ANEXO III
CAPITULO 3
3. MERCADO DE CORTO PLAZO (MERCADO SPOT)
3.1. PROGRAMACION SEMANAL Y RIESGO DE FALLA
3.1.1. INFORMACION BASICA
A más tardar a las 10:00 hrs. del penúltimo día hábil de cada semana calendaria, las empresas deben enviar al OED la información necesaria para realizar el despacho de la semana siguiente y una estimación aproximada para la semana subsiguiente, tal como se indica en el Anexo 9 de Los PROCEDIMIENTOS. Es responsabilidad del OED completar los datos faltantes manteniendo como válidos los utilizados en la semana anterior, salvo que se haya observado una diferencia importante que justifique su modificación. El OED debe informar a cada empresa que no suministró información, el valor asumido y su justificación.
En vista de la importancia de las demandas previstas en la definición del riesgo de falla y la programación de interrumpibilidad de demanda y/o restricciones al suministro, el OED deberá verificar su consistencia con la realidad observada y del conjunto. En particular, deberá revisar la validez de la demanda informada por los Grandes Usuarios Interrumpibles. De faltar datos de previsiones de demanda, el OED definirá los valores a utilizar con un modelo de pronósticos de demanda, como se indica en el punto 3.1.2.
El OED debe respetar la información suministrada por los agentes e incorporarla a la Base de Datos Semanal. Sin embargo, de resultar datos inconsistentes respecto al conjunto o con diferencias significativas respecto a lo que se ha registrado en las últimas semanas, el OED podrá solicitar su modificación, aclarando los motivos. En el caso de demandas, podrá también solicitar ajustes ante diferencias respecto de los valores previstos con el modelo de demandas. De no llegar a un acuerdo con el agente sobre un dato que el OED solicita modificar, el OED debe respetar el valor informado por el agente pero dejando constancia de su observación en la información enviada con la Programación Semanal.
Durante la semana el OED debe realizar el seguimiento de los datos observados. Si durante DOS (2) días verifica una diferencia superior al DIEZ (10) % con respecto al dato informado por la empresa y dicho apartamiento se corresponde con la objeción indicada por el OED, se considerará que la observación del OED es válida y quedará habilitado para modificar el valor para el resto de la semana y toda la semana siguiente en la Base de Datos Semanal de acuerdo al criterio indicado en la observación. En este caso, deberá informar a la empresa que el dato objetado se considera modificable y el valor adjudicado por el OED.
Para la programación semanal y diaria, el despacho y el cálculo de precios de la energía, el OED debe utilizar los Costos Variables de Producción para el Despacho (CVPD) de las máquinas térmicas, de acuerdo a lo establecido en el Anexo 13 de LOS PROCEDIMIENTOS.
Hasta el penúltimo día hábil de cada semana, las empresas pueden solicitar al OED mantenimientos correctivos para la semana siguiente. El OED debe analizar estas solicitudes en función de la urgencia del pedido y su efecto sobre la programación semanal prevista (riesgo de falla, precios, etc.) y coordinar un programa de Mantenimiento Correctivo Semanal, buscando minimizar el costo total de operación y riesgo de falla. En consecuencia, podrá no aceptar pedidos justificándolo debidamente de objetar la fecha solicitada y no llegar a un acuerdo con la empresa sobre una fecha alternativa. En la operación real de la semana, toda salida imprevista (contingencia) o prevista pero no incluida en el programa de mantenimiento con que se realizó la Programación Estacional o la Reprogramación Trimestral vigente ni en el programa correctivo semanal, será considerada indisponibilidad forzada a los efectos de evaluar la indisponibilidad de la máquina.
El OED recabará las solicitudes de Autogeneradores y Cogeneradores para realizar transacciones en el MEM. Sólo se considerarán los pedidos recibidos dentro del plazo indicado para ser incorporados a la Base de Datos Semanal.
Es responsabilidad del OED coordinar las operaciones de importación y exportación con países interconectados, de acuerdo a las normas y plazos que se establecen en el Anexo 30 de LOS PROCEDIMIENTOS. En todos los casos, las mismas solo podrán ser recibidas dentro de los plazos indicados para ser incorporadas a la Base de Datos para ser consideradas en la programación semanal.
3.1.2. MODELOS UTILIZADOS
Incorporando a la Base de Datos Estacional los datos semanales y las modificaciones informadas por los agentes a los datos previstos en la Programación Estacional o Reprogramación Trimestral vigente, el OED debe determinar mediante los modelos de optimización vigentes en el MEM para las centrales hidroeléctricos que correspondan los valores del agua para cada uno de los embalses sin valores declarados y los valores de bombeo para las centrales de bombeo sin valores declarados, de acuerdo a lo que establece el Anexo 22 de LOS PROCEDIMIENTOS.
El OED debe incorporar a la Base de Datos Semanal los Costos Variables de Producción para el Despacho (CVPD), los costos de arranque y parada para turbovapor cuando corresponda, los valores de agua, la disponibilidad ofertada por el parque, las restricciones vigentes, la generación forzada que surja de los Acuerdos de Generación Obligada vigentes y las ofertas de venta de países interconectados como generación adicional con el precio solicitado. Con estos datos, el OED debe realizar la simulación del despacho y operación de la semana siguiente partiendo del estado inicial previsto en los embalses.
De existir solicitudes de compra de países interconectados, el OED debe realizar una simulación incorporando la energía solicitada como un pedido de compra, o sea una demanda adicional cuyo cubrimiento sólo se hará de existir excedentes de generación para cubrirla (no provoca déficit). Se determinará así las posibilidades de cubrir la energía requerida, el sobrecosto respecto a la programación sin exportación, y el precio de nodo previsto. El precio y la coordinación de la operación de ventas Spot a otros países se realizará de acuerdo a lo establecido en el Anexo 30 de LOS PROCEDIMIENTOS y/o del respectivo Convenio de Interconexión, según corresponda.
Para las centrales hidroeléctricas de capacidad semanal, el OED deberá tomar como dato los paquetes de energía o el valor del agua que oferten. Dichos valores deben corresponder a la optimización programada por el Generador de la operación de sus embalses. Dichos Generadores determinarán el manejo óptimo de sus embalses dentro de las restricciones que limitan su operación y de los compromisos agua abajo.
El OED debe realizar la optimización semanal del cubrimiento de la demanda prevista con la oferta disponible, determinando la ubicación de la oferta a lo largo de las DOS (2) semanas, en paquetes diarios divididos por intervalo Spot, mediante un modelo de despacho hidrotérmico semanal.
La función objetivo a minimizar es el costo total de operación semanal evaluado en el Mercado, suma de la energía generada valorada al Costo Variable de Producción para el Despacho (CVPD) o precio ofertado (de tratarse de una importación), más el costo variable de transporte a través del factor de nodo o el valor del agua según corresponda, y la valorización de la energía no suministrada.
El modelo debe poder representar:
* un horizonte de SIETE (7) a CATORCE (14) días, permitiendo una discriminación por intervalo Spot;
* los requerimientos de importación y exportación de países interconectados;
* los requerimientos de venta de Autogeneradores y Cogeneradores;
* los requerimientos de compra de Autogeneradores;
* agrupamiento de máquinas de acuerdo al nivel de detalle requerido y los grupos de máquinas acordados para el despacho con los Generadores;
* los tiempos de arranque de máquinas turbovapor;
* generación forzada;
* la disponibilidad de distintos tipos de combustibles por central térmica o grupo de máquinas, para definir la distribución óptima de combustibles;
* los requerimientos de reservas de corto plazo para Regulación de Frecuencia y reserva operativa;
* la representación de la red que permita incluir las restricciones de Transporte y operación que afectan los resultados del despacho a nivel semanal;
* la representación de distintos tipos de centrales hidráulicas, con sus valores del agua, y de sus limitaciones al despacho diario (requerimientos aguas abajo, posibilidades de empuntamiento, etc.);
* la representación de centrales de bombeo, con sus valores del agua y valores de bombeo, para definir sus requerimientos de bombeo y despacho de generación semanal.
