Argentina. Subsecretaría de Energía Eléctrica

Resolución SSEE 0038/1991. Boletín Oficial n° , , pp. .

Citas Legales : Decreto 00634/1991, Decreto 00856/1991, Ley 15.336 - artículo 37, Resolución MOySP 1185/1983, Resolución SE 0056/1990, Resolución SE 0165/1989, Resolución SE 0193/1991, Resolución SSEE 0015/1991


(Nota: derogada por Resolución SEE 61/92 Biblioteca)


BUENOS AIRES, 19 DE JULIO DE 1991.

    VISTO el Decreto N° 634 del 12 de abril de 1991 modificado por el Decreto N° 856 del 2 de mayo de 1991, y

    CONSIDERANDO:

    Que conforme lo dispuesto por los Artículos 17 y 19 del Decreto 634/91 se recomienda a esta Subsecretaría la fijación de las normas para el Despacho Económico, así como las reglas de funcionamiento del Mercado Eléctrico Mayorista.

    Que, conforme el Capítulo IV del citado decreto, las normas que se establecen deben satisfacer como objetivo la eficiencia técnica-económica en cada momento y la del desarrollo del sistema.

    Que, como consecuencia de lo antedicho, se deberán elaborar nuevos procedimientos para la programación de la producción, coordinación del mantenimiento, despacho de las máquinas y fijación de precios para el Mercado Eléctrico Mayorista.

    Que estos procedimientos deberán ser aplicados a todas las transacciones por compra-venta de energía eléctrica en bloque.

    Que la SUBSECRETARÍA DE ENERGÍA ELÉCTRICA está facultada para el dictado del presente acto en virtud de lo dispuesto por el Artículo 37 de la Ley N° 15.336 y los Artículos 17 y 19 del Decreto N° 634/91 modificado por el Decreto N° 856/91.

    Por ello,
    EL SUBSECRETARIO DE ENERGÍA ELÉCTRICA
    RESUELVE:

    CAPÍTULO I
    ORGANIZACIÓN DEL SISTEMA FÍSICO DEL
    MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA

    ARTÍCULO 1°- A los efectos de determinar las reglas de funcionamiento del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), considérase al sistema físico que conforma el Subsector Energía Eléctrica, separado en:

    a) Centros de Generación

    b) Red de Transporte

    c) Instalaciones de distribución

    ARTÍCULO 2°- Asimismo, considérase integrado al sistema físico descripto en el Artículo precedente, un sistema de operación y despacho conformado por:

    a) Centro de Operación del Sistema;

    b) Centros de Operación Regionales;

    c) Red de Comunicaciones que los relaciona.

    ARTÍCULO 3°- Defínese como Instalaciones de Generación, al conjunto de equipos destinados a la producción, transformación y maniobra de energía eléctrica, a espaldas del último interruptor de vinculación a la red de transporte o a la red de distribución.

    ARTÍCULO 4°- Caracterízase como Red de Transporte, al conjunto de instalaciones de transmisión, compensación, transformación y maniobra, que se especifican en el ANEXO I de este acto, del que forma parte integrante, más las que se incorporen en fecha posterior por expansión de la red.

    ARTÍCULO 5°- Considéranse como instalaciones afectadas a la actividad de distribución, al sólo efecto de su actuación en el MEM, las que no son consideradas como propias de la actividad de generación ni de la red de transporte.

    ARTÍCULO 6°- Caracterízase como puntos físicos de supervisión de entrada y salida del MEM a los nodos de interconexión:

    a) entre las instalaciones de generación con la red de transporte y las de distribución;

    b) entre la red de transporte con las redes de distribución, con las instalaciones de generación;

    c) entre distintas redes de distribución;

    d) con interconexiones internacionales.

    Dichos nodos deberán ser equipados con el instrumental de medición que a tales efectos especifique el OED.
    CAPÍTULO II
    ORGANIZACIÓN DEL SISTEMA EMPRESARIO

    ARTÍCULO 7°- A los efectos de la aplicación de la metodología de comercialización y operación que se establece por la presente resolución, serán tratadas como unidades de negocio independientes, sea cual fuere la empresa a la que pertenezcan, cada uno de los Centros de Generación, el Transporte, la Distribución y las Instalaciones afectadas al Servicio de Operación y Despacho, para ello, deben contabilizarse en forma separada los resultados del desarrollo de la actividad de cada una de dichas unidades de negocio.

    Las empresas vinculadas al MEM operarán y facturarán de acuerdo a la metodología que instrumenta esta resolución y suministrarán, en tiempo y forma la información que requiera el OED para un adecuado funcionamiento del sistema.

    ARTÍCULO 8°- Instrúyese a las empresas AGUA Y ENERGÍA ELÉCTRICA SOCIEDAD DEL ESTADO, SERVICIOS ELÉCTRICOS DEL GRAN BUENOS AIRES SOCIEDAD ANÓNIMA e HIDROELÉCTRICA NORPATAGÓNICA SOCIEDAD ANÓNIMA a individualizar, dentro de los treinta días de vigencia de la presente Resolución, su actividad eléctrica, en unidades de negocio lo dispuesto en el Artículo precedente.
    CAPÍTULO III
    ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO

    ARTÍCULO 9°- La Gerencia Despacho Nacional de Cargas de AGUA Y ENERGÍA ELÉCTRICA SOCIEDAD DEL ESTADO, actuará como Organismo Encargado del Despacho (OED), teniendo a su cargo la coordinación de la operación técnica y la administración del MEM. A tales efectos, el OED dependerá directamente del Interventor de la citada empresa.

    ARTÍCULO 10.- Instrúyese al Interventor de AGUA Y ENERGÍA ELÉCTRICA SOCIEDAD DEL ESTADO, a otorgar al OED la máxima independencia funcional y garantizar, a través de una contabilización independiente, la transparencia de las operaciones que debe administrar.

    ARTÍCULO 11.- Los Generadores, Transportistas y Distribuidores deben acatar obligatoriamente las instrucciones del OED en la operación de tiempo real. La falta de cumplimiento injustificado de las instrucciones de operación que imparte el OED, dará lugar a la aplicación de multas cuyo monto será equivalente al perjuicio económico que ocasione al Sistema Interconectado.

    Lo percibido en tal concepto, se destinará al Sistema de Estabilización de Precios que se implementa en el Capítulo V del presente acto.

    ARTÍCULO 12.- El OED, así como los distintos actores del MEM, sujetarán su accionar al Reglamento de Operaciones que se adjunta como ANEXO II que forma parte integrante del presente acto.

    ARTÍCULO 13.- El OED realizará la programación del período incluyendo toda la capacidad de los Generadores y toda la demanda de las Distribuidoras vinculadas al MEM, sin tener en cuenta la existencia de contratos.

    ARTÍCULO 14.- El servicio prestado por el OED será remunerado conforme los criterios y la metodología previstos en el punto cuatro del ANEXO II de este acto. Los fondos provenientes de dicha remuneración se contabilizarán por separado y serán utilizados exclusivamente por AGUA Y ENERGÍA ELÉCTRICA SOCIEDAD DEL ESTADO para dicho destino.

    ARTÍCULO 15.- Los entes provinciales que se vinculan con AGUA Y ENERGÍA ELÉCTRICA SOCIEDAD DEL ESTADO a través de la Resolución EX - MOSP N° 1185/83 acordarán con el OED las condiciones de la operación y régimen de mutuo servicio a los efectos del despacho de cargas dentro del marco de lo dispuesto por la presente Resolución.
    CAPÍTULO IV
    SISTEMA DE COMERCIALIZACIÓN Y PRECIOS

    ARTÍCULO 16.- El MEM incluye un Mercado Spot, con sanción horaria de precios de generación, en el que operarán los Generadores; y un Mercado a Término, compuesto por contratos libremente pactados entre Generadores y Distribuidores que no sean propiedad del Estado Nacional.

    ARTÍCULO 17.- Los Generadores percibirán por la energía vendida una tarifa basada en el costo marginal económico horario de corto plazo del sistema asociado a cada lugar de entrega, el que, a partir de un valor base, añadirá el márgen que represente el costo del riesgo de falla del sistema. Cuando no exista riesgo de falla, aquellos que no vendan energía, pero pongan potencia a disposición del sistema a través de un mecanismo licitatorio que conducirá el OED, percibirán una compensación mensual por el tiempo de puesta a disposición de su potencia.

    Los generadores que resulten despachados por restricciones en el sistema, no serán tenidos en cuenta para la determinación del costo marginal y serán remunerados a sus costos de operación reconocidos.

    Los Generadores serán remunerados por los costos de arranque y parada, siempre y cuando estos se originen en las ordenes de puesta en marcha emitidas por el OED.

    Los Generadores pertenecientes al Estado Nacional serán remunerados a un precio reconocido, el cual surge del sistema de estabilización de precios que se define en el Capítulo V de este acto.

    Los procedimientos para la determinación de los ítems por medio de los cuales se efectúan las remuneraciones precedentes, se detallan en los puntos 6 y 9 del ANEXO II de este acto.

    ARTÍCULO 18.- Los transportistas recibirán una remuneración basada en los precios de nodos estacionales por franja de tarificación utilizados para el cálculo de los precios a Distribuidores, y en la energía efectivamente transportada por cada elemento de la red de transporte, conforme los criterios y metodología que se explicitan en el punto 3 del ANEXO II de este acto.

    ARTÍCULO 19.- La remuneración y las condiciones de uso de las instalaciones de los Transportistas Regionales (Servicio de Subtransmisión) que presten servicios a los Distribuidores será la que convengan las partes.

    Cuando las partes no lleguen a un acuerdo en cuanto al monto y/o condiciones de uso, esta Subsecretaría los definirá a los efectos de facilitar el acceso al MEM.

    ARTÍCULO 20.- Los Distribuidores abonarán un precio medio estacional determinado conforme la metodología de cálculo que se describe en el punto 2.8 del ANEXO II de esta Resolución.

    ARTÍCULO 21.- Los Generadores podrán celebrar contratos de compra venta de energía eléctrica en bloque con Distribuidores y Grandes Usuarios. El contrato definirá un compromiso de suministro de energía y potencia, a un precio pactado libremente entre las partes. Una copia del contrato deberá ser inmediatamente enviada a esta Subsecretaría a los efectos de su difusión.

    Los Generadores y Distribuidores del Estado Nacional no podrán celebrar este tipo de contratos, vinculándose exclusivamente conforme las disposiciones de esta Resolución relativas al Mercado "Spot".

    ARTÍCULO 22.- Se considera Gran Usuario a quien contrata, en forma independiente y para consumo propio, su abastecimiento de energía eléctrica con el Generador y/o el Distribuidor.

    ARTÍCULO 23.- El Generador que haya celebrado contratos podrá comprar energía en el Mercado "Spot" de no ser suficiente su generación real para cumplir sus compromisos conforme la metodología establecida en el punto 8 del ANEXO II de esta acto.

    ARTÍCULO 24.- Los Generadores, Distribuidores y Grandes Usuarios que para ejecutar los contratos libremente pactados, necesiten vincularse con las instalaciones a través de las cuales opera el MEM, deberán acordar con participación del OED los puntos de interconexión. Para ello, se podrán conectar directamente a la Red de Transporte o a través de la Red de Subtransmisión de un Distribuidor mediante un contrato de servicio de transmisión.

    ARTÍCULO 25.- Los Distribuidores permitirán el libre acceso a sus instalaciones por parte de Generadores y otros Distribuidores en tanto cuenten con capacidad para aceptarlos.

    En tales casos, el Distribuidor cobrará por el servicio de transporte regional una remuneración basada en las mismas consideraciones de costo marginal que se aplican a la Red de Transporte.

    ARTÍCULO 26.- Los contratantes (Generadores y Distribuidores) que requieran del uso de instalaciones de un Distribuidor para acceder a los puntos de venta (puntos de interconexión con la Red de Transporte, con otros Distribuidores y puntos de compra de Grandes Usuarios) acordarán la proporción en que cada parte asumirá la remuneración del servicio de transporte regional.

    En caso de no llegar a un acuerdo podrán recurrir ante esta Subsecretaría a fin de que ésta lo determine.
    CAPÍTULO V
    MECANISMO DE ESTABILIZACIÓN DE PRECIOS

    ARTÍCULO 27.- Las diferencias que surjan entre los montos a los cuales son acreedores los Generadores, según lo dispuesto en el Artículo 16 de este acto, y los adeudados por los distribuidores por aplicación de los precios estacionales estabilizados, referidos en el Artículo precedente, serán absorbidos por el mecanismo descripto en el punto 9 del ANEXO II de esta Resolución.
    CAPÍTULO VI
    SISTEMA DE FACTURACIÓN Y COBRANZA

    ARTÍCULO 28.- Los Generadores y Transportistas facturarán, por sus ventas en el MEM, a AGUA Y ENERGÍA ELÉCTRICA SOCIEDAD DEL ESTADO (OED), y ésta facturará, a su vez, a los Distribuidores.

    ARTÍCULO 29.- AGUA Y ENERGÍA ELÉCTRICA SOCIEDAD DEL ESTADO (OED) tendrá a su cargo la gestión de cobranza y pagos de las facturaciones referidas en el Artículo precedente conforme la metodología establecida en el punto 7 del ANEXO II de este acto.

    ARTÍCULO 30.- A los efectos de dar cumplimiento a lo dispuesto en el Artículo precedente y garantizar la transparencia de las relaciones entre las partes, AGUA Y ENERGÍA ELÉCTRICA SOCIEDAD DEL ESTADO (OED) contabilizará por separado las operaciones de compra y venta efectuadas en el MEM y semanalmente elaborará un informe del estado de cobranza y pagos de dichas operaciones que notificará a esta Subsecretaría y será de libre acceso a todos los interesados.

    ARTÍCULO 31.- Instrúyese al Señor Interventor en AGUA Y ENERGÍA ELÉCTRICA SOCIEDAD DEL ESTADO para que disponga la transferencia del personal idóneo y los medios necesarios a fin de que el OED pueda asumir las funciones que le asignan en el presente Capítulo, lo que deberá ser elevado a esta Subsecretaría, dentro de los DIEZ (10) días de la vigencia de esta Resolución, a los efectos de su aprobación.
    CAPÍTULO VII
    SANCIONES POR FALTA DE PAGO

    ARTÍCULO 32.- La falta de pago íntegro y en término de los montos adeudados a partir de la vigencia de la presente Resolución, será sancionada por el OED con un recargo del UNO POR CIENTO (1%) diario los primeros CINCO (5) días contados desde la fecha de la mora. A partir del sexto día de mora, el recargo será del DOS POR CIENTO (2%) diario.

    Sin perjuicio de lo previsto en el párrafo precedente, transcurridos QUINCE (15) días de mora, previa autorización de esta Subsecretaría, dispondrá la interrupción del suministro de energía eléctrica al deudor moroso conforme lo siguiente:

    1- cortes programados de UNA (1) hora cada CUARENTA Y OCHO (48) horas a partir del día DIECISEIS (16) de la mora.

    2- cortes programados de DOS (2) horas cada VEINTICUATRO (24) horas a partir del día VEINTIUNO (21) de la mora.

    3- cortes programados de TRES (3) horas cada VEINTICUATRO (24) horas a partir del día VEINTISEIS (26) de la mora.

    4- interrupción del suministro y desconexión a partir del día TREINTA Y UNO (31) de la mora.

    El programa de cortes y las causas de su implementación serán ampliamente difundidos desde los TRES (3) días previos a su efectivización.
    CAPÍTULO VIII
    AMBITO DE APLICACIÓN

    ARTÍCULO 33.- Las empresas integrantes del SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL, vinculadas directamente al Despacho Unificado de Cargas, cuyas transacciones económicas se ejecutaran según la metodología establecida mediante las Resoluciones Ex - SE Nros. 165/89 y 56/90 se encuadrarán, a partir de la fecha de la presente resolución, en el régimen de comercialización establecido en esta norma.

    ARTÍCULO 34.- A los Entes Provinciales Distribuidores de Energía Eléctrica abastecidos a través de AGUA Y ENERGÍA ELÉCTRICA SOCIEDAD DEL ESTADO, encuadrados en el régimen de la Resolución Ex - MOSP N° 1185/83, se les aplicarán los valores tarifarios emergentes de la implementación de la presente metodología de comercialización.

    ARTÍCULO 35.- Los Entes Provinciales no vinculados al Sistema Interconectado Nacional y las Entidades Cooperativas distribuidoras de energía eléctrica abastecidas por Agua y Energía Eléctrica Sociedad del Estado, a través del régimen regulado por la Resolución Ex - M.O.yS.P. N° 1185/83, seguirán encuadrados en el citado régimen.
    CAPÍTULO IX
    DISPOSICIONES TRANSITORIAS

    ARTÍCULO 36.- Hasta tanto se efectivice la organización del Servicio de Operación y Despacho, en los términos que se expresan en el punto 4.1 del ANEXO II de la presente Resolución, se considerarán afectados a dicho Servicio, solamente las instalaciones del OED, por lo que la remuneración del citado Servicio se calculará en función del presupuesto que elabore el mencionado organismo, conforme lo establecido en el punto 4.3 del referido ANEXO II.

    ARTÍCULO 37.- Para el primer trimestre de vigencia de la presente norma, se considerarán solamente los costos de la energía generada por los equipos excluidos del cálculo del costo marginal para la determinación de la remuneración a los Generadores. Ello significa que no se considerará para dicho período el sobreprecio por riesgo de falla, ni el precio de la potencia puesta a disposición.

    ARTÍCULO 38.- Durante el lapso establecido en el Artículo precedente se aplicará una tarifa binómica para los distribuidores cuyos parámetros son:
      a) precio de la potencia: AUSTRALES VEINTE MIL (A 20.000) por KILOVATIO-MES

      b) precio de la energía (los que deberán ser afectados por los factores de nodo correspondientes):

      b.1) en horas de pico: AUSTRALES TRESCIENTOS NOVENTA (A 390) por KILOVATIO HORA

      b.2) en horas de valle: AUSTRALES TRESCIENTOS SESENTA (A 360) por KILOVATIO HORA

      b.3) en horas restantes: AUSTRALES TRESCIENTOS NOVENTA (A 390) por KILOVATIO HORA

    Esta tarifa binómica es equivalente para un factor de carga del SESENTA POR CIENTO (60%) a los costos marginales de generación de corto plazo a que se hace referencia en el Artículo 37 de este acto.

    ARTÍCULO 39.- Los precios y características de los combustibles a utilizar por el O.E.D. en la planificación de la producción del trimestre agosto-octubre 1991 serán los siguientes:

    COMBUSTIBLE
    PRECIO REFERENCIA SIN IMPUESTO
    ZONA O PLANTA ABASTECEDORA
    PODER CALORIFICO INFERIOR
    GAS74.50 U$S/DM3CAPITAL FEDERAL
    8.400 KCAL/M3
    FUEL OIL97.20 U$S/TONYPF - LA PLATA
    9.800 KCAL/KG
    GAS OIL201.90 U$S/TONYPF - SAN NICOLÁS
    10.400 KCAL/KG
    CARBON53.20 U$S/TONCENTRAL S. NICOLÁS
    5.400 KCAL/KG

    Estos precios serán afectados por los factores de zona y/o plantas abastecedoras y porcentajes de fletes que correspondan a cada central.

    ARTÍCULO 40.- Hasta tanto los Distribuidores Provinciales referidos en el Artículo 15 de este acto acuerden con el OED las condiciones de operación y régimen de mutuo servicio, los puntos de interconexión que los vinculen al MEM y los valores de potencia convenida, se les facturará teniendo en cuenta la potencia máxima demandada en el período de facturación, y la energía medida en los puntos a través de los cuales, hasta el presente, les suministra AGUA Y ENERGÍA ELÉCTRICA SOCIEDAD DEL ESTADO.

    ARTÍCULO 41.- A los Distribuidores comprendidos en el Artículo 35 de este acto se les aplicarán, para el trimestre agosto-octubre de mil novecientos noventa y uno (1991), los valores tarifarios que figuran en la Resolución ME N° 193/91 y en el ANEXO de la Resolución SSEE N° 15/91, según corresponda.

    ARTÍCULO 42.- La metodología de determinación para la remuneración por capacidad regulante puesta a disposición y costos de arranque y parada, establecidas en los puntos 6.5 y 6.8 del ANEXO II de este acto, se aplicarán a partir de la vigencia de esta Resolución, pero no se incluirán en el cálculo de las remuneraciones a los generadores durante el primer trimestre.
    CAPÍTULO X
    VIGENCIA

    ARTÍCULO 43.- Deróganse las Resoluciones Ex - SE N° 165 del 12 de diciembre de 1989 y N° 56 del 31 de enero de 1990.

    ARTÍCULO 44.- El presente régimen entrará en vigencia el día de su publicación en el Boletín Oficial y se aplicará a la comercialización mayorista de energía eléctrica que se efectúe a partir del 1° de agosto de 1991.

    ARTÍCULO 45.- Comuníquese, publíquese, dése a la Dirección Nacional del Registro Oficial y Archívese.
    RESOLUCIÓN S.S.E.E. N° 0038
    Ing. CARLOS M. BASTOS
    Subsecretario de Energía Eléctrica
    Citas legales:Decreto 634/91 Base de datos 'Biblioteca', Vista '(Por Tipo B)'
    Decreto 856/91 Base de datos 'Biblioteca', Vista '(Por Tipo B)'
    Ley 15.336 Base de datos 'Biblioteca', Vista '(Por Tipo B)'
    Resolución SE 165/89 Biblioteca
    Resolución ME 193/91 Biblioteca
    Bibliografía:Análisis sintético del proyecto de marco regulatorio y de la resolución SS.EE. Nro. 38/91: a aplicar en las transacciones del mercado mayorista. Buenos Aires: Segba S.A., 1991 Libros

ANEXO I
    INSTALACIONES INTEGRANTES DE LA RED DE TRANSPORTE


    E.T.
    TIPO
    No.
    Campo
    Cant.
    Int.
    Salidas
    TRAFO
    (MVA)
    LINEAS
    (km)
    REACT.
    MVAR
    OTROS
    EZEIZA
    500
    3B
    2l
    1
    2
    2
    3
    3
    4
    5
    5
    ac.bar
    ac.bar
    2
    -
    -
    -
    -
    2
    -
    -
    1
    1
    lín Henderson 1
    trafo T3 500/220/132
    trafo T3 132/13.2/13.2
    trafo T2 500/220/132
    trafo T2 132/13.2/13.2
    lín. Henderson 2
    trafo T1 500/220/132
    trafo T1 132/13.2/13.2
    barra 5 Ezeiza-SEGBA
    barra 6 Ezeiza-SEGBA
    800.
    250.
    800.
    250.

    800.
    250.
    313.




    313.
    c.s.2x(125;-120) MVAr *

    c.s.2x(125;-120) MVAr *


    c.s.2x(125;-120) MVAr *
    ABASTO
    2B 2l
    1
    ac.bar
    ac.bar
    2
    1
    1
    lín Olavarría
    barra 1 Abasto-SEGBA
    barra 2 Abasto-SEGBA
    290
    ALICURA

    500
    2B
    1l
    1
    2
    3
    4
    5
    6
    7
    ac.bar
    1
    1
    1
    1
    1
    1
    1
    1
    trafo 500/132
    trafo máq. 1
    lín. Chocón
    trafo máq. 2
    trafo máq. 3
    lín. P. del Aguila
    trafo máq. 4
    -------
    100
    242.


    B4
    150


    150
    CHOCON
    OESTE
    500
    2B
    1 1/21
    1
    1
    2
    2
    ac.bar
    ac.bar
    1.5
    1.5
    1.5
    1.5
    1.
    1.
    lín. Alicurá
    trafo 500/132
    lín.Ch.Choel
    lín. PdA
    barra 1 Chocón
    barra 2 Chocón
    150
    (242.)

    270.
    170.
    CHOCON
    500
    4B
    2l
    1
    2
    3
    4
    5
    6
    ac.bar
    ac.bar
    1.
    2.
    -
    -
    2.
    -
    1.
    1.
    trafo 500/132
    lín. Puelches
    trafo máq. 1 y 2
    trafo máq. 3 y 4
    lín. Puelches 2
    trafo máq. 5 y 6
    barra 1-3
    barra 2-4
    100
    304.


    304.
    C. COSTA
    2l
    1
    2
    lín. P.Banderita
    27
    P. BAND.
    500
    1l
    1
    2
    3
    -
    1
    1
    trafo máq. 1 y 2
    trafo 500/132
    lín. C. Costa
    150
    (27.)
    * c.s.: COMPENSADORES SINCRÓNICOS

E.T.
TIPO
No.
Campo
Cant.
Int.
Salidas
TRAFO
(MVA)
LINEAS
(km)
REACT.
MVAR
OTROS
PUEL-
CHES
500
4B
2l
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
ac.bar
2
2
1
2
2
1
1
1
3
3
2
lín. Henderson 1
lín. Henderson 2
autotrafo 500/132
lín. Chocón 1
lín. Chocón 2
react. barra
react. barra
react. barra
capac. serie 1
capac. serie 2
100
421.
421.

(304.)
(304.)
150.
150.



150.
150.
150.
cap.s. 58.1Q/1027A MVAr *
cap.s. 58.1Q/1027A MVAr *
HENDER-
SON
500
4B
2l
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
ac.bar
1
2
2
2
2
2
1
1
1
1
3
3
2
autotrafo. 500/220
lín. Puelches 1
lín. Puelches 2
lín. Ezeiza 1
lín. Ezeiza 2
autotrafo. 500/132
reactor 1 barra
reactor 2 barra
reactor 3 barra
reactor 4 barra
capac. serie 1
capac. serie 2
200




100
(421.)
(421.)
(313.)
(313.)
150.
150.
150.
150.
cap.s. 58.1Q/1027A MVAr *
cap.s. 58.1Q/1027A MVAr *
OLAVA-
RRIA
500
2B
1 1/2
1
2
3
ac.bar
2
2
1
2
lín. Bahía Blanca
lín Abasto
react. barra
barra Olav.-ESEBA
255
(290.)
150.
150.
CHOELE
500
2B
1 1/2
1
2
3
4
2
2
2
1
lín. Chocón
lín. B. Blanca
autotrafo. 500/132
reactor barra
150
(270.)
345.
150.
150.

150
BAHIA
BLANCA
500
2B
1 1/2
1
2
3
ac.bar
2
2
1
2
lín. C. Choel
lín. Olavarría
react. barra
barra BB-ESEBA
(345.)
(255.)
150.
150.
TOTAL 500 kV
4.200
3.759
2.700
* CAPS: CAPACITORES SERIE

E.T.
TIPO
No.
Campo
Cant.
Int.
Salidas
TRAFO
(MVA)
LINEAS
(km)
REACT.
MVAR
OTROS
BRACHO
500
2B
1 1/2
1
1
2
1.5
1.5
2
lín. Recreo
trafo 1 500/132
trafo 2 500/132
300.
300
256
85.
25.
25.
RECREO
500
2B
1 1/2
1
1
2
2
1.5
1.5
1.5
2.5
lín. Malvinas
trafo 500/132
lín. Bracho
reactor barra
150.
266.

(256.)
85.
2x25
85.
85.
MALVIN.
500
2B
1 1/2
1
1
2
2
2.5
1.5
1.5
1.5
lín. Recreo
trafo 500/132
lín. Almafuerte
libre
300
(266.)

105.
B5
25+25
ALMAF.
500
2B
1 1/2
1
1
2
3
3
1.5
1.5
2
1.5
1.5
lín. R. Oeste
lín. C.H.E.
trafo 1 500/132
lín. Malv.
trafo máq. 3 y 4
150.

150.
345.
12.

(105.)
120.

2x25

2x25
RIO GDE
500
2B
2l
1
2
3
4
2
-
2
-
lín. G. Mendoza
trafo máq. 1 y 2
lín. CHE
trafo máq. 3 y 4
407.

30.
140.
Central bombeo
4x185 MW
G. MZA
500
2B
1 1/2
1
1
2
2
1.5
1.5
1.5
1.5
lín. R.Gde.
trafo 1 500/132
trafo 500/220
trafo 2 500/132
300.
300.
300.
(407.)
140.
1x25

2x25
E.T.
TIPO
No.
Campo
Cant.
Int.
Salidas
TRAFO
(MVA)
LINEAS
(km)
REACT.
MVAR
OTROS
R. OESTE
500
2B
1 1/2
1
1
2
2
3
3
2.5
2.5
2.5
1.5
1.5
1.5
lín. Almaf.
lín. G. Rodrig.
lín. S. Tomé
trafo 14 500/220
trafo 13 500/132
trafo 15 500/132
300.
300.
300.
(345.)
256.
159.
120.
70.
50.
2x25
2x25
S. TOME
500
2B
1 1/2
1
1
2
3
3
1.5
2.5
2
1.5
1.5
lín. R. Oeste
lín. Romang
trafo 1 500/132
lín. S.Gde.
trafo 2 500/132
300.

