Bs. As., 10/1/2001

VISTO el Expediente N° 750-006754/2000 del Registro del MINISTERIO DE ECONOMIA y

CONSIDERANDO:

Que la aleatoriedad resultante de no poderse prever adecuadamente la convocatoria de contratos de exportación, en razón de depender esta del comportamiento de sistemas eléctricos extranjeros, tiene influencia sobre el valor del Factor de Nodo Estacional de ciertos nodos de compra de Distribuidor.

Que conviene limitar el efecto de tal aleatoriedad sobre el Precio Estacional de la Energía a Distribuidor buscando acotar, el impacto de dicha aleatoriedad sobre el precio de la energía pagado por los consumidores finales.

Que una herramienta adecuada es estabilizar el valor de tales factores de nodo durante un lapso suficientemente prolongado.

Que a los efectos antes enunciados se ha elaborado una modificación del Anexo N° 3 de los "Procedimientos para la Operación, el Despacho de Cargas y el Cálculo de Precios" (LOS PROCEDIMIENTOS), establecidos por Resolución ex SECRETARIA DE ENERGIA ELECTRICA N° 61 del 29 de abril de 1992, la Resolución SECRETARIA DE ENERGIA N° 137 del 30 de noviembre de 1992, sus modificatorias y ampliatorias, mediante el cual se implementa la estabilización descrita.

Que las facultades para el dictado del presente acto surgen de lo dispuesto en los Artículos 35 y 36 de la Ley N° 24.065.

Por ello,

LA SECRETARIA DE ENERGIA Y MINERIA,

RESUELVE:

Artículo 1° — Reemplázase el Punto 2.2.1, titulado "FACTORES DE NODO ESTACIONALES", del Anexo N° 3 - CALCULO DE LOS FACTORES DE NODO Y ADAPTACION de los "Procedimientos para la Operación, el Despacho de Cargas y el Cálculo de Precios" (LOS PROCEDIMIENTOS), establecidos por Resolución ex SECRETARIA DE ENERGIA ELECTRICA N° 61 del 29 de abril de 1992, la Resolución SECRETARIA DE ENERGIA N° 137 del 30 de noviembre de 1992, sus modificatorias y ampliatorias, por el texto que como ANEXO I forma parte integrante del presente acto.

Art. 2° — Notifíquese a la COMPAÑIA ADMINISTRADORA DEL MERCADO MAYORISTA ELECTRICO SOCIEDAD ANONIMA (CAMMESA) y al ENTE NACIONAL REGULADOR DE LA ELECTRICIDAD (ENRE).

Art. 3° — Comuníquese, publíquese, dése a la Dirección Nacional del Registro Oficial y archívese. — Débora Giorgi.

ANEXO I

2.2.1. FACTORES DE NODO ESTACIONALES

La aleatoriedad resultante de no prever adecuadamente la convocatoria de contratos de exportación en razón de depender ésta del comportamiento de sistemas eléctricos extranjeros tiene impacto sobre el Factor de Nodo Estacional de ciertos nodos de compra de Distribuidor.

Buscando limitar el efecto de la aleatoriedad sobre los demandantes se ha determinado la conveniencia de estabilizar el valor de tales factores de nodo estacionales durante un lapso suficientemente prolongado.

A tales efectos el OED deberá identificar los Distribuidores que, como resultado de la aleatoriedad referida, exhiben variaciones promedio por banda tarifaria de sus Factores de Nodo, iguales o superiores a un valor fijo que se determina inicialmente en el CINCO POR CIENTO (5%).

Corresponderá entonces la aplicación de dos procedimientos de cálculo diferenciados, uno para aquellos nodos de compra de Distribuidor que exhiban variaciones de valor menor al indicado o que tengan otra causa que será el indicado en el apartado 2.2.1.1 siguiente y otro a aplicar sobre aquellos nodos que requieren estabilización, tal como se indica en el apartado 2.2.1.2.

2.2.1.1. Factores de Nodo no estabilizados

En la Programación Estacional y Reprogramación Trimestral, el OED deberá calcular los Factores de Nodo Estacionales (FNE) para cada Período Trimestral.

En este caso, el cálculo de los FNE se realizará a partir de flujos de potencia del sistema eléctrico en cada banda horaria con los siguientes modelos:

1. Generación: Se utiliza la generación media prevista en el período estacional para cada Central.

2. Demanda: Se calcula la Potencia Media satisfecha en todos los nodos de las Instalaciones Superiores de Vinculación Eléctrica de cada Agente demandante, en base a las previsiones de demanda de la Base de Datos Estacional. A partir de estas potencias el OED determinará la demanda estacional de cada nodo de la red como una curva monótona de cargas (curva Demanda - Duración) de tres bloques donde:

- cada bloque representa una banda horaria;

- la potencia del bloque corresponde a la demanda media estacional de la banda horaria, incluyéndose la demanda de bombeo y descontando la Energía No Suministrada (ENS) si estas existiesen;

- la duración del bloque está dada por la duración en horas de la banda horaria multiplicado por el número de días del Período Trimestral considerado.

3. Sistema de Transporte: El OED deberá definir configuraciones características en el Período Trimestral considerado para las Instalaciones Superiores de Vinculación Eléctrica utilizadas en la Función Técnica de Transporte e Instalaciones Inferiores de Vinculación Eléctrica utilizadas en la Función Técnica de Transporte que vinculen Centrales de Generación.

El OED realizará un flujo de potencia de la red con los nodos requeridos para calcular el precio del nodo, y sobre ésta simulará las variaciones unitarias de demanda requeridas para el cálculo de los FNE.

En la Programación Estacional y Reprogramación Trimestral determinará, para cada banda horaria, los siguientes valores:

1. El Factor de Nodo, FN ^b _i en todos los nodos "i" de Generadores, Distribuidores y Grandes Usuarios conectados al Sistema de Transporte de Energía Eléctrica en Alta Tensión (Transporte en Alta Tensión) o al Sistema de Transporte de Energía Eléctrica por Distribución Troncal (DISTRO), para cada banda horaria "b".

2. El Factor de Nodo promedio ponderado estacional (FNPO ^b _j ), correspondiente a aquellos nodos de conexión al Transporte en Alta Tensión y por Distribución Troncal aplicable a los Prestadores Adicionales de la Función Técnica de Transporte (PAFTT.):

siendo:

FN ^b _i : Factor de Nodo estacional, en la Banda horaria "b", de cada nodo "i" del PAFTT "j" conectado al Transporte en Alta Tensión y DISTRO.

E ^b _ji : Energía estacional, en la Banda horaria "b", de cada nodo "i" del PAFTT "j" conectado al Transporte en Alta Tensión y DISTRO

Los Prestadores Adicionales de la Función Técnica de Transporte (PAFTT) son los definidos en el Anexo 19 de LOS PROCEDIMIENTOS.

3. La diferencia de factores de nodo estacional, D FN ^b _j , entre el Factor de Nodo promedio ponderado de cada Generador o Distribuidor "k" conectado a un PAFTT y el Factor de Nodo promedio ponderado del PAFTT.

FN ^b _ki, : Factor de Nodo estacional de cada nodo "i" del Generador o Distribuidor "k", en la Banda horaria "b".

E ^b _ki : Energía estacional de cada nodo "i" del Generador o Distribuidor "k", en la Banda horaria "b".

FNPO ^b _k : Factor de Nodo promedio ponderado estacional del PAFTT "j" al que está conectado al Generador o Distribuidor "k", en sus nodos del Transporte en Alta Tensión o DISTRO.

FNPO ^b _j : Factor de Nodo promedio ponderado estacional de cada Generador o Distribuidor "k", en sus nodos de conexión al PAFTT.

2.2.1.2. Factores de Nodo Estabilizados

Luego de identificar un nodo de compra de Distribuidor en el cual la aleatoriedad detectada y su origen permite establecer la necesidad de su estabilización en los términos del presente apartado, en la siguiente Programación Estacional o Reprogramación Trimestral, el OED deberá calcular el Factor de Nodo Estacional (FNE) que corresponda como un único valor para un período de estabilización igual a los próximos OCHO (8) trimestres, considerando las distintas situaciones operativas de la demanda extranjera y los posibles flujos de energía y potencia hacia el SADI. El valor determinado se aplicará al nodo en cuestión durante los OCHO (8) trimestres y su siguiente determinación se realizará cumplido ese lapso.