El modelo a utilizar así como cualquier modificación en el mismo o la metodología utilizada deberá contar con la aprobación de la SECRETARIA DE ENERGIA. Su descripción, manual de uso y base de datos estará a disposición de todos los agentes del MEM. El OED deberá suministrar el modelo a todo agente que lo requiera siempre que el mismo previamente haya abonado las licencias de uso que correspondan, y se comprometa en forma escrita a las condiciones establecidas en dichas licencias y a no suministrar el modelo a un tercero.
El modelo para proyección de demandas (PRODEM) a nivel semanal y diario, debe tener en cuenta:
* sensibilidad a las condiciones climáticas,
* demandas reales registradas en el período anterior;
* posibilidad de incorporar el efecto de otros factores.
3.1.3. DESPACHO SEMANAL
El OED deberá realizar la Programación Semanal con el modelo autorizado y la correspondiente Base de Datos.
Para cada central hidroeléctrica con capacidad estacional o mensual que no haya suministrado declaración de valor del agua, el OED debe determinar los valores del agua a utilizar mediante los modelos de optimización vigentes en el MEM, de acuerdo a lo que establece el Anexo 22 de LOS PROCEDIMIENTOS.
La energía hidroeléctrica semanal y su asignación dentro de la semana se determinará como resultado del Modelo de Despacho Hidrotérmico Semanal (MDHS).
El OED podrá solicitar justificadamente a las centrales hidroeléctricas de capacidad estacional, mensual o semanal despachar una energía diaria que difiera del valor que resulte de la programación semanal en no más de un CINCO (5) %.
Si en el despacho semanal surge una previsión de déficit, el OED debe correr el modelo de demandas (PRODEM) para definir las proyecciones de demanda semanal de cada agente consumidor, que se considerarán las demanda de referencia. Si para algún Distribuidor o Gran Usuario la demanda informada supera la de referencia en más de un CINCO (5) %, el OED debe reemplazarla por el pronóstico del modelo e informar a la empresa correspondiente. Con las demandas así convalidadas, se realiza el despacho semanal y se establecerá si existe riesgo de déficit.
De acuerdo a lo establecido en los Anexos 13 y 36 de LOS PROCEDIMIENTOS, el OED debe determinar los requerimientos de potencia (generando y en reserva) para cubrir la demanda, teniendoen cuenta la oferta y los requisitos de reserva de corto plazo. Como resultado, obtendrá la programación de los arranques y paradas previstos para máquinas turbovapor y nucleares así como el día y hora previsto para requerir su arranque, teniendo en cuenta los tiempos de arranque y parada acordados. De presentarse a lo largo de la semana apartamientos en las condiciones previstas, el programa de arranque y parada de máquinas deberá ser verificado y ajustado cuando corresponda mediante una Reprogramación Semanal. Junto con el envío de los resultados de la Programación o Reprogramación Semanal, el OED debe informar a los Generadores las máquinas turbovapor previstas arrancar o parar, y la fecha y hora prevista.
El despacho se realizará en el Mercado teniendo en cuenta las pérdidas marginales del Transporte a través de los factores de nodo. Para los Generadores vinculados directamente a la Red de Transporte, se utilizará el factor de nodo. Para aquellos que se vinculan al MEM a través de instalaciones de un Distribuidor, los factores de nodo a utilizar son los de su barra de ingreso al Sistema Argentino de Interconexión (SADI). Si el Generador se vincula a través de varios puntos de conexión, los factores de nodo se calcularán como el promedio de los correspondientes factores de nodo ponderados por la energía que entrega en cada uno.
En función de la configuración prevista en la red, composición de la oferta y Acuerdos de Generación Obligada, el OED determinará las restricciones de Transporte y la generación forzada requerida por restricciones de calidad, de acuerdo a lo establecido en el Anexo 14 de LOS PROCEDIMIENTOS.
Como resultado del despacho semanal, el OED obtendrá para cada día típico y banda horaria la previsión de:
* el Precio de Mercado (PM);
* las áreas desvinculadas del Mercado y el correspondiente precio local; * energía no suministrada;
* arranque y parada previsto de máquinas turbovapor;
* generación forzada. Del modelo resultará además la previsión por tipo de día y banda horaria de:
* paquetes de energía por central hidráulica;
* operación prevista de bombeo semanal;
* paquetes de generación térmica y consumo de combustibles;
* paquetes de intercambios para Autogeneradores y Cogeneradores;
* paquetes de importación y/o exportación con países interconectados.
3.1.3.1. PREVISION DE RESTRICCIONES A LA DEMANDA
De resultar en la Programación Semanal una previsión de déficit en una o más áreas, se considerará necesario prever un programa de restricciones al abastecimiento. En este caso el OED definirá un programa tentativo de reducción de demanda de Grandes Usuarios Interrumpibles y de cortes para la próxima semana, que informará conjuntamente con la programación semanal, de acuerdo a lo establecido en el Anexo 38 de LOS PROCEDIMIENTOS.
Junto con la Programación Semanal, el OED deberá calcular las restricciones previstas para la demanda asociada a los contratos de abastecimiento de un Generador que resulta comprando al Mercado Spot, y los programas de restricciones previstos para cada Distribuidor y Gran Usuario.
3.1.3.2. DETERMINACION DE LAS RESERVAS DE CORTO PLAZO
Los Generadores presentarán sus ofertas de reservas de corto plazo en máquinas paradas junto con los datos para la Programación Semanal.
Si la semana resulta definida sin riesgo de falla, el OED informará la magnitud de las reservas de corto plazo requeridas, de acuerdo a los criterios de calidad y seguridad establecidos en la Programación Estacional, y realizará una licitación de ofertas para brindar servicios de reserva de corto plazo con máquinas paradas, de acuerdo a lo establecido en el Anexo 36 de LOS PROCEDIMIENTOS.
3.1.3.3. ENVIO DE LA PROGRAMACION SEMANAL
Antes de las 14:00 hrs. del penúltimo día hábil de cada semana, el OED informará a cada central las previsiones para la siguiente semana, incluyendo:
a) su programa de producción semanal, aclarando si no está previsto su despacho, e incluyendo en el caso de centrales de bombeo con capacidad de bombeo semanal su bombeo previsto;
b) los costos variables de producción para el despacho (CVPD) y valores del agua vigentes;
c) los Precios de Mercado previstos;
d) los períodos en que está previsto quedará desvinculada del Mercado y el correspondiente Precio Local;
e) el nivel de falla previsto en su área;
f) para los Generadores térmicos su previsión de consumo de combustibles;
g) la lista de máquinas turbovapor previstas arrancar o parar durante la semana, identificando para cada arranque o parada previsto el día y la hora;
h) la energía importada prevista, y para la importación Spot su precio;
i) la exportación prevista, por contratos y Spot;
j) las restricciones previstas de Transporte;
k) la generación forzada prevista, indicando el motivo que la justifica y el correspondiente Acuerdo de Generación Obligada cuando corresponda.
Junto con esta información se señalarán los datos utilizados que fueron observados por el OED y el motivo de cada observación.
Para cada oferta de energía Spot de otro país, el OED le informará si se prevé tomarla, mientras que a las solicitudes de compra Spot de otros países les indicará si está previsto que exista el excedente y el precio previsto al que se vendería.
De definirse restricciones programados a la demanda, el OED enviará a los Compradores previstos del Mercado Spot las restricciones previstas, indicando para las demandas consideradas como Grandes Usuarios Interrumpibles los períodos en que se hace uso de su oferta de retiro de demanda y el motivo que lo justifica. Los Distribuidores podrán indicar hasta las 10:00 hrs. del último día hábil requerimientos a tener en cuenta en la programación diaria de las restricciones (horarios más convenientes, duración, etc.).
Los Grandes Usuarios podrán presentar los mismos tipos de requerimientos dentro de los mismos plazos pero solo respecto a restricciones a aplicar fuera de su oferta de potencia interrumpible. Por su parte, los Generadores que resulten con restricciones previstas a sus contratos por compras Spot, podrán informar dentro del mismo plazo su requerimiento en cuanto al modo de repartir entre sus contratos la restricción programada a su compra.