300.
(159.)
270.

289.
50.
80.
25.
50.
25.
ROMANG
500
2B
1 1/2
1
1
2
2
3
2.5
1.5
1.5
1.5
3
lín. S. Tomé
trafo 500/132
reactor barra
reactor barra
lín. Resistencia
150.
(270.)



256.
80.

80.
80.
80.
RESIST.
500
2B
1 1/2
1
2
2
2
1.5
2.5
trafo 500/132
trafo 500/132
lín. Romang
300.
300.
(256.)
80.
C.ELIA
500
--
--
-
lín. G. Rodrig.
236.
TOTAL
4.500
2.887
2.145
E.T.
TIPO
No.
Campo
Cant.
Int.
Salidas
TRAFO
(MVA)
LINEAS
(km)
REACT.
MVAR
OTROS
R. OESTE
220
2B
1l
1
2
3
4
5
ac.bar
1
1
1
1
1
1
lín. Ramallo 1
trafo T1 220/132
trafo T2 220/132
lín. Ramallo 2
trafo T4 500/220
------------
150.
150.

(300.)
85.


85.
27.5
27.5

(2x25)
ACINDAR
220
2B
1l
1
2
3
4
5
ac.bar
1
1
1
1
1
1
trafo 220/33
lín. 220
lín. 220
trafo 220/33
trafo 220/33
------------
8.
8.
RAMALLO

220
2B

1l
1
2
3
4
5
6
ac.bar
1
1
1
1
1
1
1
lín. R. Oeste 1
lín. R. Oeste 2
trafo 220/132
lín. V. Lía 1
lín. V. Lía 2
lín. S.N. 5
------------
150.
(85.)
(85.)

109.
109.
6.
27.5
V. LIA

220
2B

1l
1
2
3
4
5
6
7
ac.bar
1
1
1
1
1
1
1
1
lín. Ramallo 1
lín. Ramallo 2
lín. Atucha 1
lín. Atucha 2
lín. G. Rodríguez 1
lín. G. Rodríguez 2
trafo 220/132
-----------
150.
(109.)
(109.)
26.
26.
61.
61.
ATUCHA
220
2B
1l
1
2
3
4
1
1
1
1
trafo 220/132
lín. V. Lía 1
lín. V. Lía 2
trafo máq.
150.
(26.)
(26.)
G.MEND.
220
2B
1l
1
2
3
ac.bar
1
1
1
1
trafo 500/220
lín. L. Reyunos
lín. C. de Piedra
----------
(300.)
188.
30.
C. de
PIEDRA
220
2B
1l
1
2
3
4
5
ac.bar
1
1
1
1
1
1
lín. G. Mendoza
lín. S. Juan
trafo 220/132
trafo 220/132
lín. A. del Toro
-----------
150.
150.
(30.)
--


180.
E.T.
TIPO
No.
Campo
Cant.
Int.
Salidas
TRAFO
(MVA)
LINEAS
(km)
REACT.
MVAR
OTROS
AGUA
DEL TORO
220
2B
1l
1
2
3
4
5
ac.bar
1
1
1
1
1
1
lín. C. de Piedra
lín. Los Reyunos
trafo máq. 1
trafo máq. 2
lín. Nihuil 1l
---------
(180.)
43.


52.
REYUNOS
220
2B
1l
1
2
3
ac.bar
1
1
1
1
lín A. del Toro
lín. G. Mendoza
trafo máq. 1 y 2
--------
(43.)
(188.)
NIH. II
-
1
1
trafo 220/132
150.
TOTAL 220 kV
1.200
1.077
1.325
E.T.
TIPO
No.
Campo
Cant.
Int.
Salidas
TRAFO
(MVA)
LINEAS
(km)
REACT.
MVAR
OTROS
EZEIZA
500
2B
2l
1
2
3
4
ac.bar
2
2
2
2
2
lín. Abasto 1
lín. Abasto 2
lín. Rodríquez 1
lín. Rodríguez 2
barras 1-2 Ezeiza-HID
56.
56.
53.
53.
ABASTO
500
2B
2l
2
3
4
5
ac.bar
2
2
2
2
2
trafo T1 500/220
lín. Ezeiza 1
trafo T2 500/220
lín. Ezeiza 2
barras A-R Abasto-HID
800.

800.
(56.)

(56.)
G.RODR.
500
2B
2l
1
2
3
4
5
6
2
2
2
2
2
2
lín. Ezeiza 1
trafo T3 500/220
lín. Ezeiza 2
trafo T4 500/220
lín. R. Oeste
Lín. C. Elía
800.

800.
(53.)

(53.)

(256.)
(256.)
(50.)
70.
C. Est.(+160;-266) MVAr *

C. Est.(+160;-266) MVAr *
TOTAL 500 kV
3.200
218.
70.
C.EST.: COMPENSADOR ESTATICO

E.T.
TIPO
No.
Campo
Cant.
Int.
Salidas
TRAFO
(MVA)
LINEAS
(km)
REACT.
MVAR
OTROS
G. RODR.
220
3B
1l
1
2
3
4
1
1
1
1
lín. V. Elía 1
lín. V. Elía 2
trafo 3 500/220
trafo 4 500/220
(800.)
(800.)
(61.)
(61.)
COST.
220
3B
1l
1
2
3
4
5
6
1
1
1
1
1
1
trafo 1 220/132
trafo 2 220/132
lín. Bosques 1
lín. Bosques 2
trafo máq. Cost.6
trafo máq. Cost.7
300.
300.
32.2
32.2
BOSQUES
220
3B
1l
1
2
3
4
5
6
ac.bar
1
1
1
1
1
1
1
lín. Cost. 1
lín. Cost. 2
trafo 1 220/132
trafo 2 220/132
lín. Abasto 1
lín. Abasto 2
-----------
300.
300.
(32.2)
(32.2)


17.
17.
ABASTO
220
3B
1l
1
2
3
4
ac.bar
1
1
1
1
1
lín. Bosques 1
lín. Bosques 2
trafo 1 500/220
trafo 2 500/220
----------
(800.)
(800.)
(17.)
(17.)
TOTAL 220 kV
1.200
98.4
--
E.T.
TIPO
No.
Campo
Cant.
Int.
Salidas
TRAFO
(MVA)
LINEAS
(km)
REACT.
MVAR
OTROS
OLAVARR.
500
2B
1 1/2
1
ac.bar
3
2
autotrafo 500/132
barra A-B Olav.-HIDR.
300.
B.BLANCA
500
2B
1 1/2
1
1
2
2
ac.bar
1.5
1.5
1.5
1.5
2
lín. P. Buena 1
trafo 500/132
lín. P. Buena 2
autotrafo 500/132
barras A-B BBlanca-HIDR.
150.

300.
27.

27.
TOTAL 500 kV
750.
54.
E.T.
TIPO
No.
Campo
Cant.
Int.
Salidas
TRAFO
(MVA)
LINEAS
(km)
REACT.
MVAR
OTROS
SGRANDE
ARG.
500
2B
1 1/2
1
1
2
2
3
3
7
7
8
9
1.5
1.5
1.5
1.5
1.5
1.5
1.5
1.5
1
1
trafo máq. 1-2
lín. C. Elía
trafo máq. 3-4
trafo 500/132
trafo máq. 5-6
lín. SGde.-Urug.
trafo máq. 13
lín. S.Tomé
reactor barra A
reactor barra B
150.
159.



4.

(289.)
50.

2x25



50.
50.
50.
C.ELIA
500
2B
1 1/2
1
1
2
2
1.5
2.5
1.5
1.5
lín. S.Gde. Arg.
lín. G.Rodr.
trafo 500/132
lín. S.Javier (Urug.)
150.
(159.)
(236.)


23.
50.
50.
2x25
TOTAL 500 kV
300.
186.
400.
ANEXO II
    PROCEDIMIENTOS PARA LA PROGRAMACIÓN DE LA PRODUCCIÓN,
    COORDINACIÓN DEL MANTENIMIENTO, DESPACHO DE MÁQUINAS
    Y FIJACIÓN DE PRECIOS


    1- INFORMACIÓN BÁSICA

    A partir de la vigencia de la presente Resolución, los actores (Generadores, Transportistas y Distribuidores) entregarán la información básica requerida para el funcionamiento del MEM, que integrará la Base de Datos del Sistema. En consecuencia, deberán operar y facturar de acuerdo a esta metodología, y suministrar en tiempo y forma la información requerida para un funcionamiento adecuado del Sistema.

    Cada vez que se produzca un cambio en alguno de los datos referidos precedentemente, la empresa deberá informar al OED, quién será el responsable de mantener actualizado este conjunto de información. La base de datos y sus sucesivas actualizaciones será suministrada a todos los integrantes del MEM.

    1.1- INFORMACIÓN BÁSICA DE GENERADORES

    Cada Generador deberá suministrar la información necesaria para:

    - programar la producción y realizar el despacho de cargas diario;

    - calcular los costos marginales y otros costos necesarios para fijar los precios estacionales a distribuidores y el precio horario con que se remunerará a los productores.

    Este conjunto de información conformará la Base de Datos de Generación del Sistema e incluirá como mínimo:

    a) para centrales térmicas y nucleares, consumos específicos para 4 puntos de funcionamiento entre el mínimo técnico y carga máxima, y consumo específico medio;

    b) para centrales térmicas, tipos de combustibles que pueda consumir, posibilidades de trabajar con mezcla, y capacidad de almacenamiento;

    c) para centrales hidroeléctricas con capacidad de embalse, volumen embalsado en función del nivel, cota mínima y máxima operativa y datos de evaporación;

    d) para centrales hidroeléctricas en general, función para conversión energética (m3 por KWh), caudal máximo y mínimo turbinable por grupo, serie histórica de caudales semanales desde 1943;

    e) tiempo de arranque desde parada fría hasta sincronismo, y desde sincronismo hasta plena carga;

    f) características de regulación: contribución a la regulación primaria y secundaria;

    g) capacidad para regulación de tensión: curva de capabilidad, márgenes de subexcitación y sobreexcitación;

    h) potencia efectiva y consumo de servicios auxiliares.

    1.2- INFORMACIÓN BÁSICA 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 semestres, y para los ocho semestres siguientes, por punto de interconexión;

    c) energía demandada prevista y curvas de carga características.

    2.- PROGRAMACIÓN ESTACIONAL Y PRECIOS A DISTRIBUIDORES.

    La programación de la producción a mediano plazo se realizará por períodos estacionales de seis meses a partir del primero de mayo y del primero de noviembre de cada año. La programación será realizada por el OED según pautas y criterios aprobados por el Organismo Regulador, utilizando la información básica indicada en el punto anterior más los datos del período convalidados por los integrantes del MEM.

    A efectos informativos y de seguimiento de posibles apartamientos, mensualmente el OED actualizará los estudios del período.

    2.1. BASE DE DATOS ESTACIONAL.

    Antes del 10 de febrero y 10 de agosto de cada año las empresas deberán suministrar la información necesaria para el período estacional a estudiar y una estimación aproximada de los mismos datos para los próximos 3 años:

    a) empresas de Generación y Transporte, tasa de indisponibilidad forzada prevista;

    b) empresas de Generación térmica, previsiones de oferta de combustibles (stock inicial de carbón y combustibles líquidos, y cuota prevista de gas) y sus precios junto con el factor a agregar por flete (para ello deberán haber acordado previamente con la empresa de Gas los compromisos de abastecimiento y con todas las empresas de Combustibles los precios estimados para el período);

    c) empresas de Generación Hidroeléctrica, pronósticos de aportes o tipo de año hidrológico de existir una previsión al respecto, y restricciones aguas abajo que afectarán su despacho (cota de operación máxima en embalses, limitaciones al caudal erogable, etc.);

    d) empresas de Distribución y Grandes Usuarios, pronósticos de demanda de energía y potencia con su correspondiente hipótesis de crecimiento, curvas típicas de carga para cada semana discriminadas a nivel de cada barra de la red de transporte;

    e) empresas de Transporte, restricciones en el intercambio permitido.

    De no contarse con toda esta información dentro de los plazos requeridos, el OED definirá los datos faltantes manteniendo vigente el valor utilizado para el mismo período estacional anterior o modificando los que sean necesarios de acuerdo a curvas típicas de demanda, de no suministrarse nueva información se utilizarán las que se registraron el año anterior.

    El OED respetará los datos suministrados por las empresas y los incorporará a la base de datos estacional. Sin embargo, en virtud de que con ellos se definirá el precio a Distribuidores y que es responsabilidad del OED realizar los estudios correspondientes, analizará su coherencia en relación al conjunto y a los valores reales registrados. En particular, para las demandas de energía suministradas por los Distribuidores analizará su coherencia respecto a la potencia contratada.

    En caso de que algún valor resulte observado, el OED podrá solicitar a la empresa las hipótesis con que fue elaborado indicándole sus propios comentarios al respecto. Se buscará llegar a un valor acordado entre ambas partes. De no ser así, el OED deberá trabajar con el valor declarado por la empresa pero dejando constancia fehaciente de la observación realizada.

    A lo largo del período, las empresas deberán informar las modificaciones que surjan en estos datos, para mantener la base de datos estacional actualizada y poder realizar revisiones y estudios posteriores que se requieran. El OED será responsable del mantenimiento de esta base de datos y, al final de cada mes, suministrará a cada integrante del MEM las modificaciones recopiladas en el período.

    2.2. MANTENIMIENTO PROGRAMADO

    Los Generadores y Transportistas informarán antes del primero de febrero y primero de agosto sus requerimientos de mantenimiento para el período en estudio, incluyendo además una estimación para los siguientes 30 meses. El OED analizará dichos pedidos en conjunto y, de ser necesario, sugerirá a las empresas posibles modificaciones en función de su efecto sobre la operación programada, principalmente el riesgo de falla.

    Antes del 15 de febrero y 15 de agosto de cada año se reunirán las empresas del MEM con el OED para analizar las posibles alternativas y coordinar un mantenimiento que minimize el costo de operación y riesgo de falla dentro de las posibilidades reales de cada empresa de modificar su programa original propuesto. En estas reuniones se acordará el plan de mantenimiento que se utilizará para la previsión estacional.

    2.3. REGULACIÓN DE FRECUENCIA

    El OED propondrá a los integrantes del MEM los criterios para dimensionar la capacidad regulante, o sea la calidad de desempeño pretendida, y el costo que significa. El costo de la calidad de servicio estará dado principalmente por el costo de la reserva necesaria para llevarla a cabo.

    Para definir el requerimiento de capacidad regulante, el OED analizará para distintos niveles de reserva, la probabilidad de no abastecer que resulta en el período en estudio. Para ello utilizará un modelo de confiabilidad que medirá la energía no suministrada (ENS) de corta duración por una falla instantánea en función de la disponibilidad de las máquinas y reserva. Cuanto mayor sea esta reserva considerada, mayor será el apartamiento respecto al despacho óptimo sin reserva y, como consecuencia, mayor el costo de operación. En cambio, cuanto menor sea la reserva, sin bien los costos de operación disminuyen, se incrementará el riesgo de falla de corta duración y su costo asociado.

    El OED calculará las curvas que relacionan distintos niveles de reserva de potencia para regulación con: su costo de operación y el costo de la ENS de corta duración. El límite de la calidad pretendida será aquel en que el costo total igual a la suma del costo de regulación más el de la interrupción intempestiva probable resulte mínimo.

    Antes del 20 de febrero y 20 de agosto, el OED enviará a las empresas de Generación del MEM es estudio de la capacidad regulante junto con el costo óptimo que resulta y el mínimo en función de una reserva mínima indispensable para el funcionamiento del Sistema Eléctrico. Las empresas contarán con 5 días corridos para enviar sus observaciones.

    Antes del 1 de marzo y 1 de setiembre el OED presentará la propuesta de valorización de la reserva para el período estacional a las empresas Distribuidoras del MEM, incluyendo el precio sugerido para la reserva fría y la curva potencia regulante-costo así como el mínimo requerido, el óptimo resultante y las observaciones de los Generadores. Los Distribuidores contarán con cinco días corridos para acordar la calidad pretendida, y como consecuencia el precio a cargar en el período, no pudiendo ser éste inferior al mínimo indicado. De no llegar a un acuerdo en ese plazo, se utilizará el óptimo calculado.

    El costo así definido quedará relacionado a una calidad pretendida por el Distribuidor, representada como una permanencia de la potencia en el período, o sea un máximo admisible de horas de interrupción intempestivas en el semestre. En la operación real, todos los Centros de Generación tendrán responsabilidad en la conformación de la capacidad regulante que se establezca.

    2.4. MODELOS UTILIZADOS

    Para el cálculo del precio estacional, el OED utilizará los modelos para optimización y planificación de la operación desarrollados para el SIN Argentino por encargo de la SSEE:

    a) Modelo de Optimización OSCAR: tomando un horizonte de 3 años, optimiza el manejo de los grandes embalses del Sistema calculando para cada semana el valor del agua (de la resreva embalsada) en base a pronósticos de demanda, hipótesis de disponibilidad térmica y de combustibles, y la aleatoriedad hidráulica dada por la serie de aportes de los ríos a partir de 1943. Fija como objetivo minimizar el costo total, calculado como la suma del costo de operación y el riesgo de falla esperado.

    b) Modelo de Simulación MARGO: teniendo en cuenta la valorización del agua dentro de cada uno de los grandes embalses, realiza el despacho hidrotérmico semanal (igualando costos marginales térmicos y valor del agua) respetando las restricciones que se le indiquen y que afecten el despacho (parque forzado, requerimientos aguas abajo de los embalses, limitaciones de transmisión, etc.).

    La demanda se modelará según curvas de carga típicas y se podrá representar su aleatoriedad respecto a la temperatura. La aleatoriedad del aporte hidroeléctrico se tendrá en cuenta utilizando la serie aportes registrados desde 1943 en cada uno de los ríos en que se ubican centrales de importancia nacional. De existir pronósticos para alguno de estos ríos, se utilizarán sus aportes previstos, no considerándose aleatoriedad para dicho río.

    En el modelo OSCAR sólo se optimizarán aquellos embalses cuya capacidad de regulación estacional es significativa y pueda afectar el resultado de los costos del Sistema. Para el caso de Salto Grande, se modelará como central de pasada pero incluyendo la serie histórica del río Uruguay para representar el efecto en el Sistema de la aleatoriedad de su aporte.

    El resto de las centrales hidráulicas se representarán como una oferta de energía para cada semana, correspondiente a sus pronósticos o de no existir los mismos a la media histórica. Se tendrán en cuenta para el despacho sus posibilidades de empuntamiento.

    Para tener en cuenta los sobrecostos que resulta por la capacidad regulante que no se despachará, se descontará a la potencia máxima de cada máquina capaz de participar en la regulación el porcentaje definido como banda de regulación para el período estacional.

    Los modelos junto con su descripción, instrucciones de uso y la base de datos correspondiente serán suministrados a cada uno de los integrantes del MEM que lo requiera.

    Cualquier modificación en el modelo o metodología a emplear deberá ser aprobado previamente por esta SUBSECRETARÍA DE ENERGÍA ELÉCTRICA e informado a todos los integrantes del MEM.

    2.5. CÁLCULO DEL PRECIO ESTACIONAL DE REFERENCIA

    Como resultado de la aplicación de los modelos indicados y con la base de datos estacional acordada entre las empresas integrantes del MEM, el OED obtendrá para cada semana del período estudiado el costo marginal del Sistema en tres períodos (valle, pico y horas restantes) resultado de un despacho libre (sin restricciones que fuercen entrada de máquinas). Se excluirán en dicho cálculo las máquinas que sólo puedan quemar Gas Oil por no tener posibilidad de acceso a la red de gas.

    El precio de referencia de la energía para cada semana se calculará en base a los siguientes componentes:

    a) el costo marginal calculado para los períodos tarifarios de pico, valle y horas restantes;

    b) el costo de la energía generada por los equipos excluidos en el cálculo del costo marginal.

    El cálculo del CMS se realizará teniendo en cuenta la reserva adoptada para regulación, por lo que de este modo quedará incluido el costo adicional debido a la capacidad regulante con que se operará el sistema.

    Se calculará además la energía no suministrada (falla de larga duración) como la esperanza matemática de la falla que resulta para cada uno de los años hidrológicos considerados.

    2.6. CALCULO DE LOS PRECIOS DE NODO.

    En cada estado de operación del sistema, los costos de generación correspondientes a absorber variaciones unitarias de demanda son diferentes en cada barra de la red de transporte. Dichos costos por barra son función del Costo Marginal del Sistema (CMS), es decir de la máquina que absorberá la siguiente variación de demanda en un despacho libre de barra única, del nivel de transmisión en cada tramo de la línea de la red de transporte, y de la configuración de dicha red.

    Por consiguiente, cada barra tendrá asociado en cada estado del Sistema un costo marginal propio (CMi) distinto del CMS, salvo en el centro de carga del Sistema, y se le podrá asociar un "factor de nodo" que representa la relación entre dicho costo marginal y el CMS.

    Para cada período estacional, se representarán estados típicos de la red de transporte correspondientes a los horarios de pico, valle y horas restantes. Para cada estado se realizará su flujo de carga simplificada (sin considerar potencia reactiva, para módulos de tensión 1 p.u.).

    En el centro de carga del sistema se definirá una barra flotante que tomará las variaciones de demanda que se produzcan y definirá el CMS (o sea que corresponde a un factor de nodo 1). Para cada barra de la red y cada uno de los estados típicos definidos, se simulará una variación incremental de demanda ( Pd) para obtener la variación en las pérdidas del sistema ( perd). La relación (1 Ù perd/Pd) representará el factor de nodo de la barra analizada.

    Mediante este procedimiento, a cada barra del sistema, se asociará para el período estacional un factor de nodo en cada franja de tarificación (valle, pico y horas restantes). A través de dicho factor de nodo quedará incluido el costo de transporte de la energía en el precio del Distribuidor.

    Para determinar el precio estacional de la energía de cada Distribuidor, en cada período tarifario se afectará el costo marginal del Sistema por el factor de nodo que le corresponda. El distribuidor deberá pagar aparte por los servicios de Subtransmisión que le permitan acceder al nodo que le sea asignado en el MEM.

    2.7. CÁLCULO DEL PRECIO DE LA POTENCIA A DISTRIBUIDORES

    2.7.1. POTENCIA CONVENIDA

    Las empresas Distribuidoras deberán definir cuál será su potencia convenida con el MEM:

    a) para los próximos 2 semestres;

    b) para los siguientes 8 semestres.

    La potencia convenida para los primeros dos semestres no podrá ser modificada. El valor correspondiente a los 8 semestres siguientes sólo podrá ser modificada una vez transcurridos otros 2 semestres, al comienzo de un nuevo período estacional no pudiendo hacerse otra modificación durante los siguientes dos semestres.

    En el caso de querer modificar su convenio de potencia, la empresa Distribuidora deberá informar al OED fehacientemente antes del 1 de marzo o 1 de setiembre según corresponda al primer o segundo período estacional. En la comunicación se definirá la nueva potencia convenida de manera similar a la primera vez, o sea para los próximos 2 semestres y los siguientes 8.

    Si dentro de las fechas indicadas el Distribuidor no establece una nueva potencia a contratar, se considerará que continúan vigentes los valores del último contrato realizado. Si dentro del período contratado, el Distribuidor se excede de la potencia acordada deberá pagar una penalización calculada en base al costo de la energía no suministrada (CENS) que establezca la SUBSECRETARÍA DE ENERGÍA ELÉCTRICA para el período.

    La potencia de referencia del Distribuidor se definirá promediando los dos valores de potencia, pesando un 60% la potencia declarada para los primeros 2 semestres y un 40% la correspondiente a los siguientes 8 semestres.

    2.7.2. PRECIO DE LA POTENCIA

    Con la Programación Estacional, el OED propondrá a los integrantes del MEM el criterio que se utilizará en la operación del Sistema para definir el nivel de reserva fria requerido y los precios mínimos y máximo que considerará para el pago de la potencia puesta a disposición resultante para las semanas en que no surja riesgo de falla.

    Antes del 20 de febrero y 20 de agosto de cada año, el OED informará a las empresas de Generación del MEM el criterio sugerido para la determinación y valorización de la potencia puesta a disposición, así como la reserva mínima indispensable por requerimientos de Operación del Sistema. Las empresas contarán con 5 días corridos para hacer conocer sus observaciones.

    Antes del 1 de marzo y 1 de setiembre de cada año el OED presentará a las empresas Distribuidoras del MEM la propuesta para dimensionar y valorizar la potencia puesta a disposición en el período estacional, incluyendo el mínimo indicado y las observaciones de los Generadores. Los Distribuidores contarán con 5 días corridos para acordar el criterio pretendido, y como consecuencia el precio a cargar en el período, no pudiendo ser éste inferior al mínimo indicado. De no llegar a un acuerdo en ese plazo, se adoptará la propuesta del OED.

    La remuneración total por potencia se calculará en base a la programación estacional integrando en el período:

    a) la sobrevalorización de la energía en caso de existir riesgo de falla, calculado en base a la esperanza matemática del déficit de energía y el costo prefijado para la energía no suministrada;

    b) la remuneración por la potencia puesta a disposición en caso de no existir riesgo de falla;

    El precio de referencia de la potencia se calculará dividiendo esta remuneración total por la suma de las potencias máximas demandadas provenientes del estudio de redes estacionales multiplicada por el número de meses del período.


    Cada Distribuidor pagará en cada mes del período un cargo fijo calculado como el producto del precio de referencia por la potencia de referencia convenida. En el caso de superar su demanda el valor contratado, pagará además una penalización por cada día en que se exceda.
    Precio potencia excedente (MW/día)= CENS x 18hs.

    2.8. CALCULO DEL PRECIO ESTACIONAL A DISTRIBUIDORES

    Para el período se determinará para cada Distribuidor el precio que pagará por su compra en el MEM de acuerdo a una tarifa binómica calculada en base a la programación estacional. Se definirá el precio de la energía en cada una de las 3 franjas de tarificación (valle, pico y horas restantes), promediando los precios semanales de nodo, usando como factor de ponderación la demanda semanal por franja.

    Se determinará además para cada Distribuidor un precio único de la potencia calculado como se indica en el punto anterior. Mensualmente el Distribuidor pagará además un adicional por el Servicio de Operación y Despacho de acuerdo al presupuesto estacional aprobado por el Organismo Regulador y a la participación de su compra en el volumen total de las transacciones del MEM para ese mes.

    A más tardar el 15 de marzo y el 15 de setiembre de cada año, el OED presentará estos estudios incluyendo:

    a) previsión de generación por empresa, consumo de combustibles y evolución del nivel de los grandes embalses;

    b) evolución semanal prevista de los costos marginales y riesgo de falla;

    c) estudios de flujos de carga y factores de nodo que resultan;

    d) precios resultantes para cada Distribuidor de la energía por período tarifario y de la potencia;

    e) precio admitido de la reserva fría y calidad de servicio acordada.

    Los integrantes del MEM tendrán 14 días corridos para producir observaciones. El OED analizará dichas observaciones, pudiendo incorporar algunas o todas y reprogramar el período recalculando en consecuencia los precios a Distribuidores.

    A más tardar el 15 de abril y el 15 de octubre de cada año, el OED elevará a la SUBSECRETARÍA DE ENERGÍA ELÉCTRICA la propuesta de precios de venta a Distribuidores basada en los estudios convalidados por las Empresas. Se adjuntará un informe con los datos utilizados (haciendo notar aquellos observados por el OED y los motivos de la observación), las hipótesis consideradas y las observaciones realizadas por las empresas sobre los resultados.

    A más tardar el 5 de mayo y el 5 de noviembre de cada año, la SUBSECRETARÍA DE ENERGÍA ELÉCTRICA ajustará los precios de venta a Distribuidores para los períodos que comienzan el primero de mayo y el primero de noviembre respectivamente.

    Vencidos los plazos sin que se hubiera dictado la referida Resolución, se entiende que continúan vigentes los precios correspondientes al período anterior.