Para los nodos de compra de Distribuidor cuyo Factor de Nodo Estacional resulte estabilizado en los términos del presente apartado, el cálculo y reconocimiento de diferencias previsto en el punto 2.4.6. "PRECIO ESTACIONAL DE LA ENERGIA PARA DISTRIBUIDORES" del Capítulo 2 de LOS PROCEDIMIENTOS se efectuará cada OCHO (8) períodos trimestrales, en concordancia con el período estabilizado referido.

El cálculo de los FNE se realizará a partir de flujos de potencia del sistema eléctrico en cada banda horaria con los siguientes modelos:

1. Generación: Se utiliza la generación media prevista en el período de estabilización para cada Central. Adicionalmente, el OED deberá considerar escenarios de importación de Potencia y Energía desde los países vecinos, con su respectiva probabilidad asociada.

2. Demanda: Se calcula la Potencia Media satisfecha en todos los nodos de las Instalaciones Superiores de Vinculación Eléctrica de cada Agente demandante, en base a las previsiones de demanda de la Base de Datos Estacional y las previsiones efectuadas por el OED para el resto del período de estabilización. Para el caso de la demanda extranjera, el OED deberá utilizar las demandas informadas por los agentes con compromisos de exportación, con la correspondiente probabilidad de ocurrencia de que dicha demanda esté no presente. A partir de estas potencias el OED determinará la demanda de cada nodo de la red durante el período de estabilización como una curva monótona de cargas (curva Demanda - Duración) de tres bloques donde:

- cada bloque representa una banda horaria,

- la potencia del bloque corresponde a la demanda media del período y la banda horaria, incluyéndose la demanda de bombeo y descontando la Energía No Suministrada (ENS) si éstas existiesen;

- la duración del bloque está dada por la duración en horas de la banda horaria multiplicado por el número de días del período de estabilización considerado.

3. Sistema de Transporte: Se adoptarán las mismas configuraciones definidas bajo este apartado en el punto 2.2.1.1 precedente.

El OED realizará un flujo de potencia de la red con los nodos requeridos para calcular el precio del nodo, y sobre ésta simulará las variaciones unitarias de demanda requeridas para el cálculo de los FNE.

En la Programación Estacional o Reprogramación Trimestral en la cual se realice el cálculo el OED determinará, para cada banda horaria, los siguientes valores:

1. El Factor de Nodo, FN ^b _i , en todos los nodos "i" de Generadores, Distribuidores y Grandes Usuarios conectados al Sistema de Transporte de Energía Eléctrica en Alta Tensión (Transporte en Alta Tensión) o al Sistema de Transporte de Energía Eléctrica por Distribución Troncal (DISTRO) y Nodo Frontera, para cada banda horaria "b".

2. El Factor de Nodo promedio ponderado estabilizado (FNPO ^b _j ), correspondiente a aquellos nodos de conexión al Transporte en Alta Tensión y por Distribución Troncal aplicable a los Prestadores Adicionales de la Función Técnica de Transporte (PAFTT).

siendo:

FN ^b _j : Factor de Nodo estabilizado, en la Banda horaria "b", de cada nodo "i" del PAFTT "j" conectado al Transporte en Alta Tensión y DISTRO, tal como se indica en el punto precedente.

E ^b _ji : Energía en el período de estabilización, en la Banda horaria "b", de cada nodo "i" del PAFTT "j" conectado al Transporte en Alta Tensión y DISTRO

Los Prestadores Adicionales de la Función Técnica de Transporte (PAFTT) son los definidos en el Anexo 19 de LOS PROCEDIMIENTOS.

3. La diferencia de factores de nodo estabilizada, D FN ^b _j , será la calculada según lo indicado bajo el punto 2.2.1.1. precedente, no requiriéndose diferenciar entre ambas situaciones.