Argentina. Secretaría de Energía
Resolución SE 0178/1994. Boletín Oficial n° 27.929, lunes 11 de julio de 1994, pp. 7-16.

Citas Legales : Ley 24.065, Ley 24.065 - artículo 35, Ley 24.065 - artículo 36, Resolución SE 0137/1992, Resolución SEE 0061/1992, Resolución SEE 0061/1992 - anexo 02, Resolución SEE 0061/1992 - anexo 12 - punto 6., Resolución SEE 0061/1992 - anexo 12 - punto 7., Resolución SEE 0061/1992 - anexo 13, Resolución SEE 0061/1992 - anexo 18, Resolución SEE 0061/1992 - anexo 19, Resolución SEE 0061/1992 - anexo 22, Resolución SEE 0061/1992 - anexo 27, Resolución SEE 0061/1992 - anexo 28, Resolución SEE 0061/1992 - capítulo 2, Resolución SEE 0061/1992 - capítulo 3 - punto 3.5.1., Resolución SEE 0061/1992 - capítulo 4 - punto 4.11.2.

BUENOS AIRES, 24 DE JUNIO DE 1994.
    VISTO la Ley N° 24.065 y las Resoluciones EX-SECRETARIA ENERGIA ELECTRICA N° 61 del 29 de abril de 1.992 y SECRETARIA DE ENERGIA N° 137 del 30 de noviembre de 1.992, sus modificatorias y complementarias, y

    CONSIDERANDO:

    Que la comercialización de energía eléctrica en el MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA (MEM) establecido por la Ley N° 24.065 está sujeta a la regulación federal contenida en dicha norma y sus complementarias y reglamentarias.

    Que conforme por el Artículo N° 36 de la Ley N° 24.065 se encomienda a esta Secretaría fijar las normas de despacho económico para las transacciones de energía y potencia en dicho mercado previendo, entre otros aspectos, un mecanismo de estabilización de la tarifa a pagar por los distribuidores que actúan en él.

    Que para determinar dicha tarifa debe considerarse tanto el precio que deben percibir los generdores en el Mercado "Spot" del MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM) como los correspondientes costos de transporte.

    Que tal materia fue regulada en el Capítulo 2 "PRECIOS ESTACIONALES A DISTRIBUIDORES", de los PROCEDIMIENTOS PARA LA PROGRAMACION DE LA OPERACION, EL DESPACHO DE CARGAS Y EL CALCULO DE PRECIOS EN EL MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (LOS PROCEDIMIENTOS) aprobados por Resolución EX-SECRETARIA DE ENERGIA ELECTRICA N° 61 del 29 de abril de 1.992 modificada por Resolución SECRETARIA DE ENERGIA N° 137 del 30 de noviembre de 1.992.

    Que es conveniente y oportuno asumir la experiencia recogida desde la fecha de vigencia de la citada Resolución para perfeccionar y profundizar los procedimientos en aplicación siendo para ello necesario ajustar el aludido Capítulo 2.

    Que la SECRETARIA DE ENERGIA está facultada para el dictado del presente acto en virtud de lo dispuesto en los Artículos 35 y 36 de la Ley N° 24.065.

    Por ello,
    EL SECRETARIO DE ENERGIA
    RESUELVE:

    ARTICULO 1°.- Apruébase el procedimiento para la determinación del Precio Estacional de la Energía Eléctrica contenido en el Anexo I de este acto del que forma parte integrante.

    ARTICULO 2°.- Sustitúyese íntegramente el Capítulo 2 "PRECIOS ESTACIONALES A DISTRIBUIDORES" de los Procedimientos para la Programación de la Operación, el Despacho de Cargas y el Cálculo de Precios (LOS PROCEDIMIENTOS) que como Anexo I integran la Resolución EX-SECRETARIA DE ENERGIA ELECTRICA N° 61 del 29 de abril de 1.992 modificada por la Resolución SECRETARIA DE ENERGIA N° 137 del 30 de noviembre de 1.992 y posteriores modificatorias y complementarias, por el texto contenido en el Anexo I de este acto del que forma parte integrante.

    ARTICULO 3°.- Sustituyen los puntos 6 "CARGO FIJO POR POTENCIA" y 7 "PAGO POR EL SERVICIO DE TRANSPORTE" del Anexo 12 de los Procedimientos para la Programación de la Operación, el Despacho de Cargas y el Cálculo de Precios (LOS PROCEDIMIENTOS) que como Anexo I integran la Resolución EX-SECRETARIA DE ENERGIA ELECTRICA N° 61 del 29 de abril de 1.992 modificada por Resolución SECRETARIA DE ENERGIA N° 137 del 30 de noviembre de 1.992 y posteriores modificatorias y complementarias, por el texto contenido en el ANEXO II de este acto del que forma parte integrante.