    2.9. ANALISIS DE LOS RESULTADOS

    Mansualmente, el OED analizará los resultados reales de la operación identificando los apartamientos respecto a lo previsto.

    Antes del día 15 del mes siguiente producirá para conocimiento de la SUBSECRETARÍA DE ENERGÍA ELÉCTRICA y de las empresas del MEM un análisis de la operación realizada y de los apartamientos significativos observados respecto a la programación con que se definió el precio a Distribuidores, junto con sus consecuencias sobre el resultado económico del Sistema así como los posibles motivos de estas diferencias. En este informe se indicarán las observaciones realizadas por las empresas y/o el OED, adjuntadas en el informe inicial para el cálculo del precio del período, que estén relacionados con los apartamientos que se registraron. Se señalará la evolución de los costos de generación, reserva y falla.

    Se adjuntará una recopilación de las modificaciones a la base de datos estacional solicitadas por las empresas en el transcurso del mes y una actualización de la programación de la operación para lo que resta del período con las modificaciones indicadas. Se hará notar las implicancias de estas modificaciones sobre el resultado económico esperado respecto al originalmente programado en el estudio para establecer los precios a Distribuidores del período.

    Al finalizar el semestre, el OED producirá un informe final del período, comparando los resultados reales de la operación con la previsión estacional, teniendo en cuenta el ajuste trimestral de haberse realizado. Se indicarán los apartamientos en la producción por tipo de Generación, en la demanda global, por Distribuidor y Gran Usuario; en la indisponibilidad; y en la hidraulicidad global y por cuenca. Se indicará el efecto de estos apartamientos sobre los costos del Sistema respecto de lo previsto (evolución de los Costos Marginales, riesgo de falla y remuneración por reserva). Se hará notar la diferencia entre la remuneración global a los Generadores y los pagos de los Distribuidores.

    2.10. ACTUALIZACIÓN TRIMESTRAL

    Trimestralmente el OED actualizará los estudios para lo que resta del período. Para ello, antes del 5 de julio y 5 de enero las empresas integrantes del MEM deberán informar cualquier modificación adicional requerida en la base de datos estacional. Para aquellos datos en que la empresa no suministra modificación se mantendrán los valores utilizados en la programación estacional.

    La previsión de demandas recibirá un tratamiento diferencial en virtud de su efecto directo sobre el costo marginal estimado para el Sistema. En caso de detectarse apartamientos significativos en el trimestre que modificaran sustancialmente el costo real con respecto al previsto, si la empresa Distribuidora no ajusta su previsión de demanda a la realidad observada, el OED la reemplazará por una estimación propia, previa conformidad de la SUBSECRETARÍA DE ENERGÍA ELÉCTRICA. Se dejará indicado que dicha demanda no corresponde a la previsión del Distribuidor y los motivos de su modificación.

    En caso de que el OED detecte para algún otro tipo de dato un apartamiento significativo con respecto a lo registrado en los primeros 3 meses, podrá solicitar a la empresa correspondiente modificar dicho valor. De no llegarse a un acuerdo al respecto, se mantendrá el valor indicado por la empresa pero el OED dejará constancia escrita de su observación.

    Con respecto al programa de mantenimiento, las solicitudes de cambios se deberán informar antes del 20 de junio y 20 de diciembre de cada año. El OED analizará el nuevo plan que resulta y podrá solicitar a las empresas modificaciones en función de su efecto sobre la programación de la operación. Antes del 5 de julio y 5 de enero de cada año, se reunirán las empresas del MEM y el OED para acordar el programa de mantenimiento a utilizar en el estudio trimestral.

    Se mantendrán los criterios para dimensionamiento y valorización de la reserva definidos para el período estacional.

    A más tardar el 15 de julio y el 15 de enero, el OED presentará los estudios correspondientes a las empresas integrantes del MEM quienes tendrán 5 días corridos para producir observaciones. El OED las analizará y podrá incorporar algunas o todas ellas y reprogramar de acuerdo a ello el último trimestre del período.

    A más tardar el 25 de julio y 25 de enero de cada año, el OED elevará a la SUBSECRETARÍA DE ENERGÍA ELÉCTRICA la revisión de los precios a Distribuidores adjuntando un informe con los datos modificados respecto a la programación estacional (haciendo notar aquéllos observados por el OED y los motivos) y las observaciones realizadas por las empresas. Se hará notar nuevamente el efecto sobre los resultados de estas modificaciones que ya fuere adelantado en los informes mensuales.

    En base a este estudio la SUBSECRETARÍA DE ENERGÍA ELÉCTRICA decidirá si los cambios que resultan en los precios son suficientemente significativos como para justificar modificarlos para el resto del semestre. De ser así, antes del 5 de agosto y 5 de febrero deberá ajustar por Resolución los precios de venta a Distribuidores para los períodos que comienzan el primero de agosto y primero de febrero. Vencidos estos plazos sin que se hubiera emitido Resolución al respecto, se entiende que continúan vigentes los precios estacionales definidos al comienzo del período.

    3. REMUNERACIÓN DEL TRANSPORTE

    Los Transportistas recibirán una remuneración basada en los mismos precios de nodos estacionales por franja de tarificación utilizados para el cálculo de los precios a Distribuidores, y en la energía efectivamente transportada por cada elemento de la red de transporte.

    3.1. PROGRAMACIÓN ESTACIONAL

    En la programación estacional se definirán los factores de nodo previstos para cada barra mediante un flujo de carga simplificado. En base a ellos se calculará el costo marginal de la barra en correspondencia a un CMS. Al ser distinto el CMi de cada barra, la energía inyectada o extraída en cada punto de la red de transporte tendrá diferente costo. Esta diferencia del costo de la energía entre dos puntos vinculados por la red se define como "costo de transporte".

    En consecuencia, para un período j la remuneración del Transporte entre dos nodos del sistema (1 y 2) vinculados a través de la red, se calculará como la diferencia entre la energía inyectada en el nodo 1 al costo marginal de dicho nodo menos la energía extraída en el nodo 2 por su costo marginal.
    (E1 , j x CM1 , j - E2 , j x CM2 , j)

    En la programación estacional se indicará la remuneración prevista para cada línea de Transporte en función de la programación de la operación para el período y los factores de nodo definidos.

    3.2. CÁLCULO DE LA REMUNERACIÓN MENSUAL POR TRANSPORTE

    La remuneración del Transportista proviene del beneficio que puede obtener de las diferencias de precios entre los nodos extremos, cargando con las pérdidas del sistema de transmisión.

    El Transportista maximizará sus beneficios en la medida que:

    a) sea capaz de transportar entre los nodos que conecta la energía que resulta del despacho óptimo sin restricciones (plena disponibilidad en sus líneas);

    b) sea capaz de minimizar las pérdidas manteniendo un perfil plano de tensión (configuración completa y plena disponibilidad del equipamiento de compensación).

    La remuneración por Transporte se consolidará mensualmente. Para ello, al finalizar cada mes el OED calculará la suma a que son acreedores los Generadores a partir de sus mediciones de energía y el precio en el mercado "spot". Por otra parte calculará el monto que adeudarían por compra de energía los Distribuidores si hubieran operado en el mercado "spot" y a sus precios. La diferencia entre estos dos valores será la remuneración del Transporte.

    Este monto global se repartirá entre las líneas en la misma proporción que resultaba su participación en la remuneración total calculada para el transporte en el estudio estacional.

    4. SERVICIO DE OPERACIÓN Y DESPACHO

    4.1. DEFINICIÓN DEL SERVICIO DE OPERACIÓN Y DESPACHO

    El funcionamiento del mercado "Spot" requiere comunicación en tiempo real entre los integrantes del MEM (Generadores, Transportistas y Distribuidores) y el OED, para programar y coordinar la operación y el despacho del Sistema así como para calcular el tiempo y forma los precios y volúmenes que definirán los montos en las transacciones económicas.

    Dentro de los DIEZ (10) días de vigencia de la presente Resolución cada empresa deberá definir la vía a través de la cual establecerá el tráfico de comunicaciones y datos con el OED. Esto podrá ser por vía directa, utilizando equipamiento propio, o a través de un tercero (incluyendo al mismo OED) contratando sus servicios.

    El conjunto de vías de comunicación constituirá el sistema transitorio de operación y administración del MEM.

    Tomando en cuenta dicha organización transitoria, el OED coordinará un proyecto único, denominado Sistema Nacional de Operación y Despacho (SNOD), que optimizará los equipamientos existentes, los organice buscando la inversión necesaria para completar el sistema informático y de comunicaciones requerido para un correcto funcionamiento del Sistema. Dicho proyecto será presentado a las empresas del MEM para que lo analicen e informen sus observaciones al respecto. El OED elaborará un proyecto final incluyendo las propuestas y/o correcciones que considere adecuadas. El proyecto, junto con las observaciones de las empresas, será elevado a la SUBSECRETARÍA DE ENERGÍA ELÉCTRICA para su aprobación entes del 1-11-91.

    Las empresas que no cuenten con un enlace de datos adecuado no podrán cobrar contribuciones al control de frecuencia y al control del sistema.

    4.2. INTEGRACIÓN DEL SISTEMA DE OPERACIÓN Y DESPACHO

    Las empresas que dispongan de equipamiento y personal dedicado incluidos en el proyecto elaborado por el OED y aprobado por la SUBSECRETARÍA DE ENERGÍA ELÉCTRICA, podrán ponerlo a disposición del SNOD, detallando equipos y personal afectados.

    El OED considerará cada solicitud a integrar recursos al SNOD. En caso de considerarla conveniente, informará a las empresas integrantes del MEM para que realicen las observaciones que crean pertinentes. El OED elevará la propuesta de incorporación, junto con las observaciones realizadas por las empresas, a la SUBSECRETARÍA DE ENERGÍA ELÉCTRICA quien decidirá si se aprueba la incorporación al SNOD.

    4.3. PRESUPUESTO DEL SERVICIO DE OPERACIÓN Y DESPACHO

    Teniendo en cuenta cada una de las instalaciones y servicios afectados al sistema de Operación y Administración del MEM, tanto los pertenecientes al OED como los que las empresas hayan puesto a disposición del SNOD, se confeccionará un presupeusto estacional con los gastos operativos y de administración del OED, y del equipamiento dedicado.

    Dicho presupuesto incluirá para cada equipamiento los siguientes ítems:

    a) Gastos:

    a.1) Directos (de operación y mantenimiento) incluyendo personal, mantenimiento de instalaciones, materiales y contrataciones, comunicaciones, movilidad y varios.

    a.2) Indirectos (servicios) que se calcularán sobre la base de un 8% de los gastos directos.

    b) Capital (incluyendo amortización y beneficio) que será remunerado de acuerdo a un porcentaje de su valor actualizado que fije la SUBSECRETARÍA DE ENERGÍA ELÉCTRICA.

    4.4. REMUNERACIÓN DEL SERVICIO DE OPERACIÓN Y DESPACHO

    En correspondencia con la programación semestral, el OED preparará un presupuesto para el período de los gastos por Operación y Despacho. Dicho presupeusto se presentará antes del 1 de marzo y 1 de setiembre de cada año a las empresas integrantes del MEM, quienes contarán con 15 días corridos para su análisis, enviar objeciones y/o sugerir modificaciones. El OED analizará estas observaciones y podrá decidir tener en cuenta alguna o todas ellas y reelaborar el presupuesto.

    A más tardar el 1 de abril y 1 de octubre el OED elevará a la SUBSECRETARÍA DE ENERGÍA ELÉCTRICA el presupuesto y la remuneración resultante, junto con las observaciones realizadas por las empresas. En base a ello la SUBSECRETARÍA DE ENERGÍA ELÉCTRICA definirá antes del 30 de abril y 31 de octubre la remuneración por el servicio de Operación y Despacho a aplicar en el semestre.

    El gasto presupuestado se prorrateará entre todas las empresas integrantes del MEM proporcionalmente al volumen de su transacción en el MEM (sea comprador o vendedor). En las facturaciones mensuales de las transacciones económicas, se incluirá la participación de cada integrante del MEM en el pago de este rubro y el monto que resulta. Serán remuneradas todas las empresas que hubieran puesto a disposición recursos incorporados al SNOD. En el punto 8 de presente anexo se especifica cómo contribuyen a estos gastos las empresas que participan del Mercado a Término.

    5. PROGRAMACIÓN SEMANAL Y DEFINICIÓN DEL RIESGO DE FALLA.

    5.1. INFORMACIÓN REQUERIDA

    A más tardar a las 10:00 hs. del penúltimo día hábil de cada semana calendario, las empresas deberán enviar al OED la información necesaria para realizar el despacho semanal.

    La información a suministrar consistirá en los datos para la semana siguiente y una estimación aproximada para la demanda subsiguiente:

    a) por parte de los Distribuidores y Grandes Usuarios, demandas previstas para días típicos (hábil, sábado, domingo, feriados);

    b) por parte de los Generadores Hidráulicos, nivel previsto en los grandes embalses al finalizar la semana actual, pronósticos de aportes de los ríos para las centrales más importantes y oferta de energía prevista para las restantes, restricciones que afecten su despacho (caudal mínimo y máximo erogable, posibilidades de empuntamiento, etc.);

    c) por parte de los Generadores Térmicos, cuota de gas prevista con la Empresa de gas, disponibilidad de otros combustibles (stock más entregas programadas), y precios estimados para cada combustible;

    d) por parte de los Generadores en general, disponibilidad prevista para sus equipos;

    e) por parte de las empresas Transportistas, disponibilidad programada para su equipamiento de transmisión, transformación y compensación, y restricciones de transmisión;

    f) por parte de los generadores, cualquier restricción en su capacidad de regulación;

    g) cualquier modificación para el resto del período con respecto a los datos acordados para realizar la programación estacional (demandas, mantenimiento programado, pronósticos de aportes en los ríos u oferta hidroeléctrica, oferta de combustibles, etc.).

    El OED deberá respetar la información suministrada por las empresas e incorporarla a su base de datos para esa semana. Sin embargo, por ser responsabilidad del OED realizar la programación semanal y la definición del riesgo de falla, analizará la información suministrada. De resultar datos incongruentes respecto al conjunto o con diferencias significativas respecto a lo que se ha registrado en las últimas semanas, el OED podrá observar el dato en cuestión y solicitar a la empresa aclaraciones sobre las hipótesis consideradas. Se buscará llegar a un acuerdo sobre la información a utilizar. De no ser así, el OED deberá respetar el valor informado por las empresas pero junto con la programación semanal señalará aquellos datos que fueron observados y los motivos de dicha observación.

    En el caso de no recibirse toda la información requerida antes de las 10:00 hs., el OED fijará los datos faltantes manteniendo como válidos los utilizados en la semana anterior, salvo que se haya observado un apartamiento importante que justifique su modificación. En este caso, el OED deberá informar a la empresa el valor asumido y su justificación.

    Será responsabilidad del OED canalizar las solicitudes de países interconectados de compra/venta de energía. Dichas solicitudes para la semana siguiente sólo serán aceptadas si se reciben antes de las 10:00 hs. del penúltimo día hábil de la semana en curso para ser incoeporado a la programación semanal.

    5.2. MODELO UTILIZADO

    Incorporada la información indicada en el punto anterior, así como los datos a utilizar para la semana siguiente y corregida para el resto del año la base de datos del Sistema, se utilizarán los modelos OSCAR y MARGO para actualizar la planificación de la operación.

    Los modelos se correrán partiendo de la semana a despachar con las nuevas condiciones iniciales, consecuencia de la operación real de la semana en curso, y definiendo una condición prácticamente sin aleatoriedad para cada semana.

    Con respecto a las centrales hidráulicas, sólo se despachará la energía a ubicar en la semana de aquellas que por su capacidad de embalse y potencia instalada puedan afectar significativamente los costos del Sistema. Para el resto se tomarán como dato los paquetes de energía que oferten las empresas correspondientes en base a sus pronósticos.

    Para las centrales con menor capacidad de embalse, de interés regional, el OED enviará cada semana las previsiones de costo marginal y riesgo de falla para las semanas restantes para que la empresa pueda utilizarlos como señal para determinar el manejo óptimo de su embalse dentro de las restricciones que fijan a su operación los compromisos agua abajo (riego, consumo de agua, navegación, etc.).

    En base a toda la información recopilada, el modelo OSCAR revalorizará las reservas en los grandes embalses de interés nacional colocando un horizonte de por lo menos tres años, buscando minimizar el costo total de operación del Sistema en conjunto y, como consecuencia, el riesgo de falla. Se incluirán las ofertas de energía de países interconectados con su precio.

    Con el modelo MARGO se simulará la operación de la semana siguiente y se determinará, en función de la valorización de la reserva en los embalses, los paquetes de energía hidroeléctrica a ubicar en la semana buscando minimizar el costo total futuro de operación, incluyendo el costo de falla.

    5.3. PROGRAMACIÓN SEMANAL

    5.3.1. DESPACHO SEMANAL

    Como resultado de la aplicación de los modelos, se determinarán los paquetes de energía hidráulica óptimos a ubicar en la semana para minimizar el costo total del resto del período. El modelo determinará además la energía a comprar de otros países, en función de la energía y precios ofertados.

    El criterio para el uso del agua dentro de la semana se hará en función de un despacho hidrotérmico que minimice el costo de operación térmica, admitiendo un apartamiento de hasta el 5% en la energía hidroeléctrica con respecto al óptimo estimado. El OED podrá solicitar a los respectivos generadores modificar la energía de las centrales optimizadas, utilizando como criterio la valorización del agua que resulta del modelo OSCAR, o pedir apartamientos respecto a la energía ofertada al resto de las centrales más pequeñas con capacidad de almacenamiento.

    Como consecuencia de este despacho, de resultar insuficiente el parque térmico y nuclear en las condiciones previstas de disponibilidad y demanda, surgirá una previsión de nivel no nulo para la energía semanal no suministrada. Si este valor supera al 1% de la demanda, se considerará que la semana presenta riesgo de falla. De existir distintos riesgos por restricciones de Transporte, se definirá la falla discriminada por área.

    Con respecto al parque térmico se calculará una previsión de paquetes de generación y consumo de combustibles semanal y se estimará el CMS resultado de un despacho libre.

    Antes de las 12:00 hs. del penúltimo día hábil de cada semana calendaria, el OED informará a cada Generador:

    a) su programa de producción (energía semanal) y el valor del agua en cada embalse optimizado;

    b) la previsión de consumo de combustibles de tratarse de una central térmica;

    c) los costos marginales estimados y, según el área en que se encuentra, el nivel de falla previsto junto con el correspondiente sobreprecio y la remuneración adicional a la energía los días hábiles de 06:00 hs. a 24:00 hs.

    Se adjuntará una indicación sobre los datos utilizados en la programación semanal que fueron observados por el OED y los motivos de cada observación.

    A los países interconectados que hayan ofertado energía, se les informará si se acepta. A aquellos que hayan solicitado comprar, se les indicará si existe el excedente y el precio al que se vendería.

    5.3.2. REMUNERACIÓN DE LA POTENCIA

    5.3.2.1. REMUNERACIÓN POR RIESGO DE FALLA

    De informar el OED a los generadores que para la semana siguiente se prevee un déficit de energía (ENS superior al 1% de la demanda), o sea que todo el parque térmico-nuclear disponible resulta despachado al máximo posible, la capacidad se remunerará a través de un sobreprecio a la energía generada los días hábiles de 06:00 hs. a 24:00 hs. o en otro horario que el OED defina cuando lo justifiquen razones operativas o estacionales.

    El cálculo de este sobreprecio para la energía se hará con la siguiente fórmula:


    dónde se define:

    SPRF = sobreprecio por riesgo de falla.
    ENS = energía no suministrada prevista para la semana.
    TD = generación requerida para cubrir la demanda prevista, o sea que incluye las pérdidas de transporte.
    CENS = costo atribuido por la SUBSECRETARÍA DE ENERGÍA ELÉCTRICA a la ENS.
    CMS = promedio de los costos marginales previstos en el Sistema para la hora de punta de un día hábil de la semana considerada.

    La Remuneración Adicional prevista por riesgo de falla para cada día hábil se calculará en base a este sobreprecio:
    RAH = TDH * SPRF

    dónde se define:

    RAH = remuneración adicional por riesgo de falla para un día hábil.
    TDH = generación requerida para cubrir la demanda prevista de un día hábil de 6:00 a 24:00, o sea que incluye las pérdidas de transporte.
    SPRF = sobreprecio por riesgo de falla.

    De existir restricciones de Transporte que produzcan distintos riesgos de falla, se definirá el sobreprecio y la remuneración adicional que resulta para cada una de las áreas de riesgo.

    Para el cobro de esta remuneración adicional, los Generadores térmicos y nucleares deberán informar al OED antes de las 18:00 hs. del domingo precedente la PPAD por Centro de Generación y/o máquina para cada día hábil de la semana siguiente.

    En la operación real todos los grupos que resulten disponible y despachados en un área definida "con riesgo" para la semana, cobrarán el sobreprecio correspondiente de la energía aunque no estuvieran previstos en la lista del domingo.

    Si durante la semana se producen cambios que mejoren las condiciones del Sistema, podrá resultar que ya no sea necesario despachar todo el parque disponible. En ese caso, las máquinas cuya disponibilidad prevista fue informada el domingo precedente recibirán una remuneración por cada día hábil en que, estando disponibles, no resulten despachadas. Esta se calculará multiplicando la remuneración estimada en la previsión (RAH) por la proporción que corresponde a la potencia ofertada por dicha máquina dentro de la potencia total en la lista confeccionada el domingo precedente.

    Cuando el OED en la programación semanal defina la semana siguiente "sin riesgo", no se pagará esta remuneración adicional independientemente de lo que suceda luego de la operación real.

    5.3.2.2. POTENCIA PUESTA A DISPOSICIÓN

    En los casos en que de la programación semanal surja una previsión sin riesgo de falla, el OED podrá constituir una reserva fría térmica para cubrir imprevistos, que se despachará considerando las restricciones existentes en el Transporte. El OED fijará esta reserva para cada día hábil teniendo en cuenta los excedentes térmicos previstos y el criterio acordado en la programación estacional.

    Los generadores que no hayan resultado despachados en la previsión, deberán informar antes de las 12:00 hs. del último día hábil de la semana anterior su oferta de disponibilidad para cada día hábil de la semana siguiente:

    a) potencia puesta a disposición;

    b) precio por MW puesta a disposición;

    c) tiempos comprometidos para entrar en servicio y llegar a plena carga.

    Esta oferta representará un compromiso por parte del Generador de, en caso de ser requerido, poner la potencia en servicio 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 pudo cumplirlos.

    El OED conformará una lista ordenada de estas ofertas en base, no sólo al precio, sino también al orden de mérito dado por la ubicación geográfica (teniendo en cuenta posibles limitaciones en la capacidad de transmisión), la velocidad de entrada y toma de cargas indicada así como el comportamiento real observado anteriormente cuando, estando en reserva fría, se solicitó su entrada. Para ello, el OED llevará un registro histórico del comportamiento en la operación de cada máquina que ha trabajado como reserva.

    El OED deberá respetar los criterios definidos en la programación estacional sobre la valorización máxima y mínima de la potencia puesta a disposición, no pudiendo aceptar ofertas que superen el valor máximo acordado. En caso de que las ofertas no fueran satisfactorias, el OED podrá decidir constituir una reserva menor que la pedida o incluso trabajar sin reserva fría.

    En base a la lista confeccionada por orden de mérito, el OED informará a los Generadores antes de las 15:00 hs. del último día hábil la previsión para cada día hábil de la semana siguiente:

    a) nivel de reserva fría, que será a lo sumo el informado en la programación semanal, y la potencia puesta a disposición resultante;

    b) las máquinas que se considerarán como reserva.

    Para cada día hábil la remuneración de la potencia estará fijada por el precio (MW/PPAD) de la última máquina seleccionada o, de no haberse aceptado ninguna oferta, por el precio estacional acordado.

    En la operación real de los días hábiles, todas las máquinas despachadas más las nominadas como reserva fría que estén disponibles cobrarán la remuneración por potencia puesta a disposición en base a la potencia máxima operada en el Sistema (potencia generada más reserva).

    6. DESPACHO DIARIO Y PRECIOS EN EL MERCADO "SPOT"

    6.1. INFORMACIÓN REQUERIDA

    Todos los días hábiles antes de las 10:00 hs. se deberá suministrar al OED la información necesaria para realizar el predespacho del día siguiente. El día viernes se deberá incluir la información para el sábado, domingo y lunes subsiguiente. En el caso de días feriados, el día hábil previo antes de las 10:00 hs. se informarán los datos requeridos para los días feriados y el primer día hábil subsiguiente.

    La información a suministrar consistirá:

    a) por parte de Distribuidores y Grandes Usuarios, la previsión de demandas cada media hora para los días requeridos;

    b) por parte de los Generadores con Centrales Hidráulicas de pasada, pronósticos de generación;

    c) por parte de los Generadores térmicos, cuota de gas acordada con la empresa de Gas, stock de combustible, y los precios de los combustibles de existir diferencia respecto a los informados en la programación semanal.

    d) por parte de los Generadores en general, todo cambio a considerar respecto a la PPAD informada vigente y a la capacidad de regulación primaria y secundaria;

    e) por parte de los Transportistas, cualquier modificación a las condiciones vigentes en el equipamiento de transmisión, transformación y compensación;

    f) por parte de Generadores y/o Transportistas, cualquier restricción que afecte el despacho, asi como los motivos de dicha restricción y el o los responsables que la provocan.

    El OED deberá respetar la información recabada de las empresas e incluirá en la base de datos para realizar el despacho diario. Sin embargo, por ser el OED el responsable de realizar la programación diaria y llevar a cabo la operación en tiempo real, analizará el conjunto de datos recabado tratando de evitar incongruencias que puedan afectar al Sistema en su operación.

    En caso de observar algún dato, informará a la empresa correspondiente. Con las aclaraciones que suministre la empresa, se buscará llegar a un acuerdo en el valor a utilizar. De no ser así, el OED deberá programar con la información indicada por la empresa pero dejando constancia de sus observaciones sobre la misma. Estas observaciones serán enviadas a las empresas junto con la programación diaria prevista.

    En el caso de no recibir toda la información antes de las 10:00 hs., el OED completará los datos faltantes con los valores utilizados el día anterior. Para la demanda, asumirá que se mantienen los valores previstos para:

    a) el último día hábil anterior al que se va a despachar, de tratarse de un día hábil;

    b) o el fin de semana anterior de tratarse del despacho de un día sábado, domingo o feriado.

    Si se han observado apartamientos que impliquen que algún dato del día anterior no sea válido, el OED podrá modificarlo pero deberá informar a la empresa correspondiente el cambio realizado y su justificación.

    Para el equipamiento indisponible, se lo supondrá fuera de servicio en el predespacho salvo que antes de las 10:00 hs. del día de cierre para recabar información la empresa notifique que está prevista su entrada en servicio y para qué hora. Para las máquinas seleccionadas como reserva en la programación semanal, se considerará que continúa su compromiso salvo que en el plazo indicado el Generador informe su indisponibilidad.

    El OED canalizará los requerimientos de compra/venta por parte de países interconectados y los mismos deberán ser recibidos antes de las 10:00 hs. del día anterior para ser considerados en la programación diaria.

    6.2. MODELO UTILIZADO

    En base a la información recabada, el OED realizará el despacho hidrotérmico del Sistema con el modelo PEM (Programa Económico de Máquinas). La función objetivo será operar el sistema a igualdad de costos incrementales buscando el óptimo conjunto que minimice el costo total.

    Se podrán fijar restricciones que afecten el despacho (limitaciones de transmisión, parque forzado, etc.). Se limitará el costo por arranque/parada de máquinas. Se limitará la potencia máxima de cada máquina en función de la capacidad de resreva que se defina para regulación. Se incluirán las ofertas de energía de otros países junto con los precios utilizados.

    El modelo junto con las instrucciones para su uso y la base de datos necesaria será suministrado a cada uno de los integrantes del MEM que lo requiera.

    6.3. PREDESPACHO

    Como resultado de la aplicación del modelo con la información recabada, el OED obtendrá la provisión del programa de cargas horario previsto para cada Centro de Generación y los precios de la energía para cada hora del día siguiente de lunes a jueves, y para sábado a lunes el día viernes. En víspera de feriado, realizará el despacho de los feriados y primer día hábil subsiguiente.

    Para el cálculo del costo marginal del Sistema de cada hora, se realizará un despacho libre del parque térmico, sin restricciones de operación y transmisión ni costos de arranque de máquinas.

