestral.
El día
25 de cada mes el OED debe informar a los Generadores los precios de referencia
mensuales de combustibles en los puntos de referencia y en centrales para el
mes siguiente. A los efectos de no modificar el precio de referencia utilizado
durante una semana, se considerará que el mes comienza en la primera semana en
que por lo menos CUATRO (4) días pertenecen a ese mes y termina en la primera
semana en que por lo menos CUATRO (4) días no pertenecen a ese mes. En
consecuencia, el mes para la definición de precios de referencia mensuales de
combustibles no coincidirá necesariamente con el mes calendario.
5.2.
COMBUSTIBLES LIQUIDOS
Los
precios de referencia de los combustibles líquidos se calculan a partir del
precio del combustible en el Mercado Internacional, precios registrados y
precios futuro, al cual se le adiciona:
a) para
combustible importado, el costo de importación del producto hasta La Plata;
b) para
el combustible de origen nacional, un sobreprecio al valor FOB que representa
gastos de comercialización.
En
situaciones extraordinarias en que se presenten condiciones en los mercados de
combustibles que se aparten significativamente de las condiciones normales, el
cálculo de los precios de referencia de combustibles líquidos podrá ser
modificado por la SECRETARIA DE ENERGIA. La SECRETARIA DE ENERGIA notificará al
OED de dicha modificación con anticipación a la fecha en que se debe informar a
los Generadores los precios de referencia y el motivo extraordinario que lo
justifica.
5.2.1.
PRECIOS LA PLATA.
Los
precios de referencia para cada combustible líquido se calculan teniendo en
cuenta los precios pasados registrados en el Mercado Internacional, la
tendencia del Mercado Internacional futuro, y el transporte hasta el punto de
referencia denominado La Plata.
Se
utilizan los precios correspondientes a características específicas de
combustibles y en un puerto de comercialización internacional, definido como
Nueva York.
Los
combustibles seleccionados son los más representativos en cuanto a la
referencia de precios de los utilizados por las centrales térmicas en el MEM. Sólo
son válidos a los efectos de la fijación de precios de referencia y
corresponden a contenidos máximos de azufre, no implicando definición alguna
sobre el combustible que deben consumir las centrales a fin de cumplir con los
requerimientos operativos y ambientales.
a) Fuel
Oil:
Puerto:
Nueva York Publicación:
PLATT’S US MARKETSCAN Combustible:
KPAR * COMB1 + ( 1 - KPAR ) * COMB2 |
siendo:
* COMB1
= Fuel Oil 1.0 PCT S MAX.
* COMB2
= Fuel Oil 2.2 PCT S MAX.
* KPAR:
Coeficiente de participación del combustible COMB1, que se define igual a CERO
COMA CINCO (0,5).
En caso
que el comportamiento de los precios o tipos de Fuel Oil consumidos en el
parque se altere significativamente, el OED podrá requerir a la SECRETARIA DE
ENERGIA la modificación del coeficiente de participación de combustible del
Fuel Oil KPAR, con la correspondiente justificación. La SECRETARIA DE ENERGIA
analizará dicha presentación y, de considerarlo necesario, podrá modificar
dicho coeficiente indicando el período de validez de dicha modificación. El OED
deberá notificar del cambio a los Generadores junto con la correspondiente
justificación.
b) Gas
Oil
Puerto:
Nueva York Especificación:
Nº 2 Publicación:
PLATT’S US MARKETSCAN |
c)
Crudo:
Puerto:
Nueva York Especificación:
WTI Publicación:
PLATT’S US MARKETSCAN |
Para un
combustible “u” en un mes “m”, se considera como Precio Medio Mensual en New
York (PMESNY m u ) al promedio de los valores diarios entre el día 21 del mes
anterior, o sea el “m”-1, y el día 20 del mes “m”, ambos inclusive. Los valores
diarios se calculan promediando los valores mínimo y máximos registrados ese
día.
Para el
cálculo del precio del combustible importado, a estos precios se debe adicionar
el costo de internación, que se calcula de acuerdo a valores de referencia que
se definen para el flete, seguro, tasa de estadísticas, alije y otro gastos.
a) El
Flete New York - La Plata (FL) es el correspondiente a buques de CUARENTA Y
CINCO MIL (45.000) a OCHENTA MIL (80.000) toneladas de porte bruto, ajustado
con el AFRA LR1 que se publica mensualmente.
b) El
costo del seguro (CSEG) se considera como un porcentaje del valor CYF (costo
FOB del producto más flete) que se toma como CERO COMA CINCO (0,5) %.
c) La
tasa de estadística (TE) se toma como una alícuota del TRES (3) % del valor
CYF.
d) Dado
que las embarcaciones consideradas no pueden ingresar a puertos de centrales,
se las considera alijadas en zonas destinadas a tal fin, como ser el punto alfa
o zona Charly. Se considera como valor representativo del alije (ALIJE) a SIETE
COMA VEINTIDOS (7,22) u$s/m3.
e) Se
considera 1% del valor CYF como gastos administrativos y bancarios (G1), y CERO
COMA CERO CUARENTA Y UN (0,041) u$s/m3 como gastos por inspección (G2).
f) Para
el Fuel Oil se considera además un costo por aditivación (AD) de acuerdo a la
participación supuesta del combustible COMB1.
Para el
mes “m”, el precio en el Puerto de La Plata para el combustible “u” de
importación resulta:
PLAPIMP
m u = ( PMESNY m u + FL ) *
(1+PORC) + GI + AD |
siendo:
* PORC
= CSEG + TE + G1 = CUATRO COMA CINCO (4,5) %
* GI =
ALIJE + G2 = SIETE COMA DOSCIENTOS SESENTA Y UNO (7,261) u$s/m3
* AD =
CERO (0) u$s/t para el Gas Oil, y para el Fuel Oil si KPAR es mayor o igual que
CERO COMA CINCO (0,5)
* AD =
TRES (3) u$s/t para el Fuel Oil si KPAR es menor que CERO COMA CINCO (0,5)
El
precio de La Plata para combustible local se calcula con el precio FOB Nueva
York más un adicional (PR) por gastos de comercialización que se define en SEIS
(6) u$s/t para el Fuel Oil y CUATRO (4) u$s/m3 para el Gas Oil. Para el mes “m”
y el combustible “u” resulta:
PLAPLOC
m u = PMESNY m u + PR u |
Para el
Fuel Oil en el período octubre a abril el Precio La Plata está dado por el
precio para combustible local, mientras que para el período mayo a septiembre
está dado por el Precio en La Plata para combustible importado.
Para el
Gas Oil el Precio La Plata está dado por el precio para combustible importado
en todos los meses del año.
5.2.2.
PRECIOS NEW YORK A FUTURO
Para el
Gas Oil se toman los valores correspondientes al combustible indicado en las
cotizaciones registradas a futuro en el mercado internacional señalado.
Para el
Fuel Oil (FO), al no existir un mercado a futuro consolidado de este producto,
su precio futuro se calcula relacionado con el comportamiento del Mercado
Futuro del crudo (CR) y del Gas Oil (GO). Se considera para determinar esta
relación una participación (KCR) del VEINTE (20) % del Mercado Futuro del
crudo, y el resto del Mercado Futuro de Gas Oil. Para un mes futuro “m”
resulta:
PFUTNY
m FO = PMESNY m1 FO [(PFUTNY m CR
/PMESNY m1 CR )*KCR + (PFUTNY m GO
/PMESNY m1 GO )*(1-KCR)] |
siendo
“m1” el último mes transcurrido a la fecha de realizar el cálculo.
5.2.3.
PRECIOS DE REFERENCIA ESTACIONAL
El
precio de referencia estacional es el promedio del PRECIO LA PLATA de los meses
futuros, donde los meses a considerar para los precios New York son los meses
comprendidos entre el mes anterior al primer mes del período y el mes anterior
al último mes del período, ambos inclusive.
5.2.4.
PRECIO DE REFERENCIA MENSUAL
El
precio de referencia mensual para un mes “m” es el precio La Plata (PLAP) para
dicho mes, promediando los precios Nueva York calculados entre el día 21 del
mes m-2 y el día 20 del mes m-1, ambos inclusive, para todos aquellos días en
que hubo operaciones.
5.3.
PRECIOS DE REFERENCIA DEL GAS
El
Precio de Referencia Estacional del Gas en centrales está dado por las
correspondientes tarifas vigentes para el período semestral para las
licenciatarias del Transporte y Distribución de gas que informa el ENARGAS para
suministro interrumpible (I) en los cuadros denominados “Grandes Usuarios -
Cargos por m3 consumido, régimen ID o IT”. Para cada central el Precio de
Referencia estará dado por el tipo de vinculación a la red de gas, ya sea
directamente al Transportista (T) o a la Distribuidora (D). El Precio de
Referencia de Gas en el punto de referencia está dado por la tarifa
correspondiente para Capital. Si un Generador presenta un contrato de gas
ininterrumpible, se le aplicará la tarifa correspondiente a suministro
ininterrumpible.
Las
tarifas de gas tienen una vigencia semestral, a partir de mayo y de noviembre,
por lo que se define el precio de referencia de gas mensual igual al precio de
referencia estacional del Período Estacional al que pertenece el mes.
5.4.
PRECIOS DE REFERENCIA DEL CARBON
Se
define el precio de referencia del carbón con el precio de referencia del
combustible considerado que sustituye, a igualdad calórica. En los meses de
mayo a octubre, se considera como combustible sustituto el Fuel Oil. Para los
meses de noviembre a abril, se considera el gas.
5.5
PRECIOS DE REFERENCIA DEL COMBUSTIBLE NUCLEAR
En
tanto se realice la privatización de las centrales nucleares, el precio de
referencia estacional del combustible nuclear en centrales será el declarado
estacionalmente por cada central nuclear con aprobación de la SECRETARIA DE
ENERGIA. De no realizar declaración, se considera que sigue vigente el precio
de referencia del Período Estacional anterior.
El
precio de referencia mensual se considera igual al precio de referencia
estacional del Período Estacional al que pertenece el mes.
6.
COSTOS VARIABLES DE PRODUCCION.
6.1.
DECLARACION DEL COSTO VARIABLE DE PRODUCCION.
6.1.1.
PERIODICIDAD.
El
período de declaración será semanal. Los Generadores informarán semanalmente
sus Costos Variables de Producción térmicos previstos junto con los datos
requeridos para la Programación Semanal. Los subperíodos en que se podrá
discriminar el CVP serán cada día de la semana y, dentro de cada día o conjunto
de días, por bloques horarios de pico, valle y resto.
6.1.2.
CARACTERISTICAS.
El
Generador debe declarar el Costo Variable de Producción de cada máquina o grupo
de máquinas térmicas que le pertenece como un conjunto de valores por cada tipo
de combustible que puede consumir. Dentro del período de declaración, el
Generador puede discriminar un Costo Variable de Producción por subperíodo, de
acuerdo a los subperíodos identificados en este Anexo, de forma tal que los
subperíodos cubran la totalidad del período, cada uno con sus propios costos
declarados.
La
declaración de costo variable de producción de una máquina o grupo de máquinas
térmicas, ya sea convencional o nuclear, debe incluir la siguientes
información:
* La
identificación del Generador.
* La
identificación de la máquina o agrupamiento de máquinas, de acuerdo a la
nomenclatura acordada, y el o los tipos de combustible disponibles a consumir
en el período.
* La
definición de los subperíodos en que divide el período de declaración.
* Para
cada subperíodo definido, el costo variable de producción para cada combustible
que puede consumir.
Para
cada máquina o grupo de máquinas y cada tipo de combustibles que puede
consumir, el CVP de cada subperíodo definido por el Generador se informará con
las siguientes características:
· Se
representa con una serie de DOS (2) o más bloques, cada uno con su Costo
Variable de Producción. Se permitirá inicialmente un máximo de CINCO (5)
bloques. Dicho máximo será ajustado posteriormente en función a las
restricciones que presenten los programas de computación para la programación y
el despacho, pero no podrá ser menor que CINCO (5).
· El
primer bloque debe corresponder a potencia CERO (0), e indicar:
a) De
estar parada la máquina o todas las máquinas incluidas en el grupo, el precio
mínimo requerido para arrancar la máquina (o la primera máquina de tratarse de
un grupo de máquinas).
b) De
estar la máquina (o por lo menos una máquina de tratarse de un grupo)
generando, el precio a partir del cual no está dispuesto a continuar generando
y el OED debe considerar potencia CERO (0) y parar la máquina (o la última
máquina de tratarse de un conjunto de máquinas).
· Los
siguientes bloques deben ser monótonamente crecientes en potencia y precio, y
abarcar hasta la potencia máxima de la máquina o grupo de máquinas.
· El
último bloque representa el precio a partir del cual la máquina o grupo de
máquinas, según corresponda, se ofertan a generación máxima.
6.2.
TIEMPO Y COSTO DE ARRANQUE DE MAQUINAS TURBOVAPOR.
Cada
máquina turbovapor, incluyendo las que forman parte de ciclos combinados, deberá
internalizar el costo de su ciclo de arranque y parada en su declaración de
costo variable de producción.
Para
cada máquina turbovapor, el Generador deberá informar para la Base de datos del
Sistema, de acuerdo a lo que establece el Anexo 1 de LOS PROCEDIMIENTOS, el
tiempo de arranque, debidamente justificado en datos del fabricante y/o ensayos
y/o tiempos característicos del tipo de máquina involucrada, incluyendo la
documentación que avala dichos tiempos. El Generador sólo podrá requerir
modificar el tiempo de arranque de presentar el motivo técnico que justifica
dicho cambio y la documentación que lo avala.
El OED
revisará la documentación suministrada y, de considerar que los tiempos no se
ajustan al equipamiento, podrá requerir información adicional y/o el motivo que
los justifica. El OED buscará acordar con el Generador los tiempos de arranque.
De no llegar a un acuerdo, deberá incorporar como tiempo de arranque el dato
informado por el Generador a la correspondiente Base de Datos pero dejar indicado
que es u dato observado por el OED. En el informe de Programación Estacional y
Reprogramación Trimestral, el OED deberá incluir un listado con el tiempo de
arranque vigente para cada máquina turbovapor.
Junto
con la declaración de costo variable de producción, cada Generador con máquinas
turbovapor, incluyendo ciclos combinados, deberá informar adicionalmente:
· El
Costo de Arranque de la máquina turbovapor, como el costo variable por insumos
combustibles y no combustibles para el tiempo de arranque.
Junto con cada Programación y
Reprogramación Semanal, el OED deberá determinar las necesidades de arranques y
paradas previstas en máquinas turbovapor y la anticipación con que deberá
requerir el arranque, dado por el tiempo de arranque establecido. Cada día,
junto con el predespacho y cada redespacho, el OED deberá revisar los cambios
en las condiciones previstas para el resto del día y de la semana y evitar,
siempre que sea posible, arranques innecesarios de máquinas turbovapor.
En caso de resultar de una
programación o despacho informado a los agentes una máquina turbovapor que está
parada prevista generando, el OED requerirá su arranque con la anticipación que
resulta de los tiempos de arranque acordados. Si posteriormente de iniciar el
Generador el proceso de arranque, cambian las condiciones previstas y en una
nueva reprogramación o redespacho informado a los agentes la máquina turbovapor
no resulta generando, el OED deberá interrumpir el arranque e informar a los
agentes de la situación (el arranque y parada requerido) junto con el motivo
que lo justifica. A cada máquina turbovapor cuyo arranque haya sido solicitado
por el OED y que luego el mismo interrumpa dicho arranque antes de que comience
a generar o que requiera su parada antes que haya generado durante por lo menos
un período de pico, se pagará en compensación como Costo de Arranque y Parada
el costo de arranque correspondiente. El monto requerido por Costos de Arranque
y Parada será asignado a Cargos por Servicios Asociados a la Potencia.
Junto con los resultados de
cada Programación Semanal el OED informará los Costos de Arranque y Parada
asignados a Cargos por Servicios Asociados a la Potencia, y el motivo que
justificó cada uno de ellos.
6.3. COSTO VARIABLE DE
PRODUCCION PARA EL DESPACHO.
El OED debe definir en cada
máquina o grupo de máquinas térmicas el Costo Variable de Producción para el
Despacho (CVPD) para cada tipo de combustible que puede consumir y en cada
subperíodo definido, con la siguiente metodología.
* Si el Generador declaró para
el correspondiente subperíodo el Costo Variable de Producción (CVP) de la
máquina o grupo de máquinas para dicho combustible, el Costo Variable de
Producción para el Despacho (CVPD) es el conjunto de valores declarados en los
bloques informados, salvo para aquellos bloques en que el CVP supere el
correspondiente valor máximo reconocido, en cuyo caso el valor para el bloque
será dicho valor tope.
* Si el Generador no declaró
para el correspondiente subperíodo el Costo Variable de Producción de la máquina
o grupo de máquinas para dicho combustible, el Costo Variable de Producción
para el Despacho (CVPD) es el correspondiente valor máximo reconocido para
dicho CVP.
El OED debe incorporar los
Costos Variable de Producción para el Despacho (CVPD) de las máquinas térmicas
a las Bases de Datos de forma tal que estos valores sean utilizados para la
programación semanal y diaria, y sanción de los precios horarios de la energía.
6.4. COSTO VARIABLE DE
PRODUCCION PARA LA PROGRAMACION ESTACIONAL.
Para la Programación Estacional
el OED deberá utilizar como Costos Variables de Producción de cada semana los
Costos Variables de Producción para el Despacho (CVPD) registrados para esa
misma semana DOCE (12) meses antes, más un ajuste que resulte de las hipótesis
de variación de precios de combustibles relacionadas con los Precios de
Referencia de combustible y el comportamiento esperado de dichos combustibles
en el mercado utilizado como referencia, de acuerdo a lo que establece el
capítulo 2 de los PROCEDIMIENTOS. Para tener en cuenta los posibles aleatorios,
podrá definir más de un escenario de comportamiento del precio de combustibles
y obtener de cada uno el ajuste correspondiente a aplicar y los distintos
escenarios de CVPD a considerar.
CUADRO
1 |
|||
PRECIOS
DE FLETE DE REFERENCIA PARA EL FUEL OIL ($/t) |
|||
CENTRAL |
|
FLETE ($/t) |
|
|
ANUAL |
|
MAYO/SEP |
ALTO
VALLE |
27,35 |
|
|
BAHIA
BLANCA |
18,31
|
|
7,00 |
BARRANQUERAS
|
18,98 |
|
|
CALCHINES
|
7,65 |
|
|
COSTANERA
|
7,20 |
|
5,50 |
DEAN
FUNES |
21,22 |
|
|
GÜEMES
|
59,98 |
|
|
PEDRO
DE MENDOZA |
6,22 |
|
|
INDEPENDENCIA
|
44,37 |
|
|
LUJAN
DE CUYO |
41,69 |
|
|
MAR
DEL PLATA |
15,34 |
|
|
NECOCHEA
|
18,31 |
|
|
NUEVO
PUERTO |
7,20 |
|
5,50 |
PILAR
|
21,22 |
|
|
PUERTO
NUEVO |
7,20 |
|
5,50 |
SAN
NICOLAS |
9,42 |
|
6,50 |
SORRENTO
|
10,48
|
|
7,00 |
CUADRO
2: |
|||
PRECIOS
DE FLETE DE REFERENCIA PARA EL GAS OIL ($/m3) |
|||
CENTRAL |
FLETE ($/m3) |
CENTRAL |
FLETE ($/m3) |
|
ANUAL |
|
ANUAL |
BAHIA
BLANCA |
14,50
|
LA
RIOJA |
26,72 |
BARRANQUERS
|
23,50
|
LAVALLE
|
25,17 |
BRAGADO
|
13,86
|
LUJAN
DE CUYO |
2,65 |
CATAMARCA
|
44,62
|
MAR
DE AJO |
9,88 |
CTLES.
DIE. FORMOSA |
40,11
|
MAR
DEL PLATA |
14,50 |
C. DIE.
CHILECITO |
26,35
|
PALPALA
|
63,24 |
C. DIE.
GORDILLO |
26,35
|
PARANA
|
15,09 |
C.
DIE EPEC |
25,13
|
PEDRO
DE MENDOZA |
5,66 |
C. DIE.
ESEBA |
6,06 |
PEHUAJO
|
18,13 |
CLORINDA
|
37,14
|
RIO
CUARTO |
24,93 |
CORRIENTES
|
23,50
|
SALTA
|
61,77 |
CRUZ
DE PIEDRA |
3,30 |
SAN
FRANCISCO |
19,47 |
DEAN
FUNES |
30,18
|
SAN
NICOLAS |
13,35 |
DIQUE
|
2,65 |
SAN
PEDRO |
63,24 |
DOCK
SUD |
2,65 |
SANTA
CATALIN |
24,73 |
FORMOSA
|
32,11
|
SANTA
FE OESTE |
14,10 |
FRIAS
|
44,62
|
SARMIENTO
(S.J) |
10,06 |
GOYA |
29,20
|
SARMIENTO
(TUC) |
49,63 |
INDEPENDENCIA
|
49,63
|
SUROESTE
|
28,12 |
JUNIN
|
14,75
|
VILLA
GESELL |
12,20 |
LA
BANDA |
43,12
|
VILLA
MARIA |
18,80 |
ANEXO XI
ANEXO 14: LA GENERACION
OBLIGADA Y LA GENERACION FORZADA.
1. OBJETO.
Existen restricciones
operativas y/o estructurales en un sistema eléctrico que obligan la operación
de máquinas generadoras, con independencia de la competitividad de su costo
variable de producción, estableciendo una relación bilateral entre la demanda afectada
por la restricción y la o las máquinas que pueden abastecerla en las
condiciones existentes. El abastecimiento de esta demanda a través de
generación obligada queda fuera de la competencia global del MEM, limitándose a
una competencia reducida al número de Generadores que existen dentro del área o
región afectada por la restricción (en general pocos o uno solo).
El Mercado de competencia
requiere que se defina con claridad con qué maquinas y en qué condiciones se
compite. En particular, para el MEM se busca dar predictibilidad y
justificación económica a la generación obligada. La demanda cuyo
abastecimiento está libre a la competencia del Mercado será la cubierta a
través de un despacho económico, de acuerdo a los criterios, modelos y
metodologías definidas en LOS PROCEDIMIENTOS. La demanda cuyo abastecimiento
está obligatoriamente cubierta con una o más máquinas determinadas, por las
restricciones de calidad existentes en el sistema, queda fuera de la
competencia por el despacho y se administrará mediante una regulación
específica, que se establece en este Anexo, teniendo en cuenta las condiciones
de falta de competencia que la caracteriza y la necesidad de evaluar el costo
asociado a la restricción que la produce. Adicionalmente, teniendo en cuenta
que está relacionado con servicios regulados de redes (Distribución y
Transporte), los Acuerdos de Generación Obligada requerirán la aprobación del
correspondiente Ente Regulador
En el despacho y la operación
en tiempo real, de acuerdo a las condiciones de oferta y demanda, la generación
obligada podrá o no resultar competitiva en el despacho. Cada vez que resulte
asignada como generación forzada, o sea generando a pesar que se podría
abastecer con energía más barata (el Costo Variable de Producción para el
Despacho asociado a la generación obligada es mayor que el precio de la energía
en el nodo), la generación obligada impactará en el costo del abastecimiento de
la demanda como un sobrecosto.
La administración de la
generación obligada tiene como objeto identificar y poner en conocimiento:
· Cada
restricción que obliga generación, clarificando la demanda que por ello queda
fuera de la competencia global del MEM;
· Las
causas de calidad por las cuales es requerida la generación obligada y quien o
quienes son los responsables de hacer frente a los costos asociados;
· El
sobrecosto (previsto y real) asociado a resolver la restricción de calidad
mediante generación obligada.
Adicionalmente,
ante condiciones especiales, tales como imprevistos, restricciones de calidad
de corto plazo podrán requerir generación forzada a pesar de no existir un
Acuerdo de Generación Obligada. Dicho requerimiento y generación forzada será
tratada de acuerdo a los criterios y procedimientos que se establecen en el
presente Anexo.
En la
programación y el despacho, el OED deberá modelar los Acuerdos de Generación
Obligada vigentes para tener en cuenta su efecto sobre el Mercado y sus
precios.
2.
TIPOS DE RESTRICCIONES
Se
pueden identificar distintos tipos de restricciones que obligan generación,
independientemente
del despacho económico:
· Por
restricciones en la capacidad de transporte.
· Por
requerimientos de calidad de un área de distribución.
· Por
requerimientos de calidad en la operación de los sistemas de Transporte
(superar restricciones estructurales, control de tensión o requerimientos de
reactivo).
2.1.
RESTRICCIONES DE CAPACIDAD DE TRANSPORTE.
Las
restricciones en la capacidad de transporte en el Sistema de Alta Tensión no
producen condición de generación obligada ya que se administran como una
desvinculación comercial de áreas, creando mercados locales con su propio
precio local de la energía, de acuerdo a lo establecido en LOS PROCEDIMIENTOS y
en su Anexo 26: CALCULO DEL PRECIO LOCAL.
2.2.
RESTRICCIONES DE CALIDAD.
2.2.1.
CARACTERISTICAS GENERALES.
La
generación obligada en el MEM es la debida a requerimientos de calidad (por
ejemplo, control de tensión).
Con el
objeto de identificar con claridad cada restricción de calidad que crea una
condición de generación obligada y su efecto en el mercado, así como para
establecer la relación comercial bilateral asociada a la relación física
generación – demanda que crea la restricción y que está fuera del mercado de
competencia, se establecerán Acuerdos de Generación Obligada. En el caso de un
Distribuidor, dichos acuerdos deberán ser realizados entre las partes con la
supervisión y aprobación del correspondiente Ente Regulador.
2.2.2.
GENERACION OBLIGADA PARA UN AREA DE DISTRIBUCION:
Salvo
en las excepciones que se identifican en este Anexo, el OED sólo podrá asignar
generación forzada por un requerimiento de calidad de un Distribuidor si existe
el correspondiente Acuerdo de Generación Obligada referido a dicha restricción
de calidad y el Acuerdo está aprobado por el correspondiente Ente Regulador
como la solución que autoriza al problema existente. En este caso, el OED
asignará en el despacho y la operación la generación forzada que resulte del
requerimiento establecido en el correspondiente Acuerdo de Generación Obligada.
Para
ello, el Distribuidor deberá previamente informar al OED el Acuerdo de
Generación Obligada, acompañando la autorización del correspondiente Ente
Regulador que será considerada certificación de que la generación obligada es
considerada la solución más conveniente técnica y económicamente para el plazo
de vigencia del Acuerdo.
2.2.3.
GENERACION OBLIGADA PARA EL SISTEMA DE TRANSPORTE:
Salvo
en las excepciones que se identifican en este Anexo, el OED sólo podrá asignar
generación forzada por un requerimiento de calidad de un sistema de Transporte
si existe el correspondiente Acuerdo de Generación Obligada referido a dicha
restricción de calidad y el Acuerdo cuenta con la aprobación, condicional o
definitiva, indicada en este Anexo. En este caso, el OED determinará en el
despacho y la operación la generación forzada que resulte del requerimiento
establecido en el correspondiente Acuerdo de Generación Obligada.
Para
ello, el o los agentes afectados por la restricción de calidad deberán
previamente presentar al OED una solicitud de Acuerdo de Generación Obligada,
según lo establecido en este Anexo.
3.
ACUERDOS DE GENERACION OBLIGADA.
3.1.
CARACTERISTICAS
El
Acuerdo de Generación Obligada establece una relación bilateral física entre
partes para las condiciones identificadas en el Acuerdo.
El
Acuerdo deberá establecer:
a) La
identificación de el o los agentes que requieren la generación obligada.
b) La
identificación del Generador y la o las máquinas que asumen el compromiso de
convertirse en generación obligada, dentro de las condiciones que define el
Acuerdo.
c) La
vigencia del Acuerdo, que deberá ser uno o más Períodos Trimestrales.
d) La
descripción del requerimiento técnico asociado a la calidad que justifica la
generación obligada.
e) Cada
condición en las que se requerirá que la generación obligada sea considerada
como generación forzada junto con la cantidad de generación requerida por
máquina. La condición debe ser definida de forma tal que el OED pueda
identificarla con la anticipación necesaria para programar la generación
forzada.
f) Los
precios y pagos involucrados.
El
Generador cuyas máquinas son requeridas como obligadas no podrá negarse a este
tipo de requerimiento, salvo motivos técnicos que le impidan su cumplimiento y
que deberá justificar.
3.2.
PRECIOS MAXIMOS.
En
vista de no existir o ser muy reducidas las posibilidades de competencia en el
abastecimiento de generación obligada, los precios máximos a aplicar en dichos
Acuerdos serán los establecidos en este Anexo, salvo que las partes establezcan
precios mayores con la autorización del correspondiente Ente Regulador.
Los
precios máximos regulados se calculan con las siguientes metodologías:
· Para la
potencia comprometida y disponible, el precio de la potencia en el nodo de
generación. La disponibilidad de potencia a acordar como comprometida será la
requerida como obligada, salvo que el requerimiento de generación obligada
represente más que un porcentaje establecido de la potencia efectiva de la
unidad, denominado Porcentaje Límite para generación obligada, en cuyo caso
deberá ser la totalidad de la potencia efectiva disponible en la máquina. El
Porcentaje Límite para generación obligada se define inicialmente en el OCHENTA
(80) % de la generación de la máquina. De acuerdo a la evolución del Mercado y
la generación obligada, la SECRETARIA DE ENERGIA podrá decidir incrementar
mediante Resolución este porcentaje hasta llevarlo al CIEN (100) %.
· Para la
energía producida en un intervalo Spot y asociada a la potencia comprometida,
el precio en el intervalo está dado por la diferencia entre el Costo Variable
de Producción para el Despacho (CVPD) y el precio de la energía en el nodo de
la máquina, salvo que dicha diferencia sea negativa en cuyo caso es CERO (0).
· Para
máquinas turbovapor, en caso de arranques, y de corresponder, los costos de
arranque y parada reconocidos.
De
existir, por los requisitos establecidos, costos adicionales, el Generador
informará y establecerá en el Acuerdo el precio requerido, debiendo demostrar
que no supera sus costos.
3.3. ACUERDO
DE GENERACION OBLIGADA PARA UN AREA DE DISTRIBUCION
Un
Distribuidor con requerimiento de generación local obligada prevista deberá
realizar un Acuerdo de Generación Obligada con el correspondiente Generador
estableciendo los motivos de calidad de área que lo justifican, de acuerdo al
procedimiento definido en este Anexo, e informarlo al OED.
La
facturación y cobros de los montos que resulten por el Acuerdo de Generación
Obligada por requerimientos de calidad en distribución se realizarán entre las partes
de cada Acuerdo.
3.4.
ACUERDO DE GENERACION OBLIGADA PARA UN SISTEMA DE TRANSPORTE.
Un
Transportista con requerimientos de generación obligada por calidad para su
sistema de Transporte deberá solicitar un Acuerdo de Generación Obligada. Un
agente o grupo de agentes distintos de un Transportista y con requerimiento de
generación obligada para calidad prevista para el sistema de Transporte al que
están conectados deberá solicitar un Acuerdo de Generación Obligada.
Junto
con los datos a suministrar para la Programación o Reprogramación Estacional,
el o los agentes afectados por una restricción de calidad en un sistema de
Transporte podrá presentar un Acuerdo de Generación Obligada como solución a
dicha restricción.
La
solicitud de Acuerdo de Generación Obligada deberá ser presentada al OED con la
siguiente información:
· Identificación
de el o los agentes que presentan la solicitud. De tratarse de un
Transportista, no podrá presentar una solicitud en conjunto con otros agentes.
· La
información requerida para un Acuerdo de Generación Obligada, de acuerdo a lo
establecido en este Anexo.
· El
costo estimado del Acuerdo.
· Toda
otra información adicional que consideren relevante para el análisis de la
Solicitud.
El OED
deberá informar la solicitud a los agentes, para su conocimiento y que le
envíen las observaciones que consideren relevantes dentro de un plazo no mayor
que DIEZ (10) días hábiles. El OED deberá analizar la Solicitud, teniendo en
cuenta la información presentada por los solicitantes y las observaciones de
los agentes. Dentro de un plazo no mayor que VEINTE (20) días hábiles de
recibida la Solicitud, el OED deberá producir un Informe de Generación Obligada
por Calidad del Transporte, pudiendo para ello requerir información adicional a
los solicitantes u otros agentes involucrados. El Informe deberá incluir la
Solicitud y las observaciones de los agente, el análisis del OED y sus
conclusiones y/o recomendaciones.
El OED
deberá elevar el Informe al ENRE, quien lo analizará e informará la aprobación
o rechazo de la Solicitud, con la correspondiente justificación. El Acuerdo
logrará su autorización definitiva cuando el ENRE notifique su aprobación. Transcurridos
QUINCE (15) días hábiles sin notificación del ENRE del rechazo de la solicitud,
se deberá considerar que el Acuerdo tiene una aprobación condicional, salvo que
en su Informe haya recomendado y justificado el rechazo de la solicitud en cuyo
caso se deberá considerar como rechazada la solicitud. Un Acuerdo con
aprobación condicional se administrará como autorizado en tanto el ENRE no
notifique su rechazo.
Al
realizar las transacciones económicas del MEM, el OED debe calcular el monto a
pagar en cada Acuerdo de Generación Obligada para un sistema de Transporte y
asignarlo como una Compensación por Generación Forzada (un crédito) al
correspondiente Generador. Asimismo, deberá asignar dicho costo entre los
agentes que solicitaron el Acuerdo en forma proporcional a su cargo fijo por
Transporte, salvo que dichos agentes hayan informado en la Solicitud una
metodología distinta de asignación en cuyo caso el OED deberá emplear la
metodología de reparto solicitada.
3.5
ADMINISTRACION EN EL MEM.
El OED
realizará el despacho económico de la generación y la demanda de acuerdo a los
criterios y metodologías definidas en LOS PROCEDIMIENTOS. Cuando resulte
necesario para las condiciones establecidas en los Acuerdos de Generación
Obligada, asignará la generación forzada requerida por calidad.
3.5.1.
ADMINISTRACION DE LA ENERGIA
El OED
deberá administrar la generación forzada que resulta de un Acuerdo de
Generación Obligada considerando que la energía que entregan las máquinas
comprometidas cuando están forzadas será asignada al Mercado a Término si la
máquina tiene un contrato, o al Mercado Spot de no estar comprometida en
contratos. Las partes compradoras del Acuerdo pagarán el sobrecosto asociado a
la energía, calculado como la integración de la generación forzada valorizada
en cada intervalo Spot al precio acordado para la energía que debe reflejar el
sobrecosto asociado, de acuerdo a lo que establece el presente Anexo.
3.5.2.
GENERACION OBLIGADA PARA UN AREA DE DISTRIBUCION:
Para la
administración de la potencia, el OED deberá considerar el Acuerdo de
Generación Obligada para un área de distribución como si se tratara de un
Contrato de Reserva Fría por la potencia comprometida. En consecuencia, la
disponibilidad de potencia y servicios de reserva asociados pasarán a ser de la
o las partes compradoras dentro del Acuerdo, y la disponibilidad de potencia
comprometida y remuneraciones por servicios de reserva asociados a dicha
potencia pasará a ser asignada a el o los agentes compradores proporcionalmente
a la parte del costo del Acuerdo que cubre cada uno.
Al
realizar las transacciones económicas, el OED informará la energía forzada
producida y el sobrecosto por energía que resulta para cada Acuerdo de
Generación Obligada, para que las partes cuenten con la información necesaria
para realizar su liquidación y facturación.
3.5.3.
GENERACION OBLIGADA PARA UN SISTEMA DE TRANSPORTE.
Al
realizar las transacciones económicas, el OED calculará el sobrecosto por
energía forzada y lo asignará como un crédito al Generador al que pertenece la
o las máquinas involucradas. El monto correspondiente se distribuirá como un
débito entre las partes compradoras del Acuerdo en forma proporcional al cargo
complementario de cada uno, salvo de ser el comprador un Transportista en cuyo
caso se le asignará la totalidad del monto correspondiente.
4. GENERACION FORZADA SIN ACUERDOS.
4.1.
CONDICIONES QUE LO HABILITAN.
Un
agente o conjunto de agentes sólo podrá presentar al OED un requerimiento de
generación forzada por restricciones de calidad, sin contar con el
correspondiente Acuerdo de Generación Obligada autorizado, en alguna de las
siguientes condiciones:
· Durante
los primeros DOCE (12) meses de entrada en vigencia de este Anexo, por
requerimientos de calidad previstos pero para los cuales aún no pudo realizar
el correspondiente Acuerdo de Generación Obligada.
· Por
requerimientos de calidad ya presentados en una solicitud de Acuerdo de
Generación Obligada que aún no ha sido autorizada (autorización condicional o
definitiva) ni rechazada.
· Por un
requerimiento de corto plazo no previsto, debido a emergencias, condiciones
extraordinarias o imprevistas de corto plazo. Para este tipo de requerimiento,
el agente o conjunto de agentes deberá presentar su solicitud al OED indicando
la condición excepcional o imprevista que lo origina y justifica.
4.2.
PEDIDO Y APROBACION.
Un
agente o conjunto de agentes podrá requerir al OED sin un Acuerdo de Generación
Obligada generación forzada por restricciones de calidad. Para ello, a más
tardar junto con la información para el despacho diario, deberá suministrar al
OED el pedido indicando:
· La
identificación de el o los agentes que requieren la generación forzada sin
Acuerdo.
· La
identificación de la o las máquinas requeridas como forzada, y la potencia a
forzar en cada una de ellas.
· La
descripción de la restricción de calidad que requiere la generación forzada y
su justificación;
· La
condición que habilita el pedido, de acuerdo a lo establecido en el presente
Anexo y su justificación.
· La
duración del requerimiento, que no podrá ser mayor que SIETE (7) días.
· Toda
otra información adicional que consideren relevante para el análisis y
aprobación del pedido.
El OED
deberá rechazar el pedido si verifica alguna de las siguientes condiciones:
· La
restricción de calidad no se justifica.
· No está
habilitado a presentar el pedido ya que no corresponde a ninguna de las
condiciones habilitadas establecidas en el presente Anexo.
En caso
de rechazar el pedido, el OED deberá informar a los solicitantes indicando el
motivo que justifica el rechazo.
En caso
de aprobarse un pedido solicitado por un Distribuidor, el OED deberá enviar
notificación del mismo así como del motivo indicado al correspondiente Ente
Regulador.
4.3.
COMPENSACION Y SOBRECOSTO ASOCIADO.
En el
caso de generación forzada por restricciones de calidad que no cuenten con el
correspondiente Acuerdo de Generación Obligada, dicha generación será
remunerada según el correspondiente contrato si se vende en el Mercado a
Término, y si se vende en el Mercado Spot al precio Spot de la energía en su
nodo. Adicionalmente, la máquina que haya sido forzada por restricciones de
calidad que no cuenten con el correspondiente Acuerdo de Generación Obligada,
recibirá al realizarse las transacciones económicas del MEM una Compensación
por Generación Forzada. El OED calculará la Compensación por Generación Forzada
integrando la energía forzada del intervalo Spot valorizada al precio en el
intervalo de la generación forzada imprevista.
El
precio en el intervalo de la generación forzada imprevista para una máquina se
calcula como la diferencia entre el correspondiente Costo Variable de
Producción para el Despacho (CVPD) y el precio Spot de la energía en el nodo de
la máquina incrementada en un porcentaje denominado Porcentaje por Generación
Forzada Imprevista. Dicho porcentaje se establece en:
· CERO
(0) % durante los primeros DOCE (12) meses de entrada en vigencia del presente
Anexo;
· DIEZ
(10) % finalizados los primeros DOCE (12) meses de vigencia del presente Anexo.
El OED
deberá asignar el sobrecosto de la generación forzada dado por la
correspondiente Compensación por Generación Forzada, como un débito entre los
solicitantes de acuerdo al siguiente criterio:
· de
tratarse de una restricción de calidad en un área de distribución, en forma
proporcional al consumo de cada solicitante;
· de
tratarse de una restricción de calidad en un sistema de Transporte, en forma
proporcional al cargo complementario de cada solicitante.
4.4
SEGUIMIENTO.
El OED
deberá realizar el seguimiento de cada requerimiento de corto plazo no previsto
(sin Acuerdo) y verificar si se tratan de situaciones eventuales no previsibles
o responden a motivos previsibles. De detectar su repetición sistemática o
considerar que la situación se podrá repetir, informará a el o los agentes y
requerirá que realicen un Acuerdo de Generación Obligada dentro de un plazo no
mayor que TRES (3) meses. Transcurrido este plazo quedarán inhabilitados a
presentar el requerimiento de generación forzada como una excepcionalidad.
Junto
con cada Informe Mensual, Programación Estacional y Reprogramación Trimestral,
el OED incluirá un Resumen de Generación Forzada sin Acuerdo. Para cada
condición de generación forzada sin acuerdo registrada, deberá indicar el
motivo que la justificó, su duración y costo, y su previsibilidad. Asimismo,
deberá identificar los casos que pasarán a ser considerados como previsibles y
el plazo para presentar el correspondiente Acuerdo de Generación Obligada. Deberá
enviar una copia de este Resumen de Generación Forzada a los Entes Reguladores
respectivos.
5.
INTERACCION CON EL MEM:
La
generación comprometida en un Acuerdo de Generación Obligada podrá aportar
servicios de reserva de corto plazo de resultar asignados dichos servicios por
el OED, de acuerdo a las metodologías establecidas en el Anexo 36 de LOS
PROCEDIMIENTOS. Las remuneraciones por estos servicios que resulten para una
máquina comprometida en un Acuerdo de Generación Obligada serán distribuidos
entre el Generador y los agentes que son la parte compradora del Acuerdo,
proporcionalmente entre la potencia de la máquina que no está comprometida en
el Acuerdo y la potencia comprometida en el Acuerdo.
6.
SEGUIMIENTO DE ACUERDOS DE GENERACION OBLIGADA.
El OED
determinará al finalizar cada mes el sobrecosto que resultó en cada Acuerdo de
Generación Obligada como la generación forzada resultante valorizada a los
precios establecidos en el Acuerdo. Realizará además el seguimiento del
sobrecosto acumulado durante el período de vigencia de cada Acuerdo de
Generación Obligada y evaluará su justificación a largo plazo en función de los
motivos de la restricción.
En cada
Programación Estacional y Reprogramación Trimestral, el OED incluirá un listado
de los Acuerdos de Generación Obligada vigentes. Para cada Acuerdo indicará:
· La
identificación de las partes y el Ente Regulador que lo autorizó;
· La
restricción de calidad que lo justifica;
· las
máquinas y potencia comprometida;
· el
sobrecosto mensual durante el último trimestre, y el sobrecosto acumulado
durante la vigencia del Acuerdo.
7.
CASOS ESPECIALES DE GENERACION CON TRATAMIENTO DE GENERACION FORZADA.
En las
condiciones especiales que se definen en LOS PROCEDIMIENTOS y que no hacen a
restricciones de calidad, una energía generada recibirá un tratamiento de
generación forzada, entendiéndose por tal que dicha energía recibe en
compensación el sobrecosto asociado.
El
sobrecosto asociado, o sea la energía categorizada como forzada valorizada a la
diferencia entre el correspondiente CVPD y el precio Spot de la energía en el
nodo de la máquina, se asignará al Cargo por Servicios Asociados a la Potencia.
Dichos
casos especiales abarcan:
· La
energía generada en una máquina por despacho en una intervalo Spot que, debido
a la metodología de cálculo del precio Spot y por cambios en las condiciones
previstas que afectaron el precio Spot, resulta el CVPD con que fue despachada
mayor que el precio Spot de la energía en el nodo.
· Generación
forzada por el OED para cubrir el requerimiento mínimo de reserva para
Regulación Primaria de Frecuencia, de acuerdo a lo establecido en el Anexo
ANEXO
XII
ANEXO
15: LISTA DE MERITO PARA LAS OFERTAS DE RESERVA DE CORTO PLAZO EN MAQUINAS
PARADAS
1.
OBJETO
En las
semanas definidas sin riesgo de falla en la Programación Semanal, para cada
reserva de corto plazo que se pueda aportar con máquinas paradas el OED
recibirá las ofertas de máquinas habilitadas a prestar el correspondiente
servicio de reserva estando paradas, de acuerdo a lo establecido en el Anexo 36
de LOS PROCEDIMIENTOS.
2.
LISTA DE MERITO SEMANAL
Para
cada servicio de reserva de corto plazo, las ofertas con máquinas paradas que
no sean rechazadas por el OED se ordenarán en una lista de mérito para la
semana.
Para
ello, para cada servicio de corto plazo, se agruparán las ofertas de acuerdo a
lo siguiente:
· Como un
grupo, las máquinas ofertadas que no han registrado incumplimientos en su
compromiso ofertado para este tipo de reserva.
· Como
otro grupo, las máquinas ofertadas que han fallado una vez al ser requerida su
entrada estando asignadas como este tipo de reserva.
· Como
otro grupo, las 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, 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 IP i ).
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 IT i ).
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.
ll i
= (IP i * KP + IT i * KT) / (KP + KT) |
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 aún 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.
3.
LISTA DE MERITO DIARIA
En el
predespacho diario se confeccionará para cada reserva de corto plazo, una lista
de mérito del día partiendo de la lista semanal y eliminando las máquinas que:
· hayan
resultado generando en el predespacho;
· estén
indisponibles;
· hayan
informado junto con los datos para el despacho diario el retiro de su
compromiso ofertado como dicha reserva de corto plazo.
A cada
máquina se asignará la potencia ofertada salvo que la reserva disponible sea
menor. La reserva disponible se calculará como la potencia puesta a disposición
por la máquina menos la reserva ya asignada a otro servicio de reserva de corto
plazo.
La
reserva requerida se asignará 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. De no
completarse el nivel de reserva requerido por falta de oferta disponible para
el servicio, el precio estará dado por el precio máximo de la potencia vigente.
Todas
las máquinas aceptadas cobrarán por el precio correspondiente que resulte para
la reserva de corto plazo en máquinas paradas, salvo que queden indisponibles
alguna hora del día o fallen al requerirse su entrada en servicio. En el
redespacho no se podrán eliminar máquinas en reserva del grupo de aceptadas,
salvo que sean requeridas a generar, pero sí 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”.
El
precio de la reserva de corto plazo que resulta definido en el predespacho
representará una garantía del precio mínimo a cobrar en la operación real. En
los redespachos, el precio correspondiente a una reserva de corto plazo en
máquinas paradas se calculará como el máximo entre el precio resultante en el
predespacho y los precios ofertados por las nuevas máquinas que se agreguen
como aceptadas en los redespachos.
ANEXO
XIII
ANEXO
21: RESERVA CONTINGENTE
1.
OBJETO.
En
vista que la reserva de mediano plazo cubre los requisitos previstos de
disponibilidad de potencia para condiciones de media, el servicio de reserva
contingente tiene como objeto contar con disponibilidad de potencia adicional
para garantizar el cubrimiento de la demanda en caso de situaciones extremas. Inicialmente,
para determinar la cantidad de reserva contingente requerida las condiciones
extremas a simular serán las correspondientes a falta del recurso requerido
para generar, ya sea escasez del recurso natural para las centrales que generan
con recursos naturales (para centrales hidroeléctricas, condición de hidrología
seca) o falta de combustibles utilizados por las máquinas térmicas (por
ejemplo, restricciones a la oferta de gas por baja temperatura en el invierno).
En función de las condiciones que se observen en el MEM, la Secretaría de
Energía podrá decidir adicionar otras condiciones extremas tales como fallas en
el sistema de Transporte.
El
objetivo de la reserva contingente es que el usuario final pague por una
garantía de potencia adicional, requerida si se presenta una condición extrema,
a cambio de un compromiso que asume el Generador de que existirá la
disponibilidad de potencia requerida independientemente de que sean condiciones
extraordinarias.
El
servicio de reserva contingente será aportado por aquellas máquinas en las que
depende del Generador asegurar la disponibilidad del recurso requerido para
generar (máquina térmica convencional o nuclear). La remuneración por reserva
contingente es una señal económica para que el Generador tome las medidas que
garanticen la reserva de combustibles necesaria. La reserva contingente será
asignada entre la reserva térmica ofertada que no haya sido asignada como
reserva de mediano plazo o como reserva rotante prevista en el Predespacho
Anual de Media, de acuerdo a lo que establece el Anexo 37 de LOS PROCEDIMIENTOS.
Para
una semana, toda máquina térmica que oferte y se le asigne el aporte de reserva
contingente compromete contar con la disponibilidad asignada a dicho servicio,
en particular con el combustible necesario para generar la potencia asignada
como reserva contingente de serle requerida durante la semana.
2.
PERIODICIDAD.
El
cálculo del requerimiento de reserva contingente se realizará junto con la
Programación Estacional de Verano luego de calcular el Predespacho Anual de
Media y asignar la reserva de mediano plazo, de acuerdo a lo que establece el
Anexo 37 de LOS PROCEDIMIENTOS. El Período a Simular, en consecuencia, abarcará
desde el comienzo del siguiente mes de Noviembre hasta finalizar el siguiente
mes de Octubre.
La
asignación de reserva contingente entre las máquinas térmicas que ofertan este
servicio se realizará luego de calcular o actualizar el Predespacho Anual de
Media y asignar en correspondencia la reserva de mediano plazo, de acuerdo a lo
que establece el Anexo 37 de LOS PROCEDIMIENTOS. El Período a Simular, en
consecuencia, abarcará desde el comienzo del siguiente Período Trimestral hasta
finalizar el siguiente mes de Octubre.
3.
OFERTA DE RESERVA CONTINGENTE.
3.1.
OFERTA DE PRECIOS.
La
licitación del precio requerido por el Generador para aportar el servicio de
reserva contingente será anual. Para ello, junto con cada Programación
Estacional de Verano los Generadores informarán sus ofertas para la reserva
contingente de cada semana del Período a Simular. La oferta deberá indicar:
· La
identificación de la máquina térmica;
· La
identificación de la o las semanas que abarca la oferta;
· La potencia
máxima que oferta como compromiso de reserva contingente;
· El
precio en el Mercado requerido por la potencia ofertada como reserva.
El
precio requerido no podrá ser mayor que el Precio de la Potencia en el Mercado
($PPAD) vigente.
El
valor ofertado de potencia se expresará en MW disponible para cada semana y
corresponderá a la disponibilidad comprometida, incluyendo la disponibilidad
del combustible necesario. El Generador deberá tener en cuenta al determinar
dicha disponibilidad a ofertar la indisponibilidad que prevé por todo tipo de
mantenimientos u otro tipo de restricciones, incluyendo falta de combustibles. Para
toda máquina térmica en que no se informe disponibilidad ofertada para el
servicio de reserva contingente, el OED deberá considerar una disponibilidad
ofertada por el Generador igual a cero.
El OED
deberá rechazar toda oferta que no cumpla los requisitos indicados en este
Anexo.
3.2.
OFERTA DE POTENCIA COMO RESERVA CONTINGENTE.
Al
realizar su oferta de potencia para el servicio de reserva contingente, el
Generador deberá tener en cuenta que en la asignación de este servicio se
tendrá en cuenta los otros servicios de reserva asignados a la máquina. En
consecuencia, la potencia asignable al servicio de reserva contingente podrá
resultar, en función de los resultados del Predespacho Anual de Media, menor
que la indicada en la oferta del Generador.
Junto
con la Programación Estacional de Invierno y cada Reprogramación Trimestral,
los Generadores informarán los ajustes a la oferta de disponibilidad semanal de
reserva contingente que ofertan para las semanas del siguiente Período a
Simular. No podrá ofertar potencia comprometida en Contratos de Exportación o
como generación obligada. Tampoco podrá ofertar potencia para máquinas que no
incluyó en la oferta de precios para reserva contingente en la Programación
Estacional de Verano.
Para
cada semana del Período a Simular, el OED determinará la disponibilidad
ofertada por cada máquina térmica de acuerdo a la siguiente metodología:
· Tomará
el registro de disponibilidad de las últimas CINCUENTA Y DOS (52) semanas.
· Tomará
el registro de incumplimientos del Generador a sus compromisos de reserva
contingente en las últimas CINCUENTA Y DOS (52) semanas.
· Si el
Generador registró algún incumplimiento en el mes al que corresponde la semana
a simular, el OED asignará como disponibilidad máxima ofertable de la máquina a
la disponibilidad registrada para la misma semana del registro de
disponibilidad. Si en cambio el Generador no registró ningún incumplimiento,
asignará a la máquina una disponibilidad máxima ofertable igual a la potencia
neta efectiva de la máquina.
· El OED
calculará la disponibilidad ofertable restante descontando de la disponibilidad
máxima ofertable la indisponibilidad que resulta de los mantenimientos
programados previstos y la reserva de mediano plazo asignada a la máquina en el
Predespacho Anual de Media.
· El OED
calculará la disponibilidad ofertada para reserva contingente como el mínimo
entre la disponibilidad ofertada por el Generador y la disponibilidad ofertable
restante.
Para el
caso de ingreso de máquinas y/o centrales nuevas, se considerará que están en
mantenimiento programado hasta la fecha informada de entrada en servicio
comercial.
3.3.
LISTA DE MERITO PARA RESERVA CONTINGENTE.
Con las
ofertas de precios presentadas para la Programación Estacional de verano, el
OED determinará para cada semana del Período Noviembre a Octubre la lista de
mérito de las máquinas ofertadas para reserva contingente y que no están
inhabilitadas a aportar reserva contingente por incumplimientos a este
servicio, de acuerdo a lo que establece el Anexo 39 de LOS PROCEDIMIENTOS. El
OED obtendrá la lista de mérito semanal para reserva contingente ordenando las
máquinas habilitadas por precios requeridos en la oferta crecientes.
En cada
Programación Estacional y Reprogramación Trimestral el OED completará la lista
de mérito asignando a cada máquina con su precio ofertado una potencia igual a
la disponibilidad ofertada para reserva contingente calculada de acuerdo a la
metodología indicada en el punto anterior.
4.
PREDESPACHO DE CONDICION CONTINGENTE.
4.1.
CARACTERISTICAS GENERALES.
Para la
Programación Estacional de Verano y luego de realizar el Predespacho Anual de
Media, el OED deberá realizar el Predespacho de Condición Contingente para
determinar los programas de generación típicos previstos para el parque
hidráulico y para el parque térmico en su conjunto. Para ello utilizará la
misma metodología y modelos que para el Predespacho Anual de Media, salvo las
modificaciones que se indican en el presente Anexo.
4.2.
DEMANDA.
A la
demanda definida para el Predespacho Anual de Media, el OED deberá agregar:
· el
nivel de reserva regulante y reserva operativa requerida.
· la
entrega prevista en contratos de exportaciones que requieren comprar con
respaldo, de acuerdo a lo que establece el Anexo 37 de LOS PROCEDIMIENTOS;
· la
demanda cubierta por contratos de importación pero que requiere comprar con
respaldo, de acuerdo a lo que establece el Anexo 37 de LOS PROCEDIMIENTOS;
4.3.
CAPACIDAD DE TRANSPORTE.
A las
restricciones de Transporte incluidas en el Predespacho Anual de Media se
deberán agregar toda otra restricción que resulte necesaria para representar
adecuadamente las condiciones correspondientes al año extraseco definido.
4.4.
GENERACION HIDROELECTRICA.
Junto
con la Programación Estacional de Verano, el OED debe determinar el año
extraseco a considerar para la reserva contingente, tomando el año de la serie
hidrológica considerada en la Base de Datos Estacional en que resulta
despachada la menor generación hidroeléctrica total en el MEM.
Para
las centrales hidroeléctricas representadas con series hidrológicas en el
modelo de simulación de predespacho anual en condiciones de hidrología media,
se tomará como afluentes los correspondientes a los registrados en dicho año
extraseco. Para las centrales hidroeléctricas restantes de no contar con
información para dicho año, se asignará una hidraulicidad con un NOVENTA Y
CINCO PORCIENTO (95%) de probabilidad de ser superada.
Para
los embalses de capacidad estacional se considerará como nivel inicial el
previsto el siguiente primero de noviembre y se dejará libre el nivel final.
Los
valores del agua, energía hidroeléctrica semanal y programa de carga horario
por día típico de cada semana del Período a Simular serán calculados por el OED
con los mismos modelos que el Predespacho Anual de Media.
4.5.
GENERACION TERMICA.
Se
utilizará las mismas hipótesis que para el Predespacho Anual de Media pero
agregando además la generación asociada a contratos de exportación que
requieren comprar con respaldo.
4.6.
PREDESPACHO.
Con la
misma metodología que en el Predespacho Anual de Media, el OED determinará para
la condición de año extraseco y para cada semana típica del Período a Simular:
· los
programas de carga de las centrales hidroeléctricas;
· los
programas de carga para la generación térmica total.
El OED
tomará los programas de carga previstos para la generación térmica total
resultante del predespacho de condición contingente y le descontará los
programas de carga térmicos resultantes del Predespacho Anual de Media. Con
ello determinará la potencia térmica adicional requerida en la condición
contingente durante las horas en que se remunera la potencia, y el promedio
para cada semana típica. Este promedio será considerado el requerimiento máximo
de potencia térmica contingente durante todo el siguiente período de DOCE (12)
meses de Noviembre a Octubre.
Adicionalmente,
con los programas de carga hidroeléctricos para la condición contingente y los
programas de carga térmicos del Predespacho Anual de Media, determinará para
cada semana del Período a Simular la capacidad de Transporte para exportar
generación térmica desde cada Región Eléctrica. Dicha capacidad se calculará
como la capacidad máxima transmisible para exportar desde la región más la
demanda de la Región menos la suma de la potencia despachada en centrales
hidroeléctricas de la Región para la condición contingente y la potencia térmica
despachada en el Predespacho Anual de Media. Con ello determinará para cada
semana la reserva contingente máxima asignable a cada Región Eléctrica como el
promedio de la capacidad de Transporte para exportar generación térmica desde
dicha región durante las horas en que se remunera la potencia.
5.
SERVICIO DE RESERVA CONTINGENTE.
5.1.
REQUERIMIENTO DE RESERVA CONTINGENTE.
Junto
con cada Programación Estacional y Reprogramación Trimestral, el OED calculará
para cada semana del Período a Simular la diferencia entre el requerimiento
máximo de potencia térmica de dicha semana y la suma de la potencia térmica
asignada como reserva de mediano plazo y como reserva rotante prevista en el
Predespacho Anual de Media en la misma semana. Este valor definirá el
requerimiento de reserva contingente de cada semana.
5.2.
ASIGNACION DE RESERVA CONTINGENTE.
Junto
con cada Programación Estacional y Reprogramación Trimestral, para cada semana
del Período a Simular el OED asignará la reserva contingente tomando las
máquinas en el orden resultante en la correspondiente lista de mérito y
verificando no superar en cada Región Eléctrica la reserva contingente máxima
asignable, de acuerdo al siguiente procedimiento:
a)
Tomará la siguiente oferta de la lista de mérito y le asignará como reserva
contingente inicial el mínimo entre el faltante para completar el requerimiento
de reserva contingente y la potencia ofertada como reserva contingente para la
máquina.
b)
Determinará la reserva contingente adicional que se puede asignar en la Región
Eléctrica a la que pertenece la máquina. Dicho valor se calculará descontando
de la reserva contingente máxima asignable de la Región, la reserva contingente
ya asignada a las máquinas de la misma Región que estaban antes en la lista de
mérito.
c) Si
la reserva contingente inicial es mayor que la reserva contingente adicional
calculada como asignable a la Región, le asignará como reserva contingente
dicho valor. De no ser mayor, le asignará como reserva contingente la reserva
contingente inicial.
d)
Repetirá el procedimiento hasta completar el requerimiento de reserva
contingente o no quedar más máquinas en dicha lista de mérito.
El
precio en el Mercado de la reserva contingente de una semana estará dado por el
precio requerido por la última oferta aceptada o, de ser insuficiente la
oferta, por el Precio de la Potencia en el Mercado ($PPAD).
5.3.
INCUMPLIMIENTOS Y REASIGNACION DE RESERVA CONTINGENTE.
El OED
realizará el seguimiento del cumplimiento de los compromisos de disponibilidad
asociados a la reserva contingente, de acuerdo a lo que establece el Anexo 39
de LOS PROCEDIMIENTOS.
En caso
que, como resultado de incumplimientos, una máquina que tenía asignada reserva
contingente quede inhabilitada para aportar dicho servicio, el OED deberá
retirarla de las listas de mérito de las semanas en que quedó inhabilitada. El
requerimiento de reserva contingente faltante que resulte de este retiro deberá
ser cubierto asignándolo en el orden de precios crecientes a la disponibilidad
ofertada que quede aún sin asignar en la correspondiente lista de mérito
semanal de reserva contingente. Si la oferta restante fuera insuficiente, la
reserva contingente asignada resultará menor que el requerimiento calculado. Una
vez reasignada la reserva contingente de una semana, el OED deberá calcular el
nuevo precio que resulta para la reserva contingente de dicha semana.
ANEXO
XIV
ANEXO
22: PROGRAMACION Y DESPACHO DE CENTRALES HIDROELECTRICAS
1.
TIPOS DE CENTRALES HIDROELECTRICAS
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 por Confiabilidad (ECONF) que se define como la generación anual con
una probabilidad del NOVENTA Y CINCO (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.
e) su
relación con otras centrales hidráulicas aguas arriba o aguas abajo
En base
a estas consideraciones se define la clasificación de las centrales
hidroeléctricas dentro del MEM.
11.
CENTRALES DE CAPACIDAD ESTACIONAL
Son las
centrales de mayor capacidad de embalse del MEM 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 por Confiabilidad 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 CUATRO (4) % de la demanda pico
anual prevista para el MEM.
b) La
Energía por Confiabilidad no debe resultar menor que el UNO COMA CINCO (1,5) %
de la demanda anual de energía prevista para el MEM.
c) El
volumen útil debe representar por lo menos VEINTICINCO (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 no deben presentar prácticamente restricciones
operativas por restricciones hidráulicas, ya que de existir requerimientos
cuentan con un dique compensador u 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 (control de crecidas, riego, consumo de agua potable, navegación,
etc.).
1.2.
CENTRALES DE CAPACIDAD MENSUAL
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 por Confiabilidad 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 un dique compensador u otro tipo de
embalse que actúe como regulador aguas abajo, 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 UNO COMA CINCO (1,5) % de la demanda
pico anual prevista para el MEM.
c) En
condiciones de año medio, debe ser empuntable por lo menos el CINCUENTA (50) %
de su energía despachada.
d) El
volumen útil debe representar por lo menos CINCO (5) días de generación a carga
máxima, o sea días de erogación del máximo caudal turbinable.
1.3.
CENTRALES DE CAPACIDAD SEMANAL
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 precios 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 estacional y mensual.
b) La
Potencia Instalada no debe ser inferior al UNO (1) % de la demanda pico anual
prevista para el MEM.
c) En
condiciones de año medio, debe ser empuntable por lo menos el VEINTE (20) % de
su energía despachada.
d) El
volumen útil debe representar por lo menos DOS (2) días de generación a carga
máxima, o sea días de erogación del máximo caudal turbinable.
1.4.
CENTRALES DE PASADA
Se
incluirán en esta categoría todas las centrales hidráulicas que no resulten
clasificadas como de capacidad estacional, mensual o semanal.
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 el caudal
entrante medio, diario o semanal según corresponda a su capacidad de embalse. Sus
restricciones hidráulicas aguas abajo y las restricciones operativas de la
central y el embalse limitan su despacho horario y/o diario.
Se
incluirán en esta categoría a las centrales en diques compensadores, cuya
operación será responsabilidad de su Concesionario para garantizar los
compromisos de caudal y regulación aguas abajo. En consecuencia, a los efectos
de la programación y del 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.
De
tratarse de una central de pasada que no es un dique compensador pero cuyo
caudal entrante está dado por el caudal erogado por una o más centrales
ubicadas aguas arriba, para la programación se considerará generando el caudal
medio entrante que resulta como la suma del caudal medio erogado por las
correspondientes centrales aguas arriba que definen su aporte (caudal medio
semanal o diario de acuerdo a la capacidad del embalse de la central de
pasada).
2.
DESPACHO DE CENTRALES HIDRAULICAS ENCADENADAS
Se
define central encadenada con otra central aguas arriba a toda central
hidroeléctrica cuyo caudal entrante medio anual, de acuerdo a la serie
histórica de afluentes de los ríos, está dado en por lo menos un OCHENTA (80) %
por el caudal medio anual erogado, también de acuerdo a la serie histórica de
caudales, por la central aguas arriba.
Dos
centrales encadenadas que resulten clasificadas una de tipo de estacional y la
otra de tipo mensual serán consideradas, en lo que hace a la programación y
despacho, como pertenecientes ambas al tipo estacional.
Para el
despacho de las centrales hidroeléctricas del MEM, el OED tendrá en cuenta
dentro de cada cuenca el encadenamiento de las centrales en el río y su
interrelación, en particular el efecto de las restricciones aguas abajo.
Para
ello, cada central encadenada de embalse que está habilitado a declarar valor
del agua podrá hacerlo referido al embalse conjunto, o sea su embalse y el
embalse de la central con la que está encadenada. Las bandas en que puede considerar
dividido la energía del embalse conjunto se definen como bandas de energía en
su propio embalse y bandas de energía en el embalse encadenado.
En base
a la capacidad de embalse de una central hidroeléctrica respecto de otra aguas
arriba y las restricciones aguas abajo de cada uno de ellas, el OED definirá
para cada período de tiempo a despachar en el MEM (estacional, semanal y
diario), las centrales encadenadas que serán consideradas agrupadas como un
sólo embalse y central equivalente. Dicho equivalente será modelado como suma
de las centrales encadenadas, con un coeficiente energético y embalse conjunto,
y representando las restricciones que significan al despacho de ese conjunto
los requerimientos aguas abajo. El despacho de cada central dentro de una
central equivalente se obtendrá tomando la energía y/o potencia que resulta
despachada para el equivalente y despachándola entre ellas, modelando la cuenca
y las interrelaciones entre los embalses involucrados, y respetando el
cumplimiento de sus restricciones aguas abajo.
3.
VALOR DEL AGUA.
3.1.
OBJETO.
El
valor del agua representará el costo futuro de sustitución previsto para el
agua en un embalse de capacidad estacional, mensual o semanal dentro de los
aleatorios en la oferta y la demanda. Los valores declarados por el Generador
serán el resultado de la optimización realizada por dicho Generador de sus
embalses tendiendo en cuenta las condiciones vigentes y las condiciones futuras
esperadas así como el aleatorio asociado.
3.2.
PLAZOS.
El valor
del agua será informado por las centrales hidroeléctricas con capacidad
estacional, mensual o semanal:
· Junto
con los datos para la Programación Semanal, cuando la declaración de costos
para el despacho sea con periodicidad semanal;
· Junto
con los datos para el predespacho, cuando la declaración de costos para el
despacho sea con periodicidad diaria.
3.3
PROGRAMACION INDICATIVA MENSUAL.
Antes
del día 10 de cada mes, el OED debe realizar con los modelos de optimización y
simulación vigentes la programación para las siguientes CINCUENTA Y DOS (52)
semanas a partir de la primera semana del mes siguiente, denominada
Programación Indicativa Mensual, y enviarla a los agentes del MEM.
El OED
debe realizar en la Programación Indicativa Mensual la optimización de las
centrales hidroeléctricas y de bombeo con capacidad estacional o mensual
utilizando los mismos modelos que los establecidos para determinar el valor del
agua máximo declarable, y actualizando los datos e hipótesis a la información
disponibles.
Dicha
información servirá de referencia a los Generadores hidroeléctricos para el
cálculo de su valor del agua.
3.4.
VALOR DEL AGUA MAXIMO DECLARABLE.
El
rango de valores del agua que puede declarar un Generador es entre CERO (0) y
un valor del agua máximo, denominado Valor del Agua Máximo Declarable,
calculado como un porcentaje, denominado Porcentaje para el Valor del Agua
(%VA), del primer nivel de riesgo de falla establecido para la Programación
Estacional. En el MEM el Porcentaje para el Valor del Agua está dado por:
%VA =
máx (50%, CVPMAX/FALLA 1 * 100) |
Siendo:
*
CVPMAX: El mayor valor máximo reconocido para las máquinas térmicas del MEM, de
acuerdo a lo que resulta del Anexo 13 de LOS PROCEDIMIENTOS.
* FALLA
1 : Costo correspondiente a la primera máquina falla, de acuerdo a
lo que establece el Anexo 5 de LOS PROCEDIMIENTOS.
Junto
con la Programación Indicativa mensual, el OED debe informar a los Generadores
la curva de nivel del embalse que corresponde al Valor del Agua Máximo
Declarable, o sea el nivel del embalse que corresponde a dicho valor del agua
para cada semana, denominado Nivel de Reserva del Embalse. Asimismo, informará
la energía correspondiente al Nivel de Reserva del Embalse, denominado Energía
de Reserva del Embalse.
· Para
embalses de capacidad estacional, la curva con el nivel correspondiente para
cada semana del siguiente mes se determinará con el modelo de optimización
vigente y los datos considerados en la correspondiente programación.
· Para
embalses de capacidad mensual, la curva con el nivel correspondiente para cada
semana del siguiente mes se determinará poniendo como función objetivo
minimizar el costo de operación y falla. Esta evaluación se hará considerando
aportes hidrológicos con una probabilidad del OCHENTA (80) % de ser superados
(años secos) y teniendo en cuenta la aleatoriedad en la disponibilidad térmica.
· Para
embalses de capacidad semanal, el nivel correspondiente al Valor del agua
Máximo declarable será el nivel mínimo de operación del embalse. En este caso,
la Energía de Reserva del Embalse resulta cero.
De este
modo el Generador conocerá la parte de su embalse asignada a lo largo del
período al cubrimiento del riesgo de falla y la energía que no puede valorizar.
El Generador debe valorizar la energía correspondiente al embalse restante, que
se denomina Embalse a Optimizar por el Generador.
3.5.
DECLARACION VALOR DEL AGUA.
Dentro
de los plazos indicados, las centrales hidroeléctricas y las centrales
hidráulicas de bombeo con capacidad estacional, mensual o semanal podrán
declarar al OED el valor del agua en el Mercado de la parte del embalse que les
corresponde optimizar. Dichos valores serán el resultado de la optimización
realizada por el Generador de sus embalses, contando como señal estimativa del
MEM en su conjunto la previsión indicativa de precios suministrada por el OED.
El
Generador podrá ofertar la energía correspondiente al Embalse a Optimizar por
el Generador, que se calculará como la energía correspondiente al nivel inicial
previsto para el embalse más la energía correspondiente al aporte previsto
menos la Energía de Reserva del Embalse. El Generador puede ofertar dicha
energía dividida en una o varias bandas (hasta un máximo de 10 bandas),
denominadas bandas de oferta, debiendo indicar adicionalmente las restricciones
de energía mínima y máxima diaria y/o semanal que resultan de sus requerimientos
aguas abajo.
Las
bandas de oferta deberán tener las siguientes características:
· Cada
banda indicará un valor del agua distinto, monótonamente creciente, y una
energía máxima correspondiente a ese valor del agua. En consecuencia, la oferta
indicará que al incrementar el volumen de energía utilizado (el número de
bandas utilizadas) se incrementa el valor del agua reflejando el mayor uso de
la capacidad del embalse.
· El
valor del agua de la primera banda indicará el precio que, en tanto no se
alcance, la central hidroeléctrica no generará salvo para entregar la energía
mínima obligada por restricciones aguas abajo.
· Cada
vez que el precio Spot supere el valor del agua de una banda, se entiende que
el Generador ofrece generar toda la energía indicada en la banda más la energía
de las bandas anteriores, de menor valor del agua.
· El
valor del agua de la última banda indicará el precio a partir del cual el
Generador oferta generación máxima dada por la suma de la energía de todas las
bandas, salvo restricciones a su energía máxima.
En el
despacho se considerará que primero se asigna la primera banda, la de menor
valor del agua, y cuando ésta se completa (se despacha toda la energía de la
primera banda) se asigna sucesivamente las siguientes bandas, o sea por valor
del agua creciente.
Dentro
del período a declarar el Generador podrá discriminar subperíodos de forma tal
que el conjunto de subperíodos cubran la totalidad del período, con sus propios
valores del agua declarados por banda de ofertas. Mientras la declaración sea
con periodicidad semanal, podrá discriminar subperíodos por día típico, y
dentro de cada día típico por bloques horarios (pico, valle y resto), cubriendo
la totalidad de la semana.
La
declaración de valor del agua debe indicar:
* la
identificación de la central y embalse;
* los
subperíodos en que se considera dividido el período;
* las
bandas en que se considera dividida la oferta de energía del embalse;
* para
cada subperíodo el valor del agua definido como una tabla que relaciona cada
banda de oferta con su valor del agua en el Mercado (en $ por MWh) por
generación exclusivamente en la central, sin tener en cuenta la incidencia de
las centrales aguas abajo de existir;
* la
energía mínima y máxima diaria y/o semanal que surgen de sus restricciones
aguas abajo, cuando corresponda.
VA s
c,e = Valor del agua en el Mercado de la central hidroeléctrica
“c” durante el subperíodo “s” cuando su energía despachada se encuentra en la
banda de oferta “e”. |
Si el
Generador no suministra su declaración de valor del agua, el OED deberá
calcularlo con el mismo modelo que el empleado para calcular el nivel del
embalse que corresponde al valor del agua máximo declarable, actualizando los
datos a la información disponible, incluyendo la informada en la Programación
Semanal y despacho diario. Toda central que no suministre su declaración de
valor del agua dentro del plazo establecido no podrá objetar los valores del
agua que calcule para su embalse el OED.
El OED
debe fijar el valor del agua para el despacho en cada embalse de capacidad
estacional, mensual o semanal considerado con:
* los
valores del agua declarados para la energía no incluida en la Energía de Reserva
del Embalse si el Generador declaró valor del agua;
* los
valores del agua calculados por el OED para la energía no incluida en la
Energía de Reserva del Embalse si el Generador no declaró su valor del agua.
* el
calculado por el OED para la Energía de Reserva del Embalse.
El OED
debe incorporar los valores del agua para el despacho de cada embalse a las
correspondientes Bases de Datos de forma tal que sean utilizados para la
programación y definición de precios.
3.6.
VALOR DE BOMBEO
Las
centrales de bombeo con capacidad de embalse que hayan declarado valor del agua
deben incluir también su declaración de valor del bombeo de su contraembalse
aguas abajo. Para ello con una metodología similar a la del valor del agua,
pueden considerarlo dividido en UNA (1) o hasta DIEZ (10) bandas de energía,
denominadas bandas de oferta del contraembalse, de forma tal que cubran la
energía de dicho contraembalse, con un valor de bombeo distinto por banda,
monotonamente decreciente. De este modo se indicará la mayor disposición a
bombear al reducirse el precio de la energía.
La
declaración de valor del bombeo debe indicar:
* la
identificación de la central y contraembalse;
* las
bandas de oferta en que se considera dividido el contraembalse;
* el
valor del bombeo definido como una tabla que relaciona las bandas del
contraembalse con el precio de Mercado al que está dispuesto a bombear ($ por
MWh).
Adicionalmente,
y de existir restricciones que lo justifiquen, podrá informar una energía
mínima y/o máxima a bombear.
El OED
debe fijar el valor del bombeo para el despacho en cada contraembalse de una
central de bombeo con:
* los
valores del bombeo declarados si el Generador declaró el valor del agua y el
valor de bombeo;
* el
calculado por el OED si el Generador no declaró el valor del agua, o declaró el
valor del agua pero no declaró el valor de bombeo.
La
central no podrá objetar los valores de bombeo que calcule para su
contraembalse el OED.
El OED
debe incorporar los valores de bombeo a las correspondientes Bases de Datos de
forma tal que sean utilizados para la programación, el despacho y la definición
de precios.
4.
PROGRAMACION ESTACIONAL DE LA OPERACION
Todas
las centrales hidroeléctricas del MEM deben informar al OED para la
programación estacional la información indicada en el Anexo 2 de LOS
PROCEDIMIENTOS.
Con el
modelo de optimización de mediano plazo vigente para la Programación
Estacional, el OED incorporará la información que resulta en la Base de Datos
Estacional y determinará para cada semana del período el valor del agua que
resulta del modelo de optimización, denominado Valor del Agua Estacional, en
cada embalse de capacidad estacional.
La
Programación Estacional la hará el OED mediante el modelo de simulación de la
operación vigente en el MEM, que realiza el despacho hidrotérmico de cada
semana teniendo en cuenta la aleatoriedad de las variables involucradas y
representando las centrales hidroeléctricas de acuerdo a la clasificación
indicada en el punto 1 de este anexo.
Para
cada Central considerada como de Capacidad Estacional se tendrá en cuenta las
siguientes condiciones.
* El
OED debe modelar, en acuerdo con el Generador hidroeléctrico, las restricciones
a la operación del embalse de acuerdo a lo establecido por su Contrato 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 utilizará las curvas de Valor del Agua Estacional.
El
modelado utilizado no se podrá modificar durante el transcurso del período,
salvo a pedido de alguno de los Generadores hidráulicos o del OED con la debida
justificación (por ejemplo de verificarse el apartamiento de alguno de los
datos objetados). De considerarse válido el motivo y estar de acuerdo ambas
partes, el OED debe realizar la modificación correspondiente de acuerdo al
procedimiento indicado en el presente Anexo de LOS PROCEDIMIENTOS.
Para
cada una de las centrales hidráulicas restantes, la representación dependerá de
la dispersión de sus aportes en la serie histórica y su Energía por
Confiabilidad. Si la Energía por Confiabilidad es mayor que el UNO (1) % de la
energía demandada en el MEM y el embalse 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
las centrales que no son de capacidad estacional las restricciones aguas abajo
se modelarán como las posibilidades de empuntamiento de la energía disponible
dentro de la semana y los requerimientos de potencia base. Toda la energía
semanal ofertada se deberá ubicar en la semana, o sea que se considera con
valor del agua CERO (0).
Para
cada semana del período, el modelo de simulación determina la programación de
la operación mediante un 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 producción y características de
máquinas de base o de punta.
En caso
de haber el OED definido embalses equivalentes a optimizar, una vez realizado
el despacho conjunto del MEM, hará el despacho dentro de la cuenca de la
energía semanal asignada al equivalente, teniendo en cuenta la participación de
la capacidad de cada embalse y sus aportes previstos dentro del equivalente,
los compromisos hidráulicos de cada uno, y las interrelaciones hidráulicas
entre ellos. De pertenecer todas las centrales de un equivalente al mismo
Generador, el OED podrá realizar sólo el despacho total, o sea el resultado del
equivalente, y suministrar este dato al Generador quien podrá considerar que se
reparte esta energía de la manera que le sea más conveniente entre las
centrales involucradas.
Es
responsabilidad de los Concesionarios de las centrales hidroeléctricas
optimizadas verificar en la Programación Provisoria que la programación de sus
centrales es realizable, o sea que se ajusta a los requerimientos establecidos
por su Concesión y compromisos aguas abajo. De detectar incompatibilidades al
respecto, deberá informar al OED para que realice la correspondiente corrección
y/o ajuste, y reprograme en correspondencia el período estacional.
El OED
tendrá la responsabilidad de realizar los ajustes necesarios en base a las
observaciones realizadas por los Generadores de las centrales hidroeléctricas
con el objetivo que la programación estacional, y como consecuencia el precio
estacional que resulte para el período, sea acorde con el despacho hidráulico
posible.
5.
PROGRAMACION INDICATIVA MENSUAL
El OED
realizará la Programación Indicativa Mensual de acuerdo a los criterios y
modelos definidos en el presente Anexo.
En caso
de haber el OED definido embalses equivalentes a optimizar, una vez realizado
el despacho mensual conjunto del MEM debe realizar el despacho dentro de la
cuenca de la energía asignada al equivalente para cada semana del mes, teniendo
en cuenta la participación de la capacidad de cada embalse y sus aportes
previstos dentro del equivalente, los compromisos hidráulicos de cada uno, y
las interrelaciones entre ellos. Sin embargo, de pertenecer todas las centrales
del equivalente a un mismo Generador, el OED podrá no realizar el despacho
particular de las centrales involucradas sino suministrar al Generador el
despacho conjunto del grupo de centrales consideradas en el equivalente. En
este caso, para su análisis, el Generador podrá realizar por su cuenta el
despacho de dicha energía entre sus centrales y determinar la operación
prevista en cada embalse.
De
surgir de la Programación Indicativa Mensual situaciones extraordinarias en las
que el OED prevé conveniente para el MEM modificar alguna de las restricciones
hidráulicas que afecta el despacho de una central hidroeléctrica, podrá
notificar al correspondiente Generador dicho requerimiento para que cuente con
la suficiente anticipación y, de ser posible, lograr el cambio transitorio de
la restricción.
6.
PROGRAMACION Y DESPACHO SEMANAL
6.1.
OFERTA HIDROELECTRICA
Las
centrales de pasada deben informar su previsión de aportes o disponibilidad de
energía semanal, salvo que su aporte esté dado por el caudal erogado por una o
más centrales ubicadas aguas arriba.
Es
responsabilidad de cada Generador hidroeléctrico informar al OED, junto con los
datos para la programación semanal y diaria, sus restricciones operativas y sus
restricciones hidráulicas previstas aguas abajo para las semanas en estudio. De
no recibir información al respecto, el OED supondrá que están vigentes las
normas y restricciones establecidas en los Contratos de Concesión más los
compromisos aguas abajo considerados en la programación de la semana en curso.
De
considerar el OED que en la semana a programar se puede presentar una condición
extraordinaria que podría ser solucionada con un cambio en restricciones hidráulicas
al despacho de alguna central hidroeléctrica, podrá solicitar su modificación
al Generador hasta las 10.00 hrs. del día viernes de la semana anterior.
Para
realizar la programación semanal, el OED debe en primer lugar recalcular el
valor del agua en los embalses con capacidad estacional, mensual o semanal que
no hayan realizado declaración de su valor del agua, mediante los modelos que
corresponden y actualizando la información, incluyendo los datos suministrados
para la Programación Semanal como condiciones previstas para las dos semanas
siguientes.
Luego,
el OED debe realizar el despacho hidrotérmico semanal representando la oferta
hidroeléctrica de acuerdo a sus características.
a) Para
las centrales con capacidad estacional, mensual y semanal, su oferta se
representará como un volumen embalsado (función del nivel inicial y aportes
previstos) y su correspondiente curva de valor del agua.
b) Para
las centrales en diques compensadores y centrales de pasada aguas abajo de una
o más centrales cuyos caudales erogados definen su aporte, su oferta se
modelará como una función del caudal medio semanal previsto erogar por la o las
centrales aguas arriba.
c) Para
las centrales de pasada que no correspondan a diques compensadores ni a
centrales cuyo aporte está dado por la erogación de una o más centrales aguas
arriba, su oferta se representará como la energía disponible (función de sus
pronósticos de aportes más los caudales erogados por otras centrales aguas
arriba de existir) con valor del agua cero.
d) Para
las centrales de bombeo, su requerimiento de bombeo se representará como un
volumen en el contraembalse (función del nivel inicial) y su correspondiente
curva de valor de bombeo. Su oferta se representará como un volumen embalsado
(función del nivel inicial y aportes previstos) y su correspondiente curva de
valor del agua.
Para el
despacho posible de esta oferta hidráulica, en el programa hidrotérmico semanal
se deberán modelar los requerimientos previstos aguas abajo de cada central
hidroeléctrica, tales como:
*
restricciones a sus posibilidades de empuntamiento semanal y diario, incluyendo
pendiente de variación máxima permitida;
*
potencia y/o energía mínima forzada, por requerimientos de un caudal base o
volumen mínimo aguas abajo;
*
limitaciones a su generación máxima diaria y/o semanal, para no superar el
caudal máximo permitido aguas abajo;
*
cualquier otra restricción o norma de operación, representada como su efecto
sobre el despacho energético y de potencia.
El
despacho hará competir las distintas ofertas hidráulicas, definidas por el
volumen disponible y sus restricciones hidráulicas, con los valores del agua
asignados a cada embalse con la oferta térmica, dada por el parque disponible
con sus restricciones operativas, con sus costos variables de producción. De
este modo, la energía de una central hidroeléctrica será despachada en la
medida que su valor del agua resulte menor que el costo marginal y no se
vulneren las restricciones vigentes. La programación semanal determinará así el
volumen a turbinar, o lo que es lo mismo el paquete de energía a generar, en
cada central hidroeléctrica. Para un despacho óptimo sin restricciones, en las
centrales hidroeléctricas valorizadas el agua en un período tenderá a tratar de
ser utilizada hasta el nivel del embalse correspondiente a un valor del agua
igual al medio previsto en el Mercado. En consecuencia, de definir un Generador
hidráulico una valorización alta del agua en su embalse podrá resultar, en
función de la oferta en el MEM, no despachado, o sea turbinando CERO (0).
Las
restricciones hidráulicas podrán forzar apartamientos al despacho hidrotérmico
óptimo, para cumplir las restricciones de energía mínima y máxima informadas
por el Generador. En caso de restricciones aguas abajo que fuercen un turbinado
mayor que el despacho, se les asignará un valor del agua igual a cero. En caso
de restricciones aguas abajo que limiten el turbinado a pesar que el despacho
requiere un caudal mayor, se les asignará el valor del agua correspondiente a
la energía despachada.
En
situaciones extraordinarias en el MEM, de surgir de la programación semanal que
el OED considera conveniente modificar transitoriamente para la semana en
estudio las restricciones hidráulicas (por ejemplo, caudal mínimo y/o máximo
permitido aguas abajo) que limitan el despacho de alguna central hidroeléctrica
y que representan un apartamiento significativo del óptimo, deberá realizar el
pedido de modificación al Generador antes de las 10.00 hrs. del día viernes de
la semana anterior. El Generador podrá no aceptar el pedido de modificación,
con la correspondiente justificación. De ser aceptado el pedido, el OED
reprogramará la semana.
En caso
de haberse definido embalses equivalentes a optimizar, una vez realizado el
despacho conjunto del MEM, se modelará el despacho dentro de la cuenca de la
energía semanal y diaria asignada al equivalente, teniendo en cuenta la
participación de la capacidad de cada embalse y sus aportes previstos dentro
del equivalente, los compromisos aguas abajo de cada uno, y las interrelaciones
hidráulicas entre ellos. Si las centrales dentro de un equivalente pertenecen
todas al mismo Generador, el OED podrá no realizar el despacho particular de
cada una de ellas sino suministrar como resultado de la programación semanal el
despacho del conjunto equivalente. En este caso, el Generador podrá por su
cuenta definir la operación más conveniente para determinar el reparto entre
sus centrales de la energía semanal y diaria.
Como
resultado del despacho semanal realizado, el OED obtendrá para cada central
hidroeléctrica paquetes de energía representativos a ubicar dentro de cada tipo
de día de la semana y el total resultante para la semana. En caso de exceso de
oferta en el MEM, el despacho podrá resultar menor que el caudal mínimo
requerido erogar por las centrales hidroeléctricas, debiendo el Generador
erogar el sobrante por vertedero.
Para
ajuste de los resultados y 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 CINCO (5) %
respecto de la energía semanal despachada. 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 CINCO (5) % al resultante del
despacho, con la correspondiente justificación. Sólo si el Generador accede a
dicho pedido, el OED podrá modificar en más del CINCO (5) % su despacho semanal
pero deberá informar este cambio a todos los Generadores del MEM junto con los
resultados de la programación semanal.
Durante
el transcurso de la semana, de presentarse cambios significativos en las
hipótesis de cálculo, el OED deberá realizar el redespacho del resto de la
semana y calcular la reprogramación semanal.
Será
responsabilidad de los Concesionarios de centrales hidroeléctricas verificar,
en base a la programación semanal, que los caudales previstos que resultarán
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 alguno de sus
compromisos aguas abajo, 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.
6.2.
DIQUES COMPENSADORES
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.
En el
caso de compensadores semanales, 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
compensador para mantener un caudal regulado para el despacho previsto para los
siguientes días hábiles más un DIEZ (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 DIEZ (10) %.
En caso
de un redespacho semanal del OED, el Generador 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 DIEZ (10) %
respecto de la previsión anterior la energía a generar por el embalse aguas
arriba en los restantes días de la semana, el Generador 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 haberlo
recibido.
El OED
deberá ajustar el redespacho a esta restricción. Sin embargo, de contar el
Generador con un compensador semanal y no haber cumplido en la semana con su
requisito de capacidad mínima de regulación en el dique compensador, el OED
presentará su objeción al Generador el día siguiente. De no llegar a un acuerdo
entre las parte y el OED evaluar que representó un incremento de por lo menos
el DIEZ (10) % en el precio del Mercado con respecto al redespacho solicitado,
el OED podrá elevar un pedido de penalización a la Secretaría de Energía,
indicando que la imposibilidad por parte del Generador hidráulico de cumplir el
redespacho se basó en una inadecuada operación del dique compensador, e
incluyendo la evaluación del perjuicio al MEM ocasionado por el Generador, como
el costo del apartamiento entre el despacho realizado y el óptimo solicitado.
7.
DESPACHO DIARIO
La
programación semanal determina los paquetes de energía a utilizar de cada
central hidroeléctrica, discriminada por tipo de día de la semana, en función
de la política de operación óptima definida para el correspondiente embalse, o
sea de la valorización del agua embalsada, dentro de las restricciones
vigentes. El valor del agua define así la operación óptima del embalse, pero no
corresponde al precio que se pagará al Generador por la energía producida con
dicha agua ya que su generación será remunerada al precio Spot en su nodo.
El
despacho diario tiene como objetivo ubicar estos paquetes diarios de energía
hidráulica en forma óptima dentro de los intervalos Spot del día teniendo en
cuenta su valor del agua declarado, de forma tal de minimizar el costo total
diario de operación del MEM. En consecuencia, la energía hidráulica se
intentará ubicar reemplazando la generación más cara o inclusive la falla. Las
restricciones hidráulicas y requerimientos aguas abajo así como la capacidad
del sistema de Transporte y restricciones operativas podrán producir
apartamientos respecto de este óptimo.
Junto
con los datos para el despacho diario, la centrales hidráulicas de pasada que
no correspondan a diques compensadores ni a centrales cuyo caudal entrante está
dado por el caudal erogado por una o más centrales aguas arriba deberán
informar al OED su pronóstico para el día siguiente y una estimación para el
día subsiguiente, ya sea de aportes o de energía disponible, y sus
restricciones operativas e hidráulicas aguas abajo que limitan su despacho. Estas
centrales serán despachadas de acuerdo a las restricciones a su despacho que
informe el Generador. De no suministrar esta información, serán despachadas
como una potencia base constante.
Para
las centrales en diques compensadores, 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, salvo que el Generador
informe un programa de carga distinto.
Para el
resto de las centrales hidroeléctricas, incluyendo las centrales de pasada cuyo
entrante está dado por el caudal erogado por una o más centrales aguas arriba,
se toma como su oferta el paquete de energía despachado para ese día en la
programación o reprogramación 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 semanal, siempre que difiera en menos del DIEZ (10)
% con la programada. En condiciones extraordinarias, el OED podrá solicitar a
un Generador hidráulico una modificación de su oferta despachada superior al
DIEZ (10) %, con la correspondiente justificación, pero sólo podrá realizarla
si el Generador accede al pedido. De ser así, el OED deberá informar con los
resultados del despacho diario las centrales hidroeléctricas cuya energía
despachada difiera en más del DIEZ (10) % del óptimo establecido en el despacho
semanal vigente. En todos los casos que se programe una energía diaria distinta
de la resultante del despacho semanal, el OED deberá intentar compensar este
apartamiento en lo que resta de la semana de forma tal de terminar la semana
con un apartamiento no mayor que el CINCO (5) % entre la generación realizada y
la prevista en la programación y redespachos de la semana.
Es
responsabilidad del Generador informar cualquier cambio en sus normas de
operación y/o compromisos aguas abajo previstos para el día a despachar. Salvo
que el Generador informe alguna modificación, el OED debe considerar que se
mantienen vigentes las restricciones hidráulicas al despacho consideradas para
la programación semanal.
En el
modelo de despacho diario el OED deberá incluir las restricciones al despacho
posible de las centrales hidroeléctricas 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;
*
duración máxima permitida a una salida programada de paralelo sin operar
vertedero;
*
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 que
afectan el despacho de alguna central hidroeléctrica, deberá solicitar el
pedido al Generador antes de las 8.00 hrs. del día anterior. El Generador podrá
rechazar el pedido, con la correspondiente justificación.
Se
considerarán centrales hidroeléctricas empuntables aquellas en que las
restricciones aguas abajo no representen limitaciones significativas al
despacho, o sea con libertad para producir oscilaciones aguas abajo y seguir la
forma de la curva de demanda.
El
despacho de la energía hidráulica se realizará ubicando en primer lugar la
energía de base forzada por requerimientos de caudal mínimo o por
inflexibilidad de la central (embalses de pasada). Esta energía se considera
con un valor del agua igual a CERO (0). El despacho de la energía hidráulica
restante se ubicará sobre la demanda restante, o sea la demanda total
descontada la potencia hidráulica de base despachada.
La
energía hidráulica restante se ubicará en la curva de demanda restante con el
objetivo de minimizar el costo de operación total diario del MEM, o sea
buscando reemplazar la generación más cara y/o reducir el nivel de potencia no
suministrada en caso de déficit. Las centrales hidroeléctricas empuntables
compiten por el cubrimiento del pico de demanda. Esta situación queda resuelta
por el orden en que se despacharán que dependerá del correspondiente valor del
agua.
En caso
de haber el OED definido embalses equivalentes a optimizar, una vez realizado
el despacho hidráulico, se modelará el despacho dentro de la cuenca de la
energía diaria asignada al equivalente, teniendo en cuenta la participación de
la capacidad de cada embalse y sus aportes previstos dentro del equivalente,
los compromisos aguas abajo de cada uno, y las interrelaciones hidráulicas
entre ellos. Si las centrales dentro de un equivalente pertenecen a un sólo
Generador, el OED podrá no realizar el despacho particular de cada una sino
suministrar como resultado el despacho de cargas del equivalente. En este caso,
el Generador podrá por su cuenta definir el despacho más conveniente para
determinar el programa de cargas para cada una de sus centrales dentro del
equivalente.
En
consecuencia, el programa de cargas de un Generador hidráulico es el resultante
de las distintas etapas del despacho hidrotérmico del MEM que definen:
* la
valorización del agua embalsada, ya sea declarada por el Generador o calculada
por el OED;
*
paquetes de energía, para cada tipo de día y total semanal, obtenidos con el
programa de despacho hidrotérmico semanal en función de la valorización del
agua disponible;
*
programas de carga de acuerdo al despacho óptimo diario y sus modificaciones en
tiempo real, ubicando la energía hidráulica despachada a lo largo de los
intervalos Spot del día de forma tal de minimizar el costo total de operación
del MEM dentro de las restricciones vigentes.
El
Generador hidroeléctrico resulta despachado con toda su energía disponible
salvo:
*
restricciones de Transmisión que limiten la capacidad de exportación de la
Región Eléctrica en que se ubica;
*
excedentes hidráulicos en el MEM que obliguen a competir en el despacho su
energía ofertada con la ofertada por las otras centrales hidroeléctricas.
Los
Generadores de centrales hidroeléctricas deben 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, cumplan los
compromisos establecidos en su Concesión. En caso de verificar que no respeta
alguna de sus restricciones, el Generador debe 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 la
reprogramación solicitada, debe informar el motivo al Generador.
Toda
vez que, como consecuencia del programa de cargas requerido por el OED, el
caudal turbinado resultara insuficiente para cumplir con su compromiso de
caudal mínimo aguas abajo, el Generador deberá erogar el faltante por sus obras
de alivio. En ningún caso estará autorizado a aumentar su carga para cubrir su
requerimiento de caudal mínimo con generación en vez de verterlo si no es
despachado por el OED.
Si, en
cambio, del despacho resulta un caudal aguas abajo superior al máximo
permitido, el Generador 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.
8.
POTENCIA OPERADA Y RESERVA ROTANTE
Del
despacho diario, resultará para cada intervalo Spot en las centrales
hidroeléctricas despachadas una potencia a generar y una potencia asignada a
servicios de reserva de corto plazo tales como regulación de frecuencia, que
puede resultar CERO (0).
El
Generador hidráulico deberá realizar el despacho de máquinas dentro de su
central teniendo como objetivo cumplir con el despacho de cargas determinado
por el OED con la mayor eficiencia posible, o sea maximizando el rendimiento
hidráulico de la central. Para ello, para cada potencia despachada deberá
buscar tener en servicio el menor número de máquinas posible, o sea cada
máquina a la mayor carga posible, dentro de los compromisos de reserva de corto
plazo y requerimiento de número mínimo de máquinas en servicio para la
capacidad de Transmisión necesaria.
Cada
intervalo Spot cada Generador hidráulico puede ofertar la potencia no prevista
generando (ya sea rotante o en máquinas paradas) a los servicios de reserva de
corto plazo a los que está habilitado. Sin embargo, en la asignación de estas
reservas de corto plazo el OED deberá asignar sólo aquella reserva que puede
acceder al Mercado, o sea que la potencia total generada más la potencia total
asignada como reservas de corto plazo que resulta para la Región Eléctrica se
encuentre dentro del límite dado por la demanda regional y las restricciones de
Transmisión.
La
potencia despachada, como generación y como reservas, es un resultado del
programa de despacho y, como consecuencia de incluir el modelo las
restricciones de Transmisión, la potencia y reserva exportada (suma de generación
más reserva de corto plazo menos demanda local) de una Región Eléctrica no
superará el límite máximo de Transporte definido.
De
surgir un excedente de potencia a despachar, o sea la potencia requerida por el
despacho ser mayor que la máxima transmisible, la restricción se asignará por
despacho de acuerdo al valor del agua. Ante igualdad de valor del agua, se
repartirá proporcionalmente a la oferta de potencia de cada central.
Al
asignar cada reserva de corto plazo, excepto la reserva fría, se determinará la
reserva máxima asignable a cada Región Eléctrica teniendo en cuenta sus
restricciones de Transporte, la capacidad de Transporte prevista utilizada por
potencia generando y la capacidad de Transporte prevista libre para los
servicios de reserva de corto plazo ya asignados. Ante restricciones de
capacidad de Transporte, la reserva de corto plazo en reserva rotante se
asignará en la Región proporcionalmente a la reserva máxima de cada máquina o
central hidroeléctrica. En máquinas paradas se asignará en el orden dado por el
precio ofertado y ante igualdad de precio proporcionalmente a la potencia
ofertada.
9.
RESTRICCIONES OPERATIVAS Y DE TRANSPORTE QUE AFECTAN EL DESPACHO HIDRAULICO
9.1.
RESTRICCIONES DE TRANSPORTE.
Las
restricciones de operación y Transporte fuerzan un límite sobre la máxima
generación hidroeléctrica que puede tomar el MEM. Estas restricciones pueden
ser:
a)
Restricciones Programadas, que en general sólo afectan el despacho hidráulico
en algunas horas y en determinadas condiciones;
b)
Restricciones Forzadas, que debido a la indisponibilidad imprevista de parte
del equipamiento existente, provocan una limitación mayor que las restricciones
programadas y afectan al despacho continuamente hasta que se repare el
inconveniente y se vuelva a la limitación normal (la programada).
Las
restricciones programadas son conocidas e incluidas dentro de los modelos de
programación y despacho. En general, producen limitaciones en el despacho a lo
largo del día de la potencia hidráulica pero no fuerzan excedentes de energía
hidráulica salvo situaciones extremas (años hidrológicos húmedos) ya que, al
ser tenidas en cuenta en la programación a mediano y largo plazo, se busca
ubicar el agua a lo largo de las semanas evitando vertimiento, o sea tratando
de no superar estas limitaciones.
Las
restricciones forzadas, en cambio, producen una modificación respecto a la
operación programada. Pueden tener una permanencia que provoque, además de
excedentes de potencia hidráulica, limitaciones imprevistas en la energía que
podrá tomar el MEM y llevar a una condición de excedentes hidráulicos que
fuerce a erogar por vertedero.
En
consecuencia, las restricciones forzadas podrán a su vez clasificarse de dos
tipos:
a)
Restricciones Forzadas Transitorias, con una permanencia menor o igual que DOCE
(12) horas;
b)
Restricciones Forzadas Prolongadas, con una permanencia mayor que DOCE (12)
horas, pudiendo llegar a varios días.
En la
programación y despacho semanal, dentro de un área desvinculada la energía
hidráulica estará compitiendo con la oferta térmica del área a través del valor
del agua en los embalses y los costos de operación de las centrales térmicas. En
caso de restricción a la oferta energética del área, por limitaciones en su
acceso al Mercado, el despacho semanal definirá los paquetes de energía óptimos
hidráulicos y térmicos que resultan.
En el
despacho diario, se buscará ubicar el agua dentro de los intervalos Spot
cubriendo la energía más cara vista desde el área desvinculada, o sea teniendo
en cuenta el precio local.
9.2.
MAXIMA GENERACION HIDROELECTRICA DESPACHABLE
La
capacidad de absorber la oferta hidroeléctrica en el MEM podrá estar limitada
por:
* la
capacidad de la red de Transporte que permite exportar la energía producida en
las Regiones Eléctricas hacia el resto del MEM;
* las
restricciones de calidad que fuerzan máquinas térmicas por generación obligada
.
En
función de las limitaciones indicadas, cada Región tendrá una generación
hidráulica máxima despachable (MAXEH r ) función de:
a) la
demanda prevista para la región (DEMREG),
b) la
capacidad máxima de exportar energía fuera de la Región a través del sistema de
Transmisión (MAXRED),
c) la
potencia térmica forzada en la Región por generación obligada (FORZ).
A su
vez, para el MEM en conjunto la oferta hidroeléctrica máxima despachable estará
definido como el mínimo entre:
* la
demanda total del MEM (DEMMEM) menos la generación térmica forzada por
restricciones de calidad como generación obligada;
* la
suma de la generación máxima admisible en cada Región Eléctrica “r”.
MAXEH MEM
= mín (DEMMEM-FORZ MEM , år MAXEH r ) |
9.3.
EXCEDENTES DE ENERGIA HIDROELECTRICA
En la
programación semanal el OED deberá tener en cuenta las limitaciones operativas
y de Transporte para establecer si existen excedentes de energía hidráulica en
el MEM y/o en las Regiones Eléctricas.
A su
vez, en el despacho diario podrán resultar activas, en períodos de uno o más
intervalo Spot, restricciones operativas o de Transporte que limiten la máxima
potencia hidráulica despachable.
9.3.1.
MINIMA GENERACION HIDROELECTRICA
Los
requerimientos de los usuarios aguas abajo de los embalses, los niveles máximos
admisibles en la presa, así como otros compromisos establecidos en el Contrato
de Concesión establecerá para cada central hidroeléctrica un caudal y/o volumen
mínimo a erogar. Este requerimiento representará una energía mínima, con
despacho forzado salvo imposibilidad de ser tomada por el Mercado.
En
primer lugar, se analizará para cada región la Generación Hidroeléctrica Mínima
Requerida (EHRMIN r ), calculada como la suma de la energía mínima de cada
central hidroeléctrica (EHMIN k ) y dada por:
a) la
energía a turbinar informada por las centrales de la región clasificadas como
de pasada;
b) la
energía mínima a turbinar de cada una de las restantes centrales
hidroeléctricas de la Región definida, según las condiciones en el embalse, por
los requerimientos de caudal mínimo aguas abajo, o el caudal mínimo necesario
erogar para atenuación de crecida, o el caudal mínimo requerido erogar para no
superar la cota máxima permitida en el embalse.
Como
consecuencia, para el MEM resultará también una generación hidroeléctrica
mínima requerida, dada por la suma de la energía mínima requerida por cada
Región Eléctrica.
De
resultar la energía mínima requerida mayor que la máxima despachable, surgirá
un excedente no turbinable, ya sea a nivel de la Región o de todo el MEM, que
forzará vertimiento.
9.3.2.
EXCEDENTES DE ENERGIA HIDRAULICA EN EL MEM
De
resultar de la programación semanal un excedente en la oferta hidráulica en el
MEM, se deberá limitar la energía a generar por las centrales hidroeléctricas. El
excedente de energía (EXC MEM ), que se deberá descontar de la generación
hidroeléctrica, se repartirá entre las Regiones Eléctricas con generación
hidroeléctrica en forma proporcional a su energía mínima requerida. La
generación máxima despachable para cada Región Eléctrica “r” en este caso
quedará definida por la energía mínima requerida menos la parte del excedente
asignado a la Región.
EXC MEM
MAXEH r
= EHRMIN r * (1 - ———————————) årr
EHRMIN rr |
Siendo
“rr” el total de Regiones del MEM.
9.3.3.
EXCEDENTES DE ENERGIA HIDRAULICA EN UNA REGION ELECTRICA
De
resultar el requerimiento de energía mínima hidráulica (EHRMIN) de una Región
Eléctrica “r” superior a la máxima generación despachable (MAXEH), surgirá un
excedente dentro de la Región que no se podrá generar, o sea una condición de
vertimiento dentro de la Región.
EXC r
= máx (EHRMIN r - MAXEH r , 0) |
En este
caso se deberá limitar la energía a turbinar por cada central hidroeléctrica de
la Región “r” a un valor menor que la energía mínima requerida, forzando a la
erogación por vertedero del resto no despachado. La reducción en la generación
se repartirá entre cada central hidroeléctrica “k” en forma proporcional a su
energía mínima requerida.
EXC r GENDESP k
= EHMIN k * (1 - ——————————)
åkk EHMIN kk |
Siendo
“kk” todas las centrales hidroeléctricas de la región “r”.
9.4.
RESTRICCION DE POTENCIA DESPACHABLE EN UNA REGION HIDRAULICA
Una vez
definida la energía a despachar en cada central hidroeléctrica, o sea la
resultante del despacho óptimo y los ajustes necesarios en caso de excedentes,
el despacho diario definirá su óptima ubicación en los intervalo Spot del día.
9.4.1.
MAXIMA POTENCIA DESPACHABLE EN UNA REGION HIDRAULICA
El
resultado del modelo de despacho diario definirá los programas de carga para
cada central de forma tal de ubicar la energía hidráulica como potencia por
intervalo Spot sin vulnerar las restricciones de Transporte, teniendo en cuenta
la máxima potencia despachable y su valor del agua.
Para un
intervalo Spot, la potencia máxima despachable en una Región será la suma de la
demanda del área más la capacidad de Transmisión. Este valor corresponde a la
potencia operada para la Región.
9.4.2.
RESTRICCIONES PROGRAMADAS
De
encontrarse una Región Eléctrica en una condición normal, o sea sin
restricciones en su vinculación con el Mercado, se hará el despacho teniendo en
cuenta las restricciones programadas de Transporte. Como consecuencia, el
despacho determinará los períodos de uno o más intervalos Spot en que el área
resulta desvinculada del Mercado, o sea los intervalos Spot en que el
requerimiento de potencia a enviar al Mercado según el despacho óptimo libre
resulta mayor que la máxima potencia exportable desde la Región. En estos
períodos, el despacho de un Generador hidráulico en el área quedará afectado
respecto del óptimo sin restricciones.
9.4.3.
RESTRICCIONES FORZADAS
De
encontrarse en una condición de emergencia, con restricciones forzadas, el
predespacho de la Región ubicará su energía sobre la curva de demanda del área
desvinculada más la capacidad máxima de Transporte, o sea ya incluyendo la
limitación forzada de Transmisión. Si es una restricción forzada transitoria,
se realizará el redespacho de la Región en la parte del día afectada incluyendo
la limitación al Transporte debido a la falla. De este modo quedará incluida la
restricción a la potencia máxima despachable en cada intervalo Spot.
En caso
de fallas graves de Transporte, la potencia máxima despachable en una Región
Hidráulica podrá quedar limitada muy por debajo de la limitación programada, e
incluso resultar inferior a la suma del mínimo técnico normal de una máquina en
cada una de las centrales hidroeléctricas a despachar. En consecuencia, al
surgir restricciones forzadas, el Generador del área desvinculada podrá
informar al OED una modificación transitoria al mínimo técnico en sus máquinas
(mínimo técnico extraordinario) a utilizar durante la emergencia, o sea hasta
que aumente nuevamente la capacidad de Transmisión.
Para
determinar el despacho de cargas real de cada central, el OED deberá tener en
cuenta las restricciones de mínimo técnico de las máquinas, considerando los
mínimos extraordinarios de haberse definido. Dada las características de la
curva de demanda a despachar dentro de la Región, la energía ofertada por una
central podrá no ser totalmente despachable en el caso que para hacerlo se
requiriera vulnerar las restricciones técnicas de las máquinas. En
consecuencia, al realizar el despacho de las centrales podrá resultar que parte
de la demanda a despachar en la Región no resulte cubierta y una o más
centrales resulten con una energía despachada inferior a la ofertada.
En este
caso, el OED deberá realizar el ajuste final del despacho de la Región,
distribuyendo entre las centrales la potencia que falta cubrir, teniendo en
cuenta la diferencia en cada una:
* el
rendimiento nominal, o sea la relación potencia/caudal;
* la
modulación posible con su vertedero y flexibilidad para poder compensar con el
mismo los apartamientos entre su generación programada y su generación real.
Como
consecuencia, en el despacho ajustado podrán resultar algunas centrales
generando por encima de su energía ofertada y las restantes por debajo o,
inclusive, no generando en todo el día.
10.
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 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 superaría la capacidad del dique compensador
para mantener un caudal regulado aguas abajo, el Generador 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 Energía.
En caso
de estar programada una central hidroeléctrica con vertedero abierto por
imposibilidad de tomar el MEM toda su oferta hidráulica, durante la operación
en tiempo real el OED deberá buscar minimizar la energía vertida. En
consecuencia, dentro de lo posible, el OED tomará los apartamientos que se
produzcan en tiempo real que requieran mayor generación aumentando la entrega
de dicha central. De ser más de una las centrales erogando excedentes por
vertedero, el OED buscará repartir los apartamientos entre estas centrales en
forma proporcional, tal como se hizo en el despacho, dentro de las
posibilidades y restricciones que se presenten en la operación. Sin embargo,
como consecuencia de los tiempos involucrados y de la dificultad de prever la
permanencia y magnitud exacta de los apartamientos, el resultado final de un
día sobre excedentes vertidos entre distintas centrales podrá no corresponder
exactamente con las proporciones programadas en el despacho.
11.
MODELADO DE LAS CENTRALES Y SUS RESTRICCIONES AGUAS ABAJO
Será
responsabilidad del Generador con centrales hidroeléctricas 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, Programación Semanal y
despacho diario, las centrales hidroeléctricas deberán informar al OED sus
restricciones operativas vigentes tanto en los niveles máximos y mínimos
permitidos en los embalses, como 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 al 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.
ANEXO
XV
ANEXO
23: REGULACION DE FRECUENCIA.
1.
OBJETO.
El OED,
como responsable del despacho y la administración de la operación del MEM, debe
en cada instante buscar el equilibrio entre la producción y los requerimientos
de la demanda dentro de la calidad de servicio pretendida y, en condiciones de
operación normal, mantener la frecuencia dentro de los límites definidos. Para
ello, diariamente debe asignar reserva para regulación de frecuencia
manteniendo, de existir el excedente de reserva necesario y el nivel de calidad
pretendido. En la operación en tiempo real debe realizar los ajustes necesarios
a dicha reserva para, de ser posible, compensar los apartamientos entre los
valores previstos y los reales, tanto en la oferta como en la demanda.
El
despacho de Regulación Primaria de Frecuencia (RPF) se realizará por área de
despacho, entendiendo por tal cada una de las áreas en que queda dividida la
oferta y la demanda como resultado del despacho económico y la saturación de
vínculos de Transporte. Dichas áreas están constituidas por el Mercado y las
áreas desvinculadas que resulten.
2.
REQUISITOS PARA LA HABILITACION DE MAQUINAS PARA PARTICIPAR EN LA REGULACION DE
FRECUENCIA.
El OED
es el responsable de habilitar máquinas y centrales del MEM para RF. Para ello,
debe desarrollar un Procedimiento Técnico para Regulación de Frecuencia en que
se fijen los requisitos técnicos a cumplir por los equipos de control y de
regulación de una máquina y/o central para poder llevar a cabo en forma
satisfactoria el servicio de RPF y de RSF, y dónde se indique la información
que debe suministrar el Generador para su modelado.
2.1.
REQUISITOS PARA LA REGULACION PRIMARIA DE FRECUENCIA
Una
máquina sólo puede ser habilitada a participar en la RPF si cumple con los
requisitos mínimos del sistema de regulación primaria de frecuencia que se
establezcan en el Procedimiento Técnico para Regulación de Frecuencia del OED.
Todo
Generador que quiera participar con una de sus máquinas en la RPF debe elevar
al OED una solicitud incluyendo la siguiente información, en carácter de
compromiso con el MEM, acompañada de la documentación que la avale.
a)
Identificación de la máquina.
b) Los
datos técnicos requeridos para RPF de acuerdo al Procedimiento Técnico para
Regulación de Frecuencia del OED.
2.2.
REQUISITOS PARA LA REGULACION SECUNDARIA DE FRECUENCIA.
Para
participar en la RSF una central debe cumplir con los siguientes requisitos.
a) Las
máquinas de la central con las que participará deben estar habilitadas para la
RPF.
b)
Contar con un enlace en tiempo real con el OED.
c)
Disponer del equipamiento e instrumental definidos para RSF en el Procedimiento
Técnico de Regulación de Frecuencia.
Todo
Generador que quiera participar con una central en la RSF debe presentar la
solicitud ante el OED incluyendo la siguiente información en carácter de
compromiso con el MEM, acompañada de la documentación que la avale.
a)
Identificación de la central que solicita habilitar para RSF, y de las máquinas
que participarán.
b)
Descripción de los dispositivos y datos requeridos por el Procedimiento Técnico
para Regulación de Frecuencia del OED.
c)
Gradiente de variación de potencia de las máquinas y rango asociado.
Un
grupo de centrales, pertenecientes a uno o más Generadores, que estén
habilitadas para RSF podrá participar en forma conjunta en dicha regulación si
cuentan con un Control Conjunto Automático de Generación (CCAG) habilitado. Los
requisitos técnicos para dicha equipamiento estarán definidos en el
Procedimiento Técnico para Regulación de Frecuencia del OED.
Todo
Generador o grupo de Generadores que quiera participar con un grupo de
centrales habilitadas para la RSF conjuntamente en dicha regulación debe
presentar la solicitud ante el OED incluyendo la siguiente información en
carácter de compromiso con el MEM, acompañada de la documentación que la avale.
a)
Identificación de el o los Generadores y de las centrales que se solicita
habilitar para control conjunto de RSF.
b)
Descripción del equipamiento de CCAG e información requerida por el
Procedimiento Técnico para Regulación de Frecuencia del OED.
2.3
METODOLOGIA PARA LA HABILITACION DE UNA MAQUINA
Ante
una solicitud de un Generador para la habilitación a participar en la RPF y/o
en la RSF o de uno o más Generadores para la habilitación del control conjunto
de RSF, el OED dentro de un plazo de 10 días hábiles debe verificar el
cumplimiento de todos los requisitos para la habilitación indicados en los
puntos 2.1. y 2.2. de este anexo.
De
cumplir todos los requisitos, el OED debe notificar a el o los Generadores
solicitantes y calificar a:
* la
máquina como habilitada para RPF de tratarse de una solicitud para participar
en la RPF;
* la
central como habilitada para RSF, identificando las máquinas correspondientes,
de tratarse de una solicitud para participar en la RSF;
* el
grupo de centrales como habilitadas para control conjunto de RSF de tratarse de
una solicitud para habilitación de un Control Conjunto Automático de Generación
(CCAG).
Esta
habilitación entra en vigencia a partir de la siguiente semana e implica el
compromiso por parte del Generador cada vez que oferte disponibilidad para
regulación de frecuencia de aportar, con los requisitos técnicos informados, la
reserva para RPF y/o RSF que le despache el OED.
Una vez
habilitada una máquina para RPF, el OED debe incluirla en el despacho como
máquina en condiciones de participar en la RPF a partir de la siguiente
Programación Semanal.
Una vez
habilitada una central para RSF o un grupo de centrales para CCAG, el OED debe
incluirla en el despacho como en condiciones de participar en la RSF a partir
de la siguiente Programación Semanal.
El
Generador debe informar al OED cualquier modificación en sus máquinas o
centrales o CCAG habilitadas para regulación de frecuencia que afecte los
requisitos necesarios para dicha habilitación. Si dicha modificación significa
que deja de cumplir con cualquiera de los requisitos para la habilitación, el
OED debe informar al Generador que pierde su condición de habilitada y el
motivo. El Generador podrá presentar posteriormente un nuevo pedido de habilitación
cuando cumpla nuevamente con todos los requisitos para la habilitación.
En la
Programación Estacional y Reprogramación Trimestral el OED debe incluir una
lista de:
* las
máquinas habilitadas para la RPF;
* las
centrales habilitadas para la RSF, identificando con qué máquinas cumplirá ese
servicio;
* los
grupos de centrales habilitadas para el control conjunto de RSF.
Si
durante el transcurso de un Período Trimestral se producen modificaciones en
las habilitaciones, ya sea por una nueva habilitación o la pérdida de una
habilitación, el OED debe notificar a los agentes junto con la información de
la siguiente Programación Semanal.
3.
PARTICIPACION DE UNA MAQUINA EN LA REGULACION DE FRECUENCIA
El OED
sólo puede asignar, en el despacho y la operación, como reserva para RF la
Reserva Rotante para Regulación (RR) en las máquinas y centrales del MEM
habilitadas y disponibles para ello.
3.1.
RESERVA PARA REGULACION PRIMARIA MAXIMA DE UNA MAQUINA.
Si
debido a limitaciones externas, la potencia operada de la central resulta menor
que la suma de las potencias máximas generables por sus máquinas generando, se
considera que esta limitación se reparte dentro de la central restringiendo la
reserva disponible de las máquinas en el orden dado por CVPD decreciente. Ante
máquinas de igual costo, se considera que la limitación se reparte en forma
proporcional a la potencia máxima de cada una de ellas. De este modo, para cada
máquina de la central se obtiene su potencia operada resultante de la
restricción.
Para el
despacho de reserva para regulación primaria, en un intervalo Spot la RR en una
máquina habilitada para RPF es la diferencia que surge en el despacho entre su
potencia operada y su potencia generada.
Junto
con la solicitud de habilitación, el Generador puede presentar ante el OED la
Reserva para Regulación Primaria Máxima que oferta en las máquinas térmicas y
centrales hidráulicas que solicita habilitar para RPF, adjuntando la necesaria
documentación técnica que lo avale. El OED debe analizar la documentación
presentada y, al habilitar la máquina térmica o central hidroeléctrica,
asignarle el porcentaje declarado salvo verificar que las características
técnicas del equipamiento ofertado son insuficientes para aportar este nivel de
reserva a la RPF. En este caso, debe informar al Generador el rechazo de su
declaración, junto con el motivo que lo justifica.
Para
aquellas máquinas térmicas o centrales hidroeléctricas habilitadas para RPF que
no cuenten con una declaración de Reserva para Regulación Primaria Máxima
habilitada, el OED le debe asignar:
* el
CINCO (5) %, de tratarse de una máquina térmica;
* el
DIEZ (10) %, de tratarse de una central hidroeléctrica.
Para
una máquina térmica o central hidroeléctrica no habilitada para RPF, debe
asignarle como porcentaje CERO (0).
3.2.
PARTICIPACION EN LA REGULACION PRIMARIA DE FRECUENCIA.
Cada
Generador del MEM asume como compromiso un aporte en cada intervalo Spot a la
reserva para RPF dado por el Requerimiento Obligado para Regulación Primaria
(ROBL) del área de despacho en que se ubica.
Este
compromiso lo debe cumplir en cada intervalo Spot cada máquina generando, ya
sea suministrando por sí misma la reserva para regulación primaria
correspondiente a dicho requerimiento obligado o pagando por la reserva
requerida que no aporta. Una máquina debe pagar la reserva que no aporta a la
RPF si su reserva para regulación primaria es menor que la necesaria para
cubrir el Requerimiento Obligado para Regulación Primaria de su área de
despacho. Una máquina vende el excedente que aporta a su área de despacho si su
reserva para regulación primaria despachada para el área es mayor que el
Requerimiento Obligado para Regulación Primaria de dicha área.
Si, de
la metodología definida en el punto 2.4.1. de LOS PROCEDIMIENTOS, resulta el
Porcentaje Estacional para Regulación Primaria (RP%) mayor que el
correspondiente al Porcentaje Obligado para Regulación Primaria (OBL%), el
costo de la reserva para regulación primaria adicional requerida es pagado por
los agentes Distribuidores y Grandes Usuarios. El Generador que aporte a este
requerimiento adicional recibe una remuneración por ello pagada por los agentes
consumidores.
3.3.
PARTICIPACION EN LA REGULACION SECUNDARIA DE FRECUENCIA.
Por sus
características, en cada intervalo Spot la RSF se asigna a una sola central o
en forma conjunta a un grupo de centrales si las mismas cuentan con un CCAG
habilitado. El servicio es remunerado por los agentes Consumidores a través del
Cargo por Servicios Asociados a la Potencia.
4.
CALIDAD DE LA REGULACION DE FRECUENCIA
4.1.
REQUERIMIENTO MINIMO DE RESERVA PARA REGULACION PRIMARIA DE FRECUENCIA.
El
requerimiento mínimo de reserva para Regulación Primaria de Frecuencia define
la reserva para RPF por debajo del cual no se puede mantener la calidad mínima
del sistema, ya que se pierde el control de la operabilidad del sistema
eléctrico ante la imposibilidad de responder en tiempo y controlar los
apartamientos instantáneos normales de la demanda. En condiciones normales,
tanto en el despacho como en la operación en tiempo real, el OED debe utilizar
todos los recursos disponibles para buscar abastecer la demanda con un nivel de
reserva para regulación primaria no menor que dicho mínimo, incluso pudiendo
para ello forzar máquinas habilitadas para RPF que por despacho económico no
resultarían generando.
El OED
debe realizar un estudio evaluando el porcentaje de requerimiento mínimo de
reserva para Regulación Primaria de Frecuencia. El OED debe elevar a la
SECRETARIA DE ENERGIA un informe evaluando dicho requerimiento de reserva para
regulación primaria mínima, fundado en motivos técnicos, y operativos de
seguridad del servicio. La SECRETARIA DE ENERGIA analizará el estudio y dentro
de los QUINCE (15) días hábiles responderá al OED en forma escrita ya sea
aceptando la propuesta o emitiendo observaciones y/o solicitando
modificaciones.
De no
recibir observaciones dentro del plazo indicado o de ser notificado de la
aprobación, el OED debe considerar el valor propuesto como mínimo requerido
para RPF. De solicitar la SECRETARIA DE ENERGIA modificaciones, el OED debe
realizar un nuevo estudio con los ajustes correspondientes. El valor que así
resulte será considerado la reserva mínima necesaria en el MEM para RPF. El OED
debe enviar el informe final a la SECRETARIA DE ENERGIA y a los agentes del
MEM.
De
verificar cambios que hagan necesarios una revisión de este requerimiento
mínimo, el OED debe realizar un nuevo estudio y presentarlo a la SECRETARIA DE
ENERGIA solicitando el cambio al valor de reserva mínimo vigente, justificando
el motivo de la modificación solicitada. El procedimiento para su aprobación es
el mismo que para la aprobación del estudio inicial. El nuevo valor entrará en
vigencia a partir del Período Estacional posterior a su aprobación.
Junto
con la Programación Estacional el OED debe notificar el nivel de reserva mínima
para RPF vigente en el MEM.
4.2.
REQUISITO DE REPARTIR LA RESERVA PARA REGULACION PRIMARIA DE FRECUENCIA.
Toda
máquina habilitada y ofertada como disponible para RPF que resulte generando en
el despacho, incluyendo las máquinas forzadas, debe ser despachada por el OED
generando con una reserva para RPF no menor que la correspondiente al
Requerimiento Obligado para Regulación Primaria (ROBL) de su área de despacho,
salvo condiciones y restricciones que lo impidan como ser:
* su
Reserva para Regulación Primaria Máxima es menor que la reserva obligada
requerida;
*
existe condición de déficit para cubrir el abastecimiento de la demanda.
4.3.
FACTOR DE EFICIENCIA.
La RSF
posee el máximo de efectividad si las componentes lentas de la frecuencia están
en todo momento en la frecuencia nominal, ya que en ese caso está siempre
disponible el total de la reserva para RPF asignada. Cuando las componentes
lentas de la frecuencia, en valores medios, se alejan del valor nominal se
produce una disminución de la reserva para RPF.
Dado un
nivel de reserva para RPF (RRP) con un estatismo (E), la reserva dispuesta para
la RPF se agota para una desviación media de la frecuencia igual a:
Dfmx pu
= (RRP pu * E pu ) |
Cuando
se agota la reserva para la RPF, resulta que la eficiencia de la RSF es nula.
En el
MEM, para valorizar la eficiencia de la RSF el OED debe calcular el Factor de
Eficiencia Instantáneo (FERSI) que mide la porción de la reserva prevista para
la RPF efectivamente disponible en cada intervalo Spot.
FERSI = 1 - |
DfF / Dfmx | |
dónde:
* DfF =
desviación filtrada de la frecuencia;
* Dfmx
= desviación de frecuencia que agota la reserva para RPF.
Cuando
la desviación filtrada de la frecuencia (DfF) iguala la desviación de
frecuencia que agota la reserva para Regulación Primaria de Frecuencia (Dfmx),
el Factor de Eficiencia Instantáneo (FERSI) es nulo. En cambio, cuando la
frecuencia media coincide con la nominal el factor de eficiencia es igual a
uno.
En la
operación real, el OED debe determinar para cada intervalo Spot el Factor de
Eficiencia (FERSH) realizando un promedio dentro del intervalo Spot de los
valores absolutos de las desviaciones filtradas de la frecuencia.
El OED debe
definir e informar junto con la Programación Estacional el valor mínimo
estacional para el Factor de Eficiencia para la Regulación Secundaria de
Frecuencia (FERSHMIN) y el valor estacional de desviación de frecuencia que
agota la reserva para Regulación Primaria de Frecuencia (Dfmx).
4.4.
INTERCAMBIOS ENTRE AREAS DE RESERVA PARA REGULACION PRIMARIA DE FRECUENCIA.
El
compromiso de una máquina es aportar la reserva para regulación primaria al
área de despacho en que se ubica. De acuerdo a la relación que exista entre RR
disponible en el parque generando y el correspondiente requerimiento de
Porcentaje Estacional para Regulación Primaria de la demanda puede resultar
insuficiente la RR disponible en un área de despacho y existir excedentes en
otras áreas de despacho.
En un
intervalo Spot, se denomina importación de reserva para regulación primaria en
un área de despacho a la compra de reserva para regulación primaria de máquinas
ubicadas en otras áreas de despacho del MEM, que cuentan con excedentes luego
de cubrir el requerimiento correspondiente al Porcentaje Estacional para
Regulación Primaria de la demanda de su área. Esta importación se logra
mediante la reducción de la energía transmitida del área exportadora al área
importadora para dejar capacidad libre de Transporte dónde ubicar la reserva
para regulación primaria. La reserva para regulación primaria que la máquina de
un área de despacho aporta a otra área a la que no pertenece es remunerada al
precio de la RPF en el área importadora.
Al
realizar el despacho de reserva para regulación primaria, el OED debe analizar
en cada área de despacho para cada intervalo Spot la relación entre la RR y el
requerimiento dado por Porcentaje Estacional para Regulación Primaria.
* De
ser mayor la oferta de RR que el requerimiento de reserva para regulación
primaria para la demanda del área de despacho, dicha área cuenta con excedentes
exportables a otras áreas de despacho.
* De
ser insuficiente la oferta de RR en el área de despacho para cubrir el
requerimiento de reserva para regulación primaria de la demanda, dicha área se
encuentra en una condición de riesgo de déficit de regulación. En este caso,
con el objetivo de lograr la calidad pretendida asociada a la reserva para RPF,
el OED debe habilitar la importación de reserva para regulación primaria al
área.
La
importación de reserva para regulación primaria es una reducción en la energía
transportada a través de la red que conecta el área de despacho exportadora con
el área importadora y en consecuencia modifica el despacho de generación en las
áreas de despacho involucradas. La oferta de un Generador de vender reserva
para regulación primaria a otra área de despacho no puede superar el valor
máximo en que se puede reducir su generación.
La
oferta total de reserva para regulación primaria de un área a otra área queda
limitada por la potencia en que se puede incrementar la generación local para
cubrir la reducción de los Generadores que ofertan excedentes.
La
importación total de reserva para regulación primaria a un área queda limitada
por la potencia en que se puede incrementar la generación local para cubrir la
reducción de la energía inyectada por la red de Transporte.
Al
habilitarse la importación de reserva para regulación primaria a un área de
despacho y existiendo otras áreas con excedentes exportables, el OED debe
convocar a los Generadores generando con centrales y/o máquinas habilitadas y
disponibles con excedentes de RR en dichas áreas exportadoras a ofertar para
cubrir el requerimiento de reserva para regulación primaria faltante en el área
con riesgo de déficit de regulación.
Cada
Generador convocado debe informar al OED su oferta, indicando el valor en que
está dispuesto a reducir su generación para dejar capacidad libre en el vínculo
de Transporte y vender reserva para regulación primaria a través de capacidad
de Transporte.
Si el
Generador no está dispuesto a reducir su generación debe ofertar CERO (0). Si
un Generador no responde, el OED debe considerar que su oferta es CERO (0).
5.
DESPACHO DE LA RESERVA PARA REGULACION PRIMARIA
El
despacho de reserva para regulación primaria consiste en asignar la RR
disponible al cubrimiento del requerimiento de energía regulante para el
servicio de RPF para la demanda.
Diariamente,
el OED realiza el predespacho de generación y obtiene como resultado la carga
prevista en el parque, las áreas de despacho, y la RR disponible en el parque
previsto generando. Con esta información, debe realizar el predespacho de
reserva para regulación primaria, que debe incluir todas las restricciones
operativas, de Transporte y de abastecimiento que pueden limitar la RR.
Este
predespacho sirve de base para la operación en tiempo real y establece la
reserva para regulación primaria despachada en cada máquina térmica y central
hidroeléctricos y los precios que se deben utilizar para las transacciones
económicas por RPF. Los porcentajes asignados y los precios resultantes sólo
pueden ser modificados por un redespacho de la reserva para regulación
primaria.
5.1.
OFERTA DISPONIBLE
Para el
Mercado sólo se consideran como oferta:
a) las
máquinas habilitadas y disponibles que no se encuentren en áreas desvinculadas;
b) en
caso de haber habilitado el OED importación de reserva para regulación primaria
ante una condición de riesgo de déficit de regulación, las máquinas habilitadas
y disponibles en áreas desvinculadas con excedentes regulantes exportables que
ofertan aportar al Mercado, con una reserva disponible igual a la reducción
ofertada en su programa de generación.
Para
cada área desvinculada la oferta está formada por:
a) las
máquinas habilitadas y disponibles que se encuentren en dicha área;
b) en
caso de haber habilitado el OED la importación de reserva para regulación
primaria ante una condición de riesgo de déficit de regulación, las máquinas
habilitadas y disponibles en otras áreas de despacho que cuentan con excedentes
regulantes exportables y ofertan exportación de reserva para regulación
primaria al área.
Como
resultado del despacho de reserva para regulación primaria, cada máquina
térmica y cada central hidroeléctrica tiene asignado un porcentaje de su RR
disponible para RPF. Se considera que cada máquina generando dentro de una
central hidroeléctrica está aportando el porcentaje de reserva asignado a la
central en su conjunto, o sea que la reserva para regulación primaria se
reparte entre todas sus máquinas generando.
5.2.
REQUERIMIENTO DE ENERGIA REGULANTE PARA REGULACION PRIMARIA DE FRECUENCIA.
Para
cada intervalo Spot “h” resulta un Requerimiento de Energía Regulante para RPF
(ER) de acuerdo a la demanda a abastecer y el Porcentaje Estacional para
Regulación Primaria (RP%).
En un
área de despacho “a”, la energía regulante necesaria cada intervalo Spot para
cubrir el requerimiento definido en la Programación Estacional corresponde al
Porcentaje Estacional para Regulación Primaria (RP%) de la energía requerida
para abastecer la demanda en el área de despacho (DEMAB) en dicho intervalo
Spot, o sea la demanda más las pérdidas.
ER h
a = RP% * DEMAB h a |
siendo
ER h a el Requerimiento de Energía Regulante para RPF en
el área “a” en el intervalo Spot “h” correspondiente al Porcentaje Estacional
para Regulación Primaria.
Análogamente,
el Requerimiento Obligado para Regulación Primaria en el área “a” en el
intervalo Spot “h” se calcula con el Porcentaje Obligado para Regulación
Primaria (OBL%).
ROBL h
a = OBL% * DEMAB h a |
Para un
intervalo Spot “h”, el porcentaje de reserva para regulación primaria (RPFEST%)
para cada máquina térmica y central hidroeléctrica para cubrir el requerimiento
de su área de despacho correspondiente al Porcentaje Estacional para Regulación
Primaria está dado:
a) en
el Mercado y en cada área desvinculada importadora “a”, por el Porcentaje
Estacional para Regulación Primaria (RP%);
RPFEST%h
a = RP% |
b) en
cada área desvinculada exportadora “a”, el porcentaje resultante de la relación
entre el Requerimiento de Energía Regulante para RPF (ER) y la generación del
área (GENER).
RPFEST%h
a = ER h a / GENER h a |
Para un
intervalo Spot “h”, el porcentaje de reserva para regulación primaria obligada
(RPFOBL%) de cada máquina térmica y central hidroeléctrica del área
correspondiente a su compromiso de aportar al Requerimiento Obligado para
Regulación Primaria está dado por:
a) en
el Mercado y cada área desvinculada importadora “a”, el Porcentaje Obligado
para Regulación Primaria (OBL%);
RPFOBL%h
a = OBL% |
b) para
cada área desvinculada exportadora “a”, el porcentaje resultante de la relación
entre el Requerimiento Obligado para Regulación Primaria (ROBL) y la generación
del área (GENERL).
RPFOBL%h
a = ROBL h a / GENERL h a |
5.3.
MODELADO DE LA OFERTA REGULANTE EN UN AREA.
Para el
despacho de reserva para regulación primaria, una máquina térmica y/o central
hidroeléctrica habilitada y disponible para RPF en un intervalo Spot oferta a
su área de despacho una RR igual a la diferencia entre su potencia operada y su
potencia generada prevista en el despacho de generación, salvo que dicha
reserva represente un porcentaje de la potencia generada prevista superior a su
Reserva para regulación primaria Máxima, en cuyo caso su reserva ofertada
corresponde al producto de la Reserva Máxima por la potencia prevista generada.
Para
las centrales hidroeléctricas, si el mantenimiento de esta reserva significaría
vertimiento, o sea que la central se vería forzada a verter la energía no
despachada, el OED debe limitar la RR al máximo posible que no fuerce
vertimiento, salvo que el Generador notifique al OED su autorización a aportar
un nivel de reserva mayor. En este caso el OED debe considerar como reserva
ofertada la autorizada por el Generador.
En caso
de habilitarse importación de reserva para regulación primaria, para las
transacciones económicas de RPF se considera como si cada máquina que vende
reserva a un área de despacho a la que no pertenece se divide en varias
submáquinas.
a) Una
máquina que genera y vende generación y reserva para regulación primaria dentro
de su área de despacho al precio correspondiente (precio de la energía y precio
de la RPF en su área de despacho).
b) Una
máquina por área de despacho que toma como importación su oferta, que vende
sólo reserva para regulación primaria y que se ubica en dicha área. Se modela
en el área importadora como “máquina reserva para regulación primaria
importación” y se ubica en la capacidad libre de Transporte.
Vende
sólo reserva para regulación primaria al precio de la RPF en el área
importadora.
5.4.
DESPACHO DE LA IMPORTACION DE RESERVA PARA REGULACION PRIMARIA.
Para
cada área de despacho con riesgo de déficit de regulación, el OED debe asignar
la reserva faltante entre las importaciones ofertadas, tomando las ofertas en
el orden dado por costo de generación decreciente.
Una vez
definida la importación de reserva para regulación primaria y la reducción
correspondiente en la generación de las máquinas y centrales cuyas ofertas
fueron aceptadas, el OED debe ajustar el predespacho de generación del MEM para
incorporar el modelado de la importación de reserva para regulación primaria
asignada.
* Se
limita la potencia máxima generable a las máquinas cuya reducción de generación
fue aceptada para vender reserva para regulación primaria a otra área, de forma
tal que en el despacho de generación resulten con la potencia correspondiente a
la reducción aceptada.
* Se
limita la capacidad de Transporte en los vínculos en que se ubica reserva para
regulación primaria, para que del despacho de generación resulte esa capacidad
libre. No se considera que se modifica la característica de vínculo saturado, y
se mantienen por lo tanto las mismas áreas desvinculadas.
El OED
debe realizar el despacho de reserva para regulación primaria incorporando las
ofertas aceptadas de reserva para regulación primaria de otras áreas y
limitando en correspondencia la capacidad de Transporte para dejar la necesaria
reserva libre en el vínculo.
El
Transporte debe ser modelado descontando de su capacidad la reserva para
regulación primaria aceptada como importación.
5.5.
DESPACHO DE LA RESERVA PARA REGULACION PRIMARIA
El OED
debe realizar el predespacho de la reserva para regulación primaria asignando
en primer lugar a cada máquina habilitada y disponible para RPF del área el
porcentaje de reserva para regulación primaria para RPF correspondiente al
requerimiento definido para el Período Estacional (RPFEST%), salvo que su
Reserva para regulación primaria Máxima sea menor que este valor en cuyo caso
debe asignar el porcentaje tope dado por la Reserva para regulación primaria
Máxima habilitada. De estar habilitada la importación de reserva para
regulación primaria, a cada máquina reserva para regulación primaria
importación le debe asignar la oferta de importación aceptada.
Con la
reserva asignada a cada máquina del área, que se denomina asignación inicial de
reserva para regulación primaria, más la importación de reserva para regulación
primaria aceptada, que puede ser cero de no existir condición de riesgo de
déficit para regulación, el OED debe totalizar la energía regulante asignada. Si
es menor que el Requerimiento de Energía Regulante para Regulación Primaria
(ER), el OED debe realizar el predespacho de la reserva para regulación
primaria faltante.
El OED
debe calcular para cada máquina térmica y central hidroeléctrica habilitada y
disponible del área, la reserva para regulación primaria restante como la
diferencia entre su oferta de RR y la asignación inicial de reserva para
regulación primaria.
El OED
debe asignar una reserva para regulación primaria adicional a cada máquina
térmica y central hidroeléctrica del área repartiendo el requerimiento de
reserva para regulación primaria faltante en forma proporcional a la
participación de la reserva para regulación primaria restante de la máquina o
central dentro de la reserva restante total del área.
Como
resultado cada central y máquina habilitada y disponible del área resulta
despachada con una reserva para regulación primaria igual a la suma de la
asignación inicial más la reserva para regulación primaria adicional. De
haberse habilitado la importación de reserva para regulación primaria, cada
máquina térmica y central hidroeléctrica de otras áreas cuya oferta fue
aceptada resulta con una reserva asignada como aporte al área de despacho
importadora.
5.6.
DEFICIT DE REGULACION OPTIMA EN EL AREA.
Para un
área de despacho de ser la reserva para regulación primaria despachada, en las
máquinas térmicas y centrales hidroeléctricas del área más la aceptada como
importación, insuficiente para cubrir el Requerimiento Optimo para Regulación
Primaria (ROR) se considera que el área resulta con un Déficit de Regulación
Primaria Optima.
5.7.
PRECIO DE LA REGULACION PRIMARIA DE FRECUENCIA
El
precio de la RPF queda definido en cada intervalo Spot con el despacho de
reserva para regulación primaria.
Cada
intervalo Spot, en un área de despacho el precio de la RPF refleja la relación
entre la demanda, dada por el Requerimiento Optimo para Regulación Primaria
(ROR), y la oferta dada por la reserva para regulación primaria disponible para
el área, a través de reserva para regulación primaria en máquinas térmicas y
centrales hidroeléctricas del área y reserva para regulación primaria en
capacidad libre de Transporte. Cuando surge un Déficit de Regulación Primaria
Optima, se incrementa el riesgo de cortes por encima del óptimo económico por
falta de reserva para regulación primaria para cubrir apartamientos, y se
considera que la reserva óptima faltante la aporta la máquina falla.
Para un
área de despacho en un intervalo Spot, de no existir en el despacho de reserva
para regulación primaria Déficit de Regulación Primaria Optima, el Precio de la
Energía para Regulación Primaria (PRP) está dado por el precio Spot de la
energía en el área de despacho (PSPOT), o sea el Precio de Mercado o el Precio
Local que corresponda, resultante de la generación y condiciones previstas en
el despacho de reserva para regulación primaria.
Sin
Déficit de Regulación Primaria Optima, PRP h a = PSPOT h
a |
Si por
el contrario surge Déficit de Regulación Primaria Optima, el Precio de la
Energía para Regulación Primaria (PRP) está dado por el promedio entre el
precio Spot de la energía en el área de despacho, ponderado por la reserva para
regulación primaria asignada, y el precio de la primera máquina falla, o sea el
costo asignado al primer escalón de falla, ponderado con la reserva para
regulación primaria faltante y un factor de impacto.
Con
Déficit de Regulación Primaria Optima, PSPOT h a
*RESDESP h a + PFALLA*KI * (ROR h a
-RESDESP h a ) PRP h
a = ——————————————————————————————ROR h a |
siendo:
* h =
Intervalo Spot
* a =
Area de despacho
* PSPOT
h a = Precio Spot de la energía en el intervalo Spot “h”
en el área “a” que resulta en el despacho de reserva para regulación primaria.
*
PFALLA = Costo asignado al primer escalón de falla.
* KI =
Factor de Impacto, que representa el impacto sobre el riesgo de falla de la
falta de RPF y que es definido por la SECRETARIA DE ENERGIA como un valor entre
CERO COMA TRES (0,3) y UNO (1,0). Inicialmente se define KI = UNO (1,0).
*
RESDESP h a = Energía regulante asignada en el despacho
de reserva para regulación primaria.
Si este
precio resulta menor que el precio Spot de la energía previsto, el Precio de la
Energía para Regulación Primaria se considera igual al precio Spot de la
energía en el área de despacho.
5.8
RESULTADO DEL DESPACHO DE RESERVA PARA REGULACION PRIMARIA
Con el
despacho de la reserva para regulación primaria el OED obtiene para cada
intervalo Spot:
* el
porcentaje de reserva para RPF asignada a cada máquina térmica y cada central
hidroeléctrica para su área de despacho;
* la
reserva para RPF asignada a cada máquina térmica y central hidroeléctrica de un
área de despacho como exportación a otra área.
Resulta
así en cada máquina térmica y central hidroeléctrica y para cada intervalo Spot
una potencia prevista generar, y una reserva para regulación primaria (cero si
no participen en la regulación) aceptada como compromiso de RPF.
Junto
con los resultados del despacho diario, el OED debe informar a los Generadores
los porcentajes de reserva para regulación primarias despachados en cada
intervalo Spot en sus máquinas y el precio en cada intervalo Spot,
discriminando por área de despacho a la que se aporta esta reserva para
regulación primaria.
5.9.
REDESPACHO DE LA RESERVA PARA REGULACION PRIMARIA
En la
operación real, la reserva para regulación primaria se irá utilizando en
función de los apartamientos que surjan en la oferta y la demanda.
Sólo en
el caso de modificarse la oferta de reserva para regulación primaria ante
entradas y/o salidas no previstas de máquinas habilitadas o inconvenientes
informados por el Generador que limitan su capacidad de regulación o
modificación en las restricciones previstas de Transporte, el OED debe realizar
un redespacho de la reserva para regulación primaria.
Para
las transacciones de RPF el OED debe utilizar los porcentajes y precios de la
RPF resultantes del despacho de reserva para regulación primaria vigente.
6.
DESPACHO DE LA REGULACION SECUNDARIA
A lo
largo del día pueden resultar asignadas distintas centrales a la RSF.
6.1.
LISTA DE MERITO PARA REGULACION SECUNDARIA
Junto
con los datos para la Programación Semanal de la primera semana de un mes, los
Generadores deben informar para cada central hidroeléctrica habilitada y
disponible para RSF su oferta de precio para dicho servicio durante las semanas
consideradas pertenecientes al mes, expresado como un porcentaje del precio
Spot de la energía en el Mercado.
Para
toda central habilitada y disponible para RSF que no oferte o que oferte un
valor superior al Porcentaje Máximo para Regulación Secundaria, el OED debe
considerar como porcentaje requerido el tope dado por el Porcentaje Máximo para
Regulación Secundaria.
El OED
debe ordenar según una Lista de Mérito las centrales habilitadas y disponibles
para RSF.
a)
Centrales Hidráulicas: Se las coloca en el primer lugar de la lista de mérito,
ordenadas de menor a mayor de acuerdo al porcentaje del precio Spot de la
energía requerido como precio de la reserva para RSF. Ante dos centrales de
igual porcentaje, se las ordena de mayor a menor de acuerdo a su gradiente de
variación de potencia.
b)
Centrales Térmicas: Se las considera a continuación de las centrales
hidroeléctricas. Se ordenan de mayor a menor de acuerdo a su costo marginal en
el Mercado (CMM c Comb ), calculado como el promedio ponderado de los costos
marginales en el Mercado de las máquinas de la central habilitadas y
disponibles resultado de sus Costo Variable de Producción, los combustibles
previstos consumir y el factor de nodo asociado a la central.
6.2.
REQUERIMIENTO DE ENERGIA REGULANTE.
Para
cada intervalo Spot “h” resulta un Requerimiento de Energía Regulante para RSF
(ES) de acuerdo a la demanda a abastecer en el MEM (DEMABMEM) y el Porcentaje
Estacional para Regulación Secundaria (RSEST%).
ES h
= RSEST% * DEMABMEM h |
siendo
ES h la energía regulante requerida para RSF en el intervalo Spot “h”.
6.3.
DESPACHO DE LA REGULACION SECUNDARIA
En una
condición de déficit con cortes programados en el Mercado, el OED no debe
realizar despacho de RSF.
En
condiciones sin cortes programados, el OED debe realizar el despacho de RSF
analizando en cada central habilitada generando la reserva restante disponible
para RSF. Esta reserva se calcula restando de su potencia operada la generación
prevista y la reserva para regulación primaria asignada para RPF.
Para
cada intervalo Spot, el OED debe en primer lugar buscar asignar la RSF a una
central hidroeléctrica. Para ello debe tomar la primera central hidroeléctrica,
de acuerdo al orden dado por la lista de mérito, que cuente con oferta de
reserva restante disponible para RSF mayor o igual que el Requerimiento de
Energía Regulante para RSF.
Si se
finaliza la lista sin encontrar ninguna central hidroeléctrica con la reserva
necesaria, el OED debe buscar asignar a un grupo de centrales hidroeléctricas
que cuente con CCAG habilitado. Para ello debe tomar el conjunto de centrales
que cuente con reserva restante disponible para RSF mayor o igual que el
Requerimiento de Energía Regulante para RSF. Si hay más de un grupo, debe tomar
el que totalice mayor reserva restante disponible para RSF.
Si se
finaliza la lista sin encontrar ninguna central hidroeléctrica o grupo de
centrales hidroeléctricas con la reserva necesaria, el OED debe buscar asignar
la RSF a una central térmica. Para ello debe tomar la primera central térmica,
de acuerdo al orden dado por la lista de mérito, que cuente con reserva
restante disponible para RSF suficiente para cubrir Requerimiento de Energía
Regulante para RSF.
Si
ninguna central hidroeléctrica, o conjunto de centrales hidroeléctricas o
central térmica tiene la reserva necesaria, el OED debe requerir a cada central
hidroeléctrica en el orden dado por la lista de mérito, disminuir su programa
de generación para contar con más reserva y poder cumplir con la RSF. A la
primera central que acepte, el OED le debe modificar su despacho de generación
y asignar la reserva para RSF.
Si
ninguna central hidroeléctrica acepta el requerimiento, el OED debe requerir
los grupos de centrales hidroeléctricas con CCAG disminuir su programa de
generación para contar con más reserva y poder cumplir con la RSF. Entre las
ofertas recibidas, el OED debe asignar la RSF al grupo de centrales que
represente la menor reducción en su generación. En este caso, el OED informará
a cada central involucrada la parte de la reducción aceptada para el grupo
entre cada una de las centrales.
Si no
se reciben ofertas de reducir la generación, el OED debe establecer un valor de
reserva menor y asignar la RSF a la central hidroeléctrica o conjunto de
centrales hidroeléctricas con CCAG con mayor reserva restante disponible. En
este caso, surgirá un déficit de regulación secundaria.
Del
despacho resulta una Reserva Rotante para Regulación Secundaria (RRS) asignada
igual al Porcentaje Estacional para Regulación Secundaria (RSEST%) salvo una
condición de déficit de regulación secundaria en que resultará un valor menor.
6.4.
PRECIO DE LA REGULACION SECUNDARIA DE FRECUENCIA
Para un
intervalo Spot el Precio de la Energía para Regulación Secundaria (PRS) está
dado por un porcentaje del precio Spot de la energía en el Mercado que resulta
en la operación diaria.
En los
intervalos Spot en que la RSF se asigna a una central hidroeléctrica sin
necesidad de recurrir a reducir su despacho, el porcentaje está dado por el
requerido por dicha central para realizar la RSF. En todos los otros casos, el
porcentaje está dado por el Porcentaje Máximo para Regulación Secundaria.
6.5.
RESULTADO DEL DESPACHO
Con el
despacho de RSF el OED obtiene la o las centrales a las que se asigna el
servicio y la reserva despachada para ello.
Junto
con los resultados del despacho diario, el OED debe informar a los agentes
Generadores la asignación de la central o grupo de centrales responsables por
períodos de tres o más horas, la reserva asignada y el porcentaje del Precio de
Mercado a utilizar para el cálculo del precio de la RSF.
En un
intervalo Spot, para el cálculo de la remuneración de la RSF el OED debe
utilizar los porcentajes y precios de la energía resultantes del despacho de
generación vigente.
6.6.
REDESPACHO DE LA REGULACION SECUNDARIA
En la
operación real, de modificarse significativamente la oferta de reserva para
RSF, el OED debe realizar un redespacho de la RSF.
7.
OPERACION EN TIEMPO REAL.
En la
operación en tiempo real, toda central y/o máquina que participa en la
regulación de frecuencia que tenga una disminución en su potencia máxima
generable debe informar inmediatamente el nuevo valor al OED, quien debe
realizar un redespacho de reserva para regulación primaria con la nueva
restricción. De afectar también a una central asignada a la RSF, debe también
realizar el redespacho de RSF.
Si
durante la operación una máquina y/o central queda imposibilitada de seguir
participando en la regulación de frecuencia, debe notificarlo inmediatamente al
OED quien debe considerar que a partir de ese momento su aporte a la reserva
para regulación primaria es nula. El OED debe realizar un redespacho de reserva
para regulación primaria para la nueva condición. De afectar también a una
central asignada a la RSF, debe también realizar el redespacho de RSF.
8.
DETERMINACION DEL FACTOR DE EFICIENCIA DE LA REGULACION SECUNDARIA DE
FRECUENCIA
Para
determinar el Factor de Eficiencia de la RSF el OED debe seguir el siguiente
procedimiento.
a)
Adquirir la señal de frecuencia cada DIEZ (10) segundos.
b)
Filtrar la desviación de la frecuencia con un filtro pasabajos de promedio
móvil de SEIS (6) minutos.
c)
Realizar el promedio del intervalo Spot de los valores absolutos de las desviaciones
filtradas de la frecuencia ( DfF h ).
d)
Calcular el factor de eficiencia para un intervalo Spot “h” con la siguiente
fórmula.
FERSH h
= 1- | DfF h / Dfmxa | |
donde
Dfmxa es la desviación de frecuencia que agota la reserva para RPF, y que es
establecida en la Programación Estacional.
El OED
debe contar en su Centro de Control con el equipamiento de medición necesario
para la determinación de este factor.
9.
TRANSACCIONES DE RESERVA PARA REGULACION PRIMARIA.
En la
operación en tiempo real, la reserva para regulación primaria tomará los
apartamientos de la oferta y la demanda respecto de los valores previstos.
Las
transacciones de reserva para regulación primaria corresponden al compromiso
asumido en el despacho de participar en la RPF con una determinada reserva, y
no respecto de la reserva real que resulte en la operación real. En
consecuencia, se realizan con el despacho de reserva para regulación primaria
vigente, tanto en lo que hace a los porcentajes asignados como el precio.
9.1.
TRANSACCIONES PARA LOS GENERADORES.
9.1.1.
Objeto.
Las
transacciones por RPF tienen por objeto que quede reflejado en los ingresos de
los Generadores la participación de cada uno en la RPF, de forma tal que
reduzca su remuneración por energía en la medida en que aporte por debajo del
porcentaje de reserva para regulación primaria que tiene como compromiso
(RPFOBL%) en cada una de sus máquinas, e incrementándola si aporta por encima.
En el
despacho económico, el OED debe representar la reserva para regulación primaria
en cada máquina habilitada y disponible para RPF como una reducción en su
capacidad máxima generable. Esta restricción adicional que se fuerza afecta el
despacho económico del MEM, y en consecuencia el precio Spot de la energía
incluye el costo de la reserva para regulación primaria.
9.1.2.
Acuerdos de reserva para Regulación Primaria de Frecuencia.