De no recibir estos requerimientos especiales, el OED deberá considerar que se acepta el criterio de:
* Para el Generador, repartir el faltante entre todos sus contratos en forma proporcional al compromiso de energía en cada uno de ellos;
* Para la demanda, repartir las restricciones en forma proporcional a la compra.
3.2.. DESPACHO DIARIO Y PRECIOS DE CORTO PLAZO.
3.2.1. INFORMACION BASICA
Todos los días, antes de las 10:00 hrs. se deberá suministrar al OED la información necesaria para realizar el predespacho del día siguiente y cualquier modificación a los datos previstos para el resto de la semana.
En el caso de sábado, domingo y días feriados, el día hábil previo se informarán los datos requeridos para los días feriados y el primer día hábil subsiguiente. De surgir durante el fin de semana o días feriados modificaciones en los datos previstos, la empresa deberá notificar al OED el cambio para ser incorporado a la base de datos y tenerlo en cuenta en el despacho y redespachos.
Será responsabilidad del OED completar los datos faltantes en base a los valores utilizados el mismo tipo de día anterior y la previsión en la Programación Semanal, modificando sólo aquellos en que existan apartamientos que los invaliden. En este caso, el OED deberá informar a la empresa correspondiente el cambio realizado y su justificación. En caso de no suministrar previsiones algún Distribuidor o Gran Usuario, el OED calculará con el modelo de pronóstico de demandas los valores a utilizar.
El OED deberá respetar la información de las empresas e incluirla en la Base de Datos Diaria, de acuerdo a lo que establece el Anexo 10 de LOS PROCEDIMIENTOS. Sin embargo, en el caso de observar inconsistencias en el conjunto de información que pueda afectar al Sistema en su operación o al Mercado en su administración comercial, podrá solicitar modificaciones. De no llegar a un acuerdo, el OED deberá utilizar la información indicada por la empresa pero dejando constancia de su observación en la programación diaria que enviará a las empresas del MEM.
Al finalizar el día, el OED analizará el comportamiento real de los datos objetados. Si se verifica que alguno se aparta en más del DIEZ (10) % del valor declarado por la empresa y que esta diferencia se corresponde con la objeción realizada, el OED quedará habilitado para el resto de la semana ajustar este dato de acuerdo al criterio indicado en su observación al mismo. En este caso, informará a la empresa que se ha verificado la validez de la observación y el ajuste realizado cada día en que modifique el valor declarado por la empresa.
Para el equipamiento indisponible o con limitaciones, se lo considerará fuera de servicio o con la misma restricción salvo que dentro del plazo indicado la empresa notifique su hora de entrada prevista.
Se considerará que continúa vigente el compromiso de reservas de corto plazo con máquinas paradas ofertada en la programación semanal, salvo que en el plazo indicado el Generador informe su indisponibilidad.
El OED debe coordinar las operaciones diarias de importación y exportación con países interconectados de acuerdo a las normas y plazos que se definen en el Anexo 30 de LOS PROCEDIMIENTOS y los convenios de interconexión vigentes. Las ofertas deben ser recibidas dentro de los plazos establecidos.
Asimismo, debe recabar las solicitudes de venta de los Autogeneradores y Cogeneradores y las de compra de los Autogeneradores del MERCADO ELECTRICO MAYORISTA, que serán incorporadas al despacho diario siempre que envíen la información requerida dentro de los tiempos establecidos.
3.2.2. MODELO UTILIZADO
La programación diaria es realizada por el OED con un modelo de despacho hidrotérmico del MEM, que optimiza la ubicación de la oferta a lo largo de los intervalos Spot del día. La función objetivo es minimizar el costo total, medido como la suma de la generación valorizada al Costo Variable de Producción para el Despacho (CVPD) y precios de ofertas de importación llevados al nodo Mercado, o valor del agua según corresponda y el costo de la energía no suministrada.
El modelo debe permitir:
* representar la configuración de la red con el nivel de detalle necesario para tener en cuenta las restricciones que afecten el despacho diario, garantizando que el despacho sea realizable y se ajuste a las restricciones de Transporte y operación vigentes;
* analizar los flujos de carga de la red y determinación de las pérdidas, precios de nodo y correspondientes factores de nodos por intervalo Spot;
* representar el parque térmico y nuclear en detalle, indicando disponibilidad por tipo de combustibles por central o máquina o grupo de máquinas y sus correspondientes costos variables de producción para el despacho (CVPD), para definir la mezcla óptima, el consumo propio para definir su potencia neta, las restricciones a la rampa de incremento o decremento de carga, y las posibilidades de aportar a la regulación de frecuencia y la reserva operativa;
* representar ofertas de demanda flexible;
* representar el tiempo mínimo que debe transcurrir entre la parada y rearranque de la máquina, tiempos de arranque y el costo de arranque y parada de máquinas turbovapor, incluyendo nucleares;
* representar los requerimientos de reserva para regulación de frecuencia y reserva operativa para mantener la operatividad del sistema eléctrico y contar con capacidad de respuesta rápida ante contingencias;
* representar distintos tipos de cuencas y centrales hidroeléctrica (de pasada, con capacidad de embalse, centrales encadenadas y la influencia entre ellas, diques compensadores o reguladores, centrales de bombeo, etc.) y las restricciones aguas abajo que afectan el despacho hidráulico;
* representar solicitudes de venta de Autogeneradores y Cogeneradores;
* representar solicitudes de compra de Autogeneradores;
* incluir con respecto a los países interconectados, ofertas de exportación con sus precios solicitados como generación adicional disponible, y requerimientos de importación como demanda adicional que sólo se abastece si existe el excedente requerido, o sea no provoca falla;
* representar las restricciones y los requisitos de generación forzada, incluyendo Acuerdos de Generación Obligada.
El modelo a utilizar así como cualquier modificación en el mismo o la metodología utilizada deberá contar con la aprobación de la SECRETARIA DE ENERGIA. Su descripción, manual de uso y base de datos estará a disposición de todos los agentes del MEM. El OED deberá suministrar el modelo al agente que lo requiera siempre que el mismo previamente haya abonado las licencias de uso que correspondan, y se comprometa en forma escrita a las condiciones establecidas en dichas licencias y a no suministrar el modelo a un tercero.
3.2.3. DEMANDA FLEXIBLE.
3.2.3.1. OBJETO
La eficiencia de un Mercado requiere la participación activa de la demanda de tal manera que los Grandes Usuarios puedan expresar su disposición a pagar y modificar la demanda que requieren del Mercado en función de sus precios.
Cada Gran Usuario que cuente con mediciones SMEC, en principio cada Gran Usuario Mayor, podrá participar activamente en el Mercado Spot ofertando incrementos o decrementos voluntarios en la demanda prevista para el día siguiente con discriminación por intervalo Spot. Este tipo de Gran Usuario podrá decidir libremente, si le resulta posible y conveniente operar con flexibilidad y beneficiarse de ofertarla.
A través de estas ofertas, el Gran Usuario podrá realizar gestión de demanda y/o compras y ventas de oportunidad con el objeto de:
* Lograr el balance que considere más económico entre sus compromisos contratados y sus requerimientos reales.
* Permitir que existan contratos más complejos y sofisticados que incorporen el corto plazo para cubrir imprevistos y/o modificar rápidamente posiciones comerciales.
El Gran Usuario Mayor, al participar activamente con ofertas en el MEM, podrá organizar su estrategia comercial:
* De largo y mediano plazo, cubriendo el riesgo de precios del Mercado Spot en el Mercado de Contratos, con contratos ajustados a los requerimientos especiales propios del tipo de consumo.
* De corto plazo, corrigiendo o complementando su posición de largo plazo.
3.2.3.2. OFERTAS DE DEMANDA FLEXIBLE.
Cada Gran Usuario Mayor (GUMA) queda habilitado a ofertar demanda flexible. El GUMA perderá esta habilitación de resultar con una demanda flexible despachada y no cumplir el correspondiente compromiso.
Junto con la información para el despacho diario, cada GUMA habilitado podrá suministrar para el día siguiente, adicionalmente a la demanda prevista, la oferta de demanda flexible indicando en cada intervalo Spot el modo en que el Gran Usuario oferta reducir la demanda requerida del MEM en función de incrementos en el precio Spot de la energía.
La oferta de demanda flexible para un período de uno o más intervalos Spot del día siguiente se deberá informar como uno o más bloques de energía, cada uno con su precio, con las siguientes características:
* Cada bloque es, respecto del anterior, con energía monótonamente decreciente y precio monótonamente creciente. Con estos bloques el GUMA informará el modo en que se reduce su demanda requerida en función de incrementos en el precio Spot de la energía.
* En tanto el precio Spot resulte menor que el precio del primer bloque, se considera que el GUMA requiere consumo pleno.
* Cada vez que el precio Spot de la energía supere el precio de un bloque y el OED despache la demanda flexible, la energía que el GUMA toma del MEM no podrá superar la energía informada en el bloque correspondiente.
* La energía del último bloque identifica la demanda inflexible, o sea la que siempre está dispuesto tomar del MEM independientemente del precio Spot.
La oferta de demanda flexible deberá ser suministrada al OED con la siguiente información:
* Identificación del GUMA.
* Identificación de el o los períodos en que oferta demanda flexible.
* Para cada período identificado, la oferta de demanda flexible como uno o más bloques de energía máxima que está dispuesto a consumir si el precio Spot previsto supera el precio indicado.
El OED deberá verificar cada oferta y, si para algún bloque la energía indicada es mayor que la que resulta de la demanda prevista, reemplazar la energía ofertada por la energía prevista.
El OED deberá rechazar una oferta de demanda flexible si verifica alguna de las siguientes condiciones:
* El GUMA está inhabilitado por incumplimientos registrados a su oferta de demanda flexible despachada.
* Los bloques no cumplen la condición de ser monótonamente crecientes en precio y/o monótonamente decrecientes en energía.
En caso de rechazar una oferta de demanda flexible, el OED deberá informar al GUMA y el motivo que lo justifica.
Para todo GUMA que no informe oferta de demanda flexible, el OED debe considerar que está dispuesto a retirar toda su energía independientemente de los precios que resulten en el Mercado Spot.
3.2.3.3. DESPACHO DE DEMANDA FLEXIBLE.
El despacho hará competir las ofertas de generación, las ofertas de demanda flexible y las ofertas de otros países en las interconexiones internacionales. Del mismo modo que el OED determina los programas de carga diarios de generación, determinará los programas diarios de demanda para las correspondientes ofertas de demanda flexible.
El modelo de despacho diario deberá representar las ofertas de demanda flexible como demanda condicional a que el precio Spot previsto no supere el precio indicado en cada bloque. Para ello, la demanda sin ofertas de demanda flexible se representarán con una demanda prevista, mientras que las que tienen ofertas de demanda flexible se representarán con una demanda prevista igual a la del último bloque de la oferta (o sea la energía que está dispuesto a tomar independiente del precio Spot) y la demanda restante como condicional a los precios Spot.
Con los resultados del predespacho, el OED informará para cada intervalo Spot, en base a los precios previstos, la demanda despachada para cada GUMA habilitado que haya presentado ofertas de demanda flexible que no hayan sido rechazadas, para que el agente tenga en cuenta las ofertas de demanda flexible previstas aceptadas y tome las medidas necesarias para poder mantener su consumo del MEM dentro del valor despachado.
En la operación real, el OED informará con cada redespacho los cambios que resultan en las ofertas de demanda flexible aceptadas, o sea la energía despachada a tomar en función de los precio Spot de la energía, indicando para cada intervalo Spot la demanda que resulta despachada.
El resultado para el Gran Usuario que oferta demanda flexible será el siguiente:
* En tanto el precio Spot previsto según el despacho vigente resulte menor que el precio del primer bloque, resultará despachado con su demanda prevista el día anterior más sus ajustes posteriores a lo largo del día.
* Cada vez que el precio Spot previsto en el despacho vigente supere el precio de un bloque, la energía que el GUMA toma del MEM no podrá superar la energía informada en el bloque correspondiente más una tolerancia.
3.2.3.4. INCUMPLIMIENTOS A LA DEMANDA FLEXIBLE DESPACHADA.
Toda oferta de demanda flexible que haya sido informada por el OED en el predespacho o un redespacho como aceptada compromete al GUMA que la ofertó a mantener su consumo por debajo de la demanda condicional ofertada y aceptada como flexible. En este caso, el consumo del GUMA correspondiente no podrá superar la demanda despachada, dentro de una banda de tolerancia del CINCO (5) % en cada intervalo Spot.
Al finalizar cada día, el OED deberá verificar el cumplimiento de las ofertas de demanda flexibles despachadas. En caso de detectar un incumplimiento, entendiendo como tal que la energía consumida supero en algún intervalo Spot más de un CINCO (5) % la energía despachada para el GUMA, el OED deberá asignarle un Cargo por Incumplimiento en la demanda flexible calculado como la energía retirada de más (o sea por encima de la energía despachada más la correspondiente tolerancia) valorizado a dos veces el precio Spot. Ante reiteración de DOS (2) o más incumplimientos en un período de VEINTISEIS (26) semanas móviles, quedará inhabilitado a ofertar demanda flexible por las siguientes CINCUENTA Y DOS (52) semanas.
Al finalizar cada mes, el OED debe totalizar los Cargos por Incumplimiento en la demanda flexible y asignar el monto resultante al cubrimiento del costo de la reserva, reduciendo en este modo el Cargo por Reserva a pagar por los agentes.
3.2.4. PREDESPACHO
3.2.4.1. DESPACHO DE CARGAS Y DETERMINACION DEL PRECIO DE MERCADO
El despacho diario es realizado todos los días por el OED. Los viernes y días hábiles previos a un feriado se informa a las centrales hidroeléctricas el despacho previsto para el fin de semana o días feriados y el primer día hábil subsiguiente. Este despacho será indicativo.
Se debe realizar en primer lugar un redespacho semanal para definir los paquetes de energía hidráulicas a ubicar en el día a despachar, teniendo en cuenta el horizonte semanal y las modificaciones que puedan haber surgido en las previsiones.
Utilizando la Base de Datos Diaria y la energía hidráulica a despachar resultado del redespacho semanal, el OED debe realizar el despacho hidrotérmico diario del MEM.
Una máquina no podrá ser programada arrancando por despacho si el tiempo previsto generando en dicho despacho resulta menor que una hora.
Con respecto a la generación hidroeléctrica, se admitirá un apartamiento de hasta el CINCO (5) % en la energía diaria despachada para una central con respecto al óptimo definido en la Programación o Reprogramación Semanal vigente.
La operación de las centrales del bombeo con capacidad de bombeo semanal se despacha teniendo en cuenta la energía prevista como generación y bombeo entre semanas y entre días de la semana en la programación semanal vigente. La operación de generación y bombeo dentro del día se determina con el rendimiento económico de bombeo definido por el Generador en función de la diferencia de los precios Spot de compra y de venta de la energía.
Al realizar el predespacho, el OED deberá tener en cuenta los requerimientos de reserva de corto plazo, las restricciones y la generación forzada y obtener los programas de carga previstos. Además deberá revisar y ajustar los arranques y paradas previstas en turbovapor y nucleares e informar a los Generadores afectados los cambios previstos.
El precio de la energía en el MEM refleja el costo del siguiente MW de demanda a abastecer por despacho teniendo en cuenta las restricciones vigentes, asociadas al transporte y al mantenimiento del nivel de calidad del servicio y seguridad establecidos, calculado de acuerdo a la metodología descripta en el Anexo 5 de LOS PROCEDIMIENTOS.
En base al despacho realizado, el OED debe determinar la previsión de precios de la energía para cada intervalo Spot:
a) el Precio de Mercado;
b) las áreas desvinculadas, indicando las máquinas incluidas dentro de dicha área y precios Locales previstos;
c) la máquina térmica o central hidráulica que margina;
d) las restricciones y generación forzada prevista;
e) el arranque y parada previsto de máquinas turbovapor y nucleares;
f) las ofertas previstas aceptadas de demanda flexible y la demanda despachada al correspondiente GUMA.
En caso de grupos de máquinas térmicas dentro de una central ofertadas en conjunto, el OED determinará e informará a los agentes el programa de carga despachado para el conjunto de máquinas. Con el objeto que el OED pueda realizar la supervisión centralizada de la operación del sistema, el Generador determinará e informará al OED las máquinas del grupo que cubrirán dicho despacho y los arranques y paradas programados.
3.2.4.2. DEFINICION DE PRECIOS LOCALES
Una restricción activa de Transporte se manifiesta como una saturación del vínculo y provoca diferencias en el despacho de máquinas de un área respecto del despacho óptimo sin restricciones de transporte, evidenciando las limitaciones impuestas al MEM. Cada intervalo Spot en que en un área las restricciones de transporte afectan el despacho económico, el área se considera desvinculada del Mercado. Su precio local es determinado de acuerdo a la metodología indicada en el Anexo 26 de LOS PROCEDIMIENTOS.
3.2.4.3. DESPACHO DE COMBUSTIBLES
En el programa de despacho diario se incluirá la previsión de disponibilidad de combustibles por central suministrada por los Generadores (cuota de gas, stock de combustibles líquidos y/o carbón) y la información respecto a restricciones en las posibilidades de quemado de los distintos tipos de combustibles en las máquinas. Dicha información será tenida en cuenta para el cálculo de la disponibilidad de las correspondientes máquinas térmicas.
El programa de despacho optimiza en función a la disponibilidad de máquinas y la disponibilidad de combustibles por central con sus correspondientes precios, y obtiene como resultado, junto con los precios de la energía y programas de cargas, una previsión de consumo de combustible en cada máquina. De este modo se determinará la distribución dentro de cada central de la cuota de gas prevista, que corresponde al despacho óptimo y que se utilizará para la fijación de precios de la energía.
3.2.4.4. PROGRAMACION DE RESTRICCIONES AL ABASTECIMIENTO
El OED deberá definir los programas de restricciones a aplicar, de acuerdo a lo establecido en el Anexo 38 de LOS PROCEDIMIENTOS. De estar previsto en la programación semanal la necesidad de aplicar restricciones al abastecimiento, realizará el despacho por intervalo Spot de la ENS prevista para ese día. Por otra parte, de surgir en la programación diaria que la generación disponible resulta insuficiente para abastecer la demanda prevista, determinará mediante el programa de despacho una previsión de déficit por intervalo Spot.
En todos los casos el OED tendrá en cuenta los requerimientos indicados por los Distribuidores en la programación semanal en cuanto a la programación de sus restricciones.
3.2.4.5. DESPACHO DE LA COMPRA/VENTA CON OTROS PAISES
Las operaciones de importación y exportación con países interconectados se realizarán de acuerdo a las normas establecidas en el Anexo 30 "Importación y Exportación de Energía Eléctrica" de LOS PROCEDIMIENTOS y los acuerdos vigentes en los convenios de interconexión.
3.2.4.6. DESPACHO DE LA RESERVA REGULANTE
Los Generadores del MEM participarán en la regulación primaria y secundaria de frecuencia de acuerdo a las características informadas de sus máquinas.
El OED definirá las características mínimas que deberá reunir una máquina para poder participar en la regulación primaria y secundaria de frecuencia. Los Generadores con máquinas y/o centrales que reúnan estos requisitos podrán solicitar su habilitación para participar en la Regulación de Frecuencia.
La participación en la regulación será voluntaria, pudiendo un Generador habilitado decidir no participar. En ese caso, junto con el envío de los datos para la programación diaria, los Generadores habilitados deberán informar su indisponibilidad como capacidad regulante. De no recibirse esta notificación, el OED considerará que el Generador participará en la capacidad regulante.
En el Anexo 23 de LOS PROCEDIMIENTOS se indican los procedimientos para la habilitación de máquinas y/o centrales, y la metodología para el despacho de la reserva para regulación.
3.2.4.7. DESPACHO DE LAS RESERVAS DE CORTO PLAZO EN MAQUINAS PARADAS.
Si la semana resulta definida sin riesgo de falla, el OED contará con las ofertas de reserva de corto plazo en máquinas paradas informada para la semana y determinará la oferta diaria y su asignación de acuerdo a las metodologías y criterios definidos en el Anexo 36 de LOS PROCEDIMIENTOS.
3.2.4.8. CONTROL DE TENSION Y DESPACHO DE REACTIVO
Los Generadores, Distribuidores, Grandes Usuarios y Transportistas deberán informar cualquier modificación a sus condiciones comprometidas de suministro de reactivo.
En el Anexo 4 de LOS PROCEDIMIENTOS se indican las obligaciones de los agentes del MEM con respecto el control de tensión y potencia reactiva y los montos de los cargos y penalizaciones correspondientes.
3.2.4.9. MERCADO SPOT ANTICIPADO DIARIO
El Mercado Spot Anticipado Diario permite cada día tomar posiciones para el día siguiente. El objeto es crear una herramienta financiera que permita a los agentes y Comercializadores complementar y corregir las posiciones tomadas en el Mercado de Contratos.
Cada agente podrá elegir si desea o no operar en el Mercado Spot Anticipado. Para ello, junto con la información para el predespacho diario, deberá suministrar la información para el Mercado Spot Anticipado Diario para cada intervalo Spot.
* Si es un agente Productor, podrá informar la generación que oferta al Mercado Spot Anticipado Diario (que puede ser CERO (0)) y el precio mínimo al que está dispuesto a vender la misma.
* Si es un agente Consumidor o un Generador con contratos, podrá informar la demanda que requiere en el Mercado Spot Anticipado Diario (que puede ser CERO (0)), y opcionalmente el preciomáximo al que está dispuesto a comprar. Si no informa este precio, se asumirá que está dispuesto a comprar a cualquier precio.
En cada intervalo Spot, para cada agente que no suministre información para el Mercado Spot Anticipado Diario, el OED deberá considerar que no participa en dicho Mercado y sus ventas o compras resultarán CERO (0) en el Mercado Spot Anticipado Diario.
Cada día, el OED asignará la generación ofertada y la demanda requerida en el Mercado Spot Anticipado Diario por orden de mérito de precios, y calculará el precio de la energía en el Mercado Spot Anticipado Diario con la misma metodología que en el Mercado Spot. Si la demanda total requerida es mayor que la oferta de generación, se aceptará toda la generación ofertada definiendo el precio resultante como el menor precio de la demanda que queda satisfecha con la oferta.
Cada agente resultará comprando o vendiendo energía en el Mercado Spot Anticipado Diario a sus precios nodales, de acuerdo a la relación que exista para cada intervalo Spot:
* Para los demandantes de dicho Mercado, las ofertas de compra que resultaron asignadas;
* Para los oferentes, las ofertas de venta que resultaron aceptadas.
Los resultados del Mercado Spot Anticipado Diario serán informados juntos con los resultados del predespacho y serán considerados como un compromiso comercial, que se administrará en el Mercado Spot como si se tratara de un contrato. En LOS PROCEDIMIENTOS toda referencia a compromisos contratados para la administración de apartamientos en el Mercado Spot se considera que incluye los compromisos que surgen del Mercado Spot Anticipado Diario salvo que se indique lo contrario.
El día siguiente en cada intervalo Spot, los desvíos en la oferta y la demanda real respecto de lo asignado en el Mercado Spot Anticipado Diario se comprarán o venderán, según corresponda, en el Mercado Spot al precio Spot que resulte en el nodo. En consecuencia, en cada intervalo Spot la transacción final de cada agente será el total neto entre sus transacciones en el Mercado Spot Anticipado, que serán CERO (0) de no haber participado en dicho mercado, y sus transacciones en el Mercado Spot.
Cada agente resultará comprando o vendiendo energía en el Mercado Spot a sus precios nodales por intervalo Spot según los apartamientos que surjan:
* Para agentes Consumidores, entre su demanda propia, la energía asignada en el Mercado Spot Anticipado Diario y la compra de energía contratada;
* Para agentes Productores, entre su generación propia, energía ofertada y aceptada en el Mercado Spot Anticipado y compromisos de entrega de energía por contratos.
3.2.4.10. ENVIO DE LA PROGRAMACION DIARIA
Antes de las 13:00 hrs del día de cierre para recabar información, el OED debe enviar los resultados del predespacho. Los mismos representarán un compromiso por parte del OED de respetar en la operación la programación prevista, salvo apartamientos respecto a las condiciones previstas, pero además supondrán del Generador un compromiso de cumplir los programas indicados y aceptar los precios que de ello resulten. La información enviada es la correspondiente a los precios previstos en función de las maquinas despachadas con los combustibles previstos y las limitaciones activas que resultan de acuerdo al predespacho. En tanto las empresas no informen modificaciones y/o el OED realice un redespacho, en la operación en tiempo real el precio queda determinado de acuerdo a lo que indica el despacho vigente para el intervalo Spot correspondiente, de acuerdo a lo establecido en el Anexo 5 de LOS PROCEDIMIENTOS.
* A Generadores: Para cada intervalo Spot, el Precio de Mercado previsto y la máquina térmica o central hidroeléctrica que lo define, y el correspondiente Precio Local cuando su nodo esté previsto desvinculado del Mercado.
* A Generadores: las máquinas generando forzadas, identificando si corresponde a un Acuerdo de Generación Obligada o a un requerimiento imprevisto.
* A Generadores: Para cada reserva de corto plazo en que se asigna el servicio a máquinas paradas, el nivel de reserva de corto plazo asignado, y las máquinas previstas paradas aportando esta reserva y el correspondiente precio previsto.
* A Generadores: Valor del agua de las centrales hidroeléctricas y Costo Variable de Producción para el Despacho (CVPD) vigentes.
* Generadores con máquinas despachadas: Para cada máquina el programa de generación y tipo de combustible previsto, y la discriminación de los períodos en que se prevé forzada.
* A Generadores con máquinas no despachadas: Para cada una, la indicación de que no resultó despachado y la potencia asignada como reserva de corto plazo en máquinas paradas, de corresponder.
* A Países Interconectados: Se responderá si se aceptan las ofertas de venta. A las solicitudes de compra, se indicará si es posible suministrar la energía pedida y el precio requerido. En ambos casos, se suministrará el programa de cargas previsto para la interconexión.
* A Distribuidores: De existir una previsión de déficit, la programación de las restricciones a aplicar al abastecimiento.
* A los agentes que participen en el control de tensión y aporte de reactivo: Las consignas de tensión en barras y requerimientos particulares de reactivo que difieran de los compromisos acordados.
* A todos los agentes: Los Acuerdos de Generación Obligada que activan generación forzada, los requerimientos imprevistos que fuerzan generación por restricciones de calidad, y las restricciones activas previstas de Transporte.
* A Grandes Usuarios: De existir una previsión de déficit, la programación de las restricciones a aplicar al abastecimiento. A los que ofertaron demanda flexible, las ofertas aceptadas y el programa de demanda abastecida previsto.
* A Grandes Usuarios Interrumpibles: Para cada Gran Usuario Interrumpible los períodos en que se hace uso de su oferta de potencia interrumpible, de existir, y el motivo que lo justifica, y el programa de demanda que resulta previsto abastecido.
Los Distribuidores contarán hasta las 16.00 hrs para acordar modificaciones a su programa de restricciones.
3.3. OPERACION EN TIEMPO REAL
Durante la ejecución de la operación en tiempo real, tanto el OED como los agentes y Comercializadores deberán respetar la programación vigente. De surgir alguna modificación en lascondiciones previstas para un Generador, la misma será tenida en cuenta para el redespacho y afectará la definición de precios a partir del momento que la empresa lo notifique al OED.
El despacho vigente se utilizará para la definición de los precios de la energía para cada intervalo Spot, la previsión de áreas desvinculadas y sus precios locales y la asignación de reservas de corto plazo.
Si una máquina prevista en servicio en el predespacho estando disponible se saca de servicio, se considera que pasa a integrar la reserva fría incrementándola. Si por el contrario, se debe entrar en servicio una máquina asignada en reserva fría, en tanto no se realice un redespacho se mantendrá una menor proporción de potencia en reserva fría.
Cuando un Generador con contratos en el Mercado a Término resulta despachado por encima de su energía contratada, venderá la energía excedente al Mercado Spot al correspondiente precio para la energía en su nodo.
Cada intervalo Spot el OED calculará el Precio de Mercado con la metodología indicada en el Anexo 5 de LOS PROCEDIMIENTOS y en las áreas desvinculadas su precio local de acuerdo a la metodología indicada en el Anexo 26 de LOS PROCEDIMIENTOS. El OED informará para cada intervalo Spot la lista de las máquinas forzadas discriminando el motivo (Acuerdo de Generación Obligada, requerimientos de calidad de corto plazo imprevistos, requerimiento mínimo para regulación de frecuencia).
En caso de cambios intempestivos (por ejemplo, disparo de una máquina o una línea), el OED podrá solicitar apartamientos temporarios respecto a la programación prevista sin realizar un redespacho, pero respetando las restricciones incluidas por las empresas en la información suministrada para realizar el predespacho que puedan afectar su seguridad, o en caso de centrales hidroeléctricas sus compromisos aguas abajo.
De ser necesaria la entrada de máquinas térmicas, debe primero solicitar la máquina de menor costo en el Mercado. Cuando desaparezca la perturbación, debe volver a la programación original. De mantenerse la anormalidad, el OED deberá realizar un redespacho.
Los Generadores deben informar al OED cualquier modificación en su parque térmico, ya sea en la disponibilidad de alguna máquina o en el tipo de combustible que está consumiendo. A los efectos de la operación, el cambio sólo pasará a ser tenido en cuenta a partir de su notificación al OED.
Si una máquina que participa en la regulación de frecuencia tiene una disminución en su potencia máxima operable, debe informar al OED el cual podrá modificar su potencia despachada para mantener el margen de regulación. Si queda imposibilitado de seguir participando en la regulación de frecuencia debe informarlo al OED, quien podrá decidir a partir de ese momento pasar a despacharla a máxima potencia.
El OED debe ser informado de las indisponibilidades de equipamiento de transporte, como de cualquier apartamiento de lo comprometido con respecto al reactivo por parte de los Generadores, Transportistas, Distribuidores y Grandes Usuarios.
El OED es el responsable que la configuración de la red se adecue a los requerimientos del despacho vigente. En consecuencia, en cumplimiento de sus funciones, podrá solicitar maniobras sobre el equipamiento del Sistema Interconectado. En todos los casos se considera que un requerimiento del OED es de cumplimiento obligatorio por las empresas integrantes del MEM. Sin embargo, la seguridad de los equipos y personas involucradas será responsabilidad de las empresas propietarias. Solamente de significar un riesgo para la seguridad de sus instalaciones y/o personas bajo su responsabilidad, la empresa podrá negarse a acatar las instrucciones del OED.
El Gran Usuario Interrumpible que oferta parte de su demanda como reserva de corto plazo, se compromete, frente a una solicitud del OED con la correspondiente justificación, a reducir su demanda en la potencia ofertada como reserva dentro de los tiempos comprometidos.
Ante emergencias en el MEM que requieran realizar en una o más áreas reducciones operativas de la demanda, el operador del OED deberá solicitar en primer lugar la reducción a los Grandes Usuarios Interrumpibles del área. El Gran Usuario podrá rehusarse al pedido en la medida que el preaviso sea con un tiempo inferior al ofertado.
3.3.1. CENTRALES DE BOMBEO
Para optimizar el uso de su energía de oportunidad de la central de bombeo, el OED podrá ir modificando su programa de generación en función de las condiciones reales que se presenten en el Mercado o, de surgir excedentes importantes, ofrecerle bombear.
Por su parte, de acuerdo a la evolución real de precios, la central de bombeo podrá solicitar incorporarse a la demanda del Mercado para bombear pero el OED podrá no aceptar dicho requerimiento de apartarse en forma significativa del programa tentativo informado, justificando debidamente la no aceptación en función de condiciones técnicas en el Sistema.
3.3.2. ASIGNACION DE LA CUOTA DE GAS
El Generador deberá informar las modificaciones significativas que surjan en su disponibilidad de gas respecto de lo previsto o contratado y que afecten su despacho previsto.
Como primera medida, de ser la cuota inferior a la prevista o contratada e insuficiente para todas las máquinas previstas con gas en el despacho, deberá pasar a consumir combustibles fósiles en el orden dado por la máquina de menor costo. Si por el contrario la oferta es mayor y sobra gas una vez cubierto el requerimiento de todas las máquinas previstas con gas en el despacho, deberá ir pasando a gas natural en el orden dado por la máquina más cara de la central.
Si la modificación en la disponibilidad de gas invalida el despacho óptimo previsto, el OED deberá realizar el correspondiente redespacho.
Si el Generador no consume el combustible disponible del modo óptimo indicado y/o despachado, deberá informar al OED y justificarlo debidamente. De no considerarse el motivo válido, para el cálculo de precios el OED considerará que la máquina está quemando el combustible correspondiente al despacho óptimo (predespacho o redespacho vigente) independientemente de lo que haya hecho el Generador en la realidad.
3.3.3. REDESPACHO
Durante la operación en tiempo real, el OED debe realizar los redespachos que sean necesarios para garantizar que el despacho vigente corresponde a la operación óptima para las condiciones existentes de oferta y demanda, y recalcular los nuevos precios que resultan. En todos los casos deberá realizar un redespacho de presentarse alguna de las siguientes condiciones.
a) Se modifica la demanda o la oferta, vinculada al Mercado o en un área desvinculada según corresponda, prevista en el despacho vigente en una magnitud que resulta significativa para el cálculo del precio de la energía.
b) Se modifica la composición del parque vinculado al Mercado por más de un intervalo Spot, resultando máquinas generando que no estaban previstas en el despacho vigente.
Si en condiciones extraordinarias, transitoriamente en un intervalo Spot resulta una máquina generando que no está prevista en el despacho vigente, será remunerada a costo operativo si su precio de nodo resulta inferior a dicho costo. Dicha condición transitoria se podrá mantener a lo sumo UNA (1) hora, requiriendo para un período mayor un redespacho y nuevo cálculo de precios por parte de el OED.
Cuando el OED realiza un redespacho para el resto de un día, debe enviar a cada central sus nuevos programas de carga, junto con los nuevos precios Spot previstos. La información se enviará en forma similar a la indicada para el predespacho. De ser necesario despachar las máquinas asignadas a un servicio de reserva de corto plazo, el OED podrá redespachar la reserva asignada, de acuerdo a los criterios y metodologías definidas en el anexo 36 de LOS PROCEDIMIENTOS.
Toda máquina prevista parada y asignada como reserva fría en el predespacho, será remunerada por su potencia puesta a disposición para dicho servicio al precio correspondiente salvo que quede indisponible o falle al pedirse su entrada en servicio. El OED no podrá en un redespacho eliminar una máquina asignada como reserva fría en el predespacho, salvo que la máquina quede indisponible.
3.4. RESULTADOS DE LA OPERACION 3.4.1. DETERMINACION DE LOS INTERCAMBIOS
Antes de las 10:00 hrs del primer día hábil siguiente, los agentes deben enviar al OED la siguiente información.
* Cada central, Autogenerador y Cogenerador, la energía generada por intervalo Spot para el MEM.
* Cada Distribuidor, Autogenerador y Gran Usuario, la energía consumida al MEM y la potencia máxima resultante.
El OED debe recopilar dicha información en la Base de Datos de Operación del Mes para su procesamiento.
Antes de las 18:00 hrs. el OED informará a cada central, Autogenerador y Cogenerador el precio resultante para cada intervalo Spot en su nodo, su volumen de venta de energía, y el precio y remuneración correspondiente por cada tipo de reserva de corto plazo. Informará además los períodos en que cada máquina de la central se considera forzada y la generación forzada asociada.
Para las centrales de bombeo, informará a su vez el volumen de compra de energía y su valorización a los precios de la energía en su nodo por intervalo Spot. En lo que hace a la potencia, se considerará como una demanda (un Gran Usuario) y la comprará a través del Cargo por Potencia Despachada asociada a la demanda de bombeo.
3.4.2. INCUMPLIMIENTO DE LAS ORDENES DEL OED
En la operación real, los agentes del MEM deberán acatar las órdenes del OED. La falta de cumplimiento injustificado dará lugar a multas cuyo monto definirá la Secretaría de Energía en base al perjuicio que ocasione al Sistema.
Junto con la información de la operación, el OED enviará a las empresas su cuestionamiento por incumplimiento de la programación u órdenes del OED. La empresa contará con VEINTICUATRO (24) horas contadas a partir de la recepción de dicha información para responder y presentar su justificación. En caso que la empresa no responda dentro del plazo indicado o que el OED considere que la justificación no responde a motivos de seguridad de su equipamiento y/o personal, se elevará a la Secretaría de Energía la queja correspondiente, la solicitud de sanción si se justifica, y la respuesta de la empresa. La Secretaría de Energía Eléctrica decidirá como última instancia sin apelación.
En caso de que una máquina genere por encima de lo solicitado, con una tolerancia del CINCO (5) %, el OED informará documentadamente la situación al Generador y no reconocerá la remuneración de esta energía (o sea que se le asignará como penalización un precio CERO (0)).
Si alguna empresa en la operación no informó en tiempo cambios en su disponibilidad de equipamiento o en el combustible consumido que hubieran afectado su despacho y no justifica debidamente esta demora, el OED podrá elevar a la Secretaría de Energía la queja correspondiente, solicitando la sanción correspondiente. Por su parte, si de la modificación resulta el PM o PL superior al correspondiente a la situación real, el OED corregirá para el período correspondiente los precios e informará a las empresas los motivos del cambio.
3.4.3. CUESTIONAMIENTOS DE LAS EMPRESAS GENERADORAS
Con los resultados de la operación suministrados por el OED, las empresas Generadoras contarán con un plazo de VEINTICUATRO (24) horas después de recibir la información del OED, para cuestionar apartamientos con respecto a su programa de generación previsto, pudiendo solicitar reconocimiento de una programación alternativa. En el caso de centrales hidráulicas con embalse podrán cuestionar si su energía semanal generada resulta con un apartamiento superior al DIEZ (10) % respecto al óptimo previsto, considerando la programación semanal y sucesivos redespachos. Las centrales de bombeo podrán también cuestionar las negativas a sus requerimientos de bombear.
Si el OED demuestra que en el despacho realizado el costo total es inferior al despacho sugerido por la empresa o que los apartamientos se debieron a motivos operativos de seguridad, se considerará que la operación realizada fue la correcta y la empresa deberá acatar el resultado obtenido. De no ser así y no llegar a un acuerdo entre las partes, la empresa podrá elevar su cuestionamiento a la Secretaría de Energía.
Las empresas también podrán cuestionar la falta de redespacho, y en consecuencia redefinición de precios vigentes, en el caso de registrarse apartamientos respectos a las hipótesis previstas. Si el OED demuestra que las diferencias no resultan significativas en el precio final, representando una diferencia no mayor que el CINCO (5) %, se rechazará la queja. De lo contrario y de no surgir acuerdo, la empresa podrá elevar su queja a la Secretaría de Energía.
En todos los casos, el OED contará con VEINTICUATRO (24) horas para responder al cuestionamiento. Transcurrido este plazo y de no haber respuesta del OED, el cuestionamiento pasará automáticamente a la Secretaría de Energía.