    A cada estado de operación del sistema -identificado con una frecuencia horaria- se le asignará un Costo Marginal (CMS) definido por el costo de generación de la máquina responsable de tomar la próxima variación de demanda de modo de llevar al sistema a un nuevo estado de mínimo costo en un despacho libre.

    Para la determinación de los programas de carga del parque térmico, se realizará un nuevo despacho incorporando las restricciones de operación y transmisión así como los costos de arranque y parada de máquinas. Toda máquina que resulte despachada en el despacho real pero no en el despacho libre, o sea que resulte despachada a pesar de tener un costo marginal superior al óptimo sin restricciones, se considerará forzada y no afectará la determinación del costo marginal del sistema sino que cobrará sus costos de operación reconocidos.

    El OED informará la composición del conjunto de máquinas no incluidas en el cálculo del CMS en función de:

    a) estar localizadas en zonas en que no exista la posibilidad de optar por combustibles sustitutivos;

    b) resultar forzado su despacho por restricciones impuestas por la red de transporte o las redes de distribución;

    c) quedar en servicio por el costo de arranque y parada.

    La diferencia entre el costo de despacho con máquinas forzadas (o sea con un costo marginal superior al CMS) y el que surge del despacho libre correrá por cuenta de la empresa causante de la restricción. En cada caso el OED identificará cada máquina forzada, el sobrecosto asociado y el responsable de la restricción.

    El OED despachará las centrales de bombeo en función de la energía disponible en su embalse superior y fijando como objetivo reducir el costo marginal del sistema de 6:00 a 24:00 hs. en día hábil. Se buscará optimizar su uso de oportunidad, para contar con una reserva de energía y potencia para cubrir imprevistos que signifiquen apartamientos importantes respecto del CMS o riesgo de falla previsto.

    Antes de las 13:00 hs. del mismo día de cierre para recabar información, el OED remitirá a cada Generador:

    a) los programas de generación horarios previstos;

    b) el precio de la energía horaria resultado del costo marginal;

    c) la sobrevalorización de la energía asociada al riesgo de falla de larga duración si la misma fue acordada en la programación semanal para los días hábiles entre las 06:00 hs. y 24:00 hs. ( o el horario que se haya fijado);

    d) la discriminación de si la máquina pertenece al despacho libre y cobrará por costo marginal del Sistema, o el despacho forzado y sólo cobrará sus costos de operación;

    e) el precio de la potencia en caso de ser una semana definida como sin riesgo de falla;

    f) las máquinas que, no resultando despachadas, se han incluido como reserva fría.

    A los países interconectados que hayan ofertado energía, se informará la aceptación, en caso de resultar el CMS sin esa energía mayor que el precio pedido.

    A aquellas que hayan solicitado comprar, se informará si existe el excedente pedido y el precio al que se vendería. A su vez, de surgir del despacho excedentes, el OED podrá ofertar energía a otros países.

    6.4. CONTROL DE TENSIÓN Y POTENCIA REACTIVA

    Cada Generador remitirá al OED la información respecto a la capacidad de control de tensión de sus instalaciones, lo que constituirá un compromiso de participación en el control de tensión y potencia reactiva del Sistema. Asimismo, cada Distribuidor comprometerá límites al intercambio de energía reactiva en sus fornteras eléctricas y será responsable de la disponibilidad del equipamiento destinado a ello.

    En base a estos datos, el OED realizará un despacho diario de energía reactiva. Se acordará entre los integrantes del MEM la metodología a utilizar para realizar dicho despacho y definir las consignas de tensión para cada uno de los puntos supervisados.

    El OED acordará con Generadores y Distribuidores para cada punto de interconexión los rangos de tensión admisibles, en función de una evaluación técnica de los equipos involucrados. A su vez establecerá el criterio para definir cuál de las empresas vinculadas en una interconexión será la responsable de la regulación de tensión.

    Antes del 01-11-91 el OED propondrá a los integrantes del MEM un sistema para organizar en los puntos de interconexión supervisados una transacción de energía reactiva basada en simular su compra/venta. Las empresas del MEM podrán sugerir modificaciones o metodología alternativas. El OED analizará las propuestas y observaciones recibidas, intentando compatibilizarlas y definirá una o varias metodologías alternativas que serán puestas a consideración de la SUBSECRETARÍA DE ENERGÍA ELÉCTRICA para su aprobación y puesta en vigencia.

    Juntamente con la definición del sistema de transacciones, se establecerán los requerimientos de medición en cada punto de interconexión.

    Antes del 1 de mayo de 1992, fecha en que entrará en vigencia el sistema de remuneración de la Compensación reactiva, deberán estar instalados los equipamientos de medición necesarios.

    6.5. REMUNERACIÓN DE LA CAPACIDAD REGULANTE PUESTA A DISPOSICIÓN

    La capacidad regulante que fijará el OED dependerá de la calidad de respuesta que los Distribuidores manifestaron en la programación estacional estar dispuesta a aceptar y remunerar, teniendo en cuenta que la magnitud y calidad de la regulación despachada determina la profundidad de las variaciones intempestivas de carga que el sistema puede absorber.

    Los Generadores indicarán las características del equipamiento ofrecido para participar en la regulación de frecuencia. Las características regulantes informadas constituirán un compromiso de participación en la conformación de la capacidad regulante del sistema que sea estabecida para cada período de programación.

    El OED conformará un predespacho de capacidad regulante diaria en base a la información suministrada por los Centros de Producción y las restricciones de Transporte, estableciendo un orden de méritos que tendrá en cuenta la calidad de la regulación ofrecida (atendiendo a estatismo, banda muerta, gradientes, etc.) y que servirá de base para despachar a lo largo de la operación real la capacidad regulante.

    Al realizar el despacho diario, para cada hora resultará en cada máquina una potencia a generar y una potencia rotante activa en función de su capacidad de participación en la regulación. La suma de las reservas despachadas corresponderá a la capacidad regulante establecida para el período estacional, que será un dato del modelo de despacho.

    El CMS que resulte en la operación del Sistema ya tendrá en cuenta la reserva adoptada y, por lo tanto, en la remuneración total horaria de la energía a los Generadores ya está incluido el costo adicional debido a la reserva rotante con que opera el Sistema.

    Dicha remuneración, para un Generador "k" se expresa:
    REM k = GEN k x CMS k + GEN k x SPRF

    dónde:

    REM k = remuneración por energía del generador k.

    GEN k = generación horaria del generador k.

    CMS k = costo marginal horario del nodo (CMS * FNk)

    FN k = factor de nodo del generador k.

    SPRF = sobreprecio por riesgo de falla.

    Las transacciones por reserva tienen como objetivo redistribuir estos ingresos entre los Generadores para que reflejen la participación de cada uno en la capacidad regulante del Sistema, reduciendo su remuneración en la medida que aporten por debajo de la reserva media del Sistema e incrementándola si aportan por encima, pero manteniendo la remuneración total (REM).

    Para calcular la remuneración horaria por energía de cada Generador incluyendo las transacciones por reserva regulante, se agregarán dos términos:

    a) uno que incrementa la remuneración valorizando la reserva aportada (Rk) al CMS;

    b) otro que reduce la remuneración proporcionalmente a su energía disponible (generación más reserva) y al porcentaje de reserva medio en el Sistema (r %), también valorizado al CMS.
    REM k = (GENk x CMSk + GENk x SPRF) + CMS x RK - CMS x (GENk + Rk) x r

    Dónde:

    r = Rk / (GENk + Rk) * 100

    De este modo, a un Generador que no aporta a la regulación (Rk = 0) se le desconectará la energía que no huebiere resultado despachada de haber dejado la reserva requerida. Por el contrario, un Generador que aporta por encima de la reserva media del Sistema, incrementará su remuneración para compensar la reserva que no resultó despachada.

    Si la remuneración horaria se expresa en función del porcentaje de reserva del Generador (r k), resulta:


    Siendo

    Se verifica que si el porcentaje de reserva del Generador es:

    a) igual al del Sistema (r k = r), recibirá como remuneración su generación valorizada al CMS que resulta de la operación con reserva;

    b) inferior al del Sistema (r k < r), su remuneración será menor que la de su generación valorizada al CMS de la operación con reserva por el descuento de la reserva aportada;

    c) superior al del Sistema (r k > r), cobrará un incremento respecto a la valorización de su generación al CMS para compensar el excedente de reserva que no fue generado.

    Mientras no exista un sistema de supervisión en línea, el aporte a la regulación se verificará por excepción. En cada ocasión en que se produzcan perturbaciones que signifiquen variaciones de frecuencia de algunas décimas, se verificará que la variación de potencia de las máquinas se corresponda con la perturbación registrada y las características de respuesta ofertada. En caso de no cumplirse ésto, se considerará que la máquina no ha aportado a la regulación efectuándose el descuento correspondiente a los días comprendidos entre esta verificación y la anterior.

    6.6. OPERACIÓN EN TIEMPO REAL

    Durante la ejecución de la operación en tiempo real, se seguirán los programas de carga previstos enviados a los Generadores. El OED deberá ser informado por los Generadores de cualquier modificación en su parque térmico, ya sea por cambios en la disponibilidad de alguna máquina o cambio en el tipo de combustible que está consumiendo.

    Por las características especiales de la central de bombeo y para optimizar el uso de su energía de oportunidad, el OED podrá ir modificando su programa de generación en función de las condiciones reales que se presenten en el Sistema. Por otra parte, de acuerdo a la evolución de los precios previstos y reales, la central de bombeo podrá solicitar incorporarse a la demanda del sistema para bombear.

    En caso de imprevistos (ej. disparo de una máquina), el OED podrá solicitar apartamientos respecto a la programación prevista. En todos los casos el OED respetará las restricciones incluidas por las empresas en la información suministrada para realizar el predespacho, que puedan afectar su seguridad y, en el caso de las centrales hidroeléctricas, compromisos aguas abajo.

    En caso de que durante la operación el OED verifique apartamientos importantes con respecto a las hipótesis previstas para ese día (ya sea por modificación de la oferta hidráulica, cambios en la disponibilidad del parque, demanda, etc.) que puedan afectar significativamente el despacho previsto, realizará un redespacho para el resto del día e informará a cada Centro de Generación su nuevo programa de carga y los nuevos precios horarios que resulten.

    Durante la operación en tiempo real, el OED 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, ya sea apartamientos del programa de generación o maniobras sobre equipamientos, es de cumplimiento obligatorio para las empresas integrantes del MEM. Sin embargo, la seguridad de los equipos y personas involucradas será responsabilidad de las empresas propietarias y solamente de significar un riesgo para la seguridad de sus instalaciones y/o personas bajo su responsabilidad, las empresas podrán negarse a acatar las instrucciones del OED.

    6.7. POTENCIA PUESTA A DISPOSICIÓN

    La potencia puesta a disposición se remunerará sólo los días hábiles de aquellas semanas definidas como sin riesgo de falla. El OED en la programación semanal conformará una previsión de reserva de acuerdo a las ofertas de las máquinas que no resulten despachadas. En el predespacho se confirmará el nivel de reserva con que se operará, las máquinas que la constituyen y el precio que se pagará por la potencia puesta a disposición.

    En caso de que una máquina en reserva fría sea convocada durante la operación real y no responda (no entre en servicio dentro de los tiempos ofertados) perderá la remuneración correspondiente a ese día. De existir otras máquinas ofertadas que no fueron incluidas en la selección de la reserva, el OED podrá decidir solicitar la entrada de la siguiente máquina de la lista de mérito y como consecuencia podrá aumentar el precio de la potencia puesta a disposición a pagar ese día. En caso de que ésta no pueda entrar en servicio, no será penalizada ya que no estaba comprometida como reserva.

    Toda falla en la entrada de una máquina en reserva afectará negativamente sus posibilidades futuras, desplazándola al último lugar de la lista de orden de mérito si se ofrece nuevamente como reserva. Por el contrario, aquellas máquinas en reserva que respondan satisfactoriamente (entren en servicio al ser requerido dentro del tiempo establecido) mejorarán para el futuro su posición en la lista de orden de mérito. Cuanto más rápida sea su respuesta en la entrada en servicio real (incluso menor que el tiempo ofertado), mejorará su ubicación en la lista de mérito cuando se ofrezca nuevamente como reserva.

    6.8. COSTOS DE ARRANQUE Y PARADA

    Los arranques de turbinas de vapor o centrales nucleares serán remunerados cuando su parada anterior haya sido ordenada por el OED. El cálculo del "Gasto de arranque y parada" (GAP) se realizará en base a las siguientes fórmulas:


    dónde:

    A = fracción de la inversión total afectada por el envejecimiento derivado del proceso de arranque y parada.

    FRC = factor de recuperación del capital.

    P = potencia de la unidad considerada (MW).

    C = tiempo de funcionamiento equivalente al arranque-parada (horas).

    El factor de recuperación del capital se calcula como:


    dónde:

    n = vida media útil (años)

    i = tasa de interés anual

    Para la aplicación del presente régimen se adptan:

    a) Para Centrales Nucleares:

    Con n = 30 años; i = 0,08; resulta FRC = 0,08883
    I = (inversión actualizada unitaria) 1800 U$S/kW
    A = 0,34

    b) Para Grupos Turbovapor;

    Con n = 35 años; i = 0,08, resulta FRC = 0,0858
    I = (inversión actualizada unitaria) = 1027 U$S/kW
    A = 0,2519

    Por cada parada no programada de una máquina, o sea que no es solicitada por el OED ni corresponde a una salida por mantenimiento programado, se descontará al Generador una suma correspondiente al costo de arranque de una máquina turbovapor sustitutiva del módulo equivalente. Sin embargo, si la máquina entrara nuevamente en servicio dentro de las 48 horas, este descuento no se hará efectivo.

    6.9. RESULTADOS DE LA OPERACIÓN

    El primer día hábil siguiente, antes de las 10:00 hs. los Centros de Despacho Regionales deberán enviar al OED la energía horaria entregada por Centro de Generación y la energía tomada por cada Distribuidor.

    Antes de las 18:00 hs. el OED informará el resultado operativo sobre la base de la energía media en cada punto de entrada al Mercado (puntos supervisados de generación) y los precios calculados según los costos marginales resultantes de la operación realizada. Se informará además las penalizaciones resultantes por incumplimiento de Generadores y/o Distribuidores. Los Generadores venderán al precio del nodo del MEM que le sea asignado y pagarán por el uso de las instalaciones que le permitan acceder a ese precio según los criterios que fijan los presentes procedimientos.

    Para el caso de la energía producidas por el equipamiento excluído por el cálculo del costo marginal, se calculará su costo de producción como la suma de los costos de combustibles más una suma fija a establecer por esta SUBSECRETARÍA DE ENERGÍA ELÉCTRICA.

    A cada Centro de Generación el OED informará:

    a) el volumen de la venta de energía;

    b) el importe correspondiente a la venta de energía por período tarifario;

    c) el importe correspondiente a los servicios remunerados (reserva fría, regulación de frecuencia);

    d) penalizaciones;

    e) los precios resultantes para cada hora.

    Luego de que el OED informe a los Generadores los resultados de la operación y en función de estos valores, las empresas podrán cuestionar apartamientos con respecto a su programa de generación previsto pudiendo solicitar un reconocimiento de una programación alternativa.

    Dichos cuestionamientos deberán ser informados al OED antes de las 18:00 hs. del día siguiente al que fueron suministrados los resultados de la operación. El OED contará con 24 horas para elaborar su propuesta. En todos los casos en que la justificación demuestre que del despacho realizado resulta un costo total de operación 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, se buscará llegar a un acuerdo entre las partes. En caso contrario, la empresa podrá elevar su cuestionamiento como última instancia a la SUBSECRETARÍA DE ENERGÍA ELÉCTRICA que, en base a la información elaborada por la empresa y la justificación del OED, decidirá en instancia única.

    7. FACTURACIÓN

    7.1. INFORMACIÓN BÁSICA

    El OED será el responsable de recopilar toda la información necesaria para realizar la facturación. Por su parte, será responsabilidad de los integrantes del MEM el envío de los datos requeridos según las modalidades establecidas.

    La facturación se consolidará a nivel mensual. Para ello, antes del 5° día del mes siguiente, el OED remitirá:

    a) a los Generadores que no son propiedad del Estado Nacional (Generadores Independientes), la remuneración en concepto de venta de energía al precio horario del Mercado y factores de nodo correspondientes y el monto total al que son acreedores;

    b) a los Transportistas, su remuneración en función de la energía transportada y el costo del transporte resultante de la operación real del Sistema;

    c) a los Distribuidores y Grandes Usuarios, la energía suministrada en cada período tarifario y el monto calculado en función de sus respectivos precios de venta, el cargo fijo por potencia convenida, las penalizaciones de existir, y el monto total adeudado;

    d) a los generadores pertenecientes al Estado Nacional, la remuneración por su venta a los precios establecidos en el punto 9 del presente Anexo;

    e) a las empresas que no adhieran al sistema pero hayan comprado o vendido en el MEM, el monto al que son deudores o acreedores.

    7.2. SISTEMA DE FACTURACIÓN

    Cada Generador facturará a AGUA Y ENERGÍA ELÉCTRICA SOCIEDAD DEL ESTADO (OED) la remuneración total a la que es acreedor. Para ello, utilizará la información para la facturación suministrada por el OED.

    Análogamente, el Transportista facturará a AGUA Y ENERGÍA ELÉCTRICA SOCIEDAD DEL ESTADO (OED) el monto que debe cobrar por el servicio de transporte. Para ello utilizará la información suministrada por el OED.

    Adicionalmente, el OED enviará una factura a todas las empresas que hayan participado en el MEM ese mes, por el Servicio de Operación y Despacho. El monto adeudado se calculará repartiendo el gasto del mes, aprobado en el presupuesto estacional del SNOD, entre todas las empresas de acuerdo a su participación en el monto total (ya sea compra o venta) de las transacciones.

    7.3. EXPORTACIÓN / IMPORTACIÓN

    La energía comprada t/o vendida con otros países se facturará de acuerdo a los Convenios de Interconexión correspondientes.

    8. ORGANIZACIÓN DEL MERCADO A TÉRMINO

    8.1. CARACTERÍSTICAS DE LOS CONTRATOS

    Antes del 1° de marzo y el 1° de septiembre el OED suministrará a cada Generador la generación con que resultará despachado en los próximos dos semestres para el caso del peor año hidrológico previsto. Para este cálculo se utilizará la información acordada en la base de datos estacional (serie histórica de caudales y/o pronósticos para los ríos, previsiones de demanda, disponibilidad y precios de combustibles, disponibilidad prevista del parque, etc.). Los paquetes de energía que así se obtengan se considerarán la generación máxima con que podrá resultar despachado el generador.

    Los contratos entre Generadores y Distribuidores o Grandes Usuarios se pactarán con plazos coincidentes con los períodos estacionales definidos. El OED realizará la programación del período incluyendo toda la capacidad de los Generadores adheridos y toda la demanda de las empresas compradoras adheridas, sin tener en cuenta la existencia de contratos.

    Antes del 30 de marzo y el 30 de septiembre los Generadores privados deberán informar al OED los contratos efectuados (cantidad y precios). En el informe de la programación estacional que se enviará a todos los integrantes del MEM y luego de esta SUBSECRETARIA se adjuntará una remuneración de todos los contratos para el período, y el total de la energía contratada.

    En la operación real, los apartamientos que se registren con respecto a los contratos se comercializarán en el MEM y afectarán el CMS. Para que el OED pueda realizar el seguimiento de los contratos y valorizar los apartamientos, los contratos acordarán una demanda descripta por una curva de carga horaria.

    8.2. DESPACHO PREVISTO Y OPERACIÓN EN TIEMPO REAL

    Los Generadores, Distribuidores y Grandes Usuarios con contratos deberán suministrar, como el resto de los integrantes del MEM, toda la información requerida para realizar el despacho semanal y diario. Por su parte el OED enviará a todos los Generadores las previsiones de generación semanal y diaria, independiente de sus compromisos por contratos.

    El OED incluirá al realizar el despacho a todos los Generadores, Distribuidores y Grandes Usuarios que intervengan en el MEM, incluyendo la operación y demanda comprometida por contratos. Estos valores se tendrán en cuenta en la determinación del riesgo de falla semanal.

    Los contratantes se comprometerán a aceptar las normas de despacho que se describen en estos procedimientos. Por consiguiente, la producción real de un generador privado dependerá de la evolución del Mercado "Spot" ya que sólo resultará despachado en la medida en que su costo no supere el CMS óptimo. Su generación podrá ser mayor o menor que el valor contratado. Los apartamientos entre los efectivamente despachado a un generador y su energía contratada se considerarán comercializados en el Mercado a los precios "Spot".

    Se excluirá a los suministros contratados de toda limitación que no esté permitida según su contrato.

    Durante la operación, el Generador deberá respetar las solicitudes del OED, en acuerdo con las normas de operación y despacho establecidos.

    8.3. FACTURACIÓN

    En todos los casos el Generador facturará al Distribuidor o Gran Usuario con que haya suscripto un contrato la remuneración acordada, o sea la energía y potencia contratada a los precios establecidos. Los apartamientos entre su energía comprometida y su generación real se analizarán a nivel horario, y se valorizarán con el correspondiente precio "spot".

    8.3.1. GENERADORES CON CONTRATOS

    Para el caso de los Generadores se considerará que su compromiso horario estará dado por la suma de las potencias contratadas para esa hora. Si su potencia despachada resulta superior a este valor, el excedente lo venderá en el Mercado al precio "spot". Por consiguiente su remuneración por energía horaria resultará:

    a) por cada Distribuidor y/o GRan Usuario con contratos con este Generador, la energía comprometida (de acuerdo a la curva de carga informada en el contrato) por los precios acordados;

    b) para el Mercado "Spot", la energía excedente respecto a su total contratado por el precio horario correspondiente.

    Si, por el contrario, el Generador resultara despachado por debajo de su energía contratada, se considerará que compra el faltante a precio "spot" para venderlo a los Distribuidores o Grandes Usuarios con los que suscribió los contratos. Para esa hora, el Generador resultará:

    a) acreedor al monto correspondiente a la venta de la energía contratada por los precios acordados;

    b) deudor por la compra de la energía faltante al precio correspondiente a esa hora.

    Al finalizar el mes el OED realizará la integración en el período y el Generador resultará:

    a) con respecto a los Distribuidores y/o Grandes Usuarios con que haya suscripto contratos, acreedor al monto correspondiente a los volumenes y precios acordados;

    b) con respecto al MEM, acreedor o deudor según resulte positiva o negativa la suma de los montos horarios comprados y vendidos.

    Los datos correspondientes a la comercialización en el MEM le serán enviados por el OED antes del día 5 de cada mes.

    El Generador será el responsable de realizar las facturaciones a las empresas con las que haya suscripto contratos. La energía comercializada en el mercado "spot" se facturará de acuerdo a la metodología descripta en el punto 6.

    8.3.2. GRANDES USUARIOS CON CONTRATOS

    Los Grandes Usuarios podrán suscribir contratos por el total de su demanda prevista, de acuerdo a una curva de carga horaria acordada.

    Para cada hora su demanda real podrá diferir de lo contratado, comprando la diferencia en el Mercado "Spot" de ser mayor o vendiendo el sobrante de ser menor. Como consecuencia, para cada hora resultará:

    a) con respecto a los Generadores con que suscribió contratos, deudor de la energía contratada de acuerdo al precio acordado;

    b) con respecto al MEM; deudor por la compra de energía faltante de resultar su demanda superior a la prevista con igual criterio que el aplicado para distribuidores que se excedan de su curva de carga prevista, o acreedor a la energía sobrante de ser su demanda menor que la contratada, valorizándose esta energía al precio "Spot".

    El OED realizará la integración de los resultados, y al finalizar el mes el Gran Usuario resultará:

    a) deudor de los Generadores con que haya suscripto contratos, de acuerdo al volumen y precios acordados;

    b) con respecto al MEM, acreedor (como si fuera otro generador) o deudor según resulte positiva o negativa la totalización de los montos comercializados en el mercado "spot".

    Antes del día 5 de cada mes el OED le enviará la información correspondiente para la facturación respecto a su participación en el MEM.

    En todos los casos comprará la energía total contratada a los precios acordados, y recibirá las facturas de los Generadores correspondientes. Con respecto a la energía comprada en el Mercado "Spot", recibirá la factura correspondiente de parte de AGUA Y ENERGÍA ELÉCTRICA SOCIEDAD DEL ESTADO sobre la base de la información suministrada por el OED.

    8.3.3. DISTRIBUIDORES CON CONTRATOS

    Los Distribuidores, con respecto a su energía contratada, recibirán las facturas de los Generadores con quienes haya suscripto contratos. El resto de su demanda será facturada por AGUA Y ENERGÍA ELÉCTRICA SOCIEDAD DEL ESTADO (OED), de acuerdo a la metodología descripta en el punto 6, sobre la base de la información suministrada por el OED.

    8.4. TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN

    Los Distribuidores y Grandes Usuarios con contratos de suministro serán facturados cada mes:

    a) por AGUA Y ENERGÍA ELÉCTRICA SOCIEDAD DEL ESTADO (OED), por el servicio de transporte en la Red, de acuerdo a la metodología descripta en el punto 3;

    b) por los Distribuidores que correspondan, por el servicio de transporte regional de acuerdo a los contratos suscriptos como se indica en el punto 8.1.

    8.5. SERVICIO DE OPERACIÓN Y DESPACHO

    El gasto mensual por el SNOD, acordado en el presupuesto estacional, se repartirá entre todas las empresas vinculadas al MEM en forma proporcional a su volumen de compra o venta. En dicho volumen se incluirá el total de la transacción mensual, incluyendo los contratos.

    9. SISTEMA DE ESTABILIZACIÓN DE PRECIOS

    Las diferencias que surjan entre los montos a los cuales son acreedores los Generadores por aplicación de los precios del Mercado Spot y, aquellos por los cuales los Distribuidores son deudores por aplicación de los precios estacionales a Distribuidores (PED) serán absorbidos por el sistema de estabilización de precios que se describe a continuación:

    Se reconocerá a los generadores pertenecientes al Estado Nacional (GEN), en su conjunto, por su participación en el abastecimiento a distribuidores con precios estacionales, una remuneración resultante de restar el monto total a abonar por dichos Distribuidores, la remuneración a abonar a los Generadores que no sean propiedad del Estado Nacional (en adelante denominados Generadores Independientes), y a los Transportistas.

    9.1. REMUNERACIÓN A LOS GENERADORES DEPENDIENTES DEL ESTADO NACIONAL

    I) Esta Subsecretaría reconocerá para cada uno de los Generadores dependientes del Estado Nacional los siguientes precios, con los cuales se calculará la remuneración a la cual son acreedores:

    a) COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA ATÓMICA: Valores vigentes conforme Resolución ME N° 193/91.

    b) AGUA Y ENERGÍA ELÉCTRICA SOCIEDAD DEL ESTADO, HIDROELÉCTRICA NORPATAGÓNICA SOCIEDAD ANÓNIMA y SERVICIOS ELÉCTRICOS DEL GRAN BUENOS AIRES SOCIEDAD ANÓNIMA: Precios del Mercado Spot (Costo marginal de corto plazo del Sistema).

    c) COMISIÓN TÉCNICA MIXTA SALTO GRANDE : Precios acordados en el convenio de interconexión internacional.
    Aclaración: asimismo, se le reconocerán los montos correspondientes al pago de regalías hidroeléctricas que deben efectuarse a las Provincias de Entre Ríos, Corrientes y Misiones.

    d) Compraventa UTE: Precios del Convenio de Interconexión Internacional.

    II) Los excedentes financieros que puedan surgir de este mecanismo, serán reasignados por esta Subsecretaría según la siguiente metodología:

    1- Las empresas emncionadas en el inciso c) del punto I precedente, elevarán a esta Subsecretaría, coincidentemente con los períodos de planificación estacional, los respectivos proyectos de presupuesto, valorizando sus ventas al MEM a los costos marginales por nodo previstos por el OED o incluyendo sus necesidades financieras para tal período.

    2- Esta Subsecretaría, previo efectuar los ajustes que sean necesarios en orden a la política global del sector eléctrico, aprobará los respectivos presupuestos.

    3- En función de los déficit que surjan de los referidos presupuestos, se determinará para cada empresa y para el período su factor de participación en el déficit presupuestario resultante de la sumatoria de los de cada una de las tres empresas.

    4- Los excedentes financieros se redistribuirán, a mes vencido, entre las referidas empresas, aplicando los respectivos factores de participación.