Un
Generador podrá realizar un Acuerdo de Reserva para Regulación Primaria con
otro Generador, en que la parte vendedora asume el compromiso de aportar, ya
sea con reserva en generación propia o pagando por la reserva que no aporta, la
reserva para Regulación Primaria de Frecuencia obligada (RPFOBL%) de una o más
máquinas térmicas y/o centrales hidroeléctricas que pertenecen a la parte
compradora.
Junto
con la información para la Programación Semanal, los Generadores deben informar
al OED los Acuerdos de Reserva para Regulación Primaria vigentes. Para las
transacciones económicas asociadas a la Regulación Primaria de Frecuencia, el
OED sólo tendrá en cuenta aquellos acuerdos que hayan sido informados por ambas
partes dentro de los plazos indicados. El OED deberá rechazar un acuerdo si se
da alguna de las siguientes condiciones:
· Una
parte informa el acuerdo pero la otra parte no informa que exista acuerdo.
· Ambas
partes informan el acuerdo pero la información asociada al acuerdo que
suministran es distinta.
Para
informar un Acuerdo de Reserva para Regulación Primaria, las partes deberán
suministrar al OED los siguientes datos:
· Condiciones
técnicas que corresponden al Acuerdo.
· Identificación
del Generador que suministra la información, indicando si es la parte
compradora o vendedora.
· Identificación
del Generador que es la otra parte del acuerdo.
· Vigencia
del acuerdo, que deberá ser por una o más semanas, entendiéndose por semana los
SIETE (7) días incluidos en una Programación Semanal.
· Máquinas
de la parte compradora de cuyo aporte obligado para Regulación Primaria de
Frecuencia se hará cargo la parte vendedora, ya sea con reserva propia o
pagando por la reserva que no aporta en máquinas propias.
9.1.3. Ajuste por obligación de
reserva para regulación primaria.
El ajuste en la remuneración
por energía de una máquina “q” teniendo en cuenta su reserva para regulación
primaria para un intervalo Spot “h” resulta:
AJUSRPF
h q = REMRPF h q + åb
(EXPRPF h q,b) |
donde:
* REMRPF h q
= Ajuste por RPF del área, o sea la reserva para regulación primaria que aporta
al área de despacho “a” en que se ubica.
* EXPRPF h q,b
= Ajuste por excedentes de reserva para regulación primaria aportados como
exportación a otra área de despacho “b”.
Para cada intervalo Spot “h” en
cada máquina “q”, el OED debe calcular el ajuste por RPF del área en base al
porcentaje de reserva para regulación primaria despachado en la máquina para
aportar a su área de despacho (RPFDESP) y su relación con el compromiso que
tienen los Generadores de dicha área (RPFOBL%).
REMRPF
h q = PRP h a * PDESP h
q *(RPFDESP%h q - RPFOBL%h a
) |
dónde:
* PDESP h q
= Generación prevista en el despacho regulante vigente.
* PRP h a
= Precio de la RPF en el área de despacho “a”.
* RPFOBL% h a
= Porcentaje de reserva para regulación primaria que tiene como compromiso las
máquinas del área de despacho “a” en el intervalo Spot “h”.
* RPFDESP%h q
= Porcentaje de reserva para regulación primaria asignado en el despacho
vigente de reserva para regulación primaria para el área de despacho “a” en que
se ubica la máquina.
Estando el área en una
condición de déficit con cortes programados a la demanda, el OED debe considerar
que no existen transacciones de RPF y que el ajuste por RPF del área (REMRPF)
es cero para todas las máquinas del área.
Cuando la máquina “q” en un
intervalo Spot “h” resulta en un área de despacho “a” y exporta excedentes
regulantes para la demanda de otras áreas “b” le corresponde además un ajuste
por el aporte adicional de reserva valorizado al Precio de la Regulación Primaria
en el área importadora.
EXPRPF
h q,b = åb (PRP
h b * IMPDESP h q, b ) |
dónde:
* IMPDESP h q,
b = Reserva para regulación primaria despachada como aporte de la máquina
“q” al área “b” (importación de reserva para regulación primaria).
* PRP h b
= Precio de la Regulación Primaria en el área importadora “b”.
9.1.4. AJUSTE POR ACUERDOS DE
RESERVA PARA REGULACION PRIMARIA.
Para cada Generador “k” se
calculará el ajuste que le correponde por los compromisos asumidos en los
Acuerdos de Reserva para Regulación Primaria en cada intervalo Spot “h”:
ACURPF
h k = åq1 (PRP
h a1 * PDESP h q1 * RPFOBL%h
a1 ) åq2 (PRP
h a2 * PDESP h q2 * RPFOBL%h
a2 ) |
donde:
* q1 = máquina del Generador
“k”cuyo aporte obligado para Regulación Primaria de Frecuencia asume otro
Generador “kk” como compromiso a través de un Acuerdo de Reserva para
Regulación Primaria en que el Generador “k” es la parte compradora.
* q2 = máquina de otro
Generador “kk” cuyo aporte obligado para Regulación Primaria de Frecuencia
asume el Generador “k” como compromiso a través de un Acuerdo de Reserva para
Regulación Primaria en que el Generador “k” es la parte vendedora.
* PDESP h q
= Generación prevista en el despacho regulante vigente para la máquina “q”.
* PRP h a
= Precio de la RPF en el área de despacho “a” en que se ubica la máquina “q”
(para las máquinas “q1” es el área “a1” mientras que para las máquinas “q2” es
el área “a2”).
* RPFOBL% h a
= Porcentaje de reserva para regulación primaria que tienen como compromiso las
máquinas del área de despacho “a” en el intervalo Spot “h” (para las máquinas
“q1” es el área “a1” mientras que para las máquinas “q2” es el área “a2”).
9.1.5.
Resultado para cada generador
El
resultado para cada Generador “k” por Regulación Primaria de Frecuencia es la
suma de:
* el
total que resulta del ajuste por obligación de reserva para regulación primaria
de las máquinas o centrales hidroeléctricas “q” que le pertenecen, de acuerdo a
lo que establece el punto 9.1.3. de este Anexo;
* el
ajuste por Acuerdos de Reserva para Regulación Primaria, de acuerdo a lo que
establece el punto 9.1.4. de este Anexo y los acuerdos que haya realizado.
Para un
Generador “k”, en el intervalo Spot “h” resulta:
AJUSRPF
h k = åq
(AJUSRPF h q) + ACURPF h k |
Siendo
“q” las máquinas o centrales hidroeléctricas del Generador.
9.2.
SALDO DEL SERVICIO DE REGULACION PRIMARIA EN UN AREA
El OED
debe calcular para cada intervalo Spot “h” en cada área de despacho “a” el
Precio del Servicio de Regulación Primaria (PHRPF) totalizando el ajuste por
Regulación Primaria (REMRPF) de todas las máquinas del área y la remuneración
por intervalo Spot (EXPRPF) de todas las máquinas que vendieron reserva para
regulación primaria como exportación al área, dividido por la demanda del área.
PHRPF h
a ($/MWh)=(åq(a)
REMRPF h q(a) + å q(b) EXPRPF
h q(b).a )/DEMAREA h a |
donde:
* q(a)
= Máquinas en el área “a” en el intervalo Spot “h”.
* q(b)
= Máquinas del área “b” que exportan reserva para regulación primaria al área
“a” en el intervalo Spot “h”.
*
REMRPF h q(a) = Ajuste por RPF de la máquina “q” del área
“a”.
*
EXPRPF h q(b),a = Remuneración por reserva para
regulación primaria de máquinas en el área “b” aportados al área “a”.
Al
finalizar cada mes “m” el OED debe calcular en cada área de despacho “a”, o sea
el Mercado y cada área que haya resultado desvinculada durante el mes, el Saldo
del Servicio de Regulación Primaria (SALRPF) totalizando los montos en cada
intervalo Spots que resultan de multiplicar el Precio del Servicio de
Regulación Primaria (PHRPF) del área por la demanda del área (DEMAREA).
SALRPF m a
($) =å h
(PHRPF h a(h) * DEMAREA h a ) |
siendo
“h” los intervalos Spot del mes “m”.
10.
TRANSACCIONES DE REGULACION SECUNDARIA.
Las
transacciones de RSF corresponden al aporte de reserva entregado en cada
intervalo Spot. En consecuencia, se realizan con el despacho de generación
vigente, y los datos de generación y reserva real.
10.1.
REMUNERACION POR APORTE A LA REGULACION SECUNDARIA DE FRECUENCIA
Para
cada intervalo Spot “h”, el OED debe calcular la reserva restante real
disponible en la central o grupo de centrales asignadas a la RSF por el
despacho de regulación secundaria vigente. La reserva de energía secundaria
total a remunerar (RESRSF) está dada por la correspondiente a la Reserva Rotante
para Regulación Secundaria (RRS) despachada salvo que la reserva restante real
disponible sea menor en cuyo caso está dado por la reserva restante real
disponible para RSF.
La
reserva secundaria a remunerar (RSFCEN) en una central que participa en la RSF
se calcula de acuerdo a su modo de participación.
* Si
del despacho resulta una única central asignada a la RSF, su reserva secundaria
a remunerar es igual a la reserva secundaria total a remunerar (RESRSF).
* Si un
grupo de centrales hidroeléctricas resulta asignado al control conjunto de RSF,
la reserva secundaria a remunerar en cada una de ellas se calcula repartiendo
la reserva secundaria total a remunerar (RESRSF) proporcionalmente a la reserva
restante real disponible para RSF en la central dentro de la reserva restante
real disponible para RSF total del grupo de centrales.
* A las
centrales que no se les asigna el servicio de RSF, su reserva secundaria a
remunerar es cero.
La
remuneración por RSF de la central “c” asignada teniendo en cuenta su reserva
secundaria a remunerar resulta:
RRSF h c
= PRS h * RSFCEN h c * FERSHP h |
donde:
*
RSFCEN h c = Reserva a remunerar aportada por la central
para RSF.
* PRS h
= Precio de la RSF que resulta del despacho de generación vigente.
* FERSHP h =
máx (FERSH h , FERSHmin)
10.2.
SALDO DEL SERVICIO DE REGULACION SECUNDARIA
Los
agentes consumidores del MEM deben pagar por el servicio de RSF.
Al
finalizar cada mes “m” el OED debe calcular el monto total a pagar por RSF,
denominado Saldo del Servicio de Regulación Secundaria (SALRSF), integrando la
remuneración por intervalo Spot (RRSF) de todas los intervalos Spot del mes.
SALRSF m
($) = åh åc(h)
(RRSF h c(h) ) |
siendo:
* h:
los intervalos Spot del mes “m”.
* c(h):
La central o las centrales que tienen asignado el servicio de RSF en el
intervalo Spot “h”.
11.
SUPERVISION DE LA CALIDAD DE LA FRECUENCIA
Es
responsabilidad de los Generadores informar al OED cualquier cambio en su
capacidad de regulación.
Por su
parte, el OED debe realizar registros de frecuencia para monitorear que la
calidad de la frecuencia es consistente con la reserva para regulación primaria
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 permita detectar el bloqueo de la
regulación de velocidad de unidades generadoras, utilizando para ello las
mediciones en tiempo real con que cuenta y con mediciones en campo. De
considerar que un Generador no responde a lo declarado, el OED podrá instalar
registradores para verificar su respuesta.
12.
PENALIZACIONES
El OED
debe informar a la SECRETARIA DE ENERGIA y al resto de los Generadores del MEM
el incumplimiento por parte de algún Generador de los compromisos de reserva
para regulación primaria.
12.1.
REGULACION PRIMARIA
En el
caso que el OED detecte que una unidad generadora no cumple con su aporte
comprometido a la RPF, debe considerar para el cálculo de su remuneración por
energía que no aportó a la RPF durante todo el correspondiente mes, o sea como
si hubiera sido despachada sin reserva para regulación primaria.
De
detectar dentro de los siguientes SEIS (6) meses un nuevo incumplimiento a su
compromiso de Regulación Primaria, el OED debe considerar para el cálculo de su
remuneración por energía que no aportó a la RPF durante dicho mes y suspender
la habilitación de la máquina para RPF por un período de SEIS (6) meses.
12.2.
REGULACION SECUNDARIA
De
verificar el OED que la central despachada para la RSF no cumple con el
compromiso asumido, debe considerar para el cálculo de su remuneración que no
aportó a la RSF durante todo el correspondiente mes y suspender su habilitación
para participar en la RSF durante los siguientes TRES (3) meses.
De
detectarse dentro de los siguientes SEIS (6) meses un nuevo incumplimiento a su
compromiso de regulación, el OED debe considerar para el cálculo de su
remuneración que no aportó a la RSF durante todo el correspondiente mes y
suspender su habilitación para participar en la RSF durante los siguientes SEIS
(6) meses.
ANEXO
XVI
ANEXO
26: CALCULO DEL PRECIO LOCAL.
1.
RESTRICCIONES OPERATIVAS Y DE TRANSPORTE
Las
restricciones de operación y Transporte pueden ser de dos tipos.
*
Restricciones Programadas.
*
Restricciones Forzadas.
1.1.
RESTRICCIONES PROGRAMADAS
En
primer lugar, se encuentran las limitaciones definidas por las características
propias del equipamiento existente, como puede ser la capacidad máxima de
transmisión de una línea. Se denominan Restricciones Programadas y se
caracterizan por haber sido incluidas y tenidas en cuenta en la programación y
despacho del MEM. En ciertos períodos y para determinadas condiciones pasan a
estar activas, o sea a afectar al despacho.
En
general, en la operación diaria las restricciones programadas producen
limitaciones en el despacho de potencia. Su efecto sobre el despacho de energía
ya es tenido en cuenta en la programación a mediano y largo plazo.
La
definición de las áreas desvinculadas del Mercado se hará en el despacho
detectando cuándo se activa una restricción. Los apartamientos detectados entre
el despacho real programado y el despacho ideal sin restricciones indicará
cuándo y en qué períodos un área se desvincula del Mercado por activarse una
restricción. Para el caso del Transporte, la restricción resultará activa
cuando el despacho requiera superar algún límite de transferencia.
1.2.
RESTRICCIONES FORZADAS
El otro
tipo de restricciones, denominadas Restricciones Forzadas, son limitaciones
temporarias provocadas por una emergencia y/o falla que, al producir la
indisponibilidad de parte del equipamiento existente, limitan al Sistema más
allá de sus restricciones programadas. Provocan un apartamiento respecto a la
operación y despacho programado. Se caracterizan, en general, por afectar el
despacho continuamente hasta que se repare el inconveniente y se vuelva a las
limitaciones programadas.
Las
restricciones forzadas pueden a su vez clasificarse de dos tipos según su
duración. Las Restricciones Forzadas Transitorias son aquellas fallas menores
que requieren un tiempo para su reparación no mayor que DOCE (12) horas. En
consecuencia, no tienen una permanencia que afecte significativamente los
resultados del despacho respecto de lo programado.
Las
Restricciones Forzadas Prolongadas, en cambio, tienen una permanencia mayor que
DOCE (12) horas, pudiendo llegar a varios días.
Las
restricciones forzadas pueden producir condiciones en que el óptimo se aparte
significativamente de la operación programada sin esta restricción. En
particular, de ser restricciones prolongadas pueden tener una permanencia en
que, el mantenimiento de una limitación superior a la que fue prevista en la
programación, provoque limitaciones al despacho de energía e incluso fuerce
vertimiento en centrales hidroeléctricas.
2.
MAQUINAS FORZADAS.
Los
requerimientos operativos de Transporte o de calidad propios de un área, pueden
forzar una máquina en servicio que no requiere el despacho óptimo sin
restricciones, o sea con un costo superior al Precio de Nodo de la energía. Si
el área se encuentra dentro de la correspondiente a un Prestador de la Función
Técnica de Transporte de Energía Eléctrica, con exclusión del Sistema de
Transporte en Alta Tensión, cuyos cargos por Capacidad de Transporte son
abonados por los Distribuidores y Grandes Usuarios, se considerará que el área
continúa vinculada al Mercado, o sea sin un precio local debido a la máquina
forzada. El tratamiento de la máquina forzada se realizará de acuerdo a lo que establece
el Anexo 14 de LOS PROCEDIMIENTOS.OED
3.
DEFINICION DEL COSTO DEL AGUA.
La
programación de la operación a corto, mediano y largo plazo del MEM tiene como
objetivo operar los embalses hidroeléctricos de forma tal que en la operación
el agua, dentro de lo posible, quede reemplazando la demanda cuyo cubrimiento
requiere la generación más cara, inclusive la falla. De este modo se minimiza
el costo total de operación del MEM.
El
valor del agua (VA) representa para el agua embalsada el costo futuro esperado
de reemplazo, calculado en el Mercado, y permite definir en cada semana y cada
día la energía óptima a despachar de cada central hidroeléctrica y por lo tanto
el volumen a turbinar en cada embalse.
De
estar activas restricciones relacionadas al embalse y/o requerimientos aguas
abajo, un embalse podrá resultar despachado hasta un nivel cuyo valor del agua
es mayor que el precio en el Mercado. Esto significa que está turbinando más
agua de la que le requiere el Mercado, y que parte o toda su generación está
forzada por restricciones hidráulicas ajenas al MEM.
Las
restricciones que actúan sobre la operación de una central hidroeléctrica
pueden tener el efecto opuesto. Al estar activas, podrá resultar el embalse
despachado hasta un nivel superior al óptimo, en que el valor del agua es
todavía inferior al precio en el Mercado. En este caso, la central estará
entregando menos generación que la correspondiente al despacho óptimo, o sea
que no se puede ubicar todo el agua que requiere el Mercado por restricciones
ajenas a la central en sí misma, ya sea falta de capacidad de Transporte o
restricciones a la erogación máxima admisible aguas abajo.
Para la
definición del precio local de la energía en un área desvinculada, se define el
costo del agua (CA) de una central hidroeléctrica con capacidad de embalse que
se calcula en cada intervalo Spot de acuerdo a la condición en que se encuentra
el embalse y las restricciones que están activas.
3.1.
CENTRAL HIDROELECTRICA VINCULADA AL MERCADO
En una
condición normal, para una central hidráulica vinculada al Mercado y sin
restricciones activas, o sea que no está forzada por restricciones del embalse
ni requerimientos aguas abajo, ni está limitada por capacidad de Transporte o
restricciones aguas abajo, el costo del agua se define como:
* el
precio de nodo de la energía para o intervalo Spot si se trata de una central
hidroeléctrica sin valor del agua (de pasada o modelada con valor del agua CERO
(0));
* para
los restantes casos, el valor del agua para dicho intervalo Spot.
Si la
central hidroeléctrica “c” se encuentra en un intervalo Spot “h” con generación
limitada por restricciones aguas abajo, o sea que no puede entregar toda la
energía que le requiere el despacho por restricciones ajenas al MEM en sí
mismo, está reteniendo agua en el embalse que sería más conveniente generar
para el despacho económico. Aunque disminuya el precio en el Mercado, la
central será despachada con la misma energía en tanto que el precio no resulte
inferior al valor del agua (VA). En este caso, se define que la central se
encuentra en una condición limitada y el costo del agua está dado:
a) si
le corresponde valor del agua, el correspondiente valor del agua;
b) para
las centrales restantes (de pasada o modeladas con valor del agua CERO (0)),
por el Precio de Mercado hasta el cual sería despachada con la misma energía,
trasladado a su nodo a través del Factor de Nodo (FN).
Si el
embalse no cuenta con capacidad libre para almacenar el agua o se encuentra con
el embalse en un nivel con valor del agua CERO (0), el costo del agua está dado
por el Costo Medio Representativo de Operación y Mantenimiento de una Central
Hidroeléctrica (COMH). Este valor se establece en 2 u$s/MWh. En este caso, la
generación se considera forzada por falta de capacidad propia para embalsar el
agua, ya sea por estar a cota máxima o porque las restricciones de caudal
máximo (por ejemplo, por atenuación de crecidas) fuerzan mantener una reserva
libre en el embalse. Se define que entonces se encuentra en condición de embalse
lleno.
En un
intervalo Spot “h”, se considera que la central se encuentra en una condición
forzada si tiene capacidad libre de almacenamiento pero su generación está
forzada por encima del óptimo por estar activa alguna restricción. Desde el
punto de vista de capacidad propia, cuenta con el embalse necesario para
almacenar el agua que no le requiere el MEM. Sin embargo, la central se ve
forzada a erogar el agua (si no la generara, debería verterla) para cumplir los
compromisos aguas abajo, por lo que se valorizaría al costo medio de operación
y mantenimiento. En esta condición, se define el costo del agua como:
* el
promedio entre el precio de nodo de la energía para dicho intervalo Spot y el
Costo Medio Representativo de Operación y Mantenimiento de una Central
Hidroeléctrica, si se trata de una central de pasada o modelada como de valor
del agua CERO (0);
* el
promedio entre el valor del agua y el Costo Medio Representativo de Operación y
Mantenimiento de una Central Hidroeléctrica, para las restantes centrales.
3.2.
CENTRAL HIDROELECTRICA EN AREA DESVINCULADA
En
tanto no surjan restricciones que afecten el despacho energético, la operación
de los embalses irá respondiendo a los requerimientos del MEM. En consecuencia,
salvo restricciones hidráulicas, el nivel en los mismos estará tendiendo al
valor del agua correspondiente al Precio de Mercado vigente. Su costo del agua
representará, en consecuencia, su condición frente al Mercado.
En el
momento de surgir una restricción que limita la vinculación con el Mercado, la
central queda en una área desvinculada dónde la relación entre demanda y oferta
puede ser distinta a la del Mercado. Su embalse podrá quedar en consecuencia
desajustado, respondiendo su nivel a la señal del Mercado en vez de a los
requerimientos locales.
En este
caso, se define el costo del agua en cada embalse de acuerdo a la condición en
que se encontraba en el momento de la desvinculación, el efecto sobre el
embalse de la permanencia de la restricción, y el efecto sobre el despacho de
las restricciones aguas abajo.
De
contar la central hidroeléctrica “c” en el intervalo Spot “h” con capacidad
libre de embalse y resultar sin restricciones activas de tipo hidráulico, la
energía despachada responderá a los requerimientos del área. En este caso, se
considerará que el embalse se encuentra en una condición normal y el costo del
agua está dado por:
* un
Precio de Nodo Representativo (PNR c ), si se trata de una central de pasada o
modelada como valor del agua CERO (0);
* el
correspondiente valor del agua para las centrales restantes.
Si la
central hidroeléctrica “c” se encuentra en el intervalo Spot “h” con generación
limitada por requerimientos aguas abajo, o sea que las restricciones de caudal
son mayores que la restricción del Transporte, se considerará en una condición
limitada y el costo del agua estará dado:
* el
precio de nodo de la energía para o intervalo Spot si se trata de una central
hidroeléctrica sin valor del agua (de pasada o modelada con valor del agua CERO
(0));
* para
los restantes casos, el valor del agua para dicho intervalo Spot.
Si en
el momento de la desvinculación el embalse se encuentra en condición de embalse
lleno, el costo del agua está dado por el Costo Medio Representativo de
Operación y Mantenimiento de una Central Hidroeléctrica (COMH).
Para el
caso de restricciones forzadas, si debido a la permanencia de la limitación, la
menor generación requerida por el despacho a una central hidroeléctrica lleva a
que, a pesar de contar con embalse libre para almacenamiento al producirse la
desvinculación, dicha capacidad se completa y queda con embalse lleno, se
considerará que la restricción es la que forzó llegar a una condición de riesgo
de vertimiento. En este caso, el costo del agua se definirá suponiendo una
condición forzada, o sea que el agua pasó a está forzada debido a la
restricción de Transporte u operación por la emergencia, y se calculará como:
* el
promedio entre el precio de nodo representativo (PNR) y el Costo Medio
Representativo de Operación y Mantenimiento de una Central Hidroeléctrica, si
se trata de una central de pasada o modelada como valor del agua CERO (0);
* el
promedio entre el valor del agua y el Costo Medio Representativo de Operación y
Mantenimiento de una Central Hidroeléctrica, para las restantes centrales.
Para
las centrales con capacidad libre de almacenamiento pero con generación forzada
por restricciones aguas abajo, también se considera que se encuentran en una
condición intermedia y el costo del agua se calcula con los valores promedios
indicados en el párrafo anterior.
4.
RESTRICCIONES PROGRAMADAS
4.1.
DEFINICION DEL PRECIO DE NODO REPRESENTATIVO
En caso
de restricciones programadas, para el cálculo del costo del agua en áreas
desvinculadas se tomará como precio nodal representativo el precio de nodo en
el intervalo Spot anterior a activarse la restricción. O sea que, si un área se
desvincula en el intervalo Spot “h”, resulta para una central “c”:
PNR c
= PN h-1 c |
4.2.
PRECIO LOCAL
De
resultar en la programación y/o en la operación real un área desvinculada del
Mercado por resultar activa alguna restricción programada, el cálculo del
Precio Local (PL) se calcula con la misma metodología que la definida para el
cálculo del Precio de Mercado, que se indica en el Anexo 5 de LOS PROCEDIMIENTOS,
con las siguientes diferencias.
* La
potencia considerada en reserva se adecuará a los requerimientos de la demanda
en el área desvinculada.
* La
potencia de las máquinas falla se define en correspondencia con la demanda en
el área desvinculada.
* Se
incluyen las restricciones hidráulicas.
* Para
el cálculo del Costo Marginal Hidráulico se utiliza el Costo del Agua definido
en vez del Valor del Agua.
5.
RESTRICCIONES FORZADAS POR CONTINGENCIA
La
aparición en el Transporte de restricciones forzadas por contingencias puede
generar limitaciones superiores a las programadas con una permanencia hasta la
reparación de la falla, que tendrá un efecto sobre el despacho programado. En
consecuencia, el cálculo de precios dentro del área debe tener en cuenta esta
condición extraordinaria y el hecho que el despacho refleja un apartamiento
respecto a la programación deseada, o sea la correspondiente a una condición de
restricciones normales.
Las
restricciones forzadas prolongadas pueden generar excedentes hidráulicos y/o
dejar máquinas, que hubieran sido requeridas por el MEM de no haber surgido la
limitación a la vinculación del área, sin generar durante uno o más días.
5.1.
DEFINICION DEL PRECIO DE NODO REPRESENTATIVO
En caso
de restricciones forzadas, el Precio de Nodo Representativo (PNR) empleado para
el cálculo del costo del agua es una evaluación del precio que tendría la
energía producida en ese nodo de no haber existido la restricción forzada.
Dentro de cada período, se definirá un Precio de Nodo Representativo (PNR)
calculado como el precio de nodo promedio previsto sin la falla, tomado de la
última programación realizada por el OED sin restricciones forzadas en el MEM.
Para el
primer día en que surge la restricción, se tomarán como Precios de Nodo
Representativos los precios de nodo previstos (PNPREV) para cada intervalo
Mercado Spot en el despacho realizado para ese mismo día antes de producirse la
restricción forzada. O sea que si la falla se produce el día “d1”, para todos
los intervalo Spot posteriores al intervalo Spot de falla se utilizará el
precio de nodo resultante del último despacho o redespacho diario realizado
antes de producirse la falla. Para el intervalo Spot “h” del día “d1” resulta
para la central “c”:
PNR h,d1
c = PNPREV h,d1 c |
Con la
programación semanal, el OED realiza el despacho previsto de la semana en
estudio y de la semana subsiguiente, obteniendo una previsión de los precios
medios esperados dentro de cada intervalo Spot y por banda horaria en cada día
de dichas semanas.
Se
denominará “z” a la última semana normal, o sea sin ninguna restricción
forzada, que programó el OED para el MEM. De la última programación o
reprogramación semanal realizada para esa semana, se tomarán los precios medios
de nodo previstos. Para una banda horaria “b” (pico, valle o resto) en cada
central “c” resulta:
PNR b,d
c = PNP b,d c |
O sea
que dentro de cada período de los días de las primeras dos semanas con
restricciones forzadas en el MEM, el Precio de Nodo Representativo refleja el
costo representativo de lo que estaba previsto reemplazar en ese día. Por
ejemplo, para los intervalo Spot del período de pico de un día sábado se
utilizará el precio nodal promedio previsto antes de producirse la contingencia
para el pico de ese sábado.
Para
las semanas subsiguientes (z+2, z+3, etc.) de continuar habiendo restricciones
forzadas, se tomarán los Precios de Mercado (PM) medios semanales previstos,
como resultado del modelo de simulación de la operación del MEM para mediano y
largo plazo, en la última programación semanal realizada sin restricciones
forzadas, o sea en la semana “z”. Para definir el Precio de Nodo de cada banda
horaria en cada día de estas semanas, se definirán porcentajes de participación
característicos en base a lo registrado en las últimas semanas registradas en
el MEM sin restricciones forzadas. De ello se obtendrá el factor de
participación (FACPER) del Precio de Nodo medio de cada banda horaria de un
tipo de día respecto del Precio de Nodo medio semanal (PNS).
FACPER b,d,s
k = PNP b,d k / PNS |
dónde
PNP p,d k es el precio de nodo medio para la banda
horaria “b” de los días tipo “d” registrado en las últimas cuatro semanas sin
restricciones forzadas en el MEM.
Se
tomará como precios de nodo representativos para cada banda horaria a los
resultantes de aplicar los factores calculados a los Precios de Mercado (PM)
semanales previstos. Para cada día “d” de una semana “s” (donde “s” es mayor o
igual que “z+2”) en cada banda horaria “b” para la central “k” resulta:
PNR b,d,s k
= PM s * FACPER b,d,s k |
De este
modo se mantendrá la señal de precios entre distintos tipos de día y, dentro de
cada día, entre distintas bandas horarias del día, en base al costo
representativo de lo que estaba previsto reemplazar en la programación a
mediano plazo, manteniendo la relación que se venía registrando nentre los
precios de nodo y el Precio de Mercado.
5.2.
PRECIO LOCAL
El
despacho del área desvinculada se realiza teniendo en cuenta la restricción
forzada y, en consecuencia, las máquinas que resulten despachadas responderán a
la condición temporaria que tiene en cuenta los requerimientos del área
desvinculada, que pueden no ser coincidentes con los del Mercado. Así, ante la
desvinculación del área, puede surgir una situación de faltante en el Mercado,
incluso con falla, y excedentes, incluso con vertimientos, en el área
desvinculada, o viceversa.
El
Precio Local se calcula con el despacho previsto utilizando la misma
metodología que la definida para restricciones programadas en el punto 4.2. de
este Anexo.
ANEXO
XVII
ANEXO
30: IMPORTACION Y EXPORTACION DE ENERGIA ELECTRICA
1.
INTRODUCCION
Entre
los agentes y Comercializadores del MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM) y las
empresas que pertenecen a mercados eléctricos de otros países se pueden
realizar operaciones de importación y exportación de energía eléctrica.
Para
garantizar la transparencia de dichas operaciones se necesita establecer
condiciones mínimas de reciprocidad y simetría entre el MEM y el mercado
eléctrico del otro país.
a) Mercado
de generación y despacho de la oferta basado en costos económicos.
b)
Acceso abierto a la capacidad remanente de Transporte.
c)
Condiciones no discriminatorias a demandantes y oferentes de ambos países.
Para
llevar a cabo operaciones de importación y exportación es necesario que cada
país identifique el o los organismos encargados de su administración y
coordinación. En el MEM, dicho organismo es el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO
(OED). A los efectos de este anexo, para los otros países se lo denomina
Organismo Coordinador (OC).
Se
pueden realizar dos tipos de operaciones de importación y exportación.
*
Intercambios firmes que se acuerdan entre partes, con una obligación de
cumplimiento físico de una potencia a entregar en el nodo frontera con garantía
de suministro. Esta modalidad de intercambio se concreta mediante un contrato
de importación o exportación del Mercado a Término, del tipo Contrato de
Potencia Firme.
*
Intercambios de Oportunidad, mediante transacciones en el Mercado Spot, interrumpibles.
El
agente o Comercializador del MEM que lleva a cabo una operación de importación
o exportación es el responsable por el pago de los cargos que resulten en el
MEM para dicha operación, y es facturado por ello por el OED.
La
importación es considerada generación que se adiciona al MEM, y debe pagar los
cargos de Transporte que le correspondan.
La
exportación es considerada una demanda adicional que se agrega al MEM en la
frontera y debe pagar los cargos de Transporte que le correspondan y el cargo
mensual por Energía Adicional correspondiente a las pérdidas, como si se
tratara de la demanda de un Gran Usuario. En particular la exportación deberá
cumplir los requisitos de reserva instantánea (relés de alivio de carga) con
las características que se establecen para los Grandes Usuarios en el Anexo 35
de LOS PROCEDIMIENTOS.
2.
EMPRESAS QUE PUEDEN REALIZAR OPERACIONES DE IMPORTACION Y EXPORTACION.
Los
agentes y Comercializadores del MEM pueden realizar operaciones de importación
y/o exportación dentro de las siguientes condiciones.
* Un
agente Generador Independiente, Cogenerador o un Comercializador que
comercializa centrales puede ser la parte vendedora de un contrato de
exportación del Mercado a Término.
* Un
agente Generador Independiente, Cogenerador o un Comercializador que
comercializa generación puede realizar operaciones de exportación Spot.
* Un
agente Distribuidor o Gran Usuario Mayor, o un Comercializador que comercializa
demanda puede ser la parte compradora de un contrato de importación del Mercado
a Término.
* Un
Comercializador puede realizar operaciones de importación Spot.
3.
VINCULACION CON EL MERCADO ELECTRICO MAYORISTA
3.1.
TRANSPORTE DE INTERCONEXION INTERNACIONAL.
Las
operaciones de importación y exportación se realizarán a través de Transporte
de Interconexión Internacional, de acuerdo a lo definido en el capítulo 1 de
LOS PROCEDIMIENTOS. Su función prioritaria es transportar los intercambios de
energía eléctrica entre el MEM y el mercado eléctrico del otro país.
3.2. VINCULACION
DE LA IMPORTACION Y LA EXPORTACION
Para
cada Transporte de Interconexión Internacional, el OED debe definir el nodo
frontera en que se considera se ubica el intercambio con el otro país, que
podrá ser un nodo físico o virtual.
De
seleccionarse un punto de medición distinto del nodo frontera, la medición
deberá referirse a éste, mediante un algoritmo aprobado por el OED.
Los
intercambios de importación y exportación se consideran respectivamente oferta
y demanda de otro país que pasa a incluirse dentro del MEM en los términos del
presente anexo, con su punto de entrada y salida al Mercado coincidente con un
nodo frontera.
3.3.
VINCULACION DE UN AGENTE DEL MEM
Un
agente que se conecte al MEM a través de un nodo ubicado en un Transporte de
Interconexión Internacional debe tener en cuenta que en el despacho y la
operación de su oferta o de su demanda la capacidad del vínculo quedará
limitada al remanente no requerido por contratos de importación o exportación,
salvo que acuerde un Contrato de Potencia Firme en cuyo caso recibirá el mismo
tratamiento que:
a) un
contrato de exportación si es una demanda;
b) un
contrato de importación si es un Generador.
Toda
referencia en el presente Anexo a los requisitos y la administración de un
contrato de importación o exportación, salvo en lo que hace a requerimientos de
permiso de importación o exportación, se aplican también a un Contrato de
Potencia Firme de un agente del MEM conectado a un Transporte de Interconexión
Internacional.
4.
TIPOS DE OPERACIONES DE IMPORTACION Y EXPORTACION
Las
operaciones de importación y exportación se diferencian en su plazo de
vigencia.
Se
pueden acordar intercambios firmes entre un agente o Comercializador del MEM y
una empresa de otro país, de mediano y largo plazo, a través de contratos del
Mercado a Término. Un contrato de importación o exportación representa por
parte del vendedor un compromiso de contar con una capacidad de entrega en el
nodo frontera durante todo el plazo de duración del contrato.
Se
pueden realizar intercambios de oportunidad, en función de los excedentes y
faltantes que surjan en cada país y sus precios. Una operación de importación
Spot consiste en vender al Mercado Spot en un nodo frontera oferta excedente de
otro país. Una operación de exportación Spot consiste en la venta de excedentes
del MEM en el nodo frontera con otro país.
4.1.
CONTRATOS DE IMPORTACION Y EXPORTACION
Un
agente o Comercializador del MEM que quiera realizar contratos de exportación
del Mercado a Término debe contar con un permiso de exportación de la
SECRETARIA DE ENERGIA. Un agente consumidor o un Comercializador que quiera
realizar contratos de importación del Mercado a Término con una Empresa
Extranjera debe contar con un permiso de importación de la SECRETARIA DE
ENERGIA asociado a generación identificada de dicha Empresa Extranjera.
La
SECRETARIA DE ENERGIA no emitirá un permiso de exportación o importación o si
el solicitante no cuenta con la capacidad de generación firme o la demanda
pertinente, necesarias para respaldar la operación. En el proceso de decidir un
permiso de exportación, se deberá evaluar su impacto en el consumo de gas en el
mercado interno.
Un
Generador o Cogenerador del MEM podrá requerir un permiso de exportación si
cuenta con la potencia y energía necesarias para avalarlo, mientras que para un
Comercializador del MEM su comercialización de generación deberá contar con la
potencia necesaria para ello. En el caso de instalaciones a concretar, el
permiso será condicional a la terminación de las obras. Un agente consumidor o
Comercializador que quiera realizar contratos con una empresa extranjera podrá
requerir un permiso de importación si la empresa, ya sea con generación de su
propiedad o de su comercialización de generación, cuenta en su país con la potencia
y energía necesaria para ello.
La
exportación o importación autorizada deberá concretarse dentro de un plazo no
superior a los DOCE (12) meses de otorgada la misma. La SECRETARIA DE ENERGIA
otorgará un plazo mayor cuando la operación requiera la construcción de
transporte cuyo plazo de ejecución así lo justifique. Transcurrido el plazo
indicado, perderá vigencia la autorización de la capacidad que no esté
comprometida en contratos.
Los
contratos serán de conocimiento público en lo que hace al precio, capacidad
firme contratada e información necesaria para su administración.
4.1.1.
Características
Los
contratos de importación y exportación deben realizarse bajo la modalidad de
Contratos de Potencia Firme, en que se intercambia un producto firme (capacidad
puesta a disposición) en un nodo frontera. La parte compradora puede requerir
una curva de carga a entregar en dicho nodo, con una potencia por intervalo
Spot menor o igual que la potencia contratada. La energía resultante de este
contrato depende de las necesidades de abastecimiento que requiera y acuerde el
comprador.
Los
contratos son para la parte vendedora una obligación de cumplimiento físico en
la frontera, o sea una obligación de potencia firme puesta a disposición por la
parte vendedora en el nodo frontera, correspondiendo a un intercambio con
garantía de suministro. El vendedor debe cubrir su contrato con energía y
potencia proveniente de fuera del país al que pertenece el comprador. La
potencia contratada es potencia firme para el país dónde se ubica el agente
comprador. Requiere disponer de la necesaria capacidad de generación y de
Transporte para Contratos Firme en el nodo frontera.
Para
cada mes de vigencia de un Contrato de Potencia Firme, el OED debe considerar
como energía mensual representativa la correspondiente a multiplicar la
potencia contratada para dicho mes por el número de horas del mes, salvo que en
el contrato se indique:
* una
curva de carga comprometida para el mes, en cuyo caso la energía mensual
representativa es la energía de dicha curva de carga, y las partes no podrán
modificar dichos valores en la operación real más allá de una tolerancia de
CINCO (5) % en la energía mensual;
* un
límite a la energía máxima mensual que se podrá requerir abastecer, en cuyo
caso la energía mensual representativa es la energía máxima definida, y las
partes no podrán requerir en la operación real una energía mensual que supere
el valor informado en más de una tolerancia definida del CINCO (5) %.
El OED
debe definir la energía mensual máxima requerible por un contrato de
importación o exportación como su energía mensual representativa.
A su
vez, el OED debe considerar como potencia máxima mensual representativa a la
potencia contratada máxima para cada mes.
Para el
MEM, se considera que la transacción es en el nodo frontera identificado, y se
debe informar los precios representativos del contrato en ese punto.
Un
contrato de exportación no significa prioridad de despacho de la potencia del
vendedor sino una demanda adicional que se agrega al MEM para ser cubierta por
despacho. Una máquina comprometida en un contrato de exportación interviene en
el despacho del MEM y solamente genera en la medida que resulte despachada por
el OED. El agente o Comercializador que es la parte vendedora cubrirá los
requerimientos de abastecimiento de energía asociados a dicho contrato con
generación propia de resultar despachado con suficiente potencia para cubrir
todos sus compromisos vendidos por contratos, o con compras en el Mercado Spot
de resultar del despacho un faltante para cubrir todos sus contratos y existir
el excedente necesario.
En
vista que el contrato de exportación significa un compromiso de capacidad firme
para garantizar el abastecimiento de demanda ubicada en otro país, el
exportador no puede vender la potencia contratada dentro del MEM pero sí la
energía de oportunidad que resulte despachada y producida por dicha potencia
cuando el contrato no la convoque y el exportador resulte con excedente
disponible para el MEM. De resultar un agente o Comercializador con contratos
de exportación generando en un intervalo Spot, el OED debe considerar como
potencia operable para el MEM a la potencia operable total que resulte menos la
suma de la potencia contratada para el mes en sus contratos de exportación,
salvo que esta resta resulte negativa en cuyo caso debe considerarla cero. Se
entiende por potencia contratada a la potencia comprometida en el contrato, aún
cuando la potencia requerida en ese intervalo Spot por el contrato sea menor.
No se puede participar en concursos de reserva de corto plazo del MEM con
máquinas paradas, de acuerdo a lo que establece el Anexo 36 de LOS
PROCEDIMIENTOS, la potencia que esté comprometida en contratos de exportación.
Esta potencia tampoco participa en la conformación de la potencia contingente
del MEM.
Un
contrato de importación corresponde a producción adicional, proveniente de
generación que no pertenece al MEM, que resulta con un despacho obligado en el
nodo frontera igual a la curva de carga requerida por el contrato, salvo
restricciones operativas y/o de seguridad del MEM que la limiten. Para la
demanda abastecida por dicho contrato, se considera que desaparece durante la
vigencia del contrato el requerimiento de contar para su abastecimiento con
potencia contingente instalada dentro del MEM, salvo que requiere respaldo para
dicho contrato de acuerdo a lo que establece el Anexo 38 de LOS PROCEDIMIENTOS.
Un Gran Usuario Interrumpible sólo puede acordar un contrato de importación
para el cubrimiento firme de la parte de su demanda que es no interrumpible.
4.1.2.
REQUISITOS
Los
contratos son pactados libremente entre las partes, pero para su autorización
como contratos del Mercado a Término deben ajustarse a la regulación vigente en
el MEM, y contar con una operación de importación o exportación autorizada por
la Secretaría de Energía por una capacidad mayor o igual que la potencia
comprometida en el contrato.
Para su
administración en el MEM, los contratos deben identificar:
* las
partes;
* el
plazo de vigencia;
* el
nodo frontera dónde para los efectos del MEM se acuerda el suministro;
* el
Transporte de Interconexión Internacional a utilizar y la disponibilidad de
capacidad de Transporte para Contratos Firmes;
* la
potencia firme contratada en el nodo frontera y su variación, de existir, en el
tiempo;
* la
identificación de las máquinas y/o centrales comprometidas para su cubrimiento;
* el
precio ($/MW) de la potencia firme comprometida;
* los
compromisos, de existir, de energía asociada;
* el
precio de la energía.
Adicionalmente
y de acuerdo a lo que establece el Anexo 38 de LOS PROCEDIMIENTOS, la parte
local debe informar al OED la potencia del contrato que requiere respaldo del
MEM. De no informar dicho requerimiento, el OED debe suponer que no requiere
respaldo del MEM.
Para
todo contrato que no requiere respaldo del MEM, el agente que es la parte local
del contrato debe informar al OED el tiempo en que compromete retirar su compra
Spot y que no podrá ser mayor que UNA (1) hora, de acuerdo a lo que establece
el Anexo 38 de LOS PROCEDIMIENTOS.
4.2.
OPERACIONES DE IMPORTACION Y EXPORTACION EN EL MERCADO SPOT
4.2.1.
GENERALIDADES
Las
operaciones de importación y exportación Spot requieren para su implementación
la coordinación de la operatoria entre el OED y los Organismos Coordinadores
(OC) de otros países así como compatibilidad en los plazos para la presentación
de ofertas y su aceptación.
En el
MEM, para la aceptación de operaciones Spot de importación y exportación se
deben cumplir las normas que se establecen en el presente anexo, resultando de
ello implícita la autorización por parte de la SECRETARIA DE ENERGIA de la
operación de importación o exportación involucrada.
4.2.2.
CARACTERISTICAS Y REQUISITOS
Las
operaciones de importación y exportación Spot corresponden a intercambios por
uno o más intervalos Spot de excedentes de energía, entendiéndose como tal:
* para
generación hidráulica, energía de vertimiento, o sea energía que resultaría
vertida en el despacho diario si no se concreta la exportación Spot;
* para
generación térmica, la potencia que no es requerida ni para generar ni como
reserva y es declarada como excedente exportable en el despacho.
En la
importación y exportación Spot se compran y venden excedentes de ocasión. Se
limita a una transacción de energía excedente, y no existe transacción de
potencia.
Dentro
del MEM, el OED sólo puede autorizar una operación Spot de importación o
exportación si cumple las normas establecidas en el presente anexo y existe la
capacidad remanente de Transporte:
* como
capacidad libre en el Transporte de Interconexión Internacional correspondiente
al nodo frontera;
* como
capacidad libre en la red de Transporte del MEM sin producir la saturación de
algún vínculo de Transporte.
Al
realizar el predespacho diario, el OED debe determinar la capacidad en cada
nodo frontera prevista a utilizar por los contratos de importación y
exportación u otro tipo de compromiso que responda a acuerdos bilaterales entre
países y que tengan prioridad. De resultar capacidad libre, el OED debe
habilitar operaciones Spot de exportación y/o importación según corresponda,
utilizando la capacidad remanente en el nodo frontera de acuerdo a las normas
establecidas en el presente anexo. Dentro del SADI, se considera que existe capacidad
remanente para una operación Spot de importación o exportación si se puede
realizar sin producir saturación de ningún vínculo de Transporte.
Una
operación de importación Spot no puede producir un desplazamiento del despacho
de máquinas del MEM que lleve a una condición de faltante en las reservas de
corto plazo definidas en el Anexo 36 DE LOS PROCEDIMIENTOS.
La
operación de exportación Spot es interrumpible por el OED de surgir una
condición que pueda poner en riesgo del abastecimiento de la demanda en el MEM
o la calidad del servicio (incluyendo faltantes de reserva de corto plazo), en
particular que resulte necesario utilizar los excedentes que se estaban
exportando Spot.
Las
operaciones Spot de importación son intercambios interrumpibles por el
correspondiente Organismo Coordinador (OC) del país vendedor ante una
emergencia que provoque riesgo en el abastecimiento de la demanda propia de
dicho país o calidad del servicio.
5.
ASPECTOS DE ORGANIZACION
5.1.
CONTRATOS DE IMPORTACION
5.1.1.
Generalidades
Un
contrato de importación es considerado como una oferta que se adiciona al MEM,
denominada máquina contrato importación, ubicada en el nodo frontera.
El
contrato de importación establece un compromiso de entrega en un nodo frontera,
a ser cubierto con generación que no pertenece al MEM. La potencia contratada
aporta al cubrimiento de la garantía de suministro de demanda contratada
ubicada en el MEM.
Un
contrato de importación recibe el siguiente tratamiento en el MEM.
a)
Durante la vigencia de un contrato de importación, la potencia contratada se
considera el valor tope que podrá requerir como importación la parte
compradora.
b) Cada
día la curva de carga comprometida en el nodo frontera se considera como el
valor a entregar en cada intervalo Spot por el contrato y es programada en el
despacho como importación con el objeto de cubrir demanda del correspondiente
comprador, no aceptándose en la programación y despacho la condición de
sobrecontrato para importaciones. De resultar para un intervalo Spot la demanda
prevista del comprador menor que la potencia total prevista entregar por sus
contratos de importación, el OED debe limitar la importación total contratada
hasta su demanda prevista, o sea a un valor inferior a las curvas de carga de
importación solicitadas.
Sólo
para el caso de déficit en el MEM el comprador podrá incluir además el nivel de
pérdidas correspondientes, evaluadas hasta el nodo frontera, para garantizar
toda la generación requerida para abastecer la demanda contratada.
c) Las
restricciones que afectan el despacho del MEM como resultado de requerimientos
operativos de calidad y seguridad y de capacidad de Transporte pueden limitar
el cumplimiento físico de la importación requerida por el contrato.
d) La
curva de carga resultante del despacho, o sea la curva de carga requerida por
el comprador menos las limitaciones aplicadas, se denomina curva de carga
despachada para el contrato en el nodo frontera y se considerará la curva de
carga representativa del contrato. El OED debe informar al agente o
Comercializador involucrado la justificación de las limitaciones realizadas.
e) La
curva de carga despachada en el nodo frontera se debe cumplir con generación
detrás de la frontera, dentro de una banda definida por el Porcentaje de
Tolerancia para Intercambios Internacionales. Dicho porcentaje se define en el
CINCO (5%).
5.1.2.
Programación Estacional
Para la
Programación Estacional, el OED debe modelar el contrato de importación como
una oferta adicional en el nodo frontera, con una generación forzada prevista
teniendo en cuenta:
* los
compromisos de tomar energía obligada y curvas de carga comprometidas que estén
indicados en el contrato;
* la
energía mensual máxima requerible, de estar definida en el contrato;
* y la
información que suministre el agente o Comercializador del MEM como curva de
carga prevista requerir.
5.1.3.
Programación semanal
Para la
programación semanal, el agente o Comercializador del MEM que es la parte
compradora del contrato debe informar al OED la curva de carga prevista tomar
en el nodo frontera correspondiente a cada contrato importación, para los
distintos tipo de días de la semana. De no suministrar información, el OED debe
considerar que no están previstos intercambios.
El OED
debe verificar que la energía semanal requerida por un contrato más la energía
ya importada por dicho contrato en lo que va del mes no resulte mayor que la
energía mensual máxima requerible más la tolerancia definida, tal como se
indica en el punto 4.1.1. de este Anexo. De superar dicho tope, el OED debe
reducir la energía semanal requerida por el contrato al valor restante para
alcanzar la energía mensual máxima requerible incrementada en la tolerancia
definida. Esta reducción la debe repartir proporcionalmente entre las curvas de
carga requeridas por el contrato para dicha semana, salvo que el agente o
Comercializador comprador le requiera un criterio de distribución distinto.
Estas
cargas son programadas como generación obligada en las correspondientes
máquinas contrato importación modelada en el nodo frontera, salvo que:
* la
demanda prevista para el agente comprador sea menor que la suma de la potencia
prevista entregar por cada uno de sus contratos de importación, en cuyo caso la
importación total de sus contratos se limitará a la demanda prevista y se
repartirá la reducción proporcionalmente entre todos sus contratos de
importación salvo que el comprador haya informado previamente un criterio
distinto de asignación;
*
existan restricciones operativas de calidad y seguridad o de Transporte que
impidan importarla en el nodo, en que las limitaciones a aplicar se harán de
acuerdo a lo indicado en el punto 6.3.5 de este Anexo.
5.1.4.
Despacho Diario
Para el
despacho diario, el agente o Comercializador del MEM debe informar al OED para
cada uno de sus contratos de importación los ajustes a la curva de carga en el
nodo frontera prevista para ese día en la Programación Semanal. De no
suministrar información, el OED debe considerar que se mantienen los valores
previstos en la Programación Semanal.
Se
denomina apartamiento semanal de un contrato de importación a la diferencia
entre la energía semanal prevista tomar en la Programación Semanal, y la
energía semanal correspondiente a la suma de la energía prevista tomar cada día
de la semana de acuerdo a los datos suministrados por el agente o
Comercializador del MEM para el despacho diario. No se incluyen en este
apartamiento las modificaciones a las curvas de carga realizadas por o a
requerimiento del OED o del Organismo Coordinador del otro país. El
apartamiento semanal de un contrato de importación no puede diferir en más de
un DIEZ (10) % de la energía semanal prevista en la Programación semanal, salvo
emergencias debidamente justificadas.
Si el
ajuste requerido en el despacho diario significa una energía a importar por el
contrato tal que el apartamiento semanal acumulado es superior al DIEZ (10) %
el OED debe limitar la importación para no superar este apartamiento tope,
salvo que el agente o Comercializador informe una emergencia que justifique
superar dicho apartamiento. De aplicar una reducción en la energía a importar
por el contrato, el OED debe repartirla proporcionalmente entre la carga de los
intervalos Spot del día, salvo que el agente o Comercializador le informe previamente
un criterio de distribución distinto.
Las
curvas de carga son modeladas como generación obligada en cada máquina contrato
importación en el nodo frontera. Dicha máquina es despachada cada intervalo
Spot con la carga requerida salvo que:
* la
demanda prevista del agente o Comercializador comprador sea menor que la suma
de la potencia a entregar por sus contratos de importación, en cuyo caso se
limitará la importación total a la demanda y se repartirá la reducción
proporcionalmente entre todos sus contratos de importación, salvo que el
comprador haya informado previamente otro criterio para la asignación de la
reducción;
*
existan restricciones operativas de calidad y seguridad o de Transporte que no
permitan tomar toda la potencia a importar en el nodo frontera, en que las
limitaciones a aplicar se harán de acuerdo a lo indicado en el punto 6.3.5 de
este Anexo.
5.1.5.
Condición de vertimiento en el MEM
En caso
de presentarse excedentes hidráulicos en el MEM que resultarían vertidos pero
podrían ser generados reemplazando parte o toda la energía importada por
contratos, el OED debe informar a los agentes y Comercializadores que cuenten
con contratos de importación los excedentes hidráulicos existentes y los
precios Spot previstos, y solicitar que analicen la posibilidad de reducir su
importación.
En este
caso, las partes dentro de un contrato de importación podrán llegar a un
acuerdo, y el agente o Comercializador del MEM podrá ofertar al OED una
reducción en su curva de carga en el nodo frontera asociado al contrato, en
respuesta a su requerimiento de minimizar vertimientos. El OED debe tomar las
reducciones ofertadas salvo que el total supere la generación requerida para
eliminar el vertimiento, en cuyo caso debe limitar la reducción al mínimo
necesario para que no existan vertidos y repartirla entre todos los contratos
que ofertaron reducir, proporcionalmente a la reducción ofertada por cada uno
de ello.
5.2.
IMPORTACIONES SPOT
Los
Comercializadores pueden realizar operaciones Spot de importación ofertando
vender energía excedente de otro país en el Mercado Spot, con un precio en la
frontera. La aceptación de una importación Spot se basa en criterios económicos
de despacho. Dichos criterios están definidos por la SECRETARIA DE ENERGIA a
través de los procedimientos que define en este anexo y en LOS PROCEDIMIENTOS,
y el modelo de despacho que autoriza para el MEM. El OED debe aplicar la
normativa y los modelos vigente para determinar si corresponde o no la
aceptación de la oferta de importación Spot.
Una
importación Spot en un nodo frontera es un intercambio interrumpible por el
correspondiente Organismo Coordinador (OC) del país exportador en caso de
surgir inconvenientes en el abastecimiento de dicho país que requieran el uso
de la potencia exportada para garantizar el cubrimiento adecuado de su demanda.
El Organismo Coordinador (OC) debe notificar al OED cada vez que se presente
esta condición, indicando el o los motivos que la originan. El OED debe
coordinar con el Organismo Coordinador (OC) del país vendedor el retiro de la
importación dentro del menor plazo posible.
5.2.1.
Capacidad Remanente
Al
realizar el predespacho, el OED debe determinar la capacidad remanente en cada
nodo frontera que puede ser utilizada para importación Spot, dentro de los
plazos y con los procedimientos que se establecen en el presente anexo.
El OED
no puede autorizar una operación de importación Spot si produce la saturación
de un vínculo de la red de Transporte del MEM o no existe la suficiente
capacidad libre en el nodo frontera.
5.2.2.
Ofertas de importación Spot
Un
Comercializador que desee participar en operaciones de importación Spot en el
MEM debe realizar su oferta de acuerdo a los plazos y procedimientos que se
establecen en el presente anexo.
Dentro
de los mismos plazos que los Generadores térmicos del MEM realizan su
declaración de Costo Variable de Producción, el Comercializador debe informar
al OED el precio requerido para sus ofertas de importación Spot durante el
período, denominado Oferta Declarada de Precio de Importación. Puede realizar
una oferta por nodo frontera. Se considera que el precio declarado incluye el
peaje del Transporte de Interconexión Internacional. Cada oferta debe incluir
la siguiente información.
a)
Identificación del nodo frontera.
b) El
precio ofertado de importación para excedentes térmicos, pudiendo discriminar
distinto precio para cada mes del período y por bandas de potencia (por ejemplo
un precio hasta CIEN (100) MW, otro precio para más de CIEN (100) MW y hasta
TRESCIENTOS (300 MW), etc.).
c) El
precio ofertado de importación para excedentes hidroeléctricos, pudiendo
discriminar distinto precio para cada mes del período y por bandas de energía
(por ejemplo un precio hasta MIL (1000) MWh, otro precio para más de MIL (1000)
MWh y hasta DOS MIL (2000) MWh, etc.).
Dentro
de los plazos establecidos en el presente anexo para el envío de ofertas de
importación Spot para el despacho diario, el Comercializador debe informar al
OED su oferta diaria de excedente de potencia y/o energía disponible para cada
Oferta Declarada de Precio de Importación realizada. De no recibir dentro de
los plazos establecidos oferta de disponibilidad para una Oferta Declarada de
Precio de Importación de un Comercializador, el OED debe considerar que no
existe excedente ofertado para dicho precio. No se pueden realizar ofertas de
excedentes si no se realizó previamente dentro de los plazos establecidos la
correspondiente Oferta Declarada de Precio de Importación.
El OED,
de prever déficit y/o una situación comprometida en el abastecimiento y/o falta
de reserva de corto plazo, debe informar a los Comercializadores el faltante
probable.
A lo
largo de un día, ante condiciones imprevistas que provoquen riesgo de déficit
y/o falta de reserva de corto plazo, antes de realizar el redespacho el OED
debe habilitar la presentación de nuevas ofertas de energía y potencia para
importación Spot para cada Oferta Declarada de Precio de Importación por parte
de los Comercializadores.
5.2.3.
Despacho de las Ofertas de importación Spot
El OED
debe incorporar cada oferta de importación Spot de un Comercializador como una
máquina adicional, denominada máquina importación Spot, con un costo variable
igual al precio requerido en el nodo frontera, y una potencia y energía máxima
coincidente con la ofertada.
La
importación Spot ofertada compite con la oferta de los Generadores del MEM y es
aceptada en la medida que resulte generando en el despacho económico del MEM,
dentro de las limitaciones que imponen los requerimientos de seguridad y
calidad preestablecidas, las restricciones operativas, y los límites de
capacidad de Transporte existentes. Como restricción propia, no puede provocar
saturación de un vínculo de Transporte en el MEM.
Las
reservas de corto plazo del MEM no se pueden asignar en importaciones Spot. La
importación Spot no puede producir faltantes de reservas de corto plazo por
desplazar del despacho máquinas del MEM necesarias para mantener la
correspondiente reserva de corto plazo requerida.
La
energía Spot importada en un nodo frontera es remunerada al precio ofertado. Al
finalizar cada mes, el OED debe totalizar las diferencias que surgen por las
importaciones Spot entre su remuneración al precio ofertado y su valorización
al precio de nodo de la energía en el nodo frontera. El monto resultante será
acumulado en el Fondo de Calidad de Servicio. La SECRETARIA DE ENERGIA
reglamentará el Servicio de Control y Calidad del MEM y el uso y asignación del
Fondo de Calidad de Servicio.
5.3.
CONTRATOS DE EXPORTACION
5.3.1.
Generalidades
Un
contrato de exportación es considerado como una demanda adicional del MEM,
denominada demanda contrato exportación, ubicada en el nodo frontera.
El
contrato establece un compromiso de entrega en un nodo frontera, a ser cubierto
con generación dentro del MEM. La garantía del cumplimiento del contrato está
dada por la capacidad de generación del Generador o Comercializador vendedor,
si bien cuenta con el respaldo de la generación en el MEM para cubrir el
contrato con compras en el Mercado Spot en la medida que exista el excedente
necesario. No podrá realizar una compra en el Mercado Spot para exportar si
dicha compra produce déficit en el MEM, salvo que haya requerido exportar con
respaldo de acuerdo a lo que establece el Anexo 38 de LOS PROCEDIMIENTOS.
En caso
que, por falta de disponibilidad propia del vendedor y falta de oferta en el
Mercado Spot, el vendedor no pueda abastecer toda la exportación comprometida,
el OED debe repartir el faltante como una restricción a la potencia y energía a
entregar a cada uno de sus contratos de exportación proporcionalmente a la
entrega comprometida en el contrato dentro de la exportación total comprometida
por el vendedor, salvo que el vendedor haya informado previamente aplicar un
criterio de distribución distinto.
Para la
coordinación de la programación, el despacho del MEM y la operación física de
la interconexión, el agente o Comercializador del MEM que es la parte vendedora
del contrato, debe informar al OED las curvas de carga correspondientes al
requerimiento de energía asociado al contrato.
5.3.2.
Programación Estacional
Para la
Programación Estacional el OED debe modelar el contrato de exportación como una
demanda adicional en el nodo frontera, prevista teniendo en cuenta:
* los
compromisos de tomar energía obligada y curvas de carga comprometidas indicados
en el contrato;
* la
energía mensual máxima requerible correspondiente al contrato;
* la
información suministrada por el agente o Comercializador del MEM vendedor
respecto de las curvas de carga previstas entregar.
5.3.3.
Programación Semanal
Para la
programación semanal, el agente o Comercializador del MEM que es la parte
vendedora del contrato debe informar al OED la curva de carga prevista entregar
en el nodo frontera, correspondiente al abastecimiento asociado al contrato
para los distintos días de la semana. De no suministrar información, el OED
debe suponer que no está previsto ningún intercambio.
El OED
debe verificar que la energía semanal requerida por un contrato más la energía
ya exportada por dicho contrato en lo que va del mes no resulte mayor que la
energía mensual máxima requerible más la tolerancia definida, tal como se
indica en el punto 4.1.1. de este Anexo. De superar dicho tope, el OED debe
reducir la energía semanal requerida al valor restante para alcanzar la energía
mensual máxima requerible incrementada en la tolerancia definida. Esta
reducción la debe repartir proporcionalmente entre las curvas de carga
requeridas por el contrato para dicha semana, salvo que el Generador o
Comercializador vendedor le haya informado previamente un criterio de
distribución distinto.
La
curva de carga es asignada a la demanda contrato exportación y se despacha en
el MEM, pudiendo resultar el vendedor realizando compras de oportunidad en el
Mercado Spot para cubrir su contrato. La curva de carga resulta como programada
semanalmente a abastecer salvo que:
* esté
previsto una condición de déficit y el agente exportador no cuente con la
disponibilidad propia para cubrir el compromiso contratado, en que se preverán
limitaciones de acuerdo a dicha capacidad disponible;
*
existan restricciones operativas de calidad, seguridad o de Transporte que no
permitan entregar la potencia requerida, en que se limitará al máximo posible.
5.3.4.
Despacho Diario
Para el
despacho diario, el Generador o Comercializador del MEM debe informar al OED
para cada uno de sus contratos de exportación los ajustes a la curva de carga
en el nodo frontera prevista para ese día en la Programación Semanal. De no
suministrar información, el OED debe considerar que se mantienen los valores
previstos en la Programación Semanal.
Se
denomina apartamiento semanal de un contrato de exportación a la diferencia
entre la energía semanal prevista entregar en la Programación Semanal, y la
energía semanal correspondiente a la suma de la energía prevista entregar cada
día de la semana de acuerdo a los datos suministrados para el despacho diario.
No se incluyen las modificaciones a las curvas de carga informadas realizadas
por o a requerimiento del OED o del Organismo Coordinador del otro país. El
apartamiento no puede diferir en más de un DIEZ (10) % de la energía semanal
prevista en la Programación semanal, salvo emergencias debidamente
justificadas.
Si el
ajuste requerido en el despacho diario significa una energía a exportar por el
contrato tal que el apartamiento semanal acumulado es superior al DIEZ (10) %,
indicado el OED debe limitar la exportación para no superar el apartamiento
tope, salvo que el agente o Comercializador informe un emergencia que lo
justifique. De resultar una reducción de la energía diaria a exportar, el OED
debe repartirla proporcionalmente a la carga requerida para cada intervalo Spot
del día, salvo que el agente o Comercializador le informe previamente un criterio
de distribución distinto.
En caso
de déficit, el agente o Comercializador exportador verá afectado el
cumplimiento de sus contratos de exportación si no cuenta con disponibilidad
propia para abastecer sus compromisos contratados. El impacto de la restricción
a sus contratos dependerá de si compra o no respaldo del MEM. El cumplimiento
también podrá ser afectado si existen restricciones que no permitan llevar toda
la potencia requerida hasta el Transporte de Interconexión Internacional y el
nodo frontera.
La
curva de carga de los contratos son modeladas en la correspondiente demanda
contrato exportación en el nodo frontera, y cada intervalo Spot es abastecida
la carga requerida salvo que:
* esté
previsto una condición de déficit y el Generador o Comercializador exportador
no cuente con la disponibilidad comprometida para cubrir sus compromisos
contratados;
*
existan restricciones operativas de calidad, seguridad o de Transporte que no
permitan entregar toda la potencia requerida a exportar en un nodo frontera, en
cuyo caso se limitará de acuerdo a lo indicado en el punto 6.3.5. del presente
Anexo.
5.3.5.
Condición de Deficit en el MEM
En caso
de prever inconvenientes en el cubrimiento de la demanda del MEM, el OED debe
informar el déficit previsto a cada agente y a cada Comercializador del MEM que
cuente con contratos de exportación, y solicitar que analicen la posibilidad de
reducir su exportación.
En este
caso, las partes dentro del contrato podrán llegar a un acuerdo, y el agente o
Comercializador del MEM ofertar al OED una reducción en su curva de carga en el
nodo frontera asociada al contrato, en respuesta al requerimiento de reducir el
déficit en el MEM. El OED debe tomar las reducciones ofertadas salvo que el
total sea mayor que la energía requerida para eliminar el déficit, en cuyo caso
debe limitar la reducción total ofertada al mínimo necesario para evitar el
déficit, y repartirla proporcionalmente a la reducción ofertada por cada
contrato.
5.4.
EXPORTACIONES EN EL MERCADO SPOT
Las
exportaciones Spot son un intercambio interrumpible por el OED en caso de
surgir condiciones que comprometan el abastecimiento del MEM y requieran el uso
de la energía y potencia excedente exportada. En este caso, el OED debe
informar a cada Generador y Comercializador que esté realizando una exportación
Spot la suspensión de la misma. A su vez, debe informar a el o los
correspondientes Organismos Coordinadores (OC) el retiro de la exportación y el
motivo que lo justifica, y coordinar su suspensión en el menor plazo posible.
5.4.1.
Capacidad Remanente
Al
realizar el despacho, el OED debe determinar la capacidad remanente en cada
nodo frontera que puede ser utilizada para exportación Spot, dentro de los
plazos y con los procedimientos que se establecen en el presente anexo.
El OED
no puede autorizar una operación de exportación Spot si produce la saturación
de un vínculo de la red de Transporte del MEM o no existe la suficiente
capacidad libre en el nodo frontera.
5.4.2.
Excedente Exportable
Al
realizar el predespacho, el OED debe determinar, dentro de los plazos y con los
procedimientos que se establecen en el presente anexo, el excedente exportable,
total en el MEM y en cada nodo frontera.
5.4.3.
Ofertas de exportación Spot
Las
ofertas físicas de exportación Spot (potencia y/o energía) son realizadas
diariamente por Generadores y Comercializadores, limitadas físicamente por:
a) el
tope calculado por el OED como excedente exportable;
b) la
capacidad remanente sin producir saturación de algún vínculo de Transporte
existente en el MEM;
c) la
capacidad remanente en los nodos frontera.
Cada
Generador o Comercializador que acuerde una exportación Spot prevista en un
nodo frontera debe informar al OED de acuerdo a los plazos y procedimientos
establecidos en el presente anexo. El OED debe programar la exportación Spot
como una demanda adicional en el nodo frontera, denominada demanda exportación
Spot, a incluir en el despacho con abastecimiento interrumpible en caso de
producir déficit en el MEM o saturación de Transporte. El MEM resultará con una
generación adicional para abastecer la exportación Spot.
A lo
largo de un día, un Organismo Coordinador (OC) puede informar al OED una
condición de emergencia o imprevistos que comprometa el abastecimiento de su
demanda y/o la calidad del servicio. En este caso, el OED debe transmitir el
requerimiento a los Generadores y Comercializadores informando la potencia y
energía exportable y la capacidad remanente en los nodos frontera, para que
realicen nuevas ofertas de exportación Spot. El OED debe realizar un redespacho
incluyendo las nuevas exportaciones Spot previstas aceptadas por el otro país.
Una vez
acordada una exportación Spot, el OED debe considerarla como un compromiso del
vendedor, como si correspondiera a un contrato interrumpible de exportación, y
asignarle un trato similar al de un contrato en lo que hace a la compra de
faltantes para su cubrimiento en el Mercado Spot.
6.
COORDINACION DE LA IMPORTACION Y LA EXPORTACION
6.1.
ORGANISMO COORDINADOR.
Para
realizar operaciones de importación y exportación con el MEM, cada país debe
definir en cada interconexión el Organismo Coordinador (OC) encargado en dicha
interconexión de:
*
canalizar y coordinar las ofertas de importación Spot y los acuerdos de
exportación Spot, para incluirlas en el despacho;
* la
administración de los contratos de importación y exportación, en lo que hace a
contar con la información necesaria para incluirlos en la programación y el
despacho;
* la
coordinación de los intercambios físicos en la interconexión internacional.
Cada
país podrá definir uno o más Organismos Coordinadores. De ser varios, deberá
identificar cuál coordina cada interconexión internacionales, no pudiendo
existir más de un Organismo Coordinador para una misma interconexión
internacional.
Los
Organismos Coordinadores y el OED deben contar con los sistemas de medición y
enlaces de comunicación necesarios para realizar su tarea de administración de
los intercambios y coordinación de la interconexión. El OED y los Organismos
Coordinadores intercambiarán en tiempo real toda la información requerida para
el seguimiento de las transacciones comerciales y coordinación de los
intercambios físicos, y para mantener la operación dentro de los márgenes de
seguridad pretendida.
El OED
debe coordinar con el correspondiente Organismo Coordinador (OC) el programa de
intercambio físico que resulta en una interconexión internacional. En la
operación en tiempo real se debe mantener el nodo frontera dentro de los
valores programados, como si fuera una máquina con un programa de carga a
cumplir, salvo emergencias debidamente justificada en que el OED y el Organismo
Coordinador podrán acordar una operación transitoria distinta pero debiendo
volver al valor programado lo antes posible.
6.2.CONTRATOS
DE IMPORTACION Y EXPORTACION
6.2.1.
Autorización
Para
ser autorizado un contrato de importación o exportación como perteneciente al
Mercado a Término, el agente o Comercializador del MEM debe enviar al OED
dentro de los plazos establecidos para la autorización de contratos del Mercado
a Término la información básica del contrato requerida para su administración.
El OED
debe verificar:
a) que
se cumplen las restricciones a la máxima generación contratable de tratarse de
un contrato de exportación de un Generador o Comercializador del MEM, o a la
máxima demanda contratable de tratarse de un contrato de importación de un
Distribuidor o un Gran Usuario o un Comercializador;
b) que
cuente con una operación de importación o exportación autorizada por la SECRETARIA
DE ENERGIA.
De
cumplir todos los requerimientos previstos en este anexo, el OED le adjudicará
una autorización condicional a la presentación de la documentación demostrando
que cuenta con la capacidad necesaria de Transporte para Contratos Firmes en el
nodo frontera por la potencia comprometida.
El
contrato entrará en vigencia en los mismos plazos que los establecidos para
Contratos de Abastecimientos del Mercado a Término, debiendo cumplir con los
requisitos pendientes en su autorización condicional con la anticipación
establecida en la reglamentación para contratos del Mercado a Término.
El OED
debe incluir en la Programación Estacional y Reprogramación Trimestral un
listado de todos los contratos de importación y exportación vigentes, indicando
potencias contratadas con sus precios en el nodo frontera para conocimiento de
los agentes y Comercializadores.
6.2.2.
Modificaciones y rescisión
Durante
la vigencia del contrato, el agente o Comercializador del MEM debe informar al
OED dentro de los plazos establecidos en LOS PROCEDIMIENTOS para contratos del
Mercado a Término cualquier cambio en los contratos que modifique la
información suministrada. De incluir dichos cambios incrementos en la potencia
comprometida, el OED debe verificar para su autorización:
a) que
la modificación no vulnera el máximo contratable del agente o Comercializador
del MEM;
b) que
cuente con una operación de importación o exportación autorizada por la
Secretaría de Energía para cubrir este incremento.
De
incrementar la capacidad contratada, el OED le adjudicará una autorización
condicional a la presentación de la documentación demostrando que cuenta con la
capacidad necesaria de Transporte para Contratos Firmes en el nodo frontera por
la nueva potencia comprometida.
En caso
de producirse la rescisión del contrato, las partes deben informar dentro de
los plazos establecidos para contratos del Mercado a Término.
6.3.
PROGRAMACION Y DESPACHO DE LAS OPERACIONES DE IMPORTACION Y EXPORTACION
El
despacho del MEM tendrá en cuanta el requerimiento de abastecimiento total,
dado por la demanda del MEM más los compromisos de exportación, y la oferta
total dada por la oferta de máquinas y centrales pertenecientes al MEM más la
oferta de importación.
6.3.1.
Programación estacional
En la
Programación Estacional o Reprogramación Trimestral el OED debe incluir las
operaciones de importación y exportación que correspondan a un compromiso
firme, o sea a los contratos, indicando los criterios utilizados para definir
la energía prevista intercambiar en cada contrato.
Adicionalmente,
el OED debe realizar un estudio de los intercambios Spot probables de
importación y exportación, proponiendo distintas hipótesis a utilizar para
simular dichos intercambios en el período. El OED debe presentar el estudio a
la SECRETARIA DE ENERGIA quien definirá si se debe o no considerar operaciones
Spot en la Programación Estacional, y las hipótesis autorizadas para los
escenarios a considerar en el correspondiente estudio de precios estacionales.
Los
contratos deben ser modelados teniendo en cuenta las restricciones establecidas
en el presente anexo en cuanto a su administración, y como resultado en la
programación podrán resultar afectado por restricciones operativas de calidad,
seguridad o Transporte dentro del MEM.
Junto
con la Programación Estacional y Reprogramación Trimestral, el OED debe
informar la energía que resulta prevista como intercambiada dentro de cada
contrato de importación y exportación, indicando el motivo de resultar esta
energía diferente que la informada. También debe indicar, de existir hipótesis
de intercambios Spot, la energía prevista en dichas operaciones.
6.3.2.
Programación semanal
En los
plazos establecidos para el envío de datos para la programación semanal, los
agentes y Comercializadores del MEM que cuenten con contratos de importación o
exportación deben informar para los distintos tipo de días de la semana la
curva de carga prevista en el nodo frontera correspondiente al abastecimiento
asociado al contrato. De no suministrar esta información, el OED debe
considerar que el contrato no prevé intercambios. Si el contrato vulnera la
energía máxima mensual requerible, el OED debe actuar de acuerdo con el
criterio establecido en el presente anexo.
Los
contratos deben ser modelados teniendo en cuenta las restricciones establecidas
en el presente anexo en cuanto a su administración. El cumplimiento de la curva
informada por el agente puede resultar limitado por restricciones dentro del
MEM.
En la
Programación Semanal, el OED determinará el despacho hidráulico semanal
correspondiente a las condiciones previstas en el MEM, incluyendo contratos de
importación y exportación. De modificarse a lo largo de la semana las
operaciones de importación y/o exportación de forma tal que represente una
modificación significativa respecto de la demanda y/o oferta prevista en la
Programación Semanal, el OED debe realizar la Reprogramación Semanal ajustando
las curvas de cargas de los contratos de importación y/o exportación.
El OED
debe coordinar e intercambiar con cada Organismo Coordinador (OC) la
programación semanal prevista de los correspondientes nodo frontera indicando
energía programada y potencia máxima, discriminada por tipos de día y bandas
horarias, teniendo en cuenta los contratos vigentes y la energía prevista
asociada.
6.3.3.
Predespacho y despacho diario
Dentro
de los plazos establecidos para el envío de información para el despacho
diario, los agentes y Comercializadores del MEM que cuenten con contratos de
importación o exportación deben informar la curva de carga prevista en el nodo
frontera correspondiente al abastecimiento asociado al contrato.
El OED
debe informar la energía diaria y el programa de cargas que resulta dentro de
cada contrato de importación o exportación, indicando el motivo cuando alguna
potencia resulta distinta que la requerida por el agente o Comercializador para
el contrato.
A los
efectos de definir la capacidad de importación y exportación Spot a habilitar
en el MEM, el OED debe realizar el siguiente procedimiento al realizar el
predespacho.
En
primer lugar, con la información suministrada para el despacho diario de oferta
y demanda del MEM y las curvas de carga para los contratos de importación y
exportación, el OED debe realizar un predespacho indicativo sin operaciones
Spot de importación y exportación. Como resultado, el OED debe calcular para
cada intervalo Spot los siguientes valores.
* La
capacidad remanente para importaciones Spot en cada nodo frontera.
* La
generación prevista en cada central hidroeléctrica.
* La
energía hidroeléctrica prevista verter y que podría ser exportada (energía
hidroeléctrica exportable).
* La
potencia térmica exportable. Para ello, debe totalizar la capacidad térmica
disponible que no está prevista generando en el predespacho indicativo ni
asignada como reservas de corto plazo y cuyo Costo Variable de Producción
resulta mayor que el precio de nodo previsto para la energía incrementado en un
CINCO (5) %.
De
resultar de este predespacho una condición sin vertimientos, el OED debe
habilitar importaciones Spot en cada nodo frontera en que resulta capacidad
remanente. Antes de las DIEZ (10:00) hs. el OED debe informar dicha
habilitación y enviar:
* a
cada Comercializador, la capacidad de importación prevista remanente en cada
nodo frontera;
* a
cada Generador y Comercializador el excedente exportable del MEM, discriminando
la energía hidroeléctrica de vertimiento y el excedente térmico exportable;
* a
cada Organismo Coordinador (OC), la capacidad de importación y exportación prevista
remanente en las interconexiones que coordina.
De
habilitarse importaciones Spot, antes de las 11:00 hs. los Comercializadores
deben enviar al OED su oferta de energía y/o potencia máxima para cada una de
sus Ofertas Declaradas de Precio de Importación.
El OED
debe agregar estas ofertas a la Base de Datos utilizada para el predespacho
indicativo y realizar un redespacho con importaciones Spot habilitadas
respetando las siguientes condiciones.
* No
modificar el despacho de energía en cada central hidroeléctrica en más del DOS
(2) % ni permitir que la importación produzca vertimiento.
* No
modificar los intercambios previstos en el predespacho indicativo para los
contratos de importación y exportación.
* No
producir saturación de un vínculo de Transporte.
Como
resultado, el OED debe obtener las importaciones Spot previstas como aceptadas
y la capacidad remanente en cada nodo frontera para exportaciones Spot.
El OED
debe informar antes de las 12 hs.:
* a
cada Comercializador que presentó oferta de importación Spot, si fue rechazada
o la curva de carga prevista como aceptada;
* a
cada Generador y Comercializador, la capacidad de exportación prevista
remanente en cada nodo frontera;
* a
cada Organismo Coordinador (OC) con que se prevé realizar importación Spot, la
curva de carga prevista como importación Spot en sus nodos frontera, y la
capacidad de exportación prevista remanente en cada nodo frontera.
De
resultar capacidad remanente para exportaciones Spot en un nodo frontera y
excedentes exportables del despacho, ya sean hidráulicos o térmicos, los
Generadores y Comercializadores están habilitados a ofertar exportación Spot.
Antes de las 13:00 hs. deben informar al OED sus exportaciones Spot previstas
aceptadas por el correspondiente Organismo Coordinador (OC) de otro país,
identificando el nodo frontera y la curva de carga prevista como exportación.
El OED
debe agregar esta demanda adicional junto con la oferta de importación Spot
prevista como aceptada a la Base de Datos utilizada para el predespacho
indicativo y calcular el redespacho con exportación Spot, sin permitir que la
exportación Spot produzca saturación de vínculos de Transporte ni déficit de
abastecimiento o falta de reservas de corto plazo en el MEM. Como resultado,
debe obtener un programa de exportación Spot previsto.
El OED
debe coordinar con cada Organismo Coordinador (OC) las previsiones diarias para
los intercambios físicos en las correspondientes interconexiones
internacionales, como resultado de las curvas de carga asignadas a los
contratos existentes y las operaciones Spot de importación y exportación
acordadas y coordinadas.
Con los
intercambios Spot previstos resultantes y el despacho del MEM, el OED debe
coordinar con los Organismos Coordinadores y obtener el programa de cargas
asignado a cada operación Spot de importación y exportación en cada nodo
frontera, que podrá diferir de la operación prevista. De este modo, el OED y
cada Organismo Coordinador (OC) con que estaba previsto realizar intercambios
Spot en un nodo frontera, coordinarán las curva de carga resultante para los
intercambios Spot aceptados.
Junto
con los resultados del despacho diario, el OED debe enviar:
* a
cada Comercializador que ofertó importación Spot, los correspondientes
programas de carga asociados a la importación aceptada y coordinada (si no fue
aceptada, serán CERO (0));
* a
cada Comercializador y Generador que informó operaciones Spot de exportación
previstas aceptadas por el otro país, los correspondientes programas de carga
asociados a la exportación aceptada y coordinar.
De
surgir restricciones al realizar la coordinación de las operaciones, las
operaciones Spot aceptadas y coordinadas podrán resultar menores que las
previstas e incluso CERO (0).
6.3.4.
Redespacho
En caso
de presentarse un imprevisto que comprometa el abastecimiento en el MEM, el OED
debe coordinar con el Organismo Coordinador (OC) de cada nodo frontera en el
que se esté realizando exportaciones Spot la suspensión de dicho intercambio.
Análogamente, ante una emergencia en otro país, el correspondiente Organismo
Coordinador (OC) podrá coordinar con el OED la interrupción de las operaciones
Spot de importación al MEM en los correspondientes nodos frontera.
A lo
largo de un día, de surgir cambios en las condiciones previstas que lleven a
comprometer el abastecimiento de la demanda y riesgo de déficit o faltante de
reservas de corto plazo en el MEM, el OED debe requerir de los
Comercializadores nuevas ofertas de excedentes para importación Spot. El
procedimiento para su aceptación y coordinación será similar al establecido
para el predespacho diario, pudiendo resultar limitadas por la capacidad
remanente de Transporte y las restricciones operativas vigentes.
Análogamente,
ante una emergencia que lleve a riesgo de déficit en su mercado, un Organismo
Coordinador (OC) puede requerir al OED nuevas exportaciones Spot en los
correspondientes nodos fronteras, informando el motivo que lo justifica. En
este caso el OED debe informar a los Generadores y Comercializadores el
requerimiento así como la capacidad remanente en los nodos frontera y la
potencia y energía excedente exportable. Los Generadores y Comercializador
pueden realizar nuevas ofertas. El procedimiento para su aceptación y
coordinación será similar al establecido para el predespacho diario, pudiendo
resultar limitadas por la capacidad remanente de Transporte y las restricciones
operativas vigentes.
En
todos los casos en que se modifique la importación y/o exportación Spot
prevista, el OED debe realizar el redespacho para la nueva condición de oferta
y demanda.
6.3.5.
Limitaciones de Transporte del SADI
La
aceptación de operaciones Spot de importación y exportación queda condicionada
por las restricciones de Transporte del SADI, ya que dichas operaciones no
pueden provocar la saturación de vínculos.
Debe
quedar en claro para las partes de un contrato de importación o exportación
que, en lo que hace a la red existente en el SADI, el cumplimiento físico del
contrato podrá quedar restringido en la medida que en la operación real surjan
límites a la capacidad de Transporte que impidan llevar o traer toda la
potencia requerida hasta o desde el Transporte asociado al nodo frontera.
6.3.5.1.
Restricciones a la demanda
Si un
nodo frontera con uno o más contratos de exportación resulta ubicado en un área
importadora con limitaciones de Transporte, el OED debe considerar cada
contrato exportación como una demanda adicional del MEM, denominada “demanda
contrato exportación”.
La
demanda que se considera perteneciente al MEM, ya sea por su ubicación física
en Argentina o por adicionarse a través
de un contrato de exportación, tiene garantizado su suministro si se cumplen
todas las siguientes condiciones.
a)
Cuenta con un contrato con garantía, ya sea un Contrato de Abastecimiento con
garantía de suministro o un Contrato de Potencia Firme.
b) El
Generador o Comercializador contratado cuenta con la suficiente disponibilidad
para cubrir el requerimiento de la demanda que lo contrata.
c) No
existen restricciones de Transporte en el MEM que afecten el cubrimiento del
suministro en el área en que se ubica la demanda, ya sea el Mercado o un área
desvinculada o, si existen restricciones, la generación contratada resulta
ubicada en el mismo área que la demanda y no se ve afectada por dichas restricciones
de Transporte.
6.3.5.2.
Restricciones a la generación
Visto
desde la generación, para una máquina o central ubicada en el MEM no existe
prioridad en el uso de la red de Transporte sino que su programa de carga es un
resultado del despacho económico dentro de las restricciones y requisitos de
calidad vigentes.
Si un
nodo frontera con uno o más contratos de importación resulta en un área
exportadora con limitaciones de Transporte, el OED debe considerar cada
contrato de importación como una máquina adicional del MEM, denominada “máquina
contrato importación”, con un costo en el nodo frontera igual al precio de la
energía representativo del contrato y realizar el despacho económico del área
incluyendo estas máquinas adicionales para obtener como resultado cómo afecta
la restricción a cada máquina del área. Sólo en este caso, la curva de carga
del contrato de importación será la generación con que resulte despachada la
máquina contrato importación dentro del MEM.
6.4.
OPERACION EN TIEMPO REAL
Si bien
el valor programado como importación de un contrato no puede superar la demanda
prevista del comprador, en la operación en tiempo real puede resultar que el
importador tenga un excedente importado. En ese caso, vende el excedente que
resulta al Mercado Spot.
Si por
su parte un vendedor extranjero no cumple su compromiso en el nodo frontera, el
agente o Comercializador del MEM puede comprar el faltante en el Mercado Spot,
de existir el excedente necesario.
El OED
debe coordinar con cada Organismo Coordinador (OC) la operación para mantener
el intercambio en cada nodo frontera en los valores programados, admitiéndose
en cada intervalo Spot una tolerancia máxima en el apartamiento al valor
programado igual al Porcentaje de Tolerancia para Intercambios Internacionales
definido en el apartado 5. del presente Anexo.
Ante
condiciones extraordinarias de emergencias operativas y/o contingencias graves,
el mantenimiento de la seguridad para evitar una condición de colapso en el MEM
tendrá prioridad sobre los compromisos de importación y exportación, pudiendo
con este motivo el operador del OED transitoriamente modificar o interrumpir el
intercambio comprometido en un nodo frontera, notificando al correspondiente
OC. Análogamente, un OC por los mismos motivos y en las mismas condiciones
podrá modificar transitoriamente los intercambios en el nodo frontera,
notificando al OED. En ambos casos, el OED o el OC según corresponda debe tomar
las medidas necesarias para volver en el menor tiempo posible al intercambio
programado en cada nodo frontera.
7.
CUANTIFICACION DE LOS INTERCAMBIOS
7.1.
DETERMINACION DE APARTAMIENTOS
Las
operaciones de importación y exportación se consideran como una obligación de
entregar o tomar en el nodo frontera la curva de carga acordada en el despacho
diario, dentro de una banda de tolerancia para cada intervalo Spot dada por el
Porcentaje de Tolerancia para Intercambios Internacionales tal como está
definido en el apartado 5. del presente.
Para
cada intervalo Spot, el OED debe realizar el seguimiento de cada nodo frontera,
determinando la diferencia entre su valor físico programado y el real. El
apartamiento que surja se considera que se reparte entre todas las operaciones
de importación y exportación que intervinieron ese intervalo Spot en ese nodo,
sumando el apartamiento proporcional que le corresponde a cada operación de
importación y restando el apartamiento proporcional que le corresponde a cada
operación de exportación.
Para
administrar las transacciones comerciales en el Mercado Spot, el OED debe
modelar las exportaciones Spot realizadas como si el agente o Comercializador
vendedor tuviera un contrato de exportación en el nodo frontera con una curva
de carga igual a la entregada como exportación Spot. Puede surgir como
resultado que el vendedor compre en el Mercado Spot para cubrir la exportación
Spot.
Las
importaciones Spot deben ser modeladas como generación adicional que pertenece
al Comercializador importador con una generación igual a la importación Spot
entregada en el nodo frontera con generación proveniente de fuera del MEM.
7.2.
INFORMACION PARA FACTURACION DE LOS CONTRATOS
Cada
mes, dentro de los plazos establecidos para la facturación en el MEM, el OED
debe enviar a los agentes y Comercializadores del MEM con contratos de importación
o exportación la información de energía y potencia intercambiada dentro de cada
uno de dichos contratos.
Al
final de cada mes, el OED debe facturar a cada agente y Comercializador que
haya realizado operaciones de exportación, por contratos o Spot, el cargo por
energía adicional correspondiente a las pérdidas asociadas a la demanda
adicional que se agrega con la exportación.
8.
SERVICIO DE TRANSPORTE
8.1.
CAPACIDAD DE TRANSPORTE
8.1.1.
Contratos de importación y exportación
Junto
con la solicitud de autorización de un contrato de exportación o importación,
el solicitante debe presentar al OED despachos típicos y flujos resultantes en
la red del SADI existente para la fecha prevista de entrada en vigencia del
contrato que demuestren que, para condiciones de media:
* de
tratarse de un contrato de exportación no existen restricciones de Transporte
que impidan la entrega física de la potencia máxima comprometida en el nodo
frontera;
* de
tratarse de un contrato de importación no existen restricciones de Transporte
que impidan la inyección física de la potencia máxima comprometida en el nodo
frontera.
De
cumplirse la condición se considera que el contrato cuenta con disponibilidad
suficiente de Transporte en condiciones de media para ser autorizado. De lo
contrario, no cumple con los requisitos necesarios para su autorización.
De ser
necesario, junto con este informe, el solicitante podrá presentar las
ampliaciones de Transporte que llevará a cabo para permitir este intercambio.
En este caso, la autorización del contrato quedará condicionada a la
realización de las ampliaciones correspondientes.
8.1.2.Operaciones
Spot de importación y exportación
Las
operaciones Spot de importación y exportación están limitadas por la capacidad
de transporte remanente luego del despacho del MEM incluyendo contratos de
importación y exportación. No pueden producir saturación de algún vínculo de
Transporte.
8.2.
REQUERIMIENTOS DE TRANSPORTE PARA CONTRATOS FIRMES DE IMPORTACION Y EXPORTACION
Un
contrato de importación o exportación del MEM requiere disponer de una oferta
que respalde el correspondiente compromiso firme. Para ello, el contrato debe
contar no sólo con máquinas con la potencia instalada y oferta de energía para
garantizar la capacidad de generación necesaria, sino también con un transporte
en la frontera que asegure la vinculación entre las redes de los dos países con
la necesaria capacidad de interconexión. La asignación de Transporte para
Contratos Firmes representa una reserva de capacidad para contratos,
permitiendo así contar con la capacidad necesaria para el cubrimiento de la
demanda asociada a dicho contrato, pero no una reserva de uso para energía
correspondiente a producción de un Generador o un Comercializador de
generación.
El OED
debe otorgar una autorización condicional a un contrato de importación o
exportación que cumpla todos los requisitos indicados en este anexo salvo los
correspondientes a contar con capacidad asignada de Transporte para Contratos
Firmes en la interconexión y con la capacidad suficiente para condiciones de
media en la red del SADI. La autorización pasará a entrar en vigencia cuando el
agente o Comercializador presente la asignación del Transporte para Contratos
Firmes necesaria y, de ser necesario, la realización de las ampliaciones
requeridas en el SADI para contar con la capacidad suficiente indicada para
condiciones de media. Un contrato de importación o exportación no se considera
vigente en el Mercado a Término si su autorización es condicional.
A un
contrato que incrementa la potencia contratada a lo largo de su período de
vigencia y en que el Transporte para Contratos Firmes con que cuenta es
suficiente para los requerimientos de los primeros dos o más Períodos
Estacionales pero insuficiente para la potencia máxima contratada en el plazo
total de vigencia, el OED le debe otorgar la autorización definitiva para el
plazo entre su entrada en vigencia y el último Período Estacional en que el
Transporte para Contratos Firmes asignado es suficiente para la potencia contratada.
Para el período restante hasta la finalización del contrato, el OED le
mantendrá la autorización condicional hasta que cuente con la asignación del
Transporte para Contratos Firmes necesario.
8.3.
AMPLIACION DE TRANSPORTE PARA CONTRATOS FIRMES
La
construcción de Transporte para Contratos Firmes para interconexiones
internacionales surge de los requerimientos de los contratos de importación y
exportación.
Dentro
del presente anexo, una ampliación de transporte encaminada a disponer de
Transporte para Contratos Firmes para interconexiones internacionales se
denominará Ampliación Firme por Peaje.
Sólo
puede requerir asignación de Transporte para Contratos Firmes para importación
aquel que puede realizar contratos de importación o un Generador cuyo nodo de
acceso al MEM se ubique en la Ampliación Firme por Peaje.
* Un
Comercializador puede requerir Transporte para Contratos Firmes para
importación.
* Un
agente Distribuidor o Gran Usuario puede requerir Transporte para Contratos
Firmes para importación.
* Un
Generador que se conecta al MEM en un nodo de una Ampliación Firme por Peaje o
su Comercializador puede requerir Transporte para Contratos Firmes para vender
por Contratos de Potencia Firme.
Sólo
puede requerir asignación de Transporte para Contratos Firmes para exportación
aquel que puede realizar contratos de exportación o un agente consumidor cuyo
nodo de acceso al MEM se ubique en la Ampliación Firme por Peaje.
* Un
Comercializador puede requerir Transporte para Contratos Firmes para exportación.
* Un
agente Productor puede requerir asignación de Transporte para Contratos Firmes
para exportación.
* Un
agente consumidor que se conecta al MEM en un nodo de una Ampliación Firme por
Peaje o su Comercializador puede requerir Transporte para Contratos Firmes para
comprar por Contratos de Potencia Firme.
8.3.1.
Solicitud de Ampliación Firme por Peaje
Una
ampliación de Transporte de Interconexión Internacional debe ser realizada bajo
la modalidad de Ampliación Firme por Peaje, de acuerdo a los procedimientos
indicados en el REGLAMENTO PARA SOLICITAR EL OTORGAMIENTO DE UNA CONCESION DE
TRANSPORTE DE INTERCONEXION INTERNACIONAL Y AMPLIACION.
En el
presente Anexo toda referencia a la Ampliación Firme por Peaje se refiere al
Transporte de Interconexión Internacional construido con la metodología
indicada y que se ubica en territorio Argentino, desde un punto de la red
existente del SADI hasta la frontera.
El
conjunto de los agentes y/o Comercializadores que presentan la solicitud serán
considerados los Iniciadores de la Ampliación Firme por Peaje y asumen durante
el período de amortización el compromiso de pago por el canon que resulte de la
licitación.
8.3.2.
Requisitos
Una
Ampliación Firme por Peaje para una nueva interconexión internacional puede ser
solicitada por uno o más agentes y/o Comercializadores que tengan preacordados
contratos de importación o exportación que requieran de dicha ampliación. En la
solicitud, cada solicitante debe incluir el modelo de cada contrato a acordar,
con una carta de intención firmado por las partes. Se debe identificar el tipo
de contrato (importación o exportación), su plazo de duración con una fecha de
entrada en vigencia que no puede ser posterior al comienzo del Período
trimestral posterior a la entrada en servicio prevista para el Transporte de
Interconexión Internacional requerido, los compromisos de potencia contratada,
y los compromisos de energía o curvas de caga asociadas. También un futuro
transportista puede ser iniciador transitorio de una Ampliación Firme por
Peaje.
8.3.3.
Registro de Transporte para Contratos Firmes
El
Registro de Transporte para Contratos Firmes identifica las Ampliaciones Firmes
por Peaje y el modo en que la capacidad de interconexión de cada una de ellas
se asigna entre los agentes y Comercializadores del MEM y entre los Contratos
de Potencia Firme. Para la autorización de un contrato de importación o
exportación como perteneciente al Mercado a Término el agente o Comercializador
debe contar con la suficiente capacidad de interconexión de importación o
exportación, según corresponda, asignada en el Registro.
Para un
mes “m”, se entiende por potencia comprometida para un contrato de importación
o exportación a la potencia máxima contratada para el período de vigencia
autorizado restante del contrato, o sea desde el mes “m” hasta el último mes de
vigencia cuya autorización no es condicional.
El OED
es el responsable de mantener y actualizar el Registro de Transporte para
Contratos Firmes, identificando para cada Ampliación Firme por Peaje: la
capacidad no asignada, la capacidad asignada a cada Contrato de Potencia Firme
y los agentes y Comercializadores que cuentan con capacidad asignada de
Transporte para Contratos Firme. Para cada uno de estos agentes y
Comercializadores debe indicar:
* la
potencia total asignada como Transporte para Contratos Firmes para importación
(TFIRIMP);
* la
identificación de los contratos de importación vigentes y la asignación de
Transporte para Contratos Firmes a cada uno para la potencia comprometida;
* la
potencia total asignada como Transporte para Contratos Firmes para exportación
(TFIREXP);
* la
identificación de los contratos de exportación vigentes y la asignación de
Transporte para Contratos Firmes a cada uno para la potencia comprometida.
* el
excedente de importación asignado, calculado como la diferencia entre el
Transporte para Contratos Firmes asignado para importación y la potencia
comprometida total para contratos de importación;
* el
excedente de exportación asignado, calculado como la diferencia entre el
Transporte para Contratos Firmes asignado para exportación y la potencia
comprometida total para contratos de exportación.
En la
Programación Estacional y Reprogramación Trimestral el OED debe incluir:
* la
información del Registro de Transporte para Contratos Firmes;
* la
información sobre las asignaciones y transferencias realizadas en el período
anterior y sus precios.
A su
vez, en cada Programación Semanal el OED debe informar las asignaciones y
transferencias que se hayan realizado la semana anterior así como cualquier
otra modificación en el Registro.
8.3.3.1
Asignación Inicial.
Una vez
adjudicada una Ampliación Firme por Peaje, el OED la debe incorporar al
Registro de Transporte para Contratos Firmes y asignar a cada uno de los
Iniciadores la potencia requerida en la solicitud de ampliación para sus
contratos (para importación REQIMP y para exportación REQEXP), como capacidad
de Transporte para Contratos Firmes de importación (TFIRIMP) y/o de exportación
(TFIREXP) según corresponda.
Cada
Iniciador “f” asume el compromiso de pagar al Transportista de Interconexión
Internacional una proporción del canon mensual que corresponda. Esta
proporción, denominado Factor del Iniciador (FI), se calcula dividiendo su
requerimiento de capacidad solicitado, o sea su asignación inicial, por el
requerimiento total de los Iniciadores.
(REQIMP i f
+ REQEXP i f ) FI i
f = ———————————————————— åff
(REQIMP i ff + REQEXP i ff ) |
siendo
“ff” todos los agentes y Comercializadores Iniciadores en la ampliación “i”, y
REQIMP y REQEXP la capacidad firme para importación y para exportación
respectivamente que solicitan y se les asigna inicialmente.
8.3.3.2.
Renuncia a la capacidad asignada.
Durante
el Período de Amortización, una vez asignado Transporte para Contratos Firmes a
un agente o Comercializador, éste no puede renunciar al mismo pero puede
transferirlo a un tercero.
Durante
el Período de Explotación, un agente o Comercializador que tiene asignado
Transporte para Contratos Firmes puede renunciar al mismo si cumple las
siguientes requisitos.
* La
capacidad asignada cuya renuncia solicita no es requerida parcial o totalmente
por sus contratos de importación y exportación autorizados.
* Ha
transcurrido un período mínimo de asignación al correspondiente agente o
Comercializador de la capacidad cuya renuncia solicita. Dicho período se define
en CINCO (5) años.
Un
agente o Comercializador debe solicitar al OED la autorización a su renuncia de
parte o toda su asignación de Transporte para Contratos Firmes, incluyendo la
siguiente información.
*
Identificación del agente o Comercializador que pide la renuncia.
*
Identificación de la Ampliación Firme por Peaje.
*
Asignación de Transporte para Contratos Firmes que solicita su renuncia,
identificando si es importación o exportación, y justificando que dicha
capacidad no es requerida por sus contratos vigentes, de importación o
exportación según corresponda.
El OED
no debe autorizar la renuncia si el agente o Comercializador no cumple con
todos los requisitos indicados en el presente Anexo.
El OED
debe actualizar el Registro de Transporte para Contratos Firmes cada vez que se
autorice una renuncia a capacidad asignada. Cada renuncia de asignación de
Transporte para Contratos Firmes autorizada entra en vigencia a partir del día
primero del mes siguiente a la autorización.
8.3.3.3.
Excedentes Transitorios.
En una
Ampliación Firme por Peaje, de acuerdo a la evolución de la potencia contratada
en los contratos de importación o de exportación de un agente o
Comercializador, puede resultar que su potencia comprometida total de contratos
de importación o exportación, para la cual cuenta con capacidad asignada de
Transporte para Contratos Firmes, sea mayor que la potencia total contratada
para los próximos CUATRO (4) o más Períodos Trimestrales.
Se
considera que para un mes “m” un agente o Comercializador “f” tiene en una
Ampliación Firme por Peaje un excedente mensual para exportación (EXCMESX)
igual a la diferencia entre la suma de la potencia comprometida (PCOMP) que
resulta para dicho mes en sus contratos de exportación y la suma de la potencia
contratada (POTCONT) en sus contratos de exportación para dicho mes.
EXCMESX
m f =å j(x)
POTCONT m f,j(x) - åj(x)
PCOMP m f,j(x) |
siendo
j(x) las Empresas Extranjeras con quienes tiene contratos de exportación.
Análogamente
se considera que un agente o Comercializador tiene en una Ampliación Firme por
Peaje un excedente mensual para importación (EXCMESI) igual a la diferencia
entre la suma de la potencia comprometida (PCOMP) que resulta para dicho mes en
sus contratos de importación y la suma de la potencia contratada (POTCONT) en
sus contratos de importación para dicho mes.
EXCMESI m
f = åj(I)
POTCONT m f,j(I) - åj(I)
PCOMP m f,j(I) |
siendo
j(I) las Empresas Extranjeras con quienes tiene contratos de importación.
Para un
período, se denomina:
*
Excedente Transitorio de Importación para un agente o Comercializador en una
Ampliación Firme por Peaje al mínimo de los excedentes mensuales de importación
de los meses del período;
*
Excedente Transitorio de Importación en una Ampliación Firme por Peaje a la
suma de los excedentes transitorios para importación de los agentes y
Comercializadores que tienen asignado Transporte para Contratos Firmes en dicha
ampliación.
Análogamente,
se denomina:
*
Excedente Transitorio de Exportación para un agente o Comercializador en una
Ampliación Firme por Peaje al mínimo de los excedentes mensuales de exportación
de los meses del período;
*
Excedente Transitorio de Exportación en una Ampliación Firme por Peaje a la
suma de los excedentes transitorios para exportación de los agentes y
Comercializadores que tienen asignado Transporte para Contratos Firmes.
Definido
un período de transferencia, que debe corresponder a CUATRO (4) o más Períodos
Trimestrales, un agente o Comercializador puede realizar transferencias
provisorias de los excedentes transitorios que resultan para dicho período.
Transcurrido el período de transferencia, la transferencia provisoria perderá
vigencia y la capacidad transferida será automáticamente asignada nuevamente al
agente o Comercializador a quien estaba asignada antes de la transferencia con
el objeto de cubrir la capacidad requerida por la potencia comprometida en sus
contratos. El OED debe identificar en el Registro de Transporte para Contratos
Firmes cuando una asignación corresponde a una transferencia de un excedente
transitorio, indicando:
a) el
período de transferencia;
b) el
agente o Comercializador a quien volverá dicha asignación una vez finalizado el
período de transferencia, o sea el agente o Comercializador que contaba al
inicio del período de transferencia con el excedente transitorio.
8.3.3.4.
Excedentes.
De
acuerdo a la evolución de los contratos de importación y exportación, en una
Ampliación Firme por Peaje un agente o Comercializador puede resultar con más
Transporte para Contratos Firmes para importación y/o exportación asignado en
el Registro que la potencia comprometida total respectivamente en sus contratos
de importación y exportación en el correspondiente nodo frontera.
Se
considera que el agente o Comercializador tiene un excedente de capacidad de
transporte transferible para exportación igual a la diferencia entre la
potencia asignada como Transporte para Contratos Firmes para exportación y la
suma de la potencia comprometida en sus contratos de exportación en el nodo
frontera de la ampliación. Se considera que el agente o Comercializador tiene
un excedente de capacidad de transporte transferible para importación
transferible igual a la diferencia entre la potencia asignada como Transporte
para Contratos Firmes para importación y la suma de la potencia comprometida en
sus contratos de importación en el nodo frontera de la ampliación.
En el
caso de caída o rescisión de un contrato de Potencia Firme, para el cálculo de
excedentes el OED debe considerar como si dicho contrato continua vigente
durante los SESENTA (60) días posteriores a la fecha de rescisión o caída.
Se
denomina Excedente de Importación en una Ampliación Firme por Peaje a la
diferencia entre la capacidad máxima de interconexión (INTMAX) y la suma de la
potencia comprometida en dicho nodo frontera mediante contratos de importación.
Se denomina Excedente de Exportación en una Ampliación Firme por Peaje a la
diferencia entre la capacidad máxima de interconexión (INTMAX) y la potencia
comprometida total en dicho nodo frontera mediante contratos de exportación.
El OED
debe identificar en el Registro de Transporte para Contratos Firmes para cada
Ampliación Firme por Peaje su Excedente de Importación y Excedente de
Exportación, y para cada agente y Comercializador que tiene asignado Transporte
para Contratos Firmes su excedente transferible de importación y de
exportación.
8.3.3.5
Asignación y Transferencia de Excedentes y Excedentes Transitorios.
Un
agente o Comercializador debe requerir la autorización al OED cada vez que por
acuerdo entre partes se transfiera asignación de Transporte para Contratos
Firmes. Sólo se pueden transferir excedentes o excedentes transitorios.
El OED
debe actualizar el Registro de Transporte para Contratos Firmes cada vez que se
autorice una asignación de excedentes o una transferencia de excedentes o
excedentes transitorios e informar a todos los agentes y Comercializadores del
MEM junto con la Programación Semanal las transferencias realizadas y sus
precios. Cada asignación o transferencia de asignación de Transporte para
Contratos Firmes autorizada entra en vigencia a partir del día primero del mes
siguiente a la autorización de su asignación.
8.3.3.5.1.
Asignación o Transferencia Condicional a un Contrato.
En caso
que uno o más agentes o Comercializadores requieran la asignación o
transferencia de excedentes para un mismo contrato (por ejemplo, en caso de
licitarse un contrato de importación o exportación), el OED debe realizar la
asignación o transferencia condicional al contrato por un plazo de TREINTA (30)
días, salvo en el caso de una licitación de un contrato por concurso público en
que el plazo será hasta SESENTA (60) días posteriores a la fecha prevista de
apertura de las ofertas. De este modo, el requerimiento de capacidad para un
contrato tendrá una única asignación aún cuando más de un agente o
Comercializador estén interesados en lograr dicho contrato.
A cada
agente o Comercializador que tenga un acuerdo de transferencia con uno o más de
los agentes que requieran la asignación para el mismo contrato, el OED le debe
identificar una transferencia condicional.
Transcurrido
el plazo indicado, la asignación condicional pierde vigencia y pasa a ser
nuevamente un excedente.
Durante
el período de asignación condicional, el OED debe realizar la asignación
definitiva al agente o Comercializador que presente el contrato firmado,
transfiriendo el excedente necesario del agente o Comercializador con que
acordó la transferencia, o del conjunto de los agentes o Comercializadores con
excedentes de no existir acuerdo y tratarse de una transferencia regulada tal
como se indica en el punto 8.3.3.5.5. Las restantes transferencias
condicionales asignadas al mismo contrato son consideradas nuevamente
excedentes.
La
fecha de entrada en vigencia del contrato no puede ser posterior al comienzo
del Período Trimestral subsiguiente a la presentación del contrato, salvo que
el Transporte de Interconexión esté en
construcción en cuyo caso no podrá ser posterior al comienzo del primer Período
Trimestral luego de la entrada en servicio prevista de la Ampliación Firme por
Peaje. La asignación o transferencia entra en vigencia a partir del día primero
del mes siguiente a la notificación de la adjudicación del contrato.
Un
agente o Comercializador con asignación de Transporte para Contratos Firmes
para un contrato vigente podrá requerir con una anticipación de hasta TREINTA
(30) días a la fecha prevista de finalización del contrato, la asignación
condicional a partir de dicha fecha a la prórroga del contrato o a un nuevo
contrato previsto. En ese caso, debe presentar la solicitud ante el OED
incluyendo la siguiente información:
*
Identificación del agente o Comercializador.
*
Identificación de la Ampliación Firme por Peaje.
*
Identificación del contrato que finaliza.
*
Identificación del contrato para el que requiere la asignación condicional,
indicando si es prórroga del existente. Se debe identificar el tipo
(importación o exportación), la potencia a contratar, y su plazo de duración
con una fecha de entrada en vigencia que no puede ser posterior al comienzo del
Período Trimestral subsiguiente a la fecha de la solicitud. En caso de
licitación por concurso público de un contrato, la fecha de dicha licitación no
podrá ser posterior en dos meses a la fecha de la solicitud de asignación.
Al
finalizar el contrato vigente, el OED le hará la asignación condicional a la
prórroga o nuevo contrato previsto solicitado.
8.3.3.5.2.
Oferta de Transferencia de Excedentes o Excedentes Transitorios y Acuerdo entre
Partes.
Un
agente o Comercializador con excedentes o excedentes transitorios
transferibles, puede acordar su transferencia a otro agente o Comercializador
que pueda realizar contratos de importación o exportación según corresponda.
Dicha transferencia puede ser el resultado de un acuerdo entre partes, una
oferta de excedentes al mercado mediante una licitación abierta a demandantes
de dicho excedente, u otra metodología que el agente o Comercializador
considere conveniente. Puede solicitar la transferencia a un agente o Comercializador
incluyendo, de existir, uno o más contratos previstos.
Para la
autorización de una transferencia, el agente o Comercializador que transfiere
debe presentar una solicitud ante el OED que incluya la siguiente información:
*
Identificación del agente o Comercializador que pide la transferencia.
*
Identificación de la Ampliación Firme por Peaje.
*
Identificación si se solicita transferir un excedente o un excedente
transitorio. En el caso de excedentes transitorios, identificación del período
de transferencia solicitado, que debe corresponder a CUATRO (4) o más Períodos
Trimestrales.
*
Asignación de Transporte para Contratos Firmes que solicita transferir,
identificando si es importación o exportación, y justificando que cuenta con el
excedente transferible mediante la identificación de la potencia comprometida
en los contratos vigentes, de importación o exportación según corresponda, la
asignación de Transporte para Contratos Firmes que le corresponde y, en el caso
de excedentes transitorios, la potencia contratada en los contratos vigentes,
de importación o exportación según corresponda, para los meses del período de
transferencia solicitado.
*
Identificación del agente o Comercializador al que se debe asignar el
Transporte para Contratos Firmes que se solicita transferir, indicando de
existir el o los contratos previstos. Opcionalmente podrá acordar la
transferencia para un conjunto de agentes y/o Comercializadores que lo
solicitan para los mismos contratos previstos.
*
Precio de la transferencia.
El OED
sólo debe autorizar la transferencia si la solicitud cumple todos de los
siguientes requerimientos.
* El
agente o Comercializador que pide la transferencia cuenta con el excedente o
excedente transitorio necesario.
* El o
los agentes o Comercializadores a los que se pide asignar la transferencia
están habilitados para realizar el tipo de operación, importación o
exportación, para la cual requieren el Transporte para Contratos Firmes.
De
solicitarse la asignación a un contrato previsto, recibirá el tratamiento de
asignación condicional indicado en el punto 8.3.3.5.1.
De
solicitarse la asignación a un agente o Comercializador sin identificar
contratos previstos, resulta con un excedente transferible en tanto no presente
uno o más contratos acordados o contratos previstos (carta de intención,
licitación, etc.) a los cuales asigna dicha capacidad. De tratarse de un
contrato previsto, recibirá el tratamiento de asignación condicional indicado
en el punto 8.3.3.5.1.
8.3.3.5.3.
Asignación de Excedentes no asignados.
Un
agente o Comercializador que quiera acordar un contrato de importación o
exportación en un nodo frontera en que existe Excedente de Importación o
Exportación, según corresponda, no asignado, puede presentar una solicitud de
asignación ante el OED. La solicitud debe incluir la siguiente información:
*
Identificación del agente o Comercializador.
*
Identificación de la Ampliación Firme por Peaje en la que pide la asignación de
Transporte para Contratos Firmes.
*
Modelo de cada contrato a acordar, con una carta de intención firmada por las
partes, y/o documentos que identifican una licitación por concurso público para
contratar. Se debe identificar el tipo (importación o exportación), la potencia
a contratar, y su plazo de duración con una fecha de entrada en vigencia que no
puede ser posterior al comienzo del Período Trimestral subsiguiente a la fecha
de la solicitud, salvo que el Transporte de Interconexión esté en construcción
en cuyo caso no podrá ser posterior al comienzo del primer Período Trimestral
luego de la entrada en servicio prevista de la Ampliación Firme por Peaje. En
caso de licitación por concurso público de un contrato, la fecha de dicha
licitación no podrá ser posterior en dos meses a la fecha de la solicitud de
asignación.
*
Capacidad de Transporte para Contratos Firmes cuya asignación requiere
transferir.
El OED
debe verificar en el Registro de Transporte para Contratos Firmes la existencia
del excedente no asignado.
De
existir, debe asignar a cada contrato indicado en forma condicional el
Transporte para Contratos Firmes de acuerdo al procedimiento indicado en el
punto 8.3.3.5.1.
8.3.3.5.4
Demanda de Transferencia de Excedentes o Excedentes Transitorios y Acuerdo
entre Partes.
Un
agente o Comercializador que requiera la asignación de Transporte para
Contratos Firmes para importación o exportación de una Ampliación Firme por
Peaje con Excedente o Excedentes Transitorios de Importación o de Exportación,
según corresponda, puede lograr su transferencia mediante:
a) un
acuerdo entre partes con un agente o Comercializador que cuente con los
excedentes o excedentes transitorios transferibles;
b) o un
llamado a concurso para comprar transferencia de excedentes o excedentes
transitorios, en que pueden ofertar los agentes o Comercializadores con
excedentes o excedentes transitorios transferibles;
c) u
otra metodología que considere conveniente.
Para
las transferencias que resulten de ello, el agente o Comercializador que cuenta
con el Transporte para Contratos Firmes a transferir debe presentar la
solicitud de transferencia ante el OED según la metodología indicada en el
punto 8.3.3.5.2.
8.3.3.5.5.
Transferencia regulada de excedentes o excedentes transitorios.
Un
agente o Comercializador que quiera acordar un contrato de importación o
exportación en un nodo frontera en que existe Excedente o Excedente Transitorio
de Importación o Exportación según corresponda, pero no existan excedentes no
asignados o no logre acordar con uno o más agentes y/o Comercializadores con excedentes
transferibles la transferencia del Transporte para Contratos Firmes requerido
para su contrato, puede presentar ante el OED una solicitud de transferencia
regulada.
La
solicitud debe incluir la siguiente información.
*
Identificación del agente o Comercializador.
*
Identificación de la Ampliación Firme por Peaje en la que pide la asignación de
Transporte para Contratos Firmes.
*
Modelo de cada contrato, con una carta de intención firmado por las partes o un
llamado a licitación para contratar por concurso público. Se debe identificar
el tipo (importación o exportación), la potencia a contratar, y el plazo de
duración con una fecha de entrada en vigencia que no puede ser posterior al
comienzo del Período Trimestral subsiguiente a la fecha de la solicitud, salvo
que la Ampliación Firme por Peaje esté en construcción en cuyo caso no podrá
ser posterior al comienzo del Período Trimestral luego de su entrada en
servicio prevista.
*
Capacidad de Transporte para Contratos Firmes cuya asignación requiere
transferir.
El OED
debe verificar en el Registro de Transporte para Contratos Firmes la existencia
del excedente solicitado. De existir, le debe asignar a los contratos indicados
en forma condicional el Transporte para Contratos Firmes requerido, de
importación o de exportación según corresponda, realizando una transferencia
condicional de los agentes y Comercializadores con excedentes de Transporte
para Contratos Firmes de importación o de exportación, según corresponda, en
forma proporcional a su excedente transferible dentro del Excedente total de la
Ampliación Firme por Peaje. La asignación condicional recibirá el tratamiento
indicado en el punto 8.3.3.5.1. De existir solicitudes competitivas por la
Capacidad de Transporte Firme disponible, el OED informará al ENRE a efectos
que la asignación de dicha capacidad a los solicitantes se efectúe mediante una
licitación en base a oferta de precios a realizar por estos últimos.
En el
caso en que la ampliación se hubiera concretado mediante el mecanismo del
Acuerdo entre Partes, tal como se encuentra previsto en el Título II del
REGLAMENTO PARA SOLICITAR EL OTORGAMIENTO DE UNA CONCESION DE TRANSPORTE DE
INTERCONEXION INTERNACIONAL Y AMPLIACION, de no haber solicitudes competitivas
por la Capacidad de Transporte Firme, el valor regulado del peaje será igual al
costo de operación y mantenimiento de las instalaciones de interconexión, según
determinación del ENRE. Si por el contrario hubiera solicitudes competitivas
por dicha Capacidad de Transporte Firme, el OED informará al ENRE a efectos que
la asignación de dicha capacidad a los solicitantes se efectúe mediante una
licitación en base a oferta de precios a realizar por este último, con precio
base igual al costo de operación y mantenimiento antes mencionado.
8.3.4.
REMUNERACION AL TRANSPORTISTA DE INTERCONEXION INTERNACIONAL.
8.3.4.1.
Período de Amortización.
El
Transportista de Interconexión Internacional es remunerado durante el período
de amortización con el Canon anual resultante de la licitación (CANAN),
afectado de los descuentos o premios que surjan del régimen de calidad
acordado.
Cada
Iniciador “f” de una Ampliación Firme por Peaje “i” tiene la obligación de
pagar al Transportista de Interconexión Internacional un cargo mensual por la
capacidad inicial solicitada, independientemente de que la use o no. Para cada
mes “m”, dicho cargo mensual (CTF) es el resultado de multiplicar su Factor de
Iniciador (FI) por el canon anual (CANAN) dividido doce, más o menos según
corresponda los premios (PREM) o penalidades (PEN) que surjan del régimen de
calidad establecido.
CTF i,m
f = F I i f *. (CANAN i / 12 +
PREM i,m - PEN i,m ) |
La
relación por el pago del canon de la Ampliación Firme por Peaje es
exclusivamente entre el Transportista de Interconexión Internacional y los
Iniciadores. Las deudas que surjan en estos pagos son responsabilidad exclusiva
de cada Iniciador, no afectando al resto de los agentes y Comercializadores
MEM. El Transportista de Interconexión Internacional deberá tomar los recaudos
necesarios para garantizar su cobrabilidad.
De este
modo la remuneración al Transportista de Interconexión Internacional proviene
exclusivamente de los agentes y Comercializadores Iniciadores.
8.3.4.2.
Período de Explotación.
Finalizado
el período de amortización, durante el período siguiente denominado Período de
Explotación, la remuneración del Transportista de Interconexión Internacional
es un nuevo valor de canon anual (CANAN) resultante de las condiciones
establecidas en su Concesión y en la licitación de la ampliación. Mensualmente
resultará una remuneración para el transportista igual a la doceava parte del
canon anual afectada de los descuentos o premios que surjan del régimen de
calidad acordado en la licitación.
Mensualmente,
cada agente o Comercializador “z” que tiene asignada capacidad de Transporte
Firme de una Ampliación Firme por Peaje “i” tiene la obligación de pagar al
Transportista de Interconexión Internacional un cargo correspondiente a una
parte del canon mensual, dada por la proporción que representa su capacidad
asignada dentro de la capacidad asignada total. De este modo la remuneración al
Transportista de Interconexión Internacional proviene exclusivamente de los
agentes y Comercializadores con capacidad asignada, no afectando al resto de
los agentes y Comercializadores MEM.
8.3.5.
PRECIO REGULADO DEL PEAJE
El
precio regulado del peaje (PEAJE) por el uso de oportunidad por terceros de
parte o toda la capacidad de Transporte para Contratos Firmes asignada a un
agente o Comercializador de una Ampliación Firme por Peaje “i” para
intercambios Spot de energía es el que resulta de dividir el canon anual
vigente (CANAN en $/año) por la energía correspondiente a un porcentaje de
utilización (%UTIL) de la energía anual correspondiente a la capacidad máxima
de interconexión (INTMAX).
CANAN I
PEAJE i ($/MWh) = INTMAX i *NHA*%UTIL i |
siendo
NHA el número de horas del año.
El OED
es el responsable de calcular e informar en la Programación Estacional y
Reprogramación Trimestral los precios regulados de los peajes y porcentajes de
utilización resultante para cada Ampliación Firme por Peaje.
En el
caso en que la ampliación se hubiera concretado mediante el mecanismo del
Acuerdo entre Partes, tal como se encuentra previsto en el Título II del
REGLAMENTO PARA SOLICITAR EL OTORGAMIENTO DE UNA CONCESION DE TRANSPORTE DE
INTERCONEXION INTERNACIONAL Y AMPLIACION, el valor de peaje será igual al costo
de operación y mantenimiento de las instalaciones de interconexión, según
determinación del ENRE.
8.3.5.1.
Porcentaje de Utilización Inicial.
Al
entrar en servicio comercial una Ampliación Firme por Peaje, el OED debe
calcular el porcentaje inicial de utilización sumando los siguientes conceptos:
* El
uso previsto por contratos, totalizando para cada contrato incluido en la
solicitud de ampliación el uso mínimo previsto teniendo en cuenta los
requerimientos de energía mínima o curvas de carga establecidos como
compromiso, o CUARENTA (40) % de uso de la potencia si no se especifica
compromiso de intercambio mínimo.
* El
CINCUENTA (50) % de utilización de la capacidad prevista libre, que se calcula
como UNO (1) menos el uso previsto por contratos.
Si el
valor resultante es menor que SETENTA (70) %, el OED debe considerar como
porcentaje de utilización SETENTA (70) %.
8.3.5.2.
Período de Amortización.
Durante
el período de amortización, cada cuatro años el OED debe recalcular el
Porcentaje de Utilización con el porcentaje de uso resultante de la energía
realmente intercambiada desde la entrada en vigencia de la Ampliación Firme por
Peaje, salvo que resulte un valor inferior al porcentaje inicial de utilización
en cuyo caso debe definir como porcentaje de utilización el porcentaje de
utilización inicial.
8.3.5.3.
Período de Explotación.
Transcurrido
el período de amortización, el porcentaje de utilización se considerará el CIEN
(100) %.
8.3.6.
CAPACIDAD ASIGNADA DE TRANSPORTE PARA CONTRATOS FIRMES
8.3.6.1.
Porcentaje de Participación de la Ampliación Firme por Peaje.
A cada
agente o Comercializador “f” que tenga asignada capacidad en el Registro
Transporte para Contratos Firmes de una Ampliación Firme por Peaje “i” le
corresponde un Porcentaje de Participación de la ampliación (%CTF) dado por el
porcentaje que representa la capacidad de Transporte para Contratos Firmes que
tiene asignada dentro de la capacidad total firme asignada. Para un mes “m”
resulta:
(TFIRIMP i,m f
+ TFIREXP i,m f ) %CTF i,m
f = —————————————————— åff (TFIRIMP i,m
ff + TFIREXP i,m ff ) |
siendo
“ff” cada agente o Comercializador que tiene asignada capacidad de Transporte
para Contratos Firmes en la ampliación “i”, y TFIRIMP y TFIREXP la capacidad
firme para importación y para exportación respectivamente que tiene asignada en
el mes “m”.
En el
Registro de Transporte para Contratos Firmes el OED debe incluir para cada
agente y Comercializador que tiene asignado Transporte para Contratos Firmes,
el Porcentaje de Participación de la ampliación (%CTF) que le corresponde.
8.3.6.2.
Derechos y Obligaciones.
El agente
o Comercializador con Transporte para Contratos Firmes asignado asume la
obligación de pagar un cargo mensual por ello.
Adquiere
los siguientes derechos.
*
Acordar contratos de importación hasta la capacidad asignada como Transporte
para Contratos Firmes para importación.
*
Utilizar el Transporte de Interconexión Internacional para importación de
energía, hasta la potencia máxima correspondiente al Transporte para Contratos
Firmes para importación que tiene asignado, sin ningún pago adicional.
* Acordar
contratos de exportación hasta la capacidad asignada como Transporte para
Contratos Firmes para exportación.
*
Utilizar el Transporte de Interconexión Internacional para exportación de
energía, hasta la potencia máxima correspondiente al Transporte para Contratos
Firmes para exportación que tiene asignado, sin ningún pago adicional.
*
Recibir una remuneración, por el uso ocasional por terceros de los excedentes
que resulten en su capacidad asignada de Transporte para Contratos Firmes.
8.3.6.3.
Período de Amortización.
Cada
mes “m”, un agente o Comercializador “f” que no es Iniciador y que tiene
asignado Transporte para Contratos Firmes de una Ampliación Firme por Peaje “i”
tiene la obligación de pagar por la capacidad asignada, independientemente de
que la use o no, un cargo fijo mensual (CTF) igual a su Porcentaje de
Participación de la ampliación (%CTF) multiplicado por el canon anual (CANAN)
dividido doce más o menos según corresponda los premios (PREM) o penalidades
(PEN) que surjan del régimen de calidad establecido.
CTF i,m
f = %CTF I,m f * (CANAN i / 12 +
PREM i,m - PEN i,m ) |
Al
finalizar cada mes, el OED debe calcular y facturar los cargos
correspondientes. A su vez, debe asignar los cargos como remuneración a los
Iniciadores de acuerdo a su factor de iniciador. Para un agente o
Comercializador Iniciador “f” resulta para el mes “m” una remuneración (RTF)
igual a:
RTF i,m
f = FI i f * åff CTF i,m ff |
siendo
“ff” los agentes y Comercializadores que tienen asignados capacidad de
Transporte para Contratos Firmes en la ampliación “i” y no son Iniciadores.
8.3.6.4.
Período de Explotación.
Cada
mes “m”, un agente o Comercializador “f” que tiene asignado Transporte para
Contratos Firmes de una Ampliación Firme por Peaje “i” tiene la obligación de
pagar al Transportista de Interconexión Internacional por la capacidad
asignada, independientemente de que la use o no, un cargo fijo mensual (CTF)
igual a su Porcentaje de Participación de la ampliación (%CTF) multiplicado por
el canon anual vigente (CANAN) dividido doce más o menos según corresponda los
premios (PREM) o penalidades (PEN) que surjan del régimen de calidad
establecido.
CTF i,m
f = %CTF i,m f * (CANAN i / 12 +
PREM i,m - PEN i,m ) |
Al
finalizar cada mes, el OED debe calcular y facturar los cargos que resultan y
asignarlos como remuneración al Transportista de Interconexión Internacional.
8.3.6.5.
Uso y Capacidad Libre
En cada
intervalo Spot “h” de un mes “m”, en cada Ampliación Firme por Peaje “i” y para
cada agente o Comercializador “f” con Transporte para Contratos Firmes asignado
en dicha ampliación, el OED debe calcular los siguientes valores.
a) El
porcentaje de uso propio (%USOP) de la capacidad asignada;
min(PIMP i,h
f ,TFIRIMP i,m f ) + min(PEXP i,h
f ,TFIREXP i,m f ) %USOP i,h f =
————————————————————————— (TFIRIMP i,m
f + TFIREXP i,m f ) |
siendo:
* PIMP i,h
f = Potencia total intercambiada por el agente o Comercializador “f”
en operaciones de importación en el intervalo Spot “h”, o sea por contratos más
Spot.
*
TFIRIMP i,m f = Potencia firme que tiene asignada para
importación en el mes “m” al que pertenece el intervalo Spot “h”.
* PEXP i,h
f = Potencia total intercambiada por el agente o Comercializador “f”
en operaciones de exportación en el intervalo Spot “h”, o sea por contratos más
Spot.
*
TFIREXP i,m f = Potencia firme que tiene asignada para
exportación en el mes.
b) La
capacidad libre de su capacidad asignada (LIBREA).
LIBREA i,h
f = (TFIRIMP i,m f + TFIREXP i,m f
) * (1-%USOP i,h f ) |
c) La
capacidad libre por los excedentes no asignados. El OED debe repartir los
Excedentes de Importación (EXCI) y de Exportación (EXCX) no asignados entre
cada agente y Comercializador “f” que tiene asignado Transporte para Contratos
Firmes, proporcionalmente a su asignación (EXCLIB).
EXCLIB i,m
f = (EXCI i,m + EXCX i,m ) * %CTF i,m
f |
siendo
“ff” los agentes y Comercializadores con capacidad asignada y “m” el mes al que
pertenece el intervalo Spot “h”.
d) La
capacidad libre total (LIBRE).
LIBRE i,h
f = LIBREA i,h f + EXCLIB i,m f |
8.3.7.
PEAJE POR EL USO DE UNA AMPLIACION FIRME POR PEAJE
La
Ampliación Firme por Peaje está dedicada prioritariamente al cubrimiento de los
contratos de importación y exportación asociados. Esto no representa prioridad
de despacho para un Generador o Comercializador de generación que tiene
asignado Transporte para Contratos Firmes en el Registro, sino prioridad en el
uso del contrato de importación o exportación para el abastecimiento de energía
eléctrica de la demanda que compra del contrato.
El
agente o Comercializador del MEM que participe en operaciones Spot de
importación o exportación debe pagar un peaje si usa capacidad del Transporte
de Interconexión Internacional asignada como Transporte para Contratos Firmes a
terceros.
Se
considera que el precio para importación Spot ofertado en el nodo frontera
incluye el peaje. Se considera que el precio para exportación Spot ofertado en
el nodo frontera incluye el peaje y el cargo variable de Transporte entre el
Mercado y dicho nodo.
8.3.7.1.
Acuerdo de Peaje.
El
agente o Comercializador que quiera realizar operaciones Spot de importación o
exportación y no cuente con asignación de Transporte para Contratos Firmes y un
agente o Comercializador con Transporte para Contratos Firmes asignados podrán
acordar el precio de dicho peaje mediante un acuerdo entre partes u otro tipo
de metodología que consideren conveniente.
El
agente o Comercializador con Transporte para Contratos Firmes asignado debe
informar al OED cada acuerdo de peaje que realice indicando:
*
identificación de la Ampliación Firme por Peaje;
*
identificación del agente o Comercializador que es la parte vendedora del
acuerdo (tiene asignado Transporte para Contratos Firmes);
*
identificación del agente o Comercializador que es la parte compradora del
acuerdo (no tiene asignado Transporte para Contratos Firmes);
* el
precio del peaje acordado.
Para
los agentes y Comercializadores que no cuenten con un acuerdo de peaje se le
asignará el precio regulado.
En la
Programación Estacional y reprogramación Trimestral el OED debe incluir la
información de los acuerdos de peaje vigentes.
8.3.7.2.
Uso por terceros
Para
cada intervalo Spot “h” de un mes “m”, el OED debe calcular el uso de la
Ampliación Firme por Peaje para intercambios que no cuentan con la suficiente
capacidad asignada de Transporte para Contratos Firmes.
a)
Calcular el uso por terceros, agentes o Comercializadores “j”, que no tienen
asignado Transporte para Contratos Firmes, sumando para cada uno de ellos su
importación Spot y su exportación Spot:
USOT i,h
j = (PIMPS i,h j ) + (PEXPS i,h j
) |
siendo:
* PIMPS
i,h j = Potencia intercambiada por el agente o
Comercializador “j” en operación de importación Spot en el intervalo Spot “h”.
* PEXPS
i,h f = Potencia intercambiada por el agente o
Comercializador “j” en operación de exportación Spot en el intervalo Spot “h”.
b)
Calcular para los agentes y Comercializadores “j” que tienen Transporte para
Contratos Firmes asignado, el uso adicional de capacidad en operaciones Spot de
importación y exportación considerando la parte de su intercambio Spot para la
que no tienen capacidad asignada:
USOT i,h
j = max(PIMP i,h j -TFIRIMP i,m j
,0) + max(PEXP i,h j -TFIREXP i,m j
,0) |
siendo:
* PIMP i,h
j = Potencia total intercambiada por el agente o Comercializador “j”
en operaciones de importación en el intervalo Spot “h”, por contratos más Spot.
*
TFIRIMP i,m j = Potencia firme que tiene asignada para
importación.
* PEXP i,h
j = Potencia total intercambiada por el agente o Comercializador “j”
en operaciones de exportación en el intervalo Spot “h”, suma de por contratos
más Spot.
*
TFIREXP i,m j = Potencia firme que tiene asignada para
exportación.
c) De
existir agentes conectados al MEM a través de la Ampliación Firme por Peaje, el
OED le debe calcular el uso realizado de capacidad asignada a terceros para
ubicar su producción en el MEM o para traer su abastecimiento del MEM según
corresponda.
8.3.7.3.
Cargo por peaje
Para
cada intervalo Spot “h”, a cada agente o Comercializador “j” que realizó una
operación Spot de importación o exportación utilizando capacidad asignada de
terceros, le corresponde pagar un cargo por dicho uso (USOT).
El OED
debe calcular:
a) el
cargo a pagar en concepto de peaje por el uso de terceros de capacidad asignada
de Transporte para Contratos Firmes, valorizando la energía de intercambios
Spot al precio del peaje que corresponda;
b) la
remuneración que corresponde a cada agente o Comercializador con capacidad libre
en su Transporte para Contratos Firmes asignado.
De
contar con uno o más acuerdos de peaje con un agente o Comercializador “f”, se
reparte entre ellos la potencia de uso requerido (USOT) en forma proporcional a
la capacidad libre (LIBRE) del agente o Comercializador vendedor dentro de cada
acuerdo. De este modo quedan definidas las transacciones dentro de cada acuerdo
de peaje: la potencia de uso requerida asignada el acuerdo (USOAC) y el peaje
correspondiente.
El uso
requerido que no es cubierto por acuerdos de peaje (USORES), ya sea porque el
agente o Comercializador no realizó acuerdos o los realizó pero la capacidad
libre asociada a ellos le resulta insuficiente para la operación Spot
realizada, se considera usando el excedente del conjunto. El cargo por peaje
que corresponde resulta de valorizar dicha potencia al precio regulado.
La suma
del uso asignado a cada acuerdo más el uso asignado al conjunto corresponde con
la potencia de uso requerido (USOT).
El
cargo mensual a pagar por cada agente o Comercializador por el uso de capacidad
de Transporte para Contratos Firmes de terceros resulta:
* para
cada acuerdo de peaje, la integración para cada intervalo Spot de los cargos
asignados a dicho acuerdo;
* para
el conjunto, la integración para cada intervalo Spot de los cargos asignados de
los usos requeridos que no cuentan con acuerdos.
8.3.7.4..
Remuneración por peaje
Para
cada agente o Comercializador “f” con capacidad asignada de Transporte para
Contratos Firmes y acuerdos de peaje con terceros, la remuneración por peajes
que le corresponde por sus acuerdos resulta de la integración de los cargos
asignados a dichos acuerdos.
Para
cada intervalo Spot “h”, la capacidad libre restante de su capacidad asignada
(LIBRER) se obtiene restando de su capacidad libre por uso propio (LIBRE) el
uso realizado por terceros con los que tiene acuerdos de peaje:
LIBRER i,h f =
LIBRE i,h f - å j USOAC i,h
f,j |
siendo
USOAC i,h f,j la potencia asignada al acuerdo de peaje
entre el agente o Comercializador “f” que tiene asignado Transporte para
Contratos Firmes y el agente o Comercializador “j” que lo requiere para
operaciones Spot de importación o exportación.
En una
Ampliación Firme por Peaje “i” para cada intervalo Spot “h”, el OED debe
calcular la remuneración (REMPEAJEH) por el uso y peaje asignado al conjunto
totalizando el uso requerido que no es cubierto por acuerdos de peaje (USORES)
valorizado al precio regulado del peaje, y repartiéndolo entre los agentes y
Comercializadores “f” que tienen asignado Transporte para Contratos Firmes en
forma proporcional a su capacidad libre restante (LIBRER).
REMPEAJEH i,h
f = PEAJE i * å J USORES h J * LIBRER i,h
f / å ff
LIBRER I ff |
siendo
“ff” los agentes y Comercializadores que tienen asignado Transporte para
Contratos Firmes en la ampliación “i”, y “j” los agentes y Comercializadores
que usan capacidad libre del conjunto en su operación Spot de importación o
exportación.
Al
finalizar cada mes “m”, el OED debe totalizar la remuneración mensual por peaje
(MES-PEAJE) en cada Ampliación Firme por Peaje “i” para cada agente y
Comercializador “f” que tiene asignado Transporte para Contratos Firmes
integrando las remuneraciones que corresponden:
a) el
uso restante asignado al conjunto;
b) el
uso realizado dentro de Acuerdos de Peaje.
8.4.
CARGOS POR SERVICIO DE TRANSPORTE EN EL SADI
El
agente o Comercializador del MEM que participa en una operación Spot de
importación o exportación es el responsable por el pago de los cargos de
Transporte correspondientes a dicha operación, asociados al uso del sistema de
transporte en el SADI.
Para el
cálculo de los cargos de Transporte en el MEM de un contrato de importación, el
OED debe considerar que el vendedor se hace cargo de llevar su energía hasta el
nodo frontera y el comprador en el MEM de llevarlo de allí hasta su nodo. Para
el caso de un contrato de exportación, el OED debe considerar que el vendedor
del MEM se hace cargo de llevar su energía desde su nodo hasta el nodo frontera
y el comprador extranjero se hace cargo de llevar la energía desde el nodo
frontera hasta dónde lo requiera la demanda.
Para
contratos de importación o exportación, el agente o Comercializador del MEM
dentro del contrato es el responsable de pagar los cargos de transporte, fijos
y variables, dentro del MEM que correspondan a la ejecución del contrato y es
facturado por ello por el OED, independientemente de lo que se establezca en el
contrato respecto a la participación de cada parte en los costos de transporte.
Para
las operaciones Spot de importación y exportación, el agente o Comercializador
del MEM responsable de la operación paga implícitamente en el precio el cargo
variable de Transporte que corresponde.
ANEXO
XVIII
ANEXO
36: RESERVAS DE CORTO PLAZO
1.
OBJETO.
La
reserva de corto plazo es la requerida en la operación por los requerimientos
de calidad del servicio. Incluye los siguientes tipos de reserva, que se
diferencian por las características y velocidad de respuesta:
·
Reserva instantánea.
·
Reserva para Regulación de Frecuencia.
·
Reserva operativa —de CINCO (5) minutos—.
·
Reserva de DIEZ (10) minutos.
·
Reserva fría —de VEINTE (20) minutos—.
El OED deberá asignar las reservas de corto plazo dentro
de los niveles requeridos y de acuerdo a los criterios y metodologías de
ofertas y disponibilidad que se definen en el presente Anexo. El OED no podrá
forzar generación para obtener la reserva requerida excepto para cumplir con el
requerimiento mínimo de reserva para Regulación Primaria de Frecuencia (RPF),
de acuerdo a lo que establece el Anexo 23 de LOS PROCEDIMIENTOS.
2. REQUISITOS Y RESTRICCIONES.
Una máquina térmica o central hidroeléctrica podrá
ofertar un tipo reserva de corto plazo en la medida que esté disponible, cumpla
los requisitos técnicos necesarios y las condiciones establecidas en el
presente Anexo de LOS PROCEDIMIENTOS. El OED mediante un Procedimiento Técnico
específico establecerá los requisitos técnicos a cumplir para estar habilitado
a aportar cada tipo de reserva de corto plazo.
Una máquina térmica o central hidroeléctrica no podrá
vender la misma reserva para más de un servicio auxiliar de reserva.
Un Gran Usuario Interrumpible será considerado habilitado
a aportar un tipo reserva de corto plazo en la medida que pueda reducir su
demanda dentro de los plazos asociados al tiempo de respuesta de la
correspondiente reserva, cumpliendo los requisitos técnicos necesarios y las
condiciones establecidas en el presente Anexo de LOS PROCEDIMIENTOS. El OED
mediante un Procedimiento Técnico establecerá los requisitos técnicos a cumplir
por un Gran Usuario Interrumpible para estar habilitado a aportar cada tipo de
reserva de corto plazo.
3. TIPOS DE RESERVA DE CORTO PLAZO.
En cada instante, el requerimiento de potencia para
satisfacer la demanda a abastecer con la calidad pretendida necesita que:
* se genere la potencia para cubrir la demanda, teniendo
en cuenta las pérdidas de transporte y red de distribución;
* se mantenga adicionalmente dentro de la demanda y/o el
parque de generación del MEM en su conjunto un nivel de reserva de corto plazo,
en caliente o en frío pero lista para estar rápidamente disponible como
reserva, para garantizar el seguimiento de las fluctuaciones de la demanda, la
operatividad del sistema eléctrico, la calidad del servicio y la capacidad de
respuesta rápida en caso de contingencias menores;
* se mantenga adicionalmente dentro de la demanda y/o el
parque de generación del MEM en su conjunto un nivel de reserva fría de corto
plazo lista para estar disponible en un plazo no mayor que VEINTE (20) minutos,
para cubrir apartamientos prolongados, ya sea en la oferta como en la demanda.
3.1. RESERVA INSTANTANEA.
Es la reserva que aportan los relés de alivio de carga u
otros elementos equivalentes. Es aportada por la demanda en su conjunto, de
acuerdo a los criterios y procedimientos establecidos en el Anexo 35 de LOS
PROCEDIMIENTOS.
3.2. RESERVA PARA REGULACION DE FRECUENCIA.
Es la reserva regulante para Regulación Primaria de
Frecuencia (RPF) y Regulación Secundaria de Frecuencia (RSF), asignada entre
máquinas que están generando y habilitadas para ello.
3.3. RESERVA OPERATIVA —DE CINCO (5) MINUTOS—.
La reserva operativa es la reserva rápida en máquinas, de
respuesta menor o igual que CINCO (5) minutos que permite realizar el
seguimiento de demanda, complementando el servicio de Regulación de Frecuencia,
y garantizar la operatividad del sistema.
El nivel de reserva operativa requerido se determinará en
la Programación Estacional por tipo de día y bloques de una o más horas del
día, para tener en cuenta las características de la demanda, de acuerdo a los
requerimientos para mantener la operatividad del sistema eléctrico y el nivel
de calidad pretendido.
Junto con la Programación Semanal, los Generadores
presentarán sus ofertas para brindar el servicio de reserva operativa estando
la máquina parada. Podrán presentar ofertas para cada máquina térmica e
hidráulica habilitada para brindar este servicio estando parada. Una máquina o
central será habilitada a aportar reserva operativa cuando no está generando,
si demuestra su capacidad de arrancar y entregar carga dentro de un plazo no
mayor que CINCO (5) minutos. El OED establecerá el procedimiento técnico para
dicha habilitación.
El compromiso asociado es entregar la potencia ofertada
en un plazo no mayor que CINCO (5) minutos de serle requerido por el OED.
3.4. RESERVA DE DIEZ (10) MINUTOS.
Es la reserva de respuesta menor o igual que DIEZ (10)
minutos, cubierta por capacidad de generación libre disponible y/o demanda
interrumpible, que permite tomar apartamientos de mayor duración y seguir los
desvíos en la demanda, complementando el servicio de reserva operativa para la
calidad del servicio pretendida.
El criterio para definir el nivel de reserva de DIEZ (10)
minutos se determinará en la Programación Estacional, en función de las
características de la demanda y la calidad pretendida.
Diariamente, el OED determinará la necesidad de este tipo
de reserva por bloques de una o más horas del día de acuerdo al nivel de
reserva operativa asignado, la forma de la curva de carga, la aleatoriedad
probable de la demanda y los requerimientos de punta.
Junto con la Programación Semanal, los Generadores
presentarán su oferta para brindar el servicio de reserva de DIEZ (10) minutos
estando la máquina parada. Podrán presentar ofertas para cada máquina térmica e
hidráulica habilitada para brindar este servicio estando parada. Una máquina o
central será habilitada a aportar reserva de DIEZ (10) minutos cuando no está
generando, si demuestra su capacidad de arrancar y entregar carga dentro de un
plazo no mayor que DIEZ (10) minutos. El OED establecerá el procedimiento
técnico para dicha habilitación.
El compromiso asociado es entregar la reserva ofertada
(generando la reserva comprometida para el caso de máquinas o reduciendo la
demanda en caso de Grandes Usuarios) en un plazo no mayor que DIEZ (10) minutos
de serle requerido por el OED.
3.5. RESERVA FRIA —DE VEINTE (20) MINUTOS—.
La reserva fría será cubierta con máquinas térmicas de
punta paradas, incluyendo los grupos turbogas de los ciclos combinados, que
puedan entrar en servicio y alcanzar la potencia comprometida en un tiempo no
mayor que VEINTE (20) minutos y/o por Grandes Usuarios Interrumpibles que
comprometen reducir su demanda en un plazo no mayor que VEINTE (20) minutos. Su
objeto es contar en días hábiles con reserva para tomar apartamientos
prolongados ante contingencias u otro tipo de imprevistos importantes.
El nivel de reserva fría se determinará en la
Programación Estacional, en función de los requisitos de reserva para
aleatorios prolongados y contingencias.
Junto con la Programación Semanal, los Generadores
presentarán su oferta para brindar el servicio de reserva fría para día hábil.
Podrán presentar ofertas para cada máquina térmica de punta habilitada para
ello. Una máquina térmica de punta será habilitada a aportar reserva fría si
demuestra su capacidad de arrancar y entregar carga dentro de un plazo no mayor
que VEINTE (20) minutos. El OED establecerá el procedimiento técnico para dicha
habilitación.
El compromiso asociado es entregar la potencia ofertada
(generando la reserva comprometida para el caso de máquinas o reduciendo la
demanda en caso de Grandes Usuarios) en un plazo no mayor que VEINTE (20)
minutos de ser requerido el arranque o reducción por el OED.
4. RESERVA DE CORTO PLAZO EN GRANDES USUARIOS
INTERRUMPIBLES.
4.1. CARACTERISTICAS GENERALES.
El Gran Usuario Interrumpible podrá proveer los
siguientes servicios de reserva de corto plazo:
·
Reserva de DIEZ (10) minutos: si compromete implementar
su interrumpibilidad en un plazo no mayor que DIEZ (10) minutos.
·
Reserva fría —de VEINTE (20) minutos—: si compromete
implementar su interrumpibilidad en un plazo no mayor que VEINTE (20) minutos.
De acuerdo a los plazos de respuesta ofertada por un GUI
dependerá el tipo de reserva que aporta y que, como consecuencia, no requiere
del Mercado.
·
Si en su oferta compromete retirar demanda en un plazo no
mayor que VEINTE (20) minutos y dicha interrumpibilidad es habilitada como
reserva de VEINTE (20) minutos, se considera que no requiere Reserva Fría y,
por lo tanto, tampoco le corresponde pagar los cargos asociados a dicha
reserva.
·
Si en su oferta compromete retirar demanda en un plazo no
mayor que DIEZ (10) minutos y dicha interrumpibilidad es habilitada como
reserva de DIEZ (10) minutos, se considera que no requiere Reserva de DIEZ (10)
minutos y, por lo tanto, tampoco le corresponde pagar los cargos asociados a
dicha reserva, además de los cargos asociados a Reserva Fría.
4.2. HABILITACION COMO RESERVA DE CORTO PLAZO.
El Gran Usuario Interrumpible que requiera ser habilitado
como reserva de corto plazo, deberá presentar al OED la solicitud con la
siguiente información:
·
Identificación del Gran Usuario Interrumpible.
·
La permanencia de su oferta, o sea la cantidad de
períodos estacionales en que ofrece su interrumpibilidad, que no debe ser menor
a un Período Estacional.
·
La potencia que compromete interrumpir a requerimiento
del OED en un plazo no mayor que DIEZ (10) minutos, y que puede ser CERO (0).
Esta será la potencia máxima que el OED le podrá requerir retirar del MEM (o
sea disminuir) dentro de su compromiso de interrumpibilidad con un preaviso de
DIEZ (10) minutos o asignar como reserva de DIEZ (10) minutos.
·
La potencia que compromete interrumpir a requerimiento
del OED en un plazo no mayor que VEINTE (20) minutos. Esta será la potencia
máxima que el OED le podrá requerir retirar del MEM (o sea disminuir) con un
preaviso de VEINTE (20) minutos o asignar como reserva fría.
·
El modo en que implementará esta interrumpibilidad como
reserva de corto plazo y el modo en que el OED podrá verificar su cumplimiento.
La potencia ofertada como reserva para un tiempo de
preaviso correspondiente a DIEZ (10) minutos y VEINTE (20) minutos es el
compromiso que asume el Gran Usuario Interrumpible de implementar la reducción
en su demanda en el tiempo máximo comprometido ante un requerimiento del OED
por déficit y/o por haber sido asignada como reserva de corto plazo en el
despacho o predespacho.
El OED debe rechazar la oferta de reserva de corto plazo
en caso que se cumpla al menos una de las siguientes condiciones.
·
La potencia ofertada es mayor que la que está habilitada
como Gran Usuario Interrumpible (o sea mayor que la ofertada para un tiempo de
preaviso de una hora).
·
La potencia ofertada como reserva de corto plazo
representa menos que el DIEZ (10) % de la Potencia Máxima Estacional.
·
La interrumpibilidad se oferta por menos de un Período
Estacional.
Adicionalmente el OED debe rechazar la oferta de reserva
de DIEZ (10) minutos si se cumple al menos una de las siguientes condiciones.
·
Debido a las condiciones indicadas por el GUI, el OED no
podrá verificar el cumplimiento de la interrumpibilidad ofertada como reserva
de DIEZ (10) minutos.
·
El Gran Usuario ha ofertado previamente parte de su
demanda como reserva de DIEZ (10) minutos y, al serle requerido el retiro de la
misma, registró incumplimientos en el compromiso establecido, en la cantidad de
potencia retirada y/o en el tiempo transcurrido para llevar a cabo dicha
interrupción, que llevaron a su inhabilitación como reserva de DIEZ (10)
minutos por un plazo que aún no ha finalizado para el período de vigencia de la
nueva habilitación solicitada.
Análogamente el OED debe rechazar la oferta de reserva
fría —de VEINTE (20) minutos— si se cumple al menos una de las siguientes
condiciones.
·
Debido a las condiciones indicadas por el GUI, el OED no
podrá verificar el cumplimiento de la interrumpibilidad ofertada como reserva
fría.
·
El Gran Usuario ha ofertado previamente parte de su
demanda como reserva fría y, al serle requerido el retiro de la misma, registró
incumplimientos en el compromiso establecido, en la cantidad de potencia
retirada y/o en el tiempo transcurrido para llevar a cabo dicha interrupción,
que llevaron a su inhabilitación como reserva fría por un plazo que aún no ha
finalizado para el período de vigencia de la nueva habilitación solicitada.
En la Programación Estacional el OED debe adjuntar un
listado de los Grandes Usuarios Interrumpibles habilitados como reserva de
corto plazo, indicando para cada uno y total:
·
la demanda potencia comprometida como reserva de DIEZ
(10) minutos;
·
la potencia comprometida como reserva fría.
4.3. ASIGNACION Y CUMPLIMIENTO DEL SERVICIO DE RESERVA DE
CORTO PLAZO.
En el despacho o redespacho, de resultar asignado un GUI
como reserva de DIEZ (10) minutos o reserva fría, el OED deberá informar al
GUI, indicando el programa de reserva asignado. En este caso, se programará el
despacho de toda la demanda prevista del GUI. Sin embargo, en la operación
real, de acuerdo a los requerimientos que surjan de reserva, el OED podrá
requerir la reducción de demanda correspondiente a la potencia asignada como
reserva de corto plazo. De serle requerido, el GUI deberá cumplir con la reducción
de demanda en un plazo no mayor que el correspondiente al tipo de reserva que
aporta DIEZ (10) o VEINTE (20) minutos, según corresponda).
En caso de incumplimientos que afecten la calidad de la
reserva ofertada de un Gran Usuario Interrumpible, dicho agente deberá pagar
una compensación y perderá transitoriamente su habilitación como reserva de
corto plazo, de acuerdo a lo establecido en el Anexo 38 “La Demanda
Interrumpible” de LOS PROCEDIMIENTOS.
5. LICITACION DE OFERTAS DE RESERVA DE CORTO PLAZO CON
MAQUINAS PARADAS.
5.1. LICITACION SEMANAL.
Junto con la Programación Semanal, si la semana resulta
definida sin riesgo de falla, el OED informará la magnitud de cada tipo de
reserva de corto plazo prevista requerida para cada día, en particular la
reserva fría prevista para los días hábiles.
Los Generadores con máquinas habilitadas a prestar estos
servicios estando paradas podrán presentar ofertas para la semana siguiente,
con un precio tope dado por el Precio de la Potencia en el Mercado. Las ofertas
de deberán informar al OED antes de las 12:00 hrs. del último día hábil de la
semana anterior a la oferta.
Cada oferta deberá identificar:
·
El servicio de reserva de corto plazo para el que se
oferta;
·
La identificación del Generador y la máquina que oferta.
·
La potencia ofertada como reserva.
·
Precio por MW puesto a disposición como reserva.
·
Tiempo comprometido para entrar en servicio y entregar la
potencia comprometida.
Esta oferta representará un compromiso por parte del
Generador de, en caso de ser requerido por el OED, 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.
Una misma máquina podrá ser ofertada a más de un servicio
de reserva de corto plazo, pero en el despacho y la operación sólo podrá ser
asignado a uno de ellos.
La capacidad comprometida por Contratos de Reserva Fría
del Mercado a Término (ver Capítulo 4) no se considerará en la conformación
técnica de la reserva de corto plazo necesaria para el sistema ni podrá ser
ofertada en el concurso de reserva ya que se encuentra comprometida por sus
contratos.
El OED deberá rechazar toda oferta a un servicio de
reserva de corto plazo que no cumpla los requisitos establecidos o en que el
tiempo comprometido sea mayor que el establecido como máximo para el
correspondiente tipo de reserva de corto plazo.
El OED no podrá aceptar ofertas cuyo precio sea mayor que
el precio máximo de la potencia vigente. También podrá rechazar ofertas por
motivos técnicos debiendo en este caso justificarlo debidamente.
En todos los casos, el OED deberá informar al Generador
correspondiente cuando rechace una oferta y el motivo que lo justifica.
Para cada tipo de reserva de corto plazo que se pueda
aportar con máquinas paradas, el OED conformará un orden de mérito entre las
ofertas recibidas y aceptadas, 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 la reserva de corto
plazo ofertada.
En cada lista de mérito quedarán ordenadas primero las
máquinas que no hayan fallado aportando el correspondiente servicio de reserva
de corto plazo y luego aquellas que, estando asignadas como reserva de corto
plazo y paradas, 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 SESENTA (60) días quedarán automáticamente
excluidas de participar en el concurso de reserva de corto plazo con máquinas
paradas durante los siguientes 6 meses.
La lista de mérito semanal 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 el correspondiente factor de
adaptación (FA) definiendo de este modo el precio en el centro de carga.
Los procedimientos para la realización de estas
licitaciones y metodología para determinar la lista de mérito semanal se describe
en mayor detalle en el Anexo 15 de LOS PROCEDIMIENTOS.
5.2. DESPACHO DIARIO Y PRECIOS PREVISTOS.
Cada día, cuando se requiera asignar una reserva de corto
plazo con máquinas paradas, partiendo de la lista de mérito semanal el OED
conformará la lista de mérito del día eliminando aquellas máquinas que hayan
resultado generando en el predespacho o estén declaradas como indisponibles o
que informen que retiran su oferta a aportar este servicio. Los procedimientos
determinar la lista de mérito diaria se describe en mayor detalle en el Anexo
15 de LOS PROCEDIMIENTOS.
El despacho de reserva de corto plazo en máquinas paradas
se realizará en el siguiente orden:
·
Primero: Despacho de Reserva Operativa en máquinas
paradas, de ser necesario.
·
Segundo: Despacho de Reserva de DIEZ (10) minutos en
máquinas paradas, de ser necesario.
·
Tercero: Despacho de Reserva Fría —de VEINTE (20)
minutos—.
De ser requerido para cubrir el requerimiento para un
tipo reserva de corto plazo utilizar máquinas paradas, el OED despachará el
conjunto de máquinas ofertadas y disponibles para dicho servicio, partiendo de
la primera máquina de la correspondiente lista de mérito diaria y hasta
completar el nivel de potencia requerido como reserva o que no queden más
ofertas en la lista de mérito. De acuerdo a la cantidad de reserva ofertada y
disponible, podrá resultar una reserva menor que la requerida.
Con la lista de mérito del día, para cada servicio de
reserva de corto plazo que se asigne a máquinas paradas se obtendrá la
previsión de precio en el Mercado de la potencia aportando el correspondiente
servicio de corto plazo con máquinas paradas, dado por el de la máquina más
cara aceptada como reserva (precio de corte del concurso) o, de no completarse
el nivel de reserva requerido por falta de ofertas, por el precio máximo de la
potencia vigente.
5.3. OPERACION EN TIEMPO REAL Y PRECIOS REALES.
La definición de las máquinas paradas que aportan a un
servicio de reserva de corto plazo así como el precio previsto se fija con el
predespacho. De este modo, cada día resulta una remuneración prevista para la
reserva de corto plazo programada en máquinas paradas en función de la reserva
asignada a cada intervalo Spot. El precio de dicho servicio de corto plazo en
máquinas paradas será igual al precio previsto en el predespacho salvo que en
la operación en tiempo real se realice un redespacho que incremente las
máquinas paradas asignadas a dicha reserva de corto plazo.
Si alguna máquina asignada como reserva de corto plazo en
máquinas paradas se ve forzada a entrar en servicio por restricciones, deja de
aportar dicho servicio de reserva para pasar a ser considerada máquina forzada.
El OED decidirá si es necesario redespachar la correspondiente reserva de corto
plazo para agregar una nueva máquina parada. De ser así, el nuevo precio de la
correspondiente reserva de corto plazo asignada a máquinas paradas se obtendrá
de dicho redespacho de reserva como el máximo entre el precio del predespacho y
los precios de las nuevas máquinas que incorporen los redespachos.
En caso de que en la operación real una máquina parada y
asignada a un servicio de reserva de corto plazo, al ser convocada no responda
(no entre en servicio y alcance su potencia asignada como reserva dentro de los
tiempos comprometidos en su oferta) perderá la remuneración correspondiente a
ese día. El OED podrá solicitar la entrada de otra máquina de la lista de
mérito del día para dicho servicio de corto plazo y como consecuencia aumentar
el precio de dicha reserva para ese día a partir de esa hora. En caso de que
ésta no pueda entrar en servicio, no será penalizada si no estaba comprometida
como reserva de corto plazo parada para ese día. En ningún caso el OED podrá
bajar el precio de un servicio de reserva de corto plazo en máquinas paradas
por debajo del valor definido en el predespacho.
Toda falla en la entrada de una máquina asignada como
reserva de corto plazo en máquinas paradas afectará negativamente sus
posibilidades futuras, desplazándola al final de la correspondiente lista de orden
de mérito si se ofrece nuevamente como reserva para dicho servicio. Si se
repite la falla en el cumplimiento de su compromiso de reserva tres veces en el
transcurso de SESENTA (60) días, quedarán automáticamente excluidas de
participar en el concurso de reserva de corto plazo con máquinas paradas
durante los siguientes CIENTO OCHENTA (180) meses. En el Anexo 15 se establece
la correspondiente reglamentación.
6. DESPACHO Y REMUNERACIO N DE RESERVAS DE CORTO PLAZO.
6.1. INFORMACION.
Junto con los resultados del predespacho y cada
redespacho, el OED informará la programación prevista de reservas de corto
plazo, identificando para cada tipo de reserva de corto plazo la cantidad
asignada y las máquinas responsables de aportarlo.
Junto con los resultados de la operación, el OED
informará la reserva de corto plazo real con que se operó, identificando para
cada tipo la cantidad asignada a cada máquina y el total.
6.2. ASIGNACION.
6.2.1. Criterios generales.
Una misma reserva no podrá ser asignada al cubrimiento de
más de un tipo de reserva de corto plazo.
Cada día al realizar el despacho, el OED constituirá cada
tipo de reserva de corto plazo, 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. En el caso del servicio de reserva
fría, se requerirá exclusivamente en días hábiles.
La asignación se realizará en el siguiente orden:
·
Primero: Se asigna la Reserva para Regulación de
Frecuencia.
·
Segundo: Se asigna la Reserva Operativa —de CINCO (5)
minutos—.
·
Tercero: Se asigna la Reserva de DIEZ (10) minutos.
·
Cuarto: Se asigna la Reserva Fría —de VEINTE (20)
minutos—.
6.2.2. Reserva para regulacion de frecuencia.
El nivel de reserva regulante para Regulación de
Frecuencia (Primaria y Secundaria) y su asignación entre las máquinas térmicas
y centrales hidroeléctricas que están generando así como las transacciones
asociadas se realiza de acuerdo al despacho de reserva regulante, metodologías
y criterios que se establecen en el Anexo 23 de LOS PROCEDIMIENTOS.
6.2.3. Reserva operativa —de cinco (5) minutos—.
En el despacho y la operación en tiempo real, la reserva
operativa será adjudicada por el OED a las máquinas de respuesta rápida
habilitadas para ello de acuerdo al procedimiento indicado en el presente
anexo.
Diariamente, en el predespacho o redespacho, para cada
paso de cálculo del Mercado el OED debe analizar las condiciones previstas de
reserva operativa.
En primer lugar, se asignará la reserva operativa entre
las máquinas de respuesta rápida que están generando por despacho (no forzadas)
y que tengan reserva rotante disponible no asignada como reserva regulante.
Dicha reserva constituirá la reserva operativa rotante.
En cada intervalo de Mercado y para cada máquina térmica
o central hidroeléctrica prevista generando en el predespacho o redespacho
diario y habilitada para el servicio de reserva operativa, el OED tomará como
oferta de reserva operativa rotante a la potencia rotante que no está ya
asignada a los servicios de Regulación de Frecuencia, y que la máquina o
central podría incrementar en CINCO (5) minutos teniendo en cuenta su despacho,
restricciones propias y de Transmisión.
De resultar de dicho cálculo que la oferta de reserva
operativa rotante es mayor o igual que la requerida como reserva operativa, se
asignará la reserva operativa requerida proporcionalmente entre la oferta de
reserva operativa rotante disponible. Si por el contrario resulta insuficiente,
se asignará toda la oferta de reserva operativa rotante disponible como reserva
operativa.
Para cada intervalo Spot durante las horas en que se
remunera la potencia, si la reserva operativa rotante prevista en el despacho
es insuficiente para cubrir el requerimiento de reserva operativa, el OED
deberá asignar el faltante entre las máquinas y centrales que no están
previstas generando de acuerdo a la lista de mérito diario que surge de la
licitación de reserva operativa en máquinas paradas, hasta completar el
faltante requerido o que no queden más ofertas. Dicha reserva constituirá la
reserva operativa en máquinas paradas.
6.2.4. RESERVA DE DIEZ (10) MINUTOS.
En el despacho y la operación en tiempo real, la reserva
de DIEZ (10) minutos se asignará a las máquinas habilitadas para ello, de
acuerdo al procedimiento indicado en el presente anexo.
Diariamente, en el predespacho o redespacho, para cada
intervalo Spot el OED debe analizar las condiciones previstas de reserva de
DIEZ (10) minutos teniendo en cuenta la reserva operativa ya asignada.
En primer lugar, asignará la reserva de DIEZ (10) minutos
entre las máquinas habilitadas que están generando por despacho (no forzadas) y
que tengan reserva rotante disponible no asignada como reserva regulante o
reserva operativa. Dicha reserva constituirá la reserva de DIEZ (10) minutos
rotante.
Para cada máquina o central prevista generando en el
predespacho o redespacho diario, el OED tomará como oferta rotante de reserva
de DIEZ (10) minutos a la potencia rotante que no está ya asignada a los
servicios de Regulación de Frecuencia o reserva operativa —de CINCO (5)
minutos— , y que la máquina o central podría incrementar en DIEZ (10) minutos
teniendo en cuenta su despacho, restricciones propias y de Transmisión.
De resultar de dicho cálculo que la oferta de reserva de
DIEZ (10) minutos rotante es mayor o igual que la requerida, se asignará la
reserva de DIEZ (10) minutos requerida proporcionalmente entre la oferta de
reserva de DIEZ (10) minutos rotante disponible. Si por el contrario resulta
insuficiente, se asignará toda la oferta de reserva de DIEZ (10) minutos
rotante disponible como reserva de DIEZ (10) minutos.
Para cada intervalo Spot durante las horas en que se
remunera la potencia, si la oferta prevista en el predespacho diario es
insuficiente para cubrir el requerimiento establecido como reserva de DIEZ (10)
minutos, el OED deberá determinar la reserva de DIEZ (10) minutos disponible en
Grandes Usuarios Interrumpibles (GUI) habilitados para ello. De resultar de
dicho cálculo que la reserva de GUIs fuera mayor o igual que el faltante para
cubrir la reserva de DIEZ (10) minutos requerida, se asignará el faltante
proporcionalmente entre la oferta de GUIs disponible. De ser menor, a cada Gran
Usuario Interrumpible se le asignará la totalidad de su oferta de
interrumpibilidad de DIEZ (10) minutos. El compromiso asociado al servicio
asignado es reducir la potencia ofertada como interrumpible en un plazo no
mayor que DIEZ (10) minutos de serle requerido por el OED.
Para cada intervalo Spot durante las horas en que se
remunera la potencia, si la oferta prevista rotante en el despacho diario y de
Grandes Usuarios Interrumpibles es insuficiente para cubrir el requerimiento
establecido de reserva de DIEZ (10) minutos, el OED deberá asignar el faltante
entre las máquinas y centrales que no están previstas generando de acuerdo a la
lista de mérito diaria para la reserva de DIEZ (10) minutos en máquinas
paradas, hasta completar el faltante requerido o que no queden más ofertas.
Dicha reserva constituirá la reserva de DIEZ (10) minutos en máquinas paradas.
6.3. RESERVA FRIA —DE VEINTE (20) MINUTOS—.
En el despacho y la operación en tiempo real, la reserva
fría se asignará solamente en días hábiles a las máquinas habilitadas para
ello, de acuerdo al procedimiento indicado en el presente anexo.
Junto con el Predespacho Anual de Media que se describe
en el Anexo 37, para cada mes y con los programas de carga previstos de día
hábil que resultan de dicho predespacho, se identificará cada máquina térmica
prevista generando en alguna hora durante el período en que se remunera la
potencia en dicho día hábil, y se la califica como reserva fría en las
restantes horas en que se remunerará la potencia y que no resulta prevista
generando. El OED determinará de este modo para cada mes para cada máquina
térmica la potencia media en reserva fría que resulta de los programas de carga
para días hábiles previstos en el Predespacho Anual de Media. Dicho valor se
asignará como reserva fría media hábil de la máquina para dicho mes. Para las
máquinas térmicas que no resulten previstas generando en el Predespacho Anual
de Media para los días hábiles, se asignará una reserva fría media hábil igual
a CERO (0).
En el predespacho diario de cada día hábil, el OED
totalizará entre las máquinas térmicas paradas habilitadas como reserva fría la
potencia que tienen asignada como reserva fría del Predespacho Anual de Media,
y asignará dicha potencia al servicio de reserva fría diaria luego de descontar
la reserva que haya sido asignada como reserva de CINCO (5) o DIEZ (10) minutos
en máquinas paradas, de existir.
Para cada hora en que se remunera la potencia en un día
hábil, en caso que la reserva fría asignada de este modo resulte menor que la
requerida, el OED deberá determinar la reserva de VEINTE (20) minutos
disponible en Grandes Usuarios Interrumpibles (GUI) habilitados para ello y no
asignada como reserva de DIEZ (10) minutos. De resultar de dicho cálculo que la
reserva de GUIs fuera mayor o igual que el faltante para cubrir la reserva fría
requerida, se asignará el faltante proporcionalmente entre la oferta de GUIs
disponible. De ser menor, a cada Gran Usuario Interrumpible se le asignará la
totalidad de su oferta de interrumpibilidad de VEINTE (20) minutos que no esté
ya asignada como reserva de DIEZ (10) minutos. El compromiso asociado es
reducir la potencia ofertada como interrumpible en un plazo no mayor que VEINTE
(20) minutos de serle requerido por el OED.
Para cada hora en que se remunera la potencia, si la
oferta que resulta asignada del Predespacho Anual de Media y de Grandes
Usuarios Interrumpibles es insuficiente para cubrir el requerimiento
establecido de reserva fría, el OED deberá asignar el faltante entre las
máquinas térmicas habilitadas de acuerdo a la lista de mérito diaria para la
reserva fría, hasta completar el faltante requerido o que no queden más
ofertas.
6.4. REMUNERACION POR POTENCIA Y CARGO POR RESERVA DE
CORTO PLAZO.
6.4.1. CRITERIOS GENERALES.
Durante las horas en que se remunera la potencia, a la
potencia que resulte como reserva de corto plazo le corresponderá un pago de
valorizar dicha potencia al precio correspondiente al servicio que aporta y que
será, como máximo, el precio máximo de la potencia transferido al nodo.
6.4.2. RESERVA REGULANTE.
Durante las horas en que se remunera la potencia, la
potencia que resulte como reserva regulante será remunerada al precio de la
potencia en el nodo.
Al finalizar cada mes, el OED calculará la remuneración
por reserva regulante de cada máquina térmica y central hidroeléctrica
integrando la potencia que resulta asignada como reserva regulante durante las
horas en que se remunera la potencia y valorizándola al precio de la potencia
en el nodo. El OED determinará el Monto Total por Potencia en Reserva Regulante
totalizando la remuneración por reserva regulante de todas las máquinas
térmicas y centrales hidroeléctricas del MEM.
Los agentes Consumidores pagarán el costo de esta reserva
a través del Cargo por Servicios Asociados a la Potencia.
6.4.3. RESERVA OPERATIVA.
Durante las horas en que se remunera la potencia, la
potencia que resulte en la operación real asignada como reserva operativa —de
CINCO (5) minutos— será remunerada:
·
si está asignada como reserva operativa rotante, al
precio de la potencia en el nodo,
·
si está asignada como reserva operativa en máquinas
paradas, al precio de dicha reserva que surge de la licitación y lista de
mérito, transferido a su nodo con el factor de Adaptación.
Al finalizar cada mes, el OED calculará la remuneración
por reserva operativa de cada máquina térmica y central hidroeléctrica
integrando la correspondiente remuneración horaria. El OED determinará el Monto
Total por Potencia en Reserva Operativa totalizando la remuneración por reserva
operativa de todas las máquinas térmicas y centrales hidroeléctricas del MEM.
La demanda pagará el costo de esta reserva a través del
Cargo por Servicios Asociados a la Potencia.
6.4.4. RESERVA DE DIEZ (10) MINUTOS.
Durante las horas en que se remunera la potencia, la
potencia que resulte en la operación real como reserva de DIEZ (10) minutos
será remunerada por dicho servicio:
·
si está asignada como reserva de DIEZ (10) minutos
rotante, al precio de la potencia en el nodo;
·
si está asignada como reserva de DIEZ (10) minutos en
máquinas paradas, al precio de dicha reserva que surge de la licitación y lista
de mérito, transferido a su nodo con el factor de Adaptación.
Al finalizar cada mes, el OED calculará la remuneración
por reserva de DIEZ (10) minutos de cada máquina térmica y central
hidroeléctrica integrando la correspondiente remuneración horaria. El OED
determinará el Monto Total por Potencia en Reserva de DIEZ (10) minutos
totalizando la remuneración por reserva de DIEZ (10) minutos de todas las
máquinas térmicas y centrales hidroeléctricas del MEM.
Los agentes pagarán esta reserva a través del Cargo por
Reserva, diferenciado como de DIEZ (10) minutos.
6.5. RESERVA FRIA —DE VEINTE (20) MINUTOS—.
Con la licitación y asignación de reserva fría, se
determinará el precio horario de la reserva fría en el Mercado. Dicho precio se
transferirá a cada nodo con el factor de Adaptación.
Cada día hábil, a cada máquina en reserva fría el OED le
asignará una remuneración igual a valorizar la reserva fría en cada hora en que
se remunera la potencia al precio de la reserva fría en su nodo para esa hora,
de acuerdo al siguiente procedimiento:
·
Durante las horas en que se remunera la potencia y en que
la reserva fría requerida se cubre con la potencia totalizada del Predespacho
Anual de Media y/o GUIs sin necesidad de asignar máquinas de la lista de mérito
diaria, el precio de la reserva fría estará dado por el menor precio ofertado
en la licitación.
·
Para cada hora en que se remunera la potencia y en que el
OED asigne faltantes de reserva fría entre máquinas paradas de la lista de
mérito diaria, de acuerdo a los procedimientos establecidos, el precio de la
reserva fría estará dado por el mayor precio entre las máquinas aceptadas en el
predespacho más las que se hayan agregado en los redespachos, de corresponder.
Al finalizar cada mes, el OED calculará la remuneración
por reserva fría de cada máquina térmica y central hidroeléctrica integrando la
correspondiente remuneración horaria. El OED determinará el Monto Total por
Potencia en Reserva Fría totalizando la remuneración por reserva fría de todas
las máquinas térmicas y centrales hidroeléctricas del MEM.
La demanda pagará el costo de esta reserva a través del
Cargo por Reserva, diferenciado como reserva fría.
6.6. TOTAL POR RESERVAS DE CORTO PLAZO.
Al finalizar cada mes, el OED calculará el Monto Total
por Potencia en Reservas de Corto Plazo totalizando:
·
el Monto Total por Potencia en Reserva Regulante
·
el Monto Total por Potencia en Reserva Operativa;
·
el Monto Total por Potencia en Reserva de DIEZ (10)
minutos;
·
el Monto Total por Potencia en Reserva Fría.
ANEXO XIX
ANEXO 37: PREDESPACHO ANUAL DE MEDIA Y RESERVA DE MEDIANO
PLAZO
1. OBJETO.
El Predespacho Anual de Media busca determinar la
participación prevista de las máquinas térmicas y centrales hidroeléctricas
para un despacho económico en las condiciones de media que establece el
presente Anexo. De este modo se emulan los resultados del despacho y la
operación real para las condiciones medias establecidas.
El objeto es determinar la potencia que resultaría
requerida por eficiencia económica en dicho predespacho en cada máquina térmica
y central hidroeléctrica durante las horas en que se remunerará la potencia en
las semanas típicas de cada mes. La forma de la demanda típica semanal será la
misma que la utilizada para determinar las horas en que se remunerará la
potencia de acuerdo a lo que se establece en LOS PROCEDIMIENTOS.
La reserva de mediano plazo tiene como objeto que existan
señales a la disponibilidad para el cubrimiento económico de la demanda y para
la garantía de suministro. El Generador conocerá con anticipación su
requerimiento de disponibilidad para cumplir con su compromiso de reserva. A
cambio de ello, contará con una remuneración por potencia asociada al servicio
de reserva de mediano plazo, asignada de acuerdo a su competitividad en el
despacho económico, su compromiso de disponibilidad y su eficiencia en el
cumplimiento de la disponibilidad asignada a dicho servicio.
2. PERIODICIDAD
La reserva de mediano plazo se asignará para el período
que abarca desde el comienzo de noviembre de un año a la finalización de
octubre del año siguiente.
Junto con los cálculos para la Programación Estacional de
Noviembre, el OED determinará el predespacho previsto para los siguientes dos
períodos semestrales, que se denomina Predespacho Anual de Media. En este caso
el Período a Simular en el Predespacho Anual de Media será de doce meses.
Este predespacho se actualizará en la programación de
cada Período Trimestral. En este caso el Período a Simular en el Predespacho
Anual de Media serán los meses entre el comienzo del siguiente Período
Trimestral y el final del siguiente mes de Octubre, o sea hasta completar el
período que abarca el primer Predespacho Anual de Media realizado en la Programación
Estacional de Verano.
3. DEMANDA
Para el Período a Simular, se considerará para cada
agente como consumo semanal de energía el que resulta de la Base de Datos para
la Programación Estacional. No se incluirá la demanda de exportación ni la
demanda asociada a Acuerdos de Generación Obligada.
Con la forma de las demandas típicas determinada para el
cálculo de las horas en que se remunerará la potencia y utilizando las
previsiones de consumo mensual de energía, el OED determinará la carga en cada
intervalo Spot de demanda típica semanal de cada Distribuidor, Autogenerador y
Gran Usuario para cada mes del Período a Simular. De la misma, descontará el
cubrimiento comprometido por Contratos de Importación o previsto cubierto por
generación obligada.
El OED determinará la demanda típica total a cubrir con
generación del MEM totalizando la demanda típica de cada Agente Consumidor.
Como se indicó, dicha demanda no incluirá la prevista cubierta por Contratos de
Importación o generación obligada.
4. DISPONIBILIDAD
Junto con los datos para la Programación Estacional de
Verano, cada Generador informará la disponibilidad semanal que oferta en sus
máquinas térmicas y centrales hidroeléctricas como compromiso para la reserva
de mediano plazo, excluyendo la potencia comprometida en Contratos de
Exportación o en Acuerdos de Generación Obligada.
El valor ofertado se expresará en MWs disponibles para
cada semana y corresponderá a la disponibilidad total. El Generador deberá
tener en cuenta al determinar la disponibilidad a ofertar la indisponibilidad
por mantenimientos así como, de tratarse de na máquina térmica, por falta de
combustibles.
Para toda disponibilidad no informada en la oferta de
disponibilidad de reserva de mediano plazo del Generador, el OED deberá
considerar una disponibilidad ofertada igual a cero.
Para cada semana del Período a Simular, el OED
determinará la indisponibilidad no programada (no incluida en mantenimientos
programados) a incluir en el Predespacho Anual de Media para cada máquina térmica
y central hidroeléctrica de acuerdo a la siguiente metodología:
·
Tomará el registro de indisponibilidad total de las
últimas CINCUENTA Y DOS (52) semanas.
·
Tomará el registro de incumplimientos del Generador a sus
compromisos de reserva de mediano plazo y de reserva contingente en las últimas
CINCUENTA Y DOS (52) semanas.
·
Si el Generador registró algún incumplimiento en la
semana a simular, el OED asignará como indisponibilidad no programada inicial a
la indisponibilidad total registrada para la misma semana del registro de
indisponibilidad. Si en cambio el Generador no registró incumplimiento,
asignará una indisponibilidad no programada inicial igual a cero.
·
El OED calculará la indisponibilidad no programada
ofertada como la potencia efectiva neta menos la disponibilidad ofertada por el
Generador, salvo que dicho valor resulte menor que la indisponibilidad prevista
por los mantenimientos programados en cuyo caso asignará una indisponibilidad
no programada ofertada igual a CERO (0).
·
El OED calculará la indisponibilidad no programada para
el Predespacho Anual de Media como el máximo entre la indisponibilidad no
programada ofertada y la indisponibilidad no programada inicial.
Para el caso de ingreso de máquinas y/o centrales nuevas,
se considerará que están en mantenimiento programado hasta la fecha informada
de entrada en servicio comercial.
El OED determinará para cada mes del período la
disponibilidad promedio mensual como el promedio de las disponibilidades de las
semanas del mes.
5. OFERTA
5.1. OFERTA TERMICA:
Para cada combustible, el costo variable de producción
por unidad térmica se modelará como un valor medio para cada bloque horario
(punta, valle y horas restantes), el mismo para todas las semanas de cada mes
del Período a Simular. Se utilizará como costo variable de producción para cada
unidad térmica por bloque horario el promedio de los declarados para una
máquina en el correspondiente bloque horario en dichas semanas en los ULTIMOS
TREINTA Y SEIS (36) meses móviles. Para las semanas de este período que sean
anteriores a la entrada en vigencia de la declaración de Costo Variable de
Producción semanal discriminado por banda horaria, se considerará el Costo
Variable de Producción estacional vigente (el mismo para todas las bandas)
salvo para las máquinas turbovapor en que a la banda de punta se adicionará el
costo variable asociado al arranque.
Para ingreso de máquinas nuevas y/o máquinas con una
antigüedad menor que TREINTA Y SEIS (36) meses desde su ingreso al MEM, se
utilizará para el cálculo de dicho promedio:
·
Para los meses desde su entrada en operación comercial,
los costos declarados;
·
Para los meses restantes hasta completar TREINTA Y SEIS
(36) meses, los costos medios representativos de una máquina similar.
Para cada mes del período faltante hasta completar los
TREINTA Y SEIS (36) meses, el OED realizará el siguiente procedimiento para
determinar los costos medios representativos de una máquina similar:
·
Si la máquina se adiciona a una central en la que existen
máquinas similares, considerará el mismo costo mensual que el declarado por la
o las máquinas similares.
·
Si es una central nueva o la máquina que se adiciona a
una central existente es distinta a las máquinas que tiene dicha central, se
considerará el promedio de los costos declarados para máquinas en condiciones
similares en dicho mes. De no existir máquinas similares, se utilizará las más
parecidas posibles.
·
En ambos casos, al costo calculado se aplicará un ajuste
por consumo específico. El factor de ajuste se calculará como el consumo
específico de la máquina considerada, dividido por el consumo específico
promedio de las máquinas utilizadas para determinar los costos medios
representativos de una máquina similar.
5.2. OFERTA HIDROELECTRICA:
Para cada embalse estacional, se definirá el nivel típico
normal al comienzo de cada Período Trimestral como el nivel medio con que
resulta para esas fechas. Dicho nivel se determinará con una simulación de
condiciones hidrológicas medias. Estos serán considerados los niveles típicos normales
asociados a las características del embalse y restricciones a su operación. En
consecuencia, se mantendrá el mismo nivel típico normal para cada embalse para
todos los años salvo para un embalse en que se demuestre que existen
modificaciones, tales como cambios en las normas de manejo de aguas y
restricciones, que afecten significativamente la operación del conjunto
centralembalse.
Se considerará a cada embalse al comienzo del período a
simular en su nivel típico normal definido, o sea que se asumirá una condición
inicial de año medio. Se considerará como nivel final el correspondiente al 31
de Octubre en condiciones de media.
Se incluirá toda la serie hidrológica de caudales
vigentes en la Base de Datos del embalse.
El valor del agua de cada embalse estacional en cada
semana del Período a Simular se determinará con el modelo de optimización
vigente para la Programación Estacional. La simulación de la operación se
realizará con los valores del agua determinados y partiendo del volumen inicial
indicado (nivel típico normal) en cada embalse estacional al comienzo del
Período a Simular.
Para la generación hidroeléctrica que no corresponda a
embalses estacionales, se utilizará la energía media anual que se distribuirá
entre cada mes del período de acuerdo a una distribución típica de media.
5.3. OFERTA DE PAISES INTERCONECTADOS:
No se incluirá como oferta adicional la importación firme
prevista (contratos) ya que la misma ya ha sido descontada de la demanda.
6. TRANSPORTE
Se deben representar las restricciones que afectan la
capacidad de Transporte y las posibilidades de llegar con la oferta disponible
a los nodos que lo requiere la demanda. Para ello se considerarán las
restricciones incluidas para la Programación Estacional.
7. PREDESPACHO DE MEDIA
Para que la asignación de potencia se corresponda con la
posibilidad de que esté disponible dicha potencia para la garantía de
suministro, se descontará de la potencia máxima despachable de cada máquina
térmica y central hidroeléctrica:
·
El porcentaje para Regulación Primaria de Frecuencia.
·
Los mantenimientos programados, de acuerdo a lo acordado
en el programa de mantenimiento vigente.
·
La indisponibilidad no programada prevista.
Tomando la Base de Datos Estacional y realizando los
ajustes indicados en este Anexo, el OED debe obtener la programación de la
operación para el Período a Simular con el modelo de optimización y simulación
de mediano plazo vigente.
Se incluirá en el modelado y simulación las centrales de
bombeo, para determinar la energía semanal prevista teniendo en cuenta su
hidrología media y ciclos de bombeos resultantes.
Como resultado del modelo de simulación, el OED obtendrá
la energía semanal prevista de cada central hidroeléctrica para la probabilidad
del CINCUENTA POR CIENTO (50%). Con estos valores se obtendrá la energía
promedio semanal de cada central hidroeléctrica para cada mes del período.
Con la energía semanal hidroeléctrica resultante, la
disponibilidad prevista y la demanda semanal tipificada, se utilizará el modelo
de Programación Semanal para determinar el despacho típico semanal para cada
mes del período. Como resultado, el OED determinará el Predespacho Anual de
Media identificando los programas de carga para cada Intervalo Spot de cada
máquina térmica y central hidroeléctrica para la semana típica. También
identificará para cada máquina térmica y central hidroeléctrica:
·
la disponibilidad comprometida;
·
la potencia media requerida durante las horas en que se
remunerará la potencia;.
8. SERVICIO DE RESERVA DE MEDIANO PLAZO
8.1. OBJETO.
El servicio de reserva de mediano plazo corresponde a
contar con disponibilidad de potencia comprometida para cubrir la demanda según
un despacho económico en condiciones de media. El objetivo es que el usuario
final pague por la potencia requerida en condiciones de media para su
suministro a cambio de un compromiso, que asume con anticipación el Generador,
que existirá la disponibilidad de potencia requerida. Su asignación se
determina con la metodología indicada en los puntos anteriores.
8.2. CALCULO ANUAL.
8.2.1. Previsión de potencia generada.
Junto con la Programación Estacional de Verano, el OED
realizará el Predespacho Anual de Media.
Para cada mes del Período a Simular y cada máquina
térmica y central hidroeléctrica, el OED utilizará los programas de carga
resultantes del Predespacho Anual de Media para determinar la potencia prevista
generando durante las horas que se remunerará la potencia. De este modo, se
determina la potencia que resultaría remunerada por estar generando si el
predespacho de media realizado correspondiera a la operación real. Como
resultado final, el OED calculará la potencia media generada durante las horas
en que se remunera la potencia por día típico.
Para cada semana, la reserva de mediano plazo asignada a
cada máquina térmica y central hidroeléctrica será el promedio de la
correspondiente potencia generada media de los días típicos de la semana,
teniendo en cuenta la cantidad de días hábiles, semilaborables y feriados de
dicha semana. Para cada mes, la disponibilidad media comprometida para la
reserva de mediano plazo de cada máquina térmica y central hidroeléctrica será
el promedio de la correspondiente reserva de mediano plazo asignada para las
semanas que representan el mes.
8.2.2. Resultados.
Junto con la Programación Estacional de Verano, el OED
informará para cada máquina térmica y central hidroeléctrica, y total por
Generador para el correspondiente Período a Simular:
·
la reserva de mediano plazo asignada a cada semana;
·
la disponibilidad media comprometida asociada a la
reserva de mediano plazo que resulta para cada mes.
8.3. RECALCULO TRIMESTRAL
Junto con los datos que suministra con cada
Reprogramación Trimestral o con la Programación Estacional de Invierno, el
Generador podrá modificar su oferta de disponibilidad para el servicio de
reserva de mediano plazo para las semanas restantes hasta finalizar el
siguiente mes de Octubre.
Junto con cada Reprogramación Trimestral y la
Programación Estacional de Invierno, el OED repetirá el Predespacho Anual de
Media para los meses restantes del período de DOCE (12) meses considerado
(hasta el siguiente mes de Octubre inclusive) modificando solamente la
siguiente información en la Base de Datos:
·
Ajustes a los mantenimientos programados y disponibilidad
ofertada a la reserva de mediano plazo que informen los Generadores: Con ello,
recalculará la indisponibilidad no programada con la misma metodología que la
indicada para la Programación Estacional de Verano.
·
Ajustes a las previsiones de Contratos de importación y
generación obligada. Con ello, el OED realizará los ajustes a los descuentos en
la oferta y demanda por importación y generación obligada.
·
Ajustes a las proyecciones de consumos de energía que
resultan en la Base de Datos Estacional: Con ello, recalculará las
correspondientes curvas de carga semanales de acuerdo a las formas de demanda
típica preestablecidas.
·
Recálculo de los costos variables térmicos, teniendo en
cuenta los Costos Variables de Producción registrados en los últimos tres meses
y las penalidades aplicadas por incumplimientos a los compromisos de reserva de
mediano plazo, de acuerdo a lo que establece el Anexo 39 de LOS PROCEDIMIENTOS.
Como ya se indicó, en todos los casos el nivel inicial de
los embalses estacionales se considerará igual al nivel típico.
En función de estos ajustes, el OED obtendrá los nuevos
programas de carga previstos y recalculará el compromiso de reserva de mediano
plazo y reserva rotante asignado para los meses restantes.
Junto con cada Reprogramación Trimestral y Programación
Estacional de Invierno, el OED informará para cada máquina térmica, central
hidroeléctrica y total por Generador para el correspondiente Período a Simular:
·
la reserva de mediano plazo y reserva rotante asignada a
cada semana;
·
la disponibilidad media comprometida asociada a la
reserva de mediano plazo que resulta para cada mes.
8.4. TRANSFERENCIA DEL SERVICIO DE RESERVA.
Junto con los datos para cada programación semanal, el
Generador podrá informar la transferencia de parte o toda la reserva de mediano
plazo asignada a una máquina térmica o central hidroeléctrica que le pertenece,
a través de un Contrato de Reserva Fría con otro Generador, de acuerdo a lo que
establece el Anexo 39 de LOS PROCEDIMIENTOS
En el cálculo de las transacciones económicas asociadas
al servicio de reserva de mediano plazo el OED deberá asignar al Generador que
es la parte compradora del Contrato de Reserva Fría:
·
Las compensaciones por incumplimientos al servicio de
reserva fría de la máquina contratada;
·
Las remuneraciones que resulten por el servicio de
reserva fría de la máquina contratada.
8.5. INCUMPLIMIENTOS
El OED realizará el seguimiento de la disponibilidad real
de las máquinas térmicas y centrales hidroeléctricas, y detectará los casos en
que se registran incumplimientos y compensaciones a aplicar, de acuerdo a lo
que se establece en el Anexo 39 de LOS PROCEDIMIENTOS.
8.6. REMUNERACION POR RESERVA DE MEDIANO PLAZO.
Para cada Generador al finalizar cada mes le corresponde
como remuneración por el servicio de reserva de mediano plazo:
·
La potencia asignada como reserva de mediano plazo en sus
máquinas térmicas y centrales hidroeléctricas que no vende en Contratos de
Reserva Fría.
·
La asignación de reserva de mediano plazo que corresponde
a las máquinas térmicas que compra por Contratos de Reserva Fría.
El OED calculará el Monto Total por Potencia en Reserva
de Mediano Plazo totalizando la remuneración mensual por reserva de mediano
plazo de los Generadores del MEM.
9. ASIGNACION DE RESERVA ROTANTE PREVISTA.
9.1. PREVISION DE RESERVA ROTANTES.
Junto con cada Programación Estacional y Reprogramación
Trimestral, para cada mes del Período a Simular y cada máquina térmica y
central hidroeléctrica, el OED utilizará los programas de carga resultantes del
Predespacho Anual de Media para determinar la reserva rotante prevista durante
las horas en que se remunera la potencia. En dicho cálculo, sólo tendrá en
cuenta la reserva rotante que podría acceder al Mercado, o sea que la potencia
total (generada más reserva rotante) para una Región Eléctrica se encuentra
dentro del límite dado por la demanda regional y las restricciones de
Transmisión.
Para una región eléctrica, del despacho de cargas
previsto, se obtendrá para cada máquina térmica y central hidroeléctrica una
potencia a generar (PGEN) y una reserva excedente rotante (PROTMAX). Para una
máquina o central “k” en el intervalo Spot “i” resulta una potencia total igual
a la suma de las dos:
PTOT i k = PGEN i k +
PROTMAX i k |
Para cada intervalo Spot “i”, se define como POTENCIA
OPERABLE DE UNA REGION ELECTRICA “r” (POPER I r ) a la potencia máxima que se
puede generar en dicha Región dada la capacidad de Transporte disponible en ese
intervalo Spot (MWTRANS) más la demanda prevista para la región (MWDEMREG). La
limitación a la potencia máxima transmisible estará dada por el equipamiento en
servicio dentro de la red de Transmisión y los equipos de compensación y
estabilización asociados.
POPER i r = MWDEMREG i r
+ MWTRANS i r |
Para cada intervalo Spot “h” “i” en que la potencia total
en una Región es mayor que potencia operable, existirá un excedente de potencia
dentro de la Región.
PEXC i r = máx (å k PTOT i
k - POPER i r , 0) |
dónde “k” son las centrales hidroeléctricas y máquinas
térmicas en la Región “r”.
De no surgir restricciones para acceder con esta reserva
al Mercado, la reserva rotante asignada a cada máquina térmica y central
hidroeléctrica de la región será la calculada del despacho de cargas resultante
del Predespacho Anual de Media.
PROT i k = PROTMAX i k |
De existir restricciones de Transporte de una Región, se
repartirá la limitación entre los excedentes rotantes previstos. Para la
máquina térmica o central hidroeléctrica “k” dentro de la Región “r” en cada
intervalo Spot “h” la reserva rotante asignada será:
PEXC i
r PROT i k = PROTMAX i k *
(1 - ————————————) å q PROTMAX i
q |
dónde “q” son las máquinas térmicas o centrales
hidroeléctricas ubicadas en la Región.
Como resultado final, el OED obtendrá la reserva rotante
durante las horas en que se remunera la potencia por día típico y la reserva
rotante media diaria como el promedio de la reserva de dichas horas.
Para cada semana, la reserva rotante asignada a cada
máquina térmica y central hidroeléctrica será el promedio de la reserva rotante
media de los días típicos de la semana, teniendo en cuenta la cantidad de días
hábiles, semilaborables y feriados de dicha semana.
El objetivo es que el usuario final pague por la potencia
requerida en condiciones de media para reserva rotante. El Generador asume el
compromiso de disponibilidad de potencia requerida y de brindar los servicios
de reserva de corto plazo a los que está habilitado, exceptuando servicio de
reserva fría, y que le sean asignados en el predespacho diario y en la
operación en tiempo real.
9.2. RESULTADOS.
Junto con la Programación Estacional y Reprogramación
Trimestral, el OED informará para cada máquina térmica, central hidroeléctrica
y total por Generador para el correspondiente Período a Simular:
·
la reserva rotante prevista para cada semana.
9.3. ADICIONAL DE RESERVA ROTANTE.
Al finalizar cada mes, para cada máquina térmica y
central hidroeléctrica el OED realizará los siguientes cálculos.
·
Totalizará el monto que corresponde por remuneración de
potencia asignada a servicios de corto plazo, excepto reserva fría (reserva
para Regulación de Frecuencia, reserva operativa y reserva de DIEZ (10)
minutos) durante las horas del mes que se remunera la potencia, de acuerdo a lo
que establece el Anexo 36 de LOS PROCEDIMIENTOS.
·
Calculará el monto correspondiente a la reserva rotante
media asignada en el Predespacho Anual de Media. Para ello totalizará, para las
horas en que se remunera la potencia en el mes, la potencia asignada como
reserva rotante valorizada al precio de la potencia en el nodo.
·
Calculará la diferencia entre el monto que corresponde
por remuneración de potencia asignada a servicios de corto plazo, excepto
reserva fría y el monto correspondiente a la reserva rotante media asignada en
el Predespacho Anual de Media.
De resultar la diferencia positiva, se asignará como
Adicional de Reserva Rotante. De no resultar la diferencia positiva, se
considerará que el Adicional de Reserva Rotante es CERO (0).
El OED calculará el Monto Total por Adicional de Reserva
Rotante totalizando el Adicional de Reserva Rotante del mes de cada máquina
térmica y central hidroeléctrica del MEM.
ANEXO XX
ANEXO 38: PRIORIDAD DE ABASTECIMIENTO Y DEMANDA
INTERRUMPIBLE
1. CONTRATOS, RESERVA E INTERRUMPIBILIDAD.
De acuerdo a las características y tipos de contratos del
Mercado a Término y el tipo de reserva que se pague, existen distintas
prioridades en el abastecimiento de una demanda del MEM:
1.1. ABASTECIMIENTO EN EL MERCADO SPOT.
Las compras en el Mercado Spot son interrumpibles
programadamente ante condiciones de déficit. Su abastecimiento es condicional a
que en el área en que se conecta exista el excedente Spot necesario.
·
La demanda que cuenta con el respaldo de reserva del MEM
es la que tiene mayor prioridad. Este respaldo se logra pagando la totalidad
del Cargo por Reserva que refleja el tipo de reserva que requiere.
·
La demanda que corresponda a consumos del MEM (o sea
excluyendo exportaciones) y que no paga Cargo por Reserva tiene la siguiente
prioridad, en razón del pago de servicios de reserva regulante y reserva
operativa a través del Cargo por Servicios Asociados a la Potencia.
·
La demanda que se agrega al MEM por exportaciones de
oportunidad es la de menor prioridad ya que no paga, y por lo tanto no cuenta,
con ningún respaldo de reserva del MEM.
1.2. ABASTECIMIENTO POR CONTRATOS DEL MERCADO A TERMINO.
La demanda cubierta por un Contrato de Abastecimiento del
Mercado a Término con garantía de suministro en que el Generador cumple su
compromiso con disponibilidad propia tiene un abastecimiento firme condicional
a la disponibilidad del Transporte necesario. Esta demanda no puede ser
interrumpida programadamente si el Generador contratado cuenta con la
disponibilidad necesaria para abastecerla (se cumple el compromiso asumido en
el contrato) y no existan restricciones de Transporte que impidan llevar esa
disponibilidad hasta donde la requiere la demanda.
Si, en cambio, la disponibilidad propia del Generador es
insuficiente, el faltante, que debe solicitar como compra al Mercado Spot
pierde su prioridad de abastecimiento y pasa a ser considerada interrumpible
programadamente como una demanda del Mercado Spot.
2. EL GRAN USUARIO INTERRUMPIBLE
2.1. CARACTERISTICAS GENERALES.
Un Gran Usuario con procesos industriales de producción o
que demanda energía para consumo propio podrá declarar parte de su demanda como
Potencia Interrumpible y convertirse en Gran Usuario Interrumpible (GUI) del
MEM. Se entiende como Potencia Interrumpible a aquella que el OED podrá
requerir reducir programadamente ante emergencias y/o restricciones y/o
requerimientos de reserva de corto plazo, de acuerdo al tipo de Potencia
Interrumpible ofertada.
El GUI asume los siguientes derechos y compromisos:
·
La obligación de no cubrir la demanda que compromete como
interrumpible con un contrato con garantía de suministro y no interrumpible.
·
El compromiso de retirar la demanda comprometida ante una
condición de faltantes programados en el Mercado Spot, reflejando su condición
de primera opción a interrumpir programadamente.
·
De acuerdo a la velocidad de respuesta comprometida para
el retiro de demanda, su interrumpibilidad será considerada y utilizada, cuando
es asignada a este servicio, como reserva de corto plazo para la operación. En
este caso, deberá cumplir con los tiempos comprometidos para su retiro.
El objeto del GUI es contar en la demanda con una reserva
de largo plazo (comprometida por lo menos por DOS (2) Períodos Estacionales e
informado el retiro del compromiso con por lo menos DOS (2) Períodos
Estacionales de anticipación) que, ante condiciones de déficit de corto plazo
así como déficit con permanencia, sirva para reemplazar restricciones al
suministro. La cantidad de demanda que el Gran Usuario Interrumpible (GUI)
oferta y compromete como interrumpible es una demanda condicional. Para las
programaciones y el despacho, la demanda programada de un GUI es la no
interrumpible, calculada como la demanda prevista menos la cantidad de demanda
ofertada como interrumpible. Sólo si existe excedente en la oferta, el OED
programará adicionalmente el abastecimiento de la demanda interrumpible. Ante
cualquier condición de déficit programado, el OED debe primero retirar la demanda
interrumpible del GUI y sólo después determinar si es necesario aplicar
restricciones forzadas a la demanda restante, que paga los correspondientes
cargos de reserva y no tiene condición de GUI.
La demanda comprometida como interrumpible podrá cubrirse
del riesgo de precios a través de un contrato de abastecimiento en la medida
que dicho contrato incluya una cláusula de interrumpibilidad. Dicha cláusula
deberá indicar que, de ser convocada la interrumpibilidad por el OED, el
compromiso de energía del contrato se reducirá para no incluir la potencia
comprometida como interrumpible.
2.2. HABILITACION COMO GRAN USUARIO INTERRUMPIBLE.
Para poder cumplir el servicio de Gran Usuario
Interrumpible, es necesario que lo informe con anticipación para que el OED
pueda programar y efectivamente utilizar esta reserva.
El Gran Usuario que desee declararse interrumpible debe
comprometer a mantener su interrumpibilidad por DOS (2) o más Períodos
Estacionales, e informar el retiro o modificación de su interrumpibilidad con
una anticipación no inferior a DOS (2) Períodos Estacionales.
El Gran Usuario que desee pedir la habilitación como
interrumpible debe presentar la solicitud al OED junto con los datos para una
Programación Estacional, indicando lo siguiente:
·
Identificación del Gran Usuario.
·
La permanencia de su oferta, o sea la cantidad de
Períodos Estacionales en que ofrece su interrumpibilidad.
·
La potencia que compromete interrumpir a requerimiento
del OED en un plazo no mayor que UNA (1) hora y que debe ser mayor o igual que
el DIEZ (10) % de la Potencia Máxima Estacional. Esta será la potencia máxima
que el OED le podrá requerir retirar del Mercado Spot ante déficit con un
preaviso de UNA (1) hora.
·
El modo en que implementará esta interrumpibilidad y el
modo en que el OED podrá verificar su cumplimiento.
La potencia ofertada es el compromiso que asume el Gran
Usuario Interrumpible de implementar en un tiempo máximo de UNA (1) hora luego
de serle requerido por el OED el retiro de demanda del MEM en la cantidad ofertada.
El OED podrá requerir el retiro de esta demanda en el despacho y la operación
con permanencia, hasta un máximo dado por la permanencia de la habilitación
como Gran Usuario Interrumpible (duración de la interrumpibilidad ofertada).
El OED debe rechazar la oferta en caso que se cumpla al
menos una de las siguientes condiciones.
·
Parte o toda la potencia ofertada esté cubierta por un
contrato de abastecimiento con garantía de suministro, sin la correspondiente
cláusula de interrumpibilidad condicionada al requerimiento del retiro de
demanda por parte del OED, de acuerdo a lo indicado en el Capítulo 4 de LOS
PROCEDIMIENTOS.
·
La potencia ofertada retirar en un plazo no mayor que UNA
(1) hora represente menos que el DIEZ (10) % de la Potencia Máxima Estacional.
·
La interrumpibilidad se oferte por menos de DOS (2)
Períodos Estacionales.
·
Debido a las condiciones indicadas por el GUI, el OED no
podrá verificar el cumplimiento de la interrumpibilidad ofertada.
·
El Gran Usuario ha sido habilitado previamente como Gran
Usuario Interrumpible y, al serle requerido el retiro comprometido de demanda,
registró incumplimientos en el compromiso establecido, ya sea en la cantidad de
potencia retirada y/o en el tiempo transcurrido para llevar a cabo dicha
interrupción, que llevaron a su inhabilitación como Gran Usuario Interrumpible
por un plazo que aún no ha finalizado para el período de vigencia de la nueva
habilitación solicitada.
El GUI podrá requerir modificaciones a su Potencia
Interrumpible ofertada en la medida que lo requiera con una anticipación no
menor que DOS (2) Períodos Estacionales. La solicitud de modificación deberá
indicar:
·
Identificación del Gran Usuario.
·
La modificación requerida y la permanencia de la nueva
oferta, que deberá ser DOS (2) o más Períodos Estacionales.
El OED debe rechazar la oferta en caso que no se cumpla
alguno de los requisitos definidos en el presente Anexo.
En caso de rechazar una solicitud de oferta o
modificación de interrumpibilidad, el OED debe informar al Gran Usuario indicándole
el motivo.
En la Programación Estacional el OED debe adjuntar un
listado de los Grandes Usuarios Interrumpibles, indicando para cada uno y el
total del MEM:
·
la Potencia Declarada mensual;
·
la Potencia Máxima Estacional;
·
la potencia comprometida como interrumpible, con un
preaviso de UNA (1) hora.
2.3. HABILITACION COMO RESERVA DE CORTO PLAZO.
Una Gran Usuario Interrumpible podrá requerir ser
habilitado a aportar reserva de corto plazo a través de comprometer retiro de
demanda para un tiempo de preaviso correspondiente a DIEZ (10) minutos y/o para
un preaviso de VEINTE (20) minutos. En este caso, el compromiso que asume el
Gran Usuario Interrumpible es implementar la reducción en su demanda en un
tiempo máximo menor o igual que DIEZ (10) o VEINTE (20) minutos, según
corresponda, ante un requerimiento del OED. Los requisitos y el procedimiento
para la habilitación se establecen en el Anexo 36 de LOS PROCEDIMIENTOS.
2.4. IMPLEMENTACION EN EL DESPACHO Y LA OPERACION.
La implementación operativa de los servicios de reserva
que provee el Gran Usuario Interrumpible es la siguiente:
·
Con la periodicidad indicada, se habilita el Gran Usuario
Interrumpible (GUI) y se establece el compromiso de potencia a retirar.
·
Estacional, semanal y diariamente, el GUI informará al
OED su demanda prevista. El OED descontará la parte ofertada como interrumpible
y la separará como una demanda a abastecer condicional a que exista el
excedente necesario.
·
En el despacho o redespacho, de activarse la
interrumpibilidad por falta de oferta, el OED deberá informar al GUI, indicando
el programa de demanda máxima al que está habilitado. Dicho programa se
determinará descontando de su demanda prevista la interrumpibilidad requerida.
El OED podrá mantener con permanencia el requerimiento de reducción de demanda
de mantenerse la condición de falta de oferta en el MEM en tanto esté vigente
el período de interrumpibilidad ofertado.
·
En el despacho o redespacho, de asignarse como reserva de
corto plazo, el OED deberá informar al GUI indicando la reserva asignada. Dicha
reserva se asignará y administrará de acuerdo a los criterios y procedimientos
indicados en el ANEXO 36 DE LOS PROCEDIMIENTOS.
2.5. CARGOS POR RESERVA.
El Cargo por Reserva de cada Gran Usuario Interrumpible
se determinará teniendo en cuenta el tipo de reserva (tiempo de respuesta) al
que está habilitado. De acuerdo a los plazos de respuesta ofertada por un GUI,
podrá aportar distintos tipos de reserva y, como consecuencia, no requerir
dichas reservas del MEM.
·
Todo Gran Usuario Interrumpible, por comprometer retirar
la demanda dentro de un plazo no mayor que UNA (1) hora de serle solicitado y
mantener este compromiso durante el período informado, se considera que no
requiere Reserva Contingente y, por lo tanto, no le corresponde pagar el costo
de dicha reserva.
·
El Gran Usuario Interrumpible que compromete retirar
demanda dentro en un plazo no mayor que VEINTE (20) minutos y está habilitado a
aportar el correspondiente servicio de reserva fría, de acuerdo a lo
establecido en el Anexo 36 de LOS PROCEDIMIENTOS, aporta dicho servicio al MEM
y, por lo tanto, no le corresponde pagar el costo de la reserva fría, además de
no pagar el costo de la Reserva Contingente.
·
El Gran Usuario Interrumpible que compromete retirar
demanda dentro en un plazo no mayor que DIEZ (10) minutos y está habilitado a
aportar la correspondiente reserva de DIEZ (10) minutos, de acuerdo a lo
establecido en el Anexo 36 de LOS PROCEDIMIENTOS, aporta dicho servicio al MEM
y, por lo tanto, no le corresponde pagar el costo de la reserva de DIEZ (10)
minutos, además de no pagar el costo de reserva fría y de Reserva Contingente.
En consecuencia, si compromete y está habilitado a
ofertar reserva (interrupción de demanda al Mercado Spot) con un plazo de
respuesta no mayor que DIEZ (10) minutos, su Cargo por Reserva resultará cero.
2.6. PENALIDADES Y PERDIDA DE LA HABILITACION.
En caso de incumplimientos que afecten la calidad de la
reserva ofertada de un Gran Usuario Interrumpible, dicho agente deberá pagar
una compensación y será penalizado con el retiro de su habilitación como
reserva.
Si al registrarse el incumplimiento hay o es necesario
aplicar restricciones programadas al suministro, le corresponderán las
siguientes penalidades:
·
Si el incumplimiento se registró por no retirar la
demanda dentro de un tiempo de respuesta de UNA (1) hora, perderá la
habilitación como Gran Usuario Interrumpible por los siguientes 36 meses.
·
Si el incumplimiento se registró por no retirar la
demanda dentro de un tiempo de respuesta de DIEZ (10) minutos y/o VEINTE (20)
minutos, perderá su habilitación como reserva de corto plazo para los tiempos
de respuesta en que registró el incumplimiento por los siguientes 36 meses.
·
Deberá pagar en compensación un monto igual a tres (3)
veces el costo mensual de la o las reservas que no pagaba como GUI de acuerdo a
los plazos de respuesta comprometidos y no cumplidos.
Si al registrarse el incumplimiento, no se aplicasen
restricciones programadas al suministro, pero en los últimos seis (6) meses
móviles hubiera registrado el mismo tipo de incumplimiento, le corresponderán
las siguientes penalidades:
·
Si el incumplimiento se registró por no retirar la
demanda dentro de un tiempo de respuesta de UNA (1) hora, perderá la
habilitación como Gran Usuario Interrumpible por los siguientes 18 meses.
·
Si el incumplimiento se registró por no retirar la
demanda dentro de un tiempo de respuesta de DIEZ (10) minutos y/o VEINTE (20)
minutos, perderá su habilitación como reserva de corto plazo para los tiempos de
respuesta en que registró el incumplimiento por los siguientes 18 meses.
·
Deberá pagar en compensación un montón igual a DOS (2)
veces el costo mensual por la o las reservas que no pagaba como GUI de acuerdo
a los plazos de respuesta comprometidos y no cumplidos.
Si al registrarse el incumplimiento, no se aplican
restricciones programadas al suministro, y en los últimos seis meses móviles
(6) no se registrase el mismo tipo de incumplimiento:
·
Si el incumplimiento se registró por no retirar la
demanda dentro de un tiempo de respuesta de UNA (1) hora, perderá la
habilitación como Gran Usuario Interrumpible por los siguientes tres meses.
·
Si el incumplimiento se registró por no retirar la
demanda dentro de un tiempo de respuesta de DIEZ (10) minutos y/o VEINTE (20)
minutos, perderá su habilitación como reserva de corto plazo para los tiempos
de respuesta en que registró el incumplimiento por los siguientes tres meses.
·
Deberá pagar en compensación un monto igual al costo
mensual por la reserva que no pagaba como GUI de acuerdo a los plazos de
respuesta comprometidos y no cumplidos.
Si un Gran Usuario Interrumpible informase el retiro o
modificación de su compromiso de interrumpibilidad con una anticipación
inferior a los DOS (2) Períodos Estacionales establecidos, deberá pagar en
compensación el monto que resulta de integrar para los meses anteriores, hasta
completar los DOS (2) Períodos Estacionales requeridos de notificación, el
producto de su Requerimiento Máximo de Potencia por el Precio Mensual por
Reserva de Potencia de cada mes.
Al finalizar cada mes, el OED debe informar a los agentes
del MEM las penalidades y pérdidas de habilitación aplicadas a los Grandes
Usuarios que dejaron de ser considerados interrumpibles y el motivo.
3. EXPORTACION E IMPORTACION.
3.1. CRITERIOS GENERALES.
Las operaciones Spot de importación o exportación son las
de menor prioridad de abastecimeinto en el MEM, o sea las primeras a
interrumpir ante emergencias o condiciones de faltantes o sobrantes no
previstos.
La prioridad de abastecimiento con que compra en el
Mercado Spot una demanda asociada a un contrato de importación o exportación
dependerá del respaldo con que cuente a través del tipo de Cargo por Reserva
que pague el agente local de dicho contrato. El tipo de reserva que requiere
del MEM, o sea que debe pagar, depende del plazo en que se compromete a
interrumpir su compra Spot para cubrir el contrato de exportación o reemplazar
el contrato de importación. Para ello,
Existen dos opciones:
·
Comprar sin respaldo: Recibe el mismo tratamiento que un
Gran Usuario Interrumpible, con una potencia interrumpible igual a la potencia
contratada sin respaldo. Cuando requiere comprar en el Mercado Spot, sólo es
abastecida si existe el excedente necesario. Asume el compromiso de interrumpir
su compra Spot en un plazo no mayor que UNA (1) hora de serle requerido por el
OED ante una condición de déficit programado. Este retiro podrá ser requerido
programadamente con anticipación en el predespacho, o durante la operación en
cuyo caso se deberá concretar dentro de un lapso no mayor que el comprometido.
·
Comprar con respaldo: De resultar comprando en el Mercado
Spot cuando existe déficit en la oferta o requerimientos de reserva de corto
plazo, la compra requerida recibirá el mismo tratamiento que los compradores
Spot que no son considerados Grandes Usuarios Interrumpibles. Para acceder a
este respaldo debe pagar el Cargo por Reserva correspondiente a la potencia
contratada para el tipo de reserva que requiere (reserva contingente, reserva fría
y/o reserva de DIEZ (10) minutos). En el caso de un contrato de importación de
un Distribuidor, estará obligado a comprar con respaldo del MEM para los tres
tipos de reserva.
El OED deberá considerar que la potencia asociada a un
contrato de importación o exportación tomará la totalidad de su respaldo de
dicho contrato y le deberá dar el tratamiento de Gran Usuario Interrumpible con
el plazo de respuesta comprometido, que no podrá ser mayor que UNA (1) hora,
salvo que se cumpla alguna de las siguientes condiciones.
·
Es un contrato de importación de un Distribuidor.
·
El agente que es la parte local del contrato solicita
respaldo para toda o parte de la potencia contratada para DOS (2) o más
Períodos Estacionales consecutivos, y se compromete a informar que no requerirá
más respaldo o modificar su requerimiento de respaldo con una anticipación no
menor que DOS (2) Períodos Estacionales.
·
Se registran incumplimientos al requerirse la
interrumpibilidad, al no retirar la totalidad de la compra Spot sin respaldo
dentro del plazo máximo comprometido de serle requerido por el OED. Como
consecuencia, automáticamente a partir del mes en que se verifica esta
condición de incumplimiento deberá pasar a comprar con reserva de respaldo y
pagar el correspondiente costo en el Cargo por Reserva.
El OED calculará el Cargo por Reserva que le corresponde
al contrato con respaldo, de acuerdo a lo que establece el Capítulo 2 de LOS
PROCEDIMIENTOS.
La demanda asociada a un contrato de importación o
exportación que, debido a incumplimientos en los plazos comprometidos de retiro
de compra Spot, pasa a ser obligada a comprar con respaldo, no podrá ser
considerada nuevamente como interrumpible y no comprar este respaldo en tanto
no transcurran por lo menos doce (12) meses de su incumplimiento y demuestre al
OED el modo en que resolvió el motivo que llevó al incumplimiento.
El agente o Comercializador que es la parte local del
contrato de importación o exportación es el responsable del pago de los Cargos
por Reserva de Potencia que resulten.
3.2. CONTRATOS DE IMPORTACION.
La importación por contratos retira demanda al MEM y
retira, en principio, el requerimiento de potencia de respaldo, exceptuando los
servicios de corto plazo de reserva regulante y reserva operativa asociados a
la operatividad del sistema.
La demanda asociada a un contrato de importación es
cubierta con generación externa al MEM. Sin embargo, su cubrimiento cuenta con
la energía excedente en el parque del MEM cuando lo requiera la parte
compradora o falle el vendedor al requerírsele el cumplimiento del compromiso
contratado. En el caso que compre en el Mercado Spot la demanda prevista cubrir
por un contrato de importación, le corresponderá pagar el Cargo por Potencia
Despachada por dicha demanda adicional Spot, de acuerdo a lo que establece el
capítulo 2 de LOS PROCEDIMIENTOS.
La confiabilidad del abastecimiento de la demanda
asociada a un contrato de importación puede requerir reserva de respaldo
adicional (reserva de corto plazo y reserva contingente) para tener en cuenta
las fallas posibles de su suministrador contratado u algún otro tipo de
contingencia. En este caso, el agente o Comercializador que es la parte local
deberá requerir al OED dichos servicios de respaldo para el Contrato de
Importación.
La parte local de cada Contrato de importación deberá
informar, con el mismo tiempo de preaviso que el establecido para un GUI, si
requiere o no comprar con respaldo. En caso que no informe al OED, se
considerará que no requiere comprar con respaldo.
Un contrato de importación que compra sin respaldo deberá
informar al OED el plazo en que compromete suspender su compra Spot de serle
requerido por el OED en las condiciones indicadas en este Anexo, cuando esté
cubriendo en el Mercado Spot la demanda prevista abastecer con el contrato de
importación. El plazo comprometido deberá ser menor o igual que UNA (1) hora.
Si el Contrato no paga el Cargo por Reserva de Potencia y
resulta comprando del Mercado Spot cuando la oferta es insuficiente, recibirá
el mismo tratamiento que un Gran Usuario Interrumpible, y podrá resultar no
abastecida parte o toda la demanda prevista cubierta con importación y que no
se pudo cubrir con generación (importación) del contrato.
Si el Contrato requiere respaldo y paga el
correspondiente Cargo por Reserva de Potencia, de resultar comprador del
Mercado Spot cuando la oferta es insuficiente, la compra requerida recibirá el
mismo tratamiento que la demanda que no es considerada como un GUI en el MEM.
El faltante a asignar se distribuirá entre todos los compradores Spot que no
son GUI, incluyendo la demanda con contrato de importación que requirió comprar
con este respaldo, en forma proporcional a su compra Spot requerida.
Para calcular el Cargo por Reserva correspondiente a una
demanda con contratos de importación, su Requerimiento Máximo de potencia
dentro del MEM se calculará referido a su potencia requerida comprar con
respaldo del MEM.
3.3. CONTRATOS DE EXPORTACION.
La exportación por contratos agrega demanda al MEM. Esta
demanda de exportación resultará cubierta con generación del MEM, de acuerdo al
despacho que realice el OED.
La demanda de otro país asociada a un contrato de
exportación cuenta con el respaldo del Generador o Comercializador que es la
parte vendedora y le paga un cargo por capacidad independientemente que la use
o no. Se considera que dicho pago incluye las necesidades de reserva. Dicho
vendedor cuenta con el respaldo de la energía excedente en el parque del MEM
para cubrir el compromiso contratado de energía y podrá resultar cubriendo la
venta prevista a su contrato de exportación con compras en el Mercado Spot. En
este caso le corresponderá pagar un Cargo por Potencia Despachada, de acuerdo a
lo que establece el capítulo 2 de LOS PROCEDIMIENTOS.
Para la reserva del abastecimiento de la demanda de
exportación, el Generador puede requerir reserva de respaldo del MEM.
Si un Contrato de exportación no compra con reserva de
respaldo y resulta comprador del Mercado Spot cuando la oferta es insuficiente,
la compra requerida recibirá el mismo tratamiento que un Gran Usuario
Interrumpible, y no será abastecida la demanda de exportación que no puede
cubrir el vendedor con generación propia (se debe retirar).
Si en cambio paga el Cargo por Reserva de Potencia, de
resultar comprando del Mercado Spot cuando hay déficit programado, la compra
requerida recibirá el mismo tratamiento que una demanda que no es considerada
como un GUI.
Para el cálculo del cargo por Reserva de Potencia de una
demanda asociada a un contrato de exportación, el requerimiento máximo de
potencia dentro del MEM es igual a la parte de la potencia comprometida en el
contrato que es considerada con respaldo del MEM.
4. PROGRAMACION DE RESTRICCIONES AL SUMINISTRO.
4.1. CRITERIOS GENERALES.
Ante una condición de faltante programado, el faltante (o
sea la energía que no se abastecerá) se asignará teniendo en cuenta las
prioridades de abastecimiento Spot indicadas:
·
La primera demanda a interrumpir son las exportaciones
Spot, de existir.
·
De ser el faltante mayor que las exportaciones Spot, la
siguiente demanda a interrumpir y que debe retirar su compra Spot es la que no
paga la totalidad del Cargo por Reserva.
·
Sólo en el caso que el déficit sea mayor que las
exportaciones Spot más la demanda Spot que no cuenta con el respaldo de reserva
correspondiente al pago completo del Cargo por Reserva, el OED podrá requerir
la interrupción de la demanda restante. En este caso, el faltante a asignar se
repartirá proporcionalmente a la compra Spot requerida por cada una de estas
demandas.
4.2. TIPOS DE DEFICIT.
De resultar de una Programación Semanal o del despacho
diario una previsión de energía no suministrada (ENS) en una o más áreas del
MEM, el OED deberá prever el programa de restricciones al abastecimiento.
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 (ENSGEN).
ENS = ENSTRANS + ENSGEN |
La restricción total programada para cada agente que
compra en el Mercado Spot será la suma de la asignada por falta de generación
más la provocada por las restricciones de transmisión.
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 un contrato de
abastecimiento con garantía de suministro y ser necesario aplicarle
restricciones, el OED deberá informar a ambas partes la demanda contratada que
se prevé no poder abastecer por restricciones de Transporte o distribución que
imposibilitan llevar la energía hasta el punto convenido.
El OED luego considerará y administrará el déficit de
generación (ENSGEN), o sea el déficit restante luego de descontar a la
previsión de energía no suministrada total (ENS) la demanda no abastecida por
restricciones de transporte.
4.3. COMPROMISOS Y REQUISITO DE COMPRA SPOT ASIGNADA A
LOS GENERADORES.
Si bien el compromiso para cada intervalo Spot de un
Generador está dado por la suma de las entregas comprometidas en sus Contratos,
para el caso de déficit 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 previstas
en un intervalo Spot “h” para una entrega comprometida en el contrato PCOMP kj
se evaluarán en función de los correspondientes factores de nodo.
PPERD h kj = (FN h nj
- FN h nk ) * PCOMP h kj / 2 |
En este caso la curva de carga representativa (PCONT h
kj ), tanto para Contratos de Abastecimiento como de exportación, estará
dada por la entrega comprometida más las pérdidas previstas, teniendo en cuenta
los ajustes realizados en caso de Distribuidores y/o Grandes Usuarios
sobrecontratados.
De existir déficit de generación en el MEM, el Generador
deberá cubrir esta curva de carga representativa de los contratos en que es la
parte vendedora con generación propia, o sea la suma de la energía generada por
las máquinas que comercializa y que no están comprometidas y convocada por
Contratos de Reserva Fría, más la energía entregada por las máquinas de otros
Generadores con los que haya suscrito Contratos de Reserva Fría y que hayan
sido convocadas por dichos contratos.
Cuando la generación propia del Generador no alcanza para
cubrir la energía total que resulta para las curvas de carga representativas
(PCONT) calculadas para sus contratos, se convierte en un demandante del
faltante en el Mercado Spot.
Se define como Falla de un Generador con Contrato de
Abastecimiento a la imposibilidad de cumplir el requerimiento de energía que
surge de sus contratos con generación propia. En este caso la compra requerida
del Generador “k” en el Mercado Spot debido a sus compromisos contratados
resulta para un intervalo de mercado “h”:
COMPRA h k = å j (PCONT h
kj ) - GENPROPIA h k |
En caso de déficit programado, el OED requerirá en primer
lugar el retiro de la compra para contratos de exportación sin respaldo. Para
la compra restante, de existir, determinará la parte de dicho requerimiento que
no se cubrirá. Si el Generador tiene más de un Contrato de Abastecimiento y/o
contrato de exportación que compra con respaldo, se repartirá la restricción
que le corresponde a la compra Spot utilizando el criterio acordado en la
Programación Semanal. De no haber requerido en la Programación Semanal el
Generador un tratamiento especial respecto al modo de distribuir su compra Spot
no abastecida (NOABAST), el OED lo repartirá en forma proporcional a la demanda
de cada uno de estos contratos respecto del total de dichos contratos. En este
caso la falla, o sea la energía no abastecida a un contrato “kj” de un
Generador “k” para un intervalo Spot “h” resulta:
PCONT h kj
FALLA h kj = NOABAST h k
* ——————————————— å l PCONT h
kl |
Siendo “kl” la totalidad de los Contratos de
Abastecimientos y de exportación con respaldo del Generador “k”.
4.4. DEMANDA Y REQUISITO DE COMPRA SPOT ASIGNADA A DISTRIBUIDORES
Y GRANDES USUARIOS.
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 Mercado Spot.
Se excluirá de aplicar restricciones por déficit de
generación a la demanda cubierta por contratos de abastecimiento y contratos de
exportación del Mercado a Término, siempre que el Generador correspondiente que
debe abastecerlo cuente con la generación propia necesaria para cubrir todos
sus contratos, y que no existan restricciones de Transporte o distribución que
impidan hacer llegar la energía donde la requiera dicha demanda. En
consecuencia, a la demanda de un Distribuidor o Gran Usuario cubierta por
contratos de abastecimiento, no se le aplicarán restricciones por déficit de
generación cuando el Generador responsable del contrato no compre en el Mercado
Spot.
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 esté
disponible y haya sido convocada, y no existan restricciones de Transporte o
distribución que imposibiliten llevar esa energía adonde la requiere la demanda
que contrata. 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 preverse aplicar restricciones al suministro,
para cada Distribuidor y Gran Usuario en cada intervalo Spot “h” la energía
total que resulta de la curva de carga representativa de sus contratos de
abastecimiento, incluyendo contratos de importación , no podrá superar a su
demanda propia. Si el Distribuidor o Gran Usuario resulta sobrecontratado, o
sea si la suma de la energía de sus contratos de abastecimiento supera su
demanda propia, se considerará que el compromiso de suministro en cada contrato
se reduce en forma proporcional al nivel de sobrecontrato.
En cada intervalo Spot “h”, para cada Distribuidor o Gran
Usuario “j” con una energía contratada (PCONT) y una demanda propia (DPROPIA)
se calculará el nivel de sobrecontrato.
SOBRE h j = máx’(å k
PCONT h kj - DPROPIA h j , 0) |
donde PCONT h kj es la energía
comprometida entregar 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 surge
una condición de incumplimiento en el contrato (no corresponde aplicar
penalidades por garantía de suministro a esta reducción, de existir en el
contrato) al no provocar restricciones al abastecimiento de la parte
compradora.
La demanda comprometida en cada contrato al aplicarse
restricciones en el MEM resulta entonces:
PCOMP h kj = PCONT h kj
*(1 - SOBRE h j / å kk PCONT h
kk,j ) |
La compra en el Mercado Spot de un Distribuidor o Gran
Usuario se obtendrá descontando de la demanda propia la demanda a ser cubierta
por contratos de abastecimiento, incluyendo contratos de importación. En el
caso de déficit programado, a la entrega del contrato se agregará las pérdidas
estimadas asociadas, de acuerdo a lo indicado en este Anexo. Para un intervalo
Spot “h” de un Distribuidor o Gran Usuario “j” en el Mercado Spot resulta:
COMPRA h j = DPROPIA h
j - åk
(PCOMP h kj ) |
El Distribuidor o Gran Usuario resultará comprador Spot
si dicha diferencia es positiva.
4.5. DETERMINACION DE PROGRAMA DE RESTRICCIONES.
Para la programación de las restricciones al
abastecimiento, el OED debe utilizar el siguiente procedimiento para asignar el
déficit entre los compradores Spot previstos:
En primer lugar, debe retirar la demanda por
exportaciones Spot previstas.
De ser aún necesario aplicar restricciones, debe retirar
la potencia comprometida en las demandas consideradas como Grandes Usuarios
Interrumpibles para reemplazar el déficit restante.
De resultar el déficit restante menor que la demanda
interrumpible total comprometida a retirarse del MEM, se repartirá entre las
demandas involucradas en forma proporcional a su participación en la demanda
ofertada como reserva (potencia interrumpible comprometida).
En el caso de ser la reserva de demanda interrumpible
insuficiente y mantenerse el déficit, el OED repartirá el déficit restante
previsto (ENSRES) en forma proporcional a la potencia requerida por cada
Comprador en el Mercado Spot, incluyendo:
·
toda la demanda sin contratos que no corresponda ser
considerada como interrumpible, o sea la demanda restante en los Distribuidores
y Grandes Usuarios luego de descontar la compra de sus contratos de reserva
fría convocados, la compra de sus contratos de abastecimiento y la potencia
interrumpible convocada;
·
la compra Spot requerida por los Generadores para cumplir
los compromisos de entrega de sus contratos.
En consecuencia, para cada intervalo Spot “h” la
restricción (NOABAST) por déficit restante (ENSRES) resulta para cada Comprador
“c” del Mercado Spot considerado:
NOABAST h c = ENSRES h * COMPRA h c / å q COMPRA h q |
dónde
ENSRES h = máx( 0, ENS h – EXPSPOT h - INTGU h ) |
Siendo:
* q: la totalidad de los compradores Spot
* ENS: déficit total previsto.
* EXPSPOT: las exportaciones Spot previstas que fueron
suspendidas.
* INTGU: la restricción programada para la demanda
considerada como Gran Usuario Interrumpible.
Para la programación de las restricciones, el OED deberá
calcular la compra Spot no abastecida que le corresponde a un Generador, o sea
la parte de su solicitud de compra en el Mercado Spot que no se cubrirá. El OED
supondrá que esta restricción se reparte en primer lugar entre sus contratos de
abastecimiento sin garantía de suministro.
·
Si la entrega comprometida en dichos contratos es mayor o
igual que la energía Spot no abastecida programada para el Generador comprador,
el OED repartirá el corte entre estos contratos proporcionalmente a la entrega
comprometida en cada uno de ellos.
·
Si en cambio es insuficiente, el OED considerará que la
energía Spot no abastecida se entrega a todos los contratos sin garantía de
suministro y repartirá la energía Spot no abastecida restante entre los
Distribuidores y Grandes Usuarios con los que el Generador tiene un contracto
con garantía de suministro. El criterio de asignación de esta restricción será
el requerido por el Generador en la Programación Semanal. En caso que el
Generador no haya informado la modalidad de asignación, el OED deberá repartirlo
en forma proporcional al compromiso contratado previsto (PCONT). En este caso
resultará como si el demandante (que es la parte compradora del contrato)
comprara en el Mercado Spot la parte proporcional de la compra Spot 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 compra en el Mercado Spot;
* su demanda abastecida por contratos de reserva fría;
* su demanda abastecida por contratos de abastecimiento.
El OED calculará el programa previsto de restricciones a
aplicar a cada Distribuidor y Gran Usuario como la diferencia entre su demanda
total prevista y su demanda prevista abastecer.
ANEXO XXI
ANEXO 39: RESERVA, DISPONIBILIDAD Y REMUNERACION DE LA
POTENCIA
1. OBJETO.
La remuneración de la potencia a Generadores estará
asociada a la asignación de potencia de sus máquinas térmicas y centrales
hidroeléctricas a un servicio de reserva (reservas de corto plazo, reserva de
mediano plazo y reserva contingente).
El ingreso neto por potencia que reciba un Generador
dependerá de las remuneraciones que resulten por las reservas asignadas y las
transferencias que realice por Contratos de Reserva Fría, el cumplimiento de
los compromisos asociados a las reservas asignadas, el pago de compensaciones
por incumplimientos cuando corresponda, y el cobro cuando corresponda de una
remuneración adicional ante excedentes de potencia no asignados a un servicio
de reserva pero que son requeridos por incumplimientos de otros Generadores a
sus compromisos propios de reserva o requerimientos de importación o
exportación.
El OED realizará el seguimiento de la disponibilidad real
de cada máquina térmica y central hidroeléctrica y detectará los casos en que
se registran incumplimientos a los servicios de reserva. En base a ello
determinará, cuando corresponda, las remuneraciones por reserva y las
compensaciones a aplicar por incumplimientos y por potencia excedente de
acuerdo a lo que se establece en Anexo 36 y el presente Anexo de LOS
PROCEDIMIENTOS.
2. VERIFICACION DE LA DISPONIBILIDAD
El OED realizará el seguimiento de la disponibilidad de
cada máquina térmica y central hidroeléctrica en base a la información
suministrada por los Generadores, los resultados de la operación real y
verificaciones propias de disponibilidad, en particular cuando la máquina
térmica o central hidroeléctrica no genera. Para las máquinas térmicas o
centrales hidroeléctricas a las que se asigna algún servicio de reserva, el OED
podrá requerir durante las horas en que se remunera la potencia arranques de
máquinas o, de estar generando, incrementar la carga programada para verificar
su disponibilidad máxima. Asimismo podrá controlar los registros propios de la
central en cuanto a horas de marcha, limitaciones e indisponibilidad,
inconvenientes y trabajos realizados, para verificar si la disponibilidad real
se corresponde con la informada por el correspondiente Generador.
En el caso de una máquina térmica o central
hidroeléctrica con reserva de mediano plazo o reserva contingente asignada, de
verificarse una disponibilidad menor que la informada por el Generador y menor
que la reserva de mediano plazo más reserva contingente asignada, se
considerará que el Generador registró un incumplimiento a los correspondientes
servicios de reserva. Además se considerará que dicha indisponibilidad existe
desde la última vez en que la máquina se puso en marcha y/o entregó la
correspondiente potencia, salvo que este período resulte mayor que TREINTA (30)
días en cuyo caso la indisponibilidad se considerará como de TREINTA (30) días.
3. DISPONIBILIDAD SEMANAL
Al finalizar cada semana, para cada máquina térmica y
central hidroeléctrica el OED determinará la disponibilidad total promedio en
las horas en que se remuneró la potencia. La disponibilidad se calculará como
la potencia efectiva neta menos la suma de la indisponibilidad programada y la
indisponibilidad forzada, incluyendo limitaciones propias del Generador tales
como restricciones a la máxima potencia generable y, de tratarse de una máquina
térmica, disponibilidad de combustibles. No incluirán restricciones de
Transporte, salvo para equipamientos de conexión y transmisión que pertenecen
al Generador para conectarse al sistema.
4. RESERVA TERMICA Y CONTRATOS DE RESERVA FRIA.
Cada vez que un Generador vende disponibilidad de
potencia de una máquina térmica en un Contrato de Reserva Fría, las
remuneraciones de servicios de reserva que correspondan a dicha máquina serán
asignados al Generador que es la parte compradora, en la proporción que
representa la potencia contratada dentro de la potencia máxima total de la
máquina.
Un Generador podrá transferir parte o todo el compromiso
de reserva de mediano plazo o reserva contingente que resultó asignada a una
máquina térmica que le pertenece a través de comprar dicho compromiso de otro
Generador con un Contrato de Reserva Fría. En este caso, el Generador que
quiere transferir el compromiso será la parte compradora y el Contrato deberá
identificar claramente:
·
La identificación de que es un Contrato de Reserva Fría
para transferir un servicio de reserva.
·
El tipo de reserva que se transfiere.
·
La máquina del Generador que es la parte compradora que
tiene asignada el servicio de reserva que se quiere transferir;
·
La máquina del Generador que es la parte vendedora a la
que transfiere el compromiso de reserva;
·
La potencia en reserva a transferir, o sea la
disponibilidad de potencia de la máquina del Generador que vende que se asigna
al correspondiente servicio de reserva, y que por lo tanto se descuenta del
compromiso de la máquina identificada por la parte compradora;
·
El compromiso que asume la parte compradora de hacerse
cargo de las compensaciones por incumplimientos de la máquina contratada al
servicio de reserva que transfiere, de acuerdo a lo que establece el presente
Anexo.
·
Al presentar la solicitud de Contrato de Reserva fría, se
deberá informar al OED que corresponde a una transferencia del servicio de
reserva suministrando la información indicada. El OED no autorizará el pedido
si verifica que la máquina a la que se transfiere el servicio de reserva (de la
parte vendedora) no tiene suficiente potencia para tomar el servicio ya que la
suma de la reserva propia ya asignada como de mediano plazo, reserva rotante y
contingente más la reserva que le fue transferida por Contratos de Reserva
Fría, incluyendo el solicitado, es mayor que su potencia efectiva neta menos la
indisponibilidad en mantenimientos programados.
5. COMPENSACION Y PENALIZACION POR INCUMPLIMIENTOS.
5.1. COMPROMISOS E INCUMPLIMIENTOS.
Todo servicio de reserva requiere que el Generador aporte
la disponibilidad comprometida con la máquina térmica o la central
hidroeléctrica a la que fue asignada, salvo en el caso de reserva de mediano
plazo y reserva contingente en que también podrá cubrirlo con disponibilidad de
máquinas térmicas a las que transfirió el correspondiente servicio de reserva
mediante un Contrato de Reserva Fría. Para cada semana, la disponibilidad
correspondiente a cualquier servicio de reserva se calculará como la
disponibilidad media durante las horas en que se remunera la potencia en dicha
semana.
Los compromisos e incumplimientos para los servicios de
reserva de corto plazo se establecen en el Anexo 36 de LOS PROCEDIMIENTOS.
En el caso de una central hidroeléctrica, para la reserva
de mediano plazo el compromiso implica contar con una disponibilidad en la
central no menor que la ofertada para el Predespacho Anual de Media. Dicha
disponibilidad no tendrá en cuenta limitaciones en su potencia máxima debido a
bajos aportes. Para una semana, una central hidroeléctrica tendrá un
incumplimiento si su disponibilidad es menor que la ofertada. En este caso, la
magnitud del incumplimiento se calculará como la diferencia entre la disponibilidad
ofertada para dicha semana y la disponibilidad real.
En el caso de una máquina térmica, para la reserva de
mediano plazo o reserva contingente el compromiso implica contar con una
disponibilidad en la máquina, incluyendo disponibilidad de combustible, no
menor que la asignada a dicho servicio de reserva. Si la máquina tiene asignado
ambos servicios (de mediano plazo y contingente), se considerará que su
disponibilidad se utiliza primero para cubrir su compromiso de reserva de
mediano plazo (o sea el de condiciones de media) y la disponibilidad restante
para cubrir su compromiso de reserva contingente.
·
Para una semana, una máquina térmica tendrá un
incumplimiento al servicio de reserva de mediano plazo si su disponibilidad es
menor que la potencia asignada a este servicio. En este caso, la magnitud del
incumplimiento se calculará como la diferencia entre la reserva de mediano
plazo asignada para dicha semana y la disponibilidad real.
·
Para una semana, una máquina térmica tendrá un
incumplimiento al servicio de reserva contingente si su disponibilidad restante
luego de descontar la reserva de mediano plazo que tiene asignada (que podrá
ser CERO (0)) es menor que la potencia asignada como reserva contingente. En
este caso, la magnitud del incumplimiento se calculará como la diferencia entre
la reserva contingente asignada para dicha semana y la disponibilidad restante
luego de descontar el compromiso de reserva de mediano plazo.
Las compensaciones por incumplimientos serán asignadas
como Cargos por Compensaciones de Potencia a pagar por el correspondiente
Generador.
5.2. RESERVA DE MEDIANO PLAZO.
Si una máquina térmica o central hidroeléctrica tiene un
incumplimiento al servicio de reserva de mediano plazo, deberá pagar una
compensación en función de la magnitud del incumplimiento, la gravedad de sus
consecuencias y la reiteración del incumplimiento.
Cuando en una semana una máquina térmica o central
hidroeléctrica registra un incumplimiento a su compromiso de reserva de mediano
plazo, el OED deberá verificar si en algún día de la semana se realizaron
restricciones programadas al suministro y la máquina térmica o central
hidroeléctrica ese mismo día tuvo una disponibilidad media durante las horas en
que se remunera la potencia menor que la comprometida.
De verificarse esta condición, la máquina térmica o
central hidroeléctrica deberá pagar una compensación semanal igual a CUATRO (4)
veces la remuneración semanal por reserva de mediano plazo de la semana en que
se verificó dicho incumplimiento.
De no verificarse esta condición, la compensación
dependerá de la reiteración y magnitud del incumplimiento.
a) Si en las últimas VEINTISEIS (26) semanas móviles la
máquina térmica o central hidroeléctrica no registró otros incumplimientos a
este servicio de reserva, la compensación será igual al faltante valorizado al
precio de la potencia en su nodo por la cantidad de horas en que se remunera la
potencia en la semana.
b) Si en las últimas VEINTISEIS (26) semanas móviles la
máquina térmica o central hidroeléctrica ya había registrado UN (1)
incumplimiento a este servicio de reserva, la compensación será igual a DOS (2)
veces el faltante valorizado al precio de la potencia en su nodo por la
cantidad de horas en que se remunera la potencia en la semana.
c) Si en las últimas VEINTISEIS (26) semanas móviles la
máquina térmica o central hidroeléctrica ya había registrado DOS (2) o más
incumplimientos a este servicio de reserva, la compensación será igual a TRES
(3) veces el faltante valorizado al precio de la potencia en su nodo por la
cantidad de horas en que se remunera la potencia en la semana.
Al finalizar cada mes, el OED calculará el Cargo por
Compensaciones de reserva de mediano plazo de cada Generador totalizando las
compensaciones a pagar por incumplimientos al servicio de reserva de mediano
plazo en sus máquinas térmicas y centrales hidroeléctricas más las que surjan
de los Contratos de Reserva Fría en que transfiera el servicio de reserva de
mediano plazo.
5.3. RESERVA CONTINGENTE.
Si una máquina térmica tiene un incumplimiento al
servicio de reserva contingente deberá pagar una compensación en función de la
magnitud del incumplimiento, el período del año, la gravedad de sus
consecuencias y la reiteración del incumplimiento. Adicionalmente podrá quedar
penalizada la calidad de su servicio como reserva contingente a través de su
inhabilitación a brindar dicho servicio por un período establecido, de acuerdo
a lo que establece el presente Anexo.
Cuando en una semana una máquina térmica registre un
incumplimiento a su compromiso de reserva contingente, el OED deberá verificar
si en algún día de la semana se realizaron restricciones programadas al
suministro y la máquina térmica ese mismo día tuvo una disponibilidad media
durante las horas en que se remunera la potencia menor que la comprometida.
De darse esta condición, la máquina térmica deberá pagar
una compensación igual a CUATRO (4) veces la remuneración semanal por reserva
contingente que corresponde a la semana en que se verificó el incumplimiento.
Adicionalmente, de haber registrado en las últimas VEINTISEIS (26) semanas otro
incumplimiento en una semana en que se realizaron restricciones programadas al
suministro y la máquina térmica tuvo una disponibilidad media durante las horas
en que se remunera la potencia menor que la comprometida como reserva
contingente, en algún día en que se realizaron restricciones al suministro,
quedará inhabilitada a ser asignada como reserva contingente hasta la
finalización del siguiente mes de Octubre y para ofertar reserva contingente en
el siguiente período Noviembre a Octubre.
Cuando, en una semana del Período Estacional de Invierno,
una máquina térmica registre un incumplimiento a su compromiso de reserva
contingente y en esa semana no se realizaron restricciones programadas al
suministro o, si se realizaron restricciones, la máquina térmica tuvo una
disponibilidad media en los días en que se realizaron restricciones mayor que
la requerida por su compromisos de reserva, la compensación será igual a DOS
(2) veces la potencia semanal asignada como reserva contingente, valorizada al
precio de la reserva contingente en su nodo por la cantidad de horas en que se
remunera la potencia en la semana. Adicionalmente, de haber registrado la
máquina otro incumplimiento a la reserva contingente durante el Período
Estacional de Invierno, la máquina quedará inhabilitada a ser asignada como
reserva contingente durante el resto del Período Estacional de Invierno.
Cuando, en una semana del Período Estacional de Verano,
una máquina térmica registre un incumplimiento a su compromiso de reserva
contingente y en esa semana no se realizaron restricciones programadas al
suministro o, si se realizaron restricciones, la máquina térmica tuvo una
disponibilidad media en los días en que se realizaron restricciones mayor que
la requerida por su compromisos de reserva, la compensación será igual a la
potencia semanal asignada como reserva contingente, valorizada al precio de la
reserva contingente en su nodo por la cantidad de horas en que se remunera la
potencia en la semana. Adicionalmente, de haber registrado la máquina otro
incumplimiento a la reserva contingente durante el Período Estacional de
Verano, la máquina quedará inhabilitada a ser asignada como reserva contingente
durante el resto del Período Estacional de Verano.
Al finalizar cada mes, el OED calculará el Cargo por
Compensaciones de reserva contingente de cada Generador totalizando las
compensaciones a pagar por incumplimientos a dicho servicio en sus máquinas
térmicas.
Toda vez que por incumplimientos una máquina térmica con
reserva contingente asignada quede inhabilitada, el OED debe reemplazar la
reserva contingente asignada a dicha máquina con la siguiente oferta de reserva
contingente disponible en la correspondiente lista de mérito semanal de reserva
contingente de acuerdo a lo establecido en el Anexo 21 de LOS PROCEDIMIENTOS.
6. EXCEDENTES DE POTENCIA.
6.1. POTENCIA SOBRANTE.
Al finalizar cada semana, el OED calculará para cada
máquina térmica y cada central hidroeléctrica la potencia puesta a disposición
semanal. Para ello calculará para cada hora en que se remunera la potencia con
la siguiente metodología la potencia puesta a disposición horaria.
·
La potencia media disponible;
·
Menos la proporción que le corresponde de las restricciones
de Transporte que redujeron sus posibilidades de acceder al Mercado.
La potencia puesta a disposición media semanal será el
promedio de la potencia puesta a disposición durante las horas en que se
remunera la potencia en dicha semana.
El OED asignará a cada máquina térmica y central
hidroeléctrica como sobrante de potencia la potencia puesta a disposición media
que no resultó asignada a los servicios de reserva. Para ello, calculará el
sobrante de potencia descontando de la potencia puesta disposición media
semanal la suma de la potencia asignada como reserva de mediano plazo, promedio
de reservas de corto plazo (incluyendo reserva fría) y reserva contingente de
la semana, salvo que esta diferencia resulte negativa en cuyo caso el sobrante
a asignar es CERO (0).
El OED calculará el sobrante de potencia semanal de cada
Generador con la siguiente metodología:
·
Si el Generador registró en alguna de sus máquinas uno o
más incumplimientos en el servicio de reserva de mediano plazo o reserva
contingente, la potencia sobrante será CERO (0).
·
Si el Generador no registró ningún incumplimiento en el
servicio de reserva de mediano plazo y de reserva contingente, la potencia
sobrante será la suma de la potencia sobrante de las máquinas térmicas y
centrales hidroeléctricas que comercializa. Para el caso de Contratos de
Reserva Fría, el sobrante de potencia se adicionará al Generador que es la
parte compradora, en forma proporcional a la parte de la potencia máxima que
contrata, y se descontará de la parte vendedora.
6.2. MONTO POR SERVICIOS DE RESERVA.
Al finalizar cada semana, el OED calculará el Monto
Semanal por Servicios de Reserva semanal totalizando las remuneraciones que
corresponden por potencia asignada a servicios de reserva, sin tener en cuenta
los incumplimientos en la reserva de mediano plazo y reserva contingente. Para
ello totalizará:
·
El Monto Total por Potencia en Reserva de Mediano Plazo,
o sea la suma de las remuneraciones por reserva de mediano plazo, de acuerdo a
lo que establece el Anexo 37 de LOS PROCEDIMIENTOS;
·
El Monto Total por Potencia en Reserva Contingente, o sea
la suma de las remuneraciones por reserva contingente, de acuerdo a lo que
establece el Anexo 21 de LOS PROCEDIMIENTOS;
·
El Monto Total por Potencia en Reservas de Corto Plazo, o
sea la suma de las remuneraciones por reservas de corto plazo, de acuerdo a lo
que establece el Anexo 36 de LOS PROCEDIMIENTOS;
·
El Monto Total por Adicional de Reserva Rotante, o sea la
suma de las remuneraciones por Adicional de Reserva Rotante, de acuerdo a lo
que establece el Anexo 37 de LOS PROCEDIMIENTOS.
Al finalizar cada semana, el OED determinará el Cargo
Semanal por Potencia como la suma de:
·
Para los Distribuidores, los cargos por potencia que
hubieran resultado si se calcularán con el precio mensual de dichos cargos en
vez del correspondiente Precio Estacional;
·
Para el resto de los agentes, los cargos por potencia que
les corresponden, incluyendo los cargos por compensaciones ante incumplimientos
en los servicios de reserva.
Al finalizar cada mes, el OED determinará el Cargo Total
Mensual por Potencia como la suma de los correspondientes cargos semanales.
6.3. ADICIONAL POR SERVICIOS DE RESERVA.
Al finalizar cada semana, el OED determinará el Adicional
Semanal por Servicios de Reserva como la diferencia que resulte entre el Cargo
Semanal por Potencia y el Monto Semanal por Servicios de Reserva.
El OED calculará el Adicional Semanal Máximo para
Generadores como el monto resultante de totalizar para los Generadores con
sobrantes de potencia, los sobrantes que le corresponden a cada uno, en cada
máquina térmica y central hidroeléctrica, al correspondiente precio de la
potencia en el nodo por la cantidad de horas en que se remunera la potencia
durante la semana.
Si este monto resulta menor o igual que el Adicional
Semanal por Servicios de Reserva, asignará a cada Generador con sobrantes de
potencia como remuneración en dicho concepto el monto correspondiente a
valorizar la potencia sobrante de sus máquinas térmicas y centrales
hidroeléctricas al correspondiente precio de la potencia en el nodo por la
cantidad de horas en que se remunera la potencia durante la semana.
Si por el contrario este monto resulta mayor que el
Adicional Semanal por Servicios de Reserva, el OED distribuirá el Adicional
Semanal por Servicios de Reserva proporcionalmente entre los Generadores con
sobrantes de potencia de acuerdo al porcentaje que representa su sobrante de
potencia dentro del sobrante de potencia total, y la asignará como remuneración
en concepto de sobrantes de potencia.
El OED determinará el Adicional Semanal para Generadores
por Servicios de Reserva totalizando la remuneración en concepto de sobrantes
de potencia de todos los Generadores.
De resultar el Adicional Semanal para Generadores por
Servicios de Reserva menor que el Adicional Semanal por Servicios de Reserva,
el OED asignará la diferencia restante a la demanda como un crédito al Cargo
por Servicios Asociados a la Potencia.
7. INGRESO NETO POR POTENCIA DE UN GENERADOR.
Al finalizar cada mes, la remuneración total por potencia
que recibirá cada Generador estará dado por la suma de las remuneraciones por
reservas asignadas a las máquinas que le pertenecen y que no vende por
Contratos de Reserva Fría, más las asignadas a potencia de máquinas que no le
pertenecen pero que compra por Contratos de Reserva Fría:
·
la remuneración por reserva de mediano plazo;
·
la remuneración por reserva contingente;
·
la remuneración por Adicional de Reserva Rotante;
·
la remuneración de cada reserva de corto plazo;
·
·
la remuneración en concepto de sobrantes de potencia,
como la suma de las remuneraciones semanales para las semanas que pertenecen al
mes.
Al finalizar cada mes, el cargo total por potencia que
deberá pagar cada Generador estará dado por la suma de:
·
los Cargos por Potencia Despachada que resulten para los
Contratos de Abastecimiento y contratos de exportación en que es la parte
vendedora, de acuerdo a lo indicado en el Capítulo 2 de LOS PROCEDIMIENTOS;
·
los Cargos por Reserva y Cargos por Servicios Asociados a
la Potencia que resulten para sus Contratos de Abastecimiento en que asume el
compromiso de pago de dichos cargos, de acuerdo a lo establecido en el Capítulo
2 de LOS PROCEDIMIENTOS;
·
los Cargos por Compensaciones a pagar por incumplimientos
en los servicios de reserva de mediano plazo y reserva contingente asignados.
El
ingreso neto mensual por potencia resultará igual a la diferencia entre su
remuneración total y el cargo total a pagar. De acuerdo a la magnitud de los
incumplimientos, el ingreso neto podrá ser CERO (0) o incluso negativo.
ANEXO
XXII
ANEXO
40: GENERACION EOLICA
1.
OBJETO
El
presente Anexo establece el tratamiento en el MEM de la generación eólica,
atendiendo a las particularidades del equipamiento involucrado y a la
naturaleza del recurso, circunstancia que lo diferencia en algunos aspectos de
la generación convencional.
Sólo se
definirán en este Anexo aquellas cuestiones de índole exclusiva a la generación
eólica. Para el resto de los aspectos que son asimilables a los de generación convencional,
la generación eólica será tratada como generación hidráulica de pasada, y por
tal razón toda referencia hecha en LOS PROCEDIMIENTOS a este tipo de generación
deberá entenderse como aplicable también a la generación eólica salvo que en
este Anexo o en LOS PROCEDIMIENTOS se indique explícitamente lo contrario.
2.
REQUISITOS DE INGRESO
Será
condición para el ingreso de generación eólica al MEM que totalice una potencia
nominal igual o mayor a UN (1) MW, cualquiera sea la naturaleza del resto del
equipamiento a cargo del mismo titular.
Adicionalmente,
deberá cumplir los requisitos que se establecen para el ingreso de nueva
generación al MEM.
3.
CONTROL DE TENSION Y DESPACHO DE REACTIVO
Teniendo
en cuenta que estará a cargo del Generador la instalación de equipamiento de
compensación para el caso de contar con maquinaria distinta de la sincrónica o
equivalente, el OED deberá otorgar un tratamiento similar al dado para el resto
de los Generadores respecto de la obligación de proveer potencia reactiva según
sea requerida por el sistema.
Para el
caso de maquinaria asincrónica, a los efectos de la aplicación de
compensaciones y/o penalizaciones el OED deberá requerir a la generación eólica
el suministro de reactivo como si fuera provisto por un generador térmico con
máquina sincrónica de potencia activa nominal igual a la potencia activa
nominal de la generación eólica generando. Si por razones de diseño del sistema
o de disponibilidad de los equipos de compensación no pudiera darse
satisfacción al requerimiento de reactivo, según sea solicitado por el OED,
dentro de los límites fijados por la Curva de Capacidad P-Q de la máquina
equivalente, será de aplicación a la generación eólica lo establecido en el
Anexo 4 de LOS PROCEDIMIENTOS.
En caso
que el equipamiento del Generador sea mixto, o sea conformado por equipamiento
eólico y convencional, a efectos de las exigencias referidas al intercambio de
reactivo, se considerará como prestación exigible la de una Curva de Capacidad
P-Q correspondiente a una máquina térmica de potencia activa nominal igual a la
potencia activa nominal mixta que se encuentre generando.
Si el
agente no suministra la información requerida sobre la Curva de Capacidad P-Q,
el OED deberá definir y le aplicará una Curva de Capacidad P-Q típica, aún
cuando el tipo de maquinaria eléctrica aplicada impida disponer de la misma.
4.
RESTRICCIONES
Atendiendo
a la naturaleza aleatoria del recurso, a la incidencia de las eventuales
turbulencias como también a la interferencia de las estructuras portantes con
el sistema motriz, circunstancias éstas que provocan fluctuaciones en los
intercambios, y que por otro lado la magnitud del fenómeno es función del
número de unidades generando en un aprovechamiento eólico, el OED estará
habilitado a limitar su operación, sea en tiempo real o programadamente, con la
correspondiente justificación técnica que la generación eólica provocará
alteraciones fuera de tolerancia en los parámetros funcionales del sistema.