La Secretaría de Energía decidirá en instancia única en base al cuestionamiento planteado y la justificación del OED, si corresponde un resarcimiento y en tal caso, su importe.
3.4.4. CALIDAD DEL SISTEMA DE TRANSPORTE.
El OED emitirá, antes del día CINCO (5) de cada mes, para cada sistema de transporte, un ‘Documento de Calidad de Servicio de Transporte Provisorio’ (DCSTp), que contendrá la informaciónde las indisponibilidades del equipamiento según los datos recabados por aplicación de lo dispuesto en el Capítulo 5 de LOS PROCEDIMIENTOS adecuadamente consolidados. El OED informará el DCSTp a los transportistas, a los agentes usuarios del transporte y al ENRE.
3.4.5. CUESTIONAMIENTOS DE LOS AGENTES AL DOCUMENTO DE CALIDAD DE SERVICIO DEL TRANSPORTE PROVISORIO (DCSTP)
Los transportistas y los usuarios del transporte, deberán presentar por escrito ante el OED, todas las observaciones que tuvieren a la información contenida en el DCSTp, dentro de los CINCO (5) días corridos contados desde su notificación.
Dentro de los SIETE (7) días corridos contados desde el vencimiento del plazo indicado en el párrafo precedente, el OED reunirá las observaciones presentadas, las analizará y notificará inmediatamente al ENRE dichas observaciones y su análisis.
3.5. REMUNERACION A GENERADORES
Los Generadores recibirán su remuneración en función de la energía y potencia vendida al MEM calculada a partir del valor neto entregado, o sea descontando el consumo propio. Deberán además pagar o cobrar, según corresponda, por los otros servicios que se prestan en el Sistema, incluyendo los servicios de Transporte, servicio de reserva de corto plazo, control de tensión y aporte de reactivo.
3.5.1. REMUNERACION DE LA ENERGIA
Cada intervalo Spot "h", el precio de la energía (PEN) en un nodo "n" depende si dicho nodo está o no en un área desvinculada.
* Si resulta en un área vinculada del Mercado, el precio de nodo de la energía se calcula con el Precio de Mercado (PM) transferido hasta el nodo a través del factor de nodo (FN).
PEN h n = PM h x FN h n
* Si resulta despachada en un área Desvinculada "a", el precio de nodo se calcula con el Precio Local (PL) del área transferido hasta el nodo a través del correspondiente factor de nodo.
PEN h n = PL h a x FN h n
Cada intervalo Spot la energía vendida por una máquina al MEM se remunera al precio de la energía en el nodo. En el caso de generación forzada, ya sea por Acuerdos de Generación Obligada o imprevista, recibirá adicionalmente el precio establecido en el Acuerdo o el sobrecosto correspondiente, según corresponda, de acuerdo a lo que se establece en el Anexo 14 de LOS PROCEDIMIENTOS.
El precio de la energía tiene en cuenta la reserva asignada para regulación y, por lo tanto, en la remuneración total de la energía a los Generadores ya está incluida una remuneración adicional debido a dicha reserva con que opera el MEM.
El OED calcula para cada intervalo Spot la remuneración que corresponde a cada Generador por su venta de energía al Mercado Spot. De la integración de estos valores se obtiene la remuneración mensual del Generador por venta de energía al MEM.
3.5.2. REMUNERACION DE LA RESERVA REGULANTE
En el Anexo 23 de LOS PROCEDIMIENTOS se indican los procedimientos para la remuneración y despacho de la reserva para regulación de frecuencia.
3.5.3. REMUNERACION DE LA POTENCIA
3.5.3.1.POTENCIA NETA PUESTA A DISPOSICION
La potencia neta puesta a disposición se calcula descontando de la potencia bruta el consumo por servicios auxiliares. Para el cálculo de la potencia neta operada y la potencia neta puesta a disposición se debe tener en cuenta las restricciones de transporte y/o distribución que limiten su potencia máxima generable.
La potencia neta de una máquina térmica o central hidroeléctrica se remunera como reserva de mediano plazo por estar prevista generando en el Predespacho Anual de Media, de acuerdo a lo establecido en el Anexo 37 de LOS PROCEDIMIENTOS, o asignada como reservas de corto plazo, de acuerdo a lo establecido en el Anexo 36 de LOS PROCEDIMIENTOS, o como reserva contingente de acuerdo a lo que establece el Anexo 21 de LOS PROCEDIMIENTOS.
La potencia asignada como reserva se remunera al precio correspondiente del tipo de reserva en el Mercado transferido al nodo a través del Factor de Adaptación (FA), de acuerdo a lo establecido en el Anexo 36, Anexo 37 y Anexo 21 de LOS PROCEDIMIENTOS.
3.5.3.2. RESERVA CONTINGENTE
Cada mes el OED debe determinar la potencia asignada al servicio de reserva contingente en máquinas térmicas con la metodología establecida en el Anexo 21 de LOS PROCEDIMIENTOS.
La remuneración semanal por reserva contingente (REMCONT) de una máquina "q" se determina multiplicando la potencia asignada como reserva contingente (RESCONT) en dicha semana al precio de la reserva contingente ($CONT) en el Nodo por la cantidad de horas en que se remunera la potencia en la semana.
REMCONT q = RESCONT q * ( $CONT * FA q ) * NHPSEM
siendo:
* FA q : Factor de Adaptación para la máquina q.
* NHPSEM: cantidad de horas en que se remunera la potencia en la semana.
3.5.4. TRANSACCIONES DE POTENCIA REACTIVA
En el Anexo 4 de LOS PROCEDIMIENTOS se describen los criterios según los cuales se realizan las operaciones por potencia reactiva.
3.6. REMUNERACION DEL TRANSPORTE
En la operación en tiempo real se hará el seguimiento y consolidación de la información relevante para la remuneración de los Transportistas, en un todo de acuerdo con lo descripto en los Anexos 18 y 19 de LOS PROCEDIMIENTOS, correspondientes al Sistema de Transporte en Alta Tensión y por Distribución Troncal respectivamente.
3.7. ARRANQUE Y PARADA DE MAQUINAS
En caso de solicitar el OED el arranque de una máquina turbovapor o nuclear y posteriormente, por cambiar las condiciones previstas de los nuevos despachos resulta que el OED interrumpe el arranque antes de que comience a entregar energía, se pagará al Generador en compensación el costo de arranque acordado.
Análogamente, de solicitar el OED un arranque a una turbovapor o máquina nuclear y posteriormente requerir su parada sin que la máquina resulte generando por lo menos durante un período de pico, se pagará al Generador en compensación el costo de arranque correspondiente.
El costo del arranque y parada se establecerá de acuerdo a lo indicado en el Anexo 13 de LOS PROCEDIMIENTOS y se asignará como costo al Cargo por Servicios Asociados a la Potencia.
3.8. AUTOGENERACION Y COGENERACION
Los Autogeneradores y Cogeneradores pertenecientes al MEM podrán vender, y los Autogeneradores comprar, al precio que resulta en el Mercado de una manera similar a los otros agentes del MEM, debiendo suministrar la información necesaria dentro de los plazos indicados para su programación (estacional, semanal y diaria). La metodología a utilizar se establece en el Anexo 12 de LOS PROCEDIMIENTOS.
3.9. EMPRESAS NO RECONOCIDAS COMO AGENTES DEL MEM
Todo pedido de compra/venta en el MEM de una empresa que no sea agente o Participante reconocido del MEM deberá ser solicitada dentro de los plazos indicados en la programación semanal y diaria. Cuando se solicite comprar en el Mercado Spot, el OED accederá en la medida de que exista energía disponible. Esta demanda adicional no modificará los precios. El precio de venta quedará fijado de acuerdo a la disponibilidad de Generación en el Sistema.
a) La energía correspondiente a excedentes hidráulicos se venderá al PM.
b) La energía térmica, incluyendo la nuclear, se venderá pagando todos los sobreprecios de las incorporaciones que origina en el despacho esta nueva demanda.
c) La energía hidráulica embalsada se venderá al CENS vigente.