    ARTICULO 4°.- Sustituyen los puntos 4.11.2. "REMUNERACION DEL TRANSPORTE" y "CARGO VARIABLE ASOCIADO A LA ENERGIA" del Capítulo 4 "MERCADO A TERMINO" de los Procedimientos para la Programación de la Operación, el Despacho de Cargas y el Cálculo de Precios (LOS PROCEDIMIENTOS) que como Anexo I integran la Resolución EX-SECRETARIA DE ENERGIA ELECTRICA N° 61 del 29 de abril de 1.992 modificada por Resolución SECRETARIA DE ENERGIA N° 137 del 30 de noviembre de 1.992 y posteriores modificatorias y complementarias, por el texto contenido en el Anexo III de este acto del que forma parte integrante.

    ARTICULO 5°.- Sustitúyese el punto 3.5.1. "REMUNERACION DE LA ENERGIA" del Capítulo 3. MERCADO DE PRECIOS HORARIOS (MERCADO SPOT)" de los Procedimientos para la Programación de la operación, el Despacho de Cargas y el Cálculo de Precios (LOA PROCEDIMIENTOS) que como Anexo I integran la Resolución EX-SECRETARIA DE ENERGIA N° 61 del 29 de abril de 1.992 modificada por Resolución SECRETARIA DE ENERGIA N° 137 del 30 de noviembre de 1.992 y posteriores modificatorias y complementarias, por el texto contenido en el Anexo IV de este acto del que forman parte integrante.

    ARTICULO 6°.- La presente Resolución será de aplicación a partir de la fecha de su dictado.

    ARTICULO 7°.- El ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) deberá presentar la próxima programación trimestral de invierno a los agentes del MERADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM) antes del 15 de julio de 1.994 y antes del 25 de julio de 1.994 elevará a la SECRETARIA DE ENERGIA la programación definitiva.

    ARTICULO 8°.- Notifíquese a la COMPAÑIA ADMINISTRADORA DEL MERCADO MAYORISTA ELECTRICO SOCIEDAD ANONIMA (CAMMESA) y al ENTE NACIONAL REGULADOR DE LA ELECTRICIDAD (ENRE).

    ARTICULO 9°.- Comuníquese, publíquese, dese a la Dirección Nacional del Registro y archívese.
    RESOLUCION S.E. N° 178
Citas legales:Resolución SEE 0061/1992 Biblioteca
Resolución SE 0137/1992 Biblioteca
Ley 24.065 - artículo 35 Biblioteca
Ley 24.065 - artículo 36 Biblioteca

    ANEXO I

    2. PRECIOS ESTACIONALES.

    Los Precios Estacionales se fijan peródicamente según una tarifa binómica calculada en base a la operación del MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM) prevista por el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED), con un precio de la energía que tiene en cuenta el costo marginal probable, y un precio de la potencia por requerimiento de cubrimiento de la demanda, nivel de reserva y otros servicios relacionados con la calidad de la operación del MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM). El Precio de la Energía se define para tres bandas horarias dadas por el período de horas de valle, período de horas de pico y período de horas restantes.

    Se considera en cada año dos períodos de seis meses (Período Estacional), dicidido cada uno de ellos en dos subperíodos de tres meses (Período Trimestral).

    * Período Estacional de Invierno: Corresponde a los días comprendidos entre el 1 de mayo y el 31 de octubre de cada año inclusive, y se divide en Primer Trimestre de Invierno (mayo a julio) y Segundo Trimestre de Invierno (agosto de cada año a octubre de cada año).

    * Período Estacional de Verano: corresponde a los días comprendidos entre el 1 de noviembre y el 30 de abril inclusive, y se divide en Primer Trimetre de Verano (noviembre a enero) y Segundo Trimestre de Verano (febrero a abril).

    Conforme la regulación y procedimientos establecidos por la SECRETARÍA DE ENERGÍA, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) deberá con los modelos de optimización y programación aprobados por tal Secretaría, y la Base de Datos Estacional obtener la Programación Estacional del MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM) basado en el despacho óptimo que minimice el costo total de operación. En la Programación Estacional el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) calculará:

    * para la definición de precios en el siguiente período trimestral los precios aue resultan para el primer trimestre;

    * como previsión indicativa, los precios esperados para el segundo trimestre.

    Antes de finalizar el primer trimestre del Período Estacional, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) deberá realizar la Reorganización Trimestral para calcular los precios para el egundo trimestre, ajustando los datos utilizados para determinar la previsión indicativa en la correspondiente Programación Estacional. A lo largo del año, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) producirá entonces cuatro programaciones y cálculos de precios trimestrales.

    * Programacion Estacional de Invierno.

    * Reprogramación Trimestral de Invierno.

    * Programación Estacional de Verano.

    * Reprogramación Trimestral de Verano.

    El ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) deberá enviar el estudio correspondiente al período programado, ya sea la Programación Estacional o la Reprogramación Trimestral, denominado Programación Provisoria, a los agentes del MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM) para su análisis y comentarios. Luego de realizar los ajustes necesarios de acuerdo a las observaciones recibidas, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe elaborar la Programación Definitiva que enviará a la SECRETARÍA DE ENERGÍA. En base a este estudio, la SECRETARÍA DE ENERGÍA establecerá mediante Resolución los Precios Estacionales de la Energía y de la Potencia para el siguiente Período Trimestral.

    2.1. BASE DE DATOS ESTACIONAL.

    Cada agente debe suministrar al ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) los datos requeridos para la Programación Estacional, y luego debe enviar los ajustes necesarios para la Reprogramación Trimestral.

    Dado que con estos datos se calcularán los Precios Estacionales, será responsabilidad del ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) analizar la validez y consistencia de los mismos. De detectar para algún dato incoherencias respecto del conjunto o respecto de valores reales registrados, el ORGANISMO ENCARGADOD EL DESPACHO (OED) debe solicitar al agente las modificaciones necesarias indicando el motivo que justifica el pedido. De no llegar el agente y el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) a un acuerdorespecto del valor a utilizar, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe utilizar el valor que indique el agente pero debe dejar constancia escrita de su objeción. La información objetada por el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) se denomina Datos Observados y se considera en esta condición durante el transcurso del trimestre para cuya definición de precios fuera objetada.

    Durante el trancurso de cada Período Trimestral, el ORGANIASMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe realizar el seguimiento de los Datos Observados. De verificar algún mes que el dato real se aparta en más del 10% respecto del valor informado por la empresa y que dicho apartamiento se corresponde con la objeción realizada, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) quedará automáticamente habilitado a modificar ese dato en los siguientes cuatro Períodos Trimestrales. El conjunto de datos en que se cumple esta condición se denoina Datos habilitados a definir por el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED). EL ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe informar al agente cada vez que uno de sus datos ingresa en esta condición. Durante los períodos trimestrales en que quedó en que quedó habilitado, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) podrá rechazar el valor que informe el agente y utilizar en su lugar una previsión propia. En este caso, el ORGANISMO ENCARGADOS DEL DESPACHO (OED) debe informar el valor modificado y el motivo.

    2.1.1. DATOS ESTACIONALES.

    Antes del 10 de febrero y 10 de agosto de cada año los agentes del MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM) deben suministrar al ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED), para que conforme la Base de Datos Estacional, la información correspondiente a los valores esperados para el Período Estacional y los períodos subsiguientes establecidos, tal como se indica en el Anexo 2 de LOS PROCEDIMIENTOS.

    Las ofertas de importación y requerimientos de exportación previstas para el Período Estacional por parte de países interconectados, correspondientes a Contratos de Abastecimiento autorizados por la SECRETARIA DE ENERGIA o a excedentes y faltantes previstos por el otro país, deben ser informados al ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) dentro de los mismos plazos indicados. EL ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) sólo incorpórará a la Base de Datos Estacional las ofertas de importación en que exista un compromiso de mantener la oferta durante el Período. De manera análoga, los requerimientos de exportación sólo deben ser incluidos en la Base de Datos Estacional en la medida en que exista el Compromiso de mantener el requerimiento durante el Período, y que adicionalmente el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) prevea que existirá en el MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM) el excedente de oferta necesario para su cubrimiento.

    Para realizar la Programación Estacional y Reprogramación Trimestral, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe definir precios de combustibles (Precios de Referencia Estacional y Precios Máximos Reconocidos) elaborados de acuerdo a la metodología establecida en el Anexo 13 de LOS PROCEDIMIENTOS. Los Generadores con contratos de combustibles deben declararlos en el MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM) (Precio Contratado). El Generador sin contratos podrá declarar un precio estacional de combustibles (Precio Declarado). El ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe utilizar el precio informado, salvo que supere el Precio Máximo Reconocido en cuyo caso debe reemplazarlo por este último. Para los Generadores que no informen precios, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe utilizar el correspondiente Precio de Refrencia. Todo precio de combustible informado por el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) durante el Período Trimestral como el valor tope que dicho Generador podrá declarar para la programación semanal y diaria.

    De no contarse con toda la información estacional dentro del plazo indicado, será responsabilidad del ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) definir los datos faltantes con la mejor información posible, de acuerdo a datos disponibles e hipótesis que informará a las empresas correspondientes. Para las curvas típicas de demanda no informada, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe utilizar las cargas medias registradas el mismo mes del año anterior en los días definidos como típicos. Con respecto a la demanda de energía y potencia, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe completar la información faltante con los valores registrados doce meses antes más una tasa de crecimiento anual que estimará en función de las previsiones y datos existentes. El ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe informar a la empresa correspondiente la tasa considerada.

    El ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe analizar la información suministrada y de objetar algún dato sólo podrá modificarlo de pertenecer al conjunto de datoshabilitados a definir por el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED). En estos casos, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe informar al agente el valor modificado y el motivo. De no estar habilitado a su modificación, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe solicitar al agente los cambios que considera necesarios indicando el motivo que justifica el pedido. De no llegar el agente y el ORGANISMO ENCARGADO DEKL DESPACHO (OED) a un acuerdo respecto del valor a utilizar, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe respetar el dato suministrado por el agente e incorporarlo a la Base de Datos, pero debe incluir en la Programación Estacional el listado de los Datos Observados indicando para cada uno el motivo de la objeción.

    En la Programación Estacional se debe indicar el conjunto de valores de la Base de datos Estacional que fueron definidos por el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED), ya sea por falta de información o por estar habilitado a su modificación.

    Durante el trancurso de cada Período Trimestral, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe realizar el seguimiento del comportamiento de las variables respecto de los valores supuestos, y de los precios reales resultantes respecto de los precios previstos, particularmente los Datos Observados en la última Programación Estacional o Reprogramación Trimestral.

    A lo largo del Período Estacional los agentes deben notificar al ORGANISMO ENCARGADO DELD ESPACHO (OED) cualquier modificación que surja en su previsión de los valoresincluidos en la Base de Datos Estacional. Será responsabiliad del ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) mantener actualiazada la base de datos y al finalizar cada mes suministrar a los agentes del MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM) las modificaciones realizadas.

    2.1.2. MANTENIMIENTO PROGRAMADO.

    2.1.2.1. Transportistas.

    Antes del 10 de enero y 10 de julio, cada empresa Transportista debe informar a los usuarios de su área de influencia el programa de mantenimiento previsto para el próximo Período Estacional, indicando también un programa tentativo para los siguientes 30 meses después de dicho semestre. Dichos usuarios contarán con 10 días corridos para analizarlo, informar sus objeciones y/o sugerir programaciones alternativas justificándolas en sus requerimientos. De surgir objeciones, la empresa Transportista debe reunirse con los correspondientes usuarios a más tardar el 25 de enero y 25 de julio para aciordar una programación satisfactoria para el conjunto.

    Antes del 1 de febrero y 1 de agosto de cada año la empresa Transportista debe enviar al ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) su programa de mantenimiento para el período en estudio, incluyendo la estimación para los 30 meses posteriores a dicho semestre. De no haber llegado a un acuerdo con sus usuarios debe enviar:

    * el programa propuesto por la Transportista y las objeciones de los usuarios;

    * las modificaciones propuestas por los usuarios y las objeciones de la Transportista.

    En el punto 2.1.2.3. se identifica cómo se procederá en estos casos.

    2.1.2.2 Generadores y Cogeneradores.

    Los Generadores y Cogeneradores deben informar antes del 1 de febrero y 1 de agosto de cada año sus necesidades de mantenimiento apra el Período Estacional a programar, incluyendo además una estimación para los siguientes 30 meses.

    2.1.2.3. Coordinación del Mantenimiento Programado.

    El ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe analizar todos los pedidos de mantenimiento en conjunto, pudiendo sugerir modificaciones en función de su efecto sobre la operación programada, los precios previstos y especialmente sobre el riesgo de falla ya sea por falta de energía o potencia. Para el Sistema de Transporte, si no hubo acuerdo con los usuarios el Área de Influencia, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe definir el programa más conveniente desde el punto de vista del despacho conjunto del MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM) en base a la información suministrada pero teniendo en cuenta las objeciones tanto de los usuarios como de la Transportista.

    El ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe reunir a los agentes Generadores, Cogeneradores y Transportistas del MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM) antes del 15 e agosto de cada año para analizar posibles alternativas de mantenimiento, y coordinar y acordar un programa de mantenimiento que minimice el costo total de operación y riesgo de falla, dentro de las posibilidades de cada agente de modificar su programa original propuesto. En caso de no existir acuerdo entre las empresas del MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM) respecto a la programación de los mantenimientos esta será la que establezca el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED).

    La reunión tendrá una duración máxima de dos días. Al comenzar la reunión el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe presentar un estudio incluyendo:

    * el programa de mantenimiento propuesto por el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED);

    * las modificaciones realizadas a los pedidos de mantenimiento informados por los agentes y su justificación;

    * los resultados del programa propuesto (evolución de precios, riesgos de falla, evolución de la disponibilidad y reserva de potencia, etc.).

    Los agentes cuyas solicitudes de mantenimiento hayan sido modificadas podrán objetar el cambio, justificándolo debidamente y proponiendo un programa alternativo teniendo en cuenta los inconvenientes detectados por el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED),o manteniendo el pedido original indicando el motivo de su reiteración. Si el motivo se basa en fechas inmodificables, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe respetar las fechas de mantenimiento solicitadas. De los contrario y de no llegar a un acuerdo, debe realizar la programación del período para las distintas alternativas de mantenimientopropuestas y analizar los costos resultantes. En el segundo día de reunión, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe presentar el estudio realizado. De resultar menor el costo total de operación en el MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM) para el mantenimiento solicitado por el agente, se adoptará su pedido. Si en cambio genera un sobrecosto y no surge un acuerdo entre las partes, se adoptará automáticamente la propuesta del ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED).

    El programa debe ser incorporado por el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) a la bsse de Datos Estacional. El programa correspondiente al siguientePeríodo Estacional se denomina Mantenimiento Programado Estacional, y el correspondiente a los 30 meses posteriores a dicho período se denomina de Mantenimiento Programado Tentativo.

    A lo largo del Período Estacional, las empresas podrán solicitar modificaciones a su mantenimiento previsto en el Mantenimiento Programado Estacional. De tratarse de un Transportista sólo podrá solicitarlo de contar previamente con el acuerdo de os usuarios de su Área de Influencia. El ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe analizar cada padido y sólo lo podrá aceptar si significa un aumento en el precio medio del trimestre menos del 5% respecto del Precio Estacional sancionado. Al finalizar cada mes debe informar a todos los agentes las modificaciones al Mantenimiento Programado Estacional.

    2.2. MODELOS DE OPTIMIZACIÓN Y PROGRAMACIÓN DE LA OPERACIÓN.

    Para realizar la Programación Estacional, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe utilizar modelos de optimización y planificación de la operación del MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM) que hayan sido previamente aprobados por la SECRETARIA DE ENERGIA, que realicen el despacho estacional minimizando el costo total esperado de operación, calculado como el costo de combustibles más el costo de falla.

    Las características de los modelos deben ser tales que cumplan las siguientes condiciones.

    * El modelado de la demanda debe representar las curvas de carga horaria típicas, y permitir considerar su aleatoridad mediante distintos comportamientos posibles.

    * La red de Transporte deber estar representada con el detalle requerido para incluir las restricciones que afetan las posibilidades de llevar la oferta disponible hasta donde lo requiera la demanda y que afectan significativamente el precio medio resultante para un período trimestral.

    * La oferta debe incluir la representación de las cuencas hidroeléctricas del MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM), modelando sus características y las condiciones establecidas en las Normas de Manejo de Agua de los Contratos de Cocnesión con el nivel de detalle necesario para tener en cuenta su efecto sobre los precios.

    * Deben realizar la optimización de los embalses de regulación estacional en los que se ubican las centrales hidroeléctricas significativas para la definición del precio de la energía, denominados Centrales de Capacidad Estacional y determinadas con la metodología indicada en el Anexo 22 de LOS PROCEDIMIENTOS.

    * Deben tener en cuenta la aleatoridad del aporte hidráulico en cada una de las cantrales hodroeléctricas con potencia instalada y energía firme significativa dentro de la oferta de generación total del MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM),tal como se defina en el Anexo 22 de LOS PROCEDIMIENTOS.

    * Para incluir el sobrecosto que resulte por la reserva definida para regulación de frecuencia, deben modelar la reserva regulante en cada máquina habilitada y prevista a participar en la regulación, indicando como potencia máxima la efectiva menos el porcentaje correspondiente de acuerdo a la banda acordad para el Período Estacional.

    * Las ofertas de venta de países interconectado se deben poder modelar como generación adicional, con sus correspondientes precios. Los requerimientos de exportación se deben modelar como demanda adicional a ser cubierta sólo si no genera riesgo de falla.

    Los modelos junto con su descripción, instrucciones de uso y base de datos correspondiente serán suministrados a cada uno de los agentes del MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM) que lo requiera.

    Cualquier modificación en los modelo o metodología a emplear debe ser infomada a los agentes del MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM), para sus observaciones y comentarios, y aprobada por la SECRETARIA DE ENERGIA para su puesta en vigenvia.

    Los modelos actualmente vigentes son los siguientes.

    * Modelo de Optimización OSCAR: Tomando un horizonte que se ha definido en 3 años, optimiza el manejo de los grnades de los grandes embalses hidroeléctricas calculando para cada semana el valor del agua embalsada, teniendo en cuenta la aleatoridad dad por la hidraulicidad.

    * Modelo de Simulación MARGO: Con los valores del agua, realiza el despacho hidrotérmico semanal, respetando las restricciones que se le indiquen, fijando como objetivo minimizar el costo total, suma del costo de operación y el riesgo de falla, de cada semana. Permite considerar distintos escenarios de aleatorios, en función del aporte hidráulico, pronóstico de demanda, disponibilidad del parque, y disponibilidad de combustibles.

    2.3. OFERTA HIDRÁULICA.

    2.3.1. MODELADO DE LA OFERTA HIDRÁULICA.

    Los modelos de programación y despacho deben representar adecuadamente las características de las cuencas hidroeléctricas así como las restriciones que resultan de los Contrato de Cocnesión que afectan su operación y posibilidades de despacho. Será responsabilidad del ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) garantizar que el modelado cumpla las restricciones operativas y los compromisos establecidos en la Cocnesión, pero no limite su operación más allá de lo requerido por estas condiciones.

    2.3.1.1. Modelado de la Cuencas Hidroeléctricas del MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM).

    El ORGANO ENCARGO DEL DESPACHO (OED) debe:

    * incluir en los modelos de optimización, programación y despacho del MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM) la representación de las cuencas hidroeléctricas;

    * realizar el seguimiento del comportamiento del modelado utilizado;

    * modelar las modificaciones que se vayan presentando a las características de la oferta hidroeléctrica.

    En caso de incorporarse unha nueva central hidroeléctrica de ambalse, el ORGANISMO ENCARGADOD EL DESPACHO (OED) debe incluir el nuevo embalse en el modelado con el nivel de detalle necesario de acuerdo a lo significativa que resulta su ofeterta de energía y potencia para la definición de precios en el MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM). A su vez, de acordarse cambios en el Contrato de Cocnesión de una central en lo que hace a Normas de Manejo de Aguas, debe realizar las modificaciones que correspondan.

    De detectar apartamiento en los resultados del modelo con respecto a las restricciones establecidas, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe realizar los ajustes necesarios.

    Por su parte, el Generador podrá requerir modificaciones al OEGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) si verifica para condiciones reales registradas en la operación o para condiciones previstas en la programación que el resultado del modelo no cumple alguna de sus restricciones. Para ello debe enviar al ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) el cambio requerido, el motivo que lo justifica y el o los casos en que se verificó el error de modelado. El ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) podrá reunirse con el Generador para acordar la necesidad y modo de modificar el modelado. De no llegar a un a acuerdo, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debemantener el modelo vigente salvo que exista por lo menos un caso real en que el Generador demostró que el resultado del modelo vulnerí las restricciones vigentes en cuyo caso debe realizar la modificación.

    Cada vez que el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) realice un ajuste a la representación de un ambalse y/o cantral hidroeléctrica, debe informar al Generador el nuevo modelado, indicando el cambio realizado y su justificación EL Generador contará con 10 días hábiles y enviar sus observaciones al ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED). En caso de existir objeciones por parte del Generador, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED)debe reunirse con el agente para analizar las diferencias de criterios y acordar el modelado definitivo. De no llegar a un acuerdo, se considerará aprobado el modelado del ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) salvo que el Generador demuestre que el funcionamiento del modelo en casos basados en datos reales no cumple alguno de sus requerimientos de Concesión. En este caso, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe realizar el cambio de modelado requerido por el Generador.

    2.3.1.2. Centrales Hidroeléctricas Optimizadas por el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED).

    Para la Programación Estacional, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe realizar el cálculo del valor del agua y la optimización de las centrales hidráulicas de embalse con capacidad de regulación significativa que puedan afectar el cálculo de los precios estacionales del MERCADO ELECTRICO mAYORITA (MEM), las que se determinan de acuerdo a la metodología establecida en el anexo 22 de LOS PROCEDIMIENTOS.

    en vista del efecto que tiene el despacho de estas centrales sobre el resultado del Precio Estacional, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe analizar la información suministrada por los generadores respecto a sus restricciones de operación y despacho, y verificar su coherencia respecto a otros Concesionarios sobre la misma cuenca y si existen apartamientos respecto de la realidad observada o su Contrato de Concesión. En caso de detectar inconsistencias, debe requerir del generador la justificación de la información suministrada y podrá sugerir modificaciones. De no llegar a un acuerdo, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe mantener la información del agente pero dejando constancia en la Programación Estacional de su objeción y los motivos de la misma, pasandoa formar parte de los Datos Observados.

    De no contarse dentro del plazo requerido con toda la información sobre las restricciones a aplicar a la operación y despacho de las centrales hidroeléctricas, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe completar los datos faltantes teniendo en cuenta el Contrato de Concesión y, de existir, los valores utilizados en el mismo período estacional anterior, y toda otra información válida. El ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe informar al Generador el valor asumido y su justificación.

    El ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe preparar un informe para los Generadores hidráulicos indicando los resultados obtenidos de una Programación Tentativa, de acuerdo al modelado de las cuencas hidroeléctricas, las restricciones informadas y la Base de Datos Estacional. Dicho informe debe incluir los siguientes temas.

    * Listado de los embalses incluidos en la optimización, junto con cualquier modificación que se haya realizado en el modelado de cada uno respecto del vigente en la programación del Período Trimestral anterior.

    * Listado de los ambalses restantes indicando cualquier modificación que se haya realizado en el modelado de sus posibilidades de despacho respecto del vigente en la programación del Período Trimestral anterior.

    * Listado de las restricciones suministradas por los Generadores hidráulicos, indicando cuáles fueron objetadas por el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) y los motivos de la observación.

    * La energía mensual media, mínima y máxima que resulta de la programación tentativa del Período Estacional para las Centrales optimizadas por el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED).

    * Evolución del nivel de los embalses optimizados como valor medio, y el nivel mínimo y máximo alcanzado en cada mes.

    * Vertimiento previsto, de existir, para los embalses optimizados.

    El Generador hidráulico debe analizar el informe para verificar que la programación con la que se establecerá el Precio Estacional es realizable, o sea cumple en lo que hace a su ambalse y central las restricciones que establecen sus compromisos aguas abajo. El agente contará con 10 días para enviar sus observaciones al ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) y podrá solicitar, de detectar algún inconveniente, los cambios necesarios.

    El ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe analizar las observaciones de los Generadores hidráulicos y realizar las modificaciones que considere válidas. De no estar de acuerdo con el planteo de algún Generador, dentro de los 5 días de haber recibido la respuesta al informe, citar a una reunión con los Generadores hidráulicos involucrados para analizar en conjunto las diferencias de criterio. De no llegar a un acuerdo, se mantendrá la decisión del ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) en vista de ser el responsable del cálculo de los precios estacionales.

    El modelado acordado no se podrá modificar durante el transcurso del período, salvo a pedido de alguno de los Generadores hidráulicos o del ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) con la debida justificación (por ejemplo de veerificarse el apartamiento de alguno de los datos objetados). De considerarse válido el motivo y estar de acuerdo ambas partes, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe realizar la modificación correspondiente de acuerdo al procedimiento indicado en el punto 2.3.1.1.

    2.3.1.3. Embalses a Optimizar por el Generador.

    Para las centrales hidráulicas de ambalse que no optimice el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED), el Generador debe informar las energías semanales previstas resultado de su propia optimización teniendo en cuenta sus pronósticos de aportes y requerimientos de aguas abajo. De no contar con esta información dentro de los plazos indicados, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe utilizar las energías semanales correspondientes a la media histórica, de no contar con pronósticos, o las características del tipo de año hidrológico previsto de existir pornósticos.

    El ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe modelar estas centrales como una oferta de energía para cada semana, en base a la información suministrada por el agente. El despacho semanal de esta energía debe tener en cuenta las posibilidades de empuntamiento y requerimientos de caudal de base aguas abajo de acuerdo a las restricciones de operación establecidas.

    2.3.1.4. Centrales Hidráulicas de Pasada.

    Las centrales hidroeléctricas ubicadas en ríos de llanura, tales como el Paraná y el Uruguay, prácticamente sin capacidad de ambalse regulante pero con una oferta de energía y potencia significativa para el MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM), se modelarán como centrales de pasada pero incluyendo la serie histórica de los ríos para reflejar el efecto en el MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM) de la aleatoriedad de su aporte. El resto de las centrales de pasada se representarán como una oferta de energía de base para cada semana, que debe suministrar el Generador al ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED). De no suministrar esta información, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe proceder de maneera análoga a la indicada en el punto 2.3.1.3.

    2.3.2. PRONÓSTICOS HIDROLÓGICOS.

    Será responsabilidad de los Generadores de las centrales hidroeléctricas a optimizar por el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) suministrar los pronósticos necesarios para estimar los aportes esperados. Dichos pronósticos deben discriminar por períodos (uno o más meses) el volumen esperado, la distribución probable de dicho volumen dentro del período, y la dispersión posible. Podrán suministrarse como pronósticos estocásticos, con series de caudales con la probabilidad asociada. De no contar con este tipo de información, deben suministrar por lo menos el tipo de año hidrológico esperado, con su probabilidad asociada.

    Será responsabilidad del ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) analizar la informaciónen su conjunto, verificando que sobre la misma cuenca o sobre cuancas próximas los pronósticos correspondan a tipos de años hidrológicos de probabilidad similar. Debe verificar además la consistencia de los pronósticos respecto de los afluentes y condicionesclimáticas registrados en los meses anteriores, tanto en lo que hace a aportes como precipitaciones y temperatura. De no suministrar información alguna central hidroeléctrica, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe tomar como previsión de aportes:

    * si existe otra central sobre la misma cuenca que sí suministró pronóstico, los valores que correponda a la serie hidrológica y la probabilidad o tipo de año informada por el otro Generador;

    * de no existir otra central sobre la misma cuenca con pronósticos, toda la serie hidrológica, pudiendo darle distinto peso a cada año de acuerdo al comportamiento registrado en los meses anteriores, tanto en lo que hace a aportes como precipitaciones y temperatura.

    2.4. PRECIO ESTACIONAL DE LA ENERGÍA.

    2.4.1. CALIDAD DEL SERVICIO.

    Para fundamentar la elección de una determinada calidad de desempeño ante desbalances instantáneos de corta duración entre oferta y demanda, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe presentar a los agentes consumidores del MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM), como parte de cada Programación Estacional, u estudio que vincule el costo de enfrentar desbalances de distinta magnitud con el costo de la energía no suministrada asociada a no contar con la reserva suficiente para enfrentarlos.

    El ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe utilizar un modelo de confiabilidad de tipo probabilístico que simule la falta de los componentes del Sistema Eléctrico. El modelo calculará, en función de la disponibilidad de las máquinas y reserva para regulación, la energía no suministrada de corta duración por fallas aleatorias en el equipamiento en servicio. Cuanto mayor sea la reserva rotante sometida a regulación considerada, mayor será el apartamiento respecto al despacho óptimo sin reserva y, comoconsecuencia, mayor el costo de operación pero menor el costo de falla. En cambio, cuanto menor sea la reserva, si bien los costos de operación disminuirán, se incrementará el riesgo de falla de corta duración y su costo asociado.

    En base a los resultados obtenidos para el semestre, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe determinar la curva que relaciona distintos niveles de reserva de potencia para regulación con su costo, calculado con el incremento en el costo de operación más el costo de la energía no suministrada. El óptimo será aquel en que el costo total, igual a la suma del costo de operación más el costo por la interrupción intempestiva probable, resulte mínimo.

    A más tardar el 15 de febrero y 15 de agosto de cada año el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe enviar el estudio sobre capacidad regulante a los Generadores, quienes contarán con 5 días corridos para informar sus observaciones.

    Antes del 25 de febrero y el 25 de agosto de cada año el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) presentará la propuesta a los Distribuidores y Grandes Usuarios del MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM) sobre el criterio definido para dimensionar la capacidad de regulación y la curva potencia regulante-costo, junto con el óptimo para la operación del sistema eléctrico, adjuntando las observaciones de los Generadores.

    Los Distribuidores y Grandes usuarios contarán con 5 días corridos para analizar la propuesta y acordar la capacidad regulante a utilizar durante el Período Estacional, pudiendo ser una banda distinta al óptimo propuesto pero no de inferior desempeño. De no llegar a un acuerdo en eseplazo, se utilizará el óptimo sugerido por el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED).

    2.4.2. PRECIO DEL MERCADO Y PRECIOS DE NODO.

    El Merado se define en el centro de carga del MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM). El despacho óptimo se realizará en dicho punto, tranfiriendo la oferta de generación al Mercado adicionando al costp de producción de la máquina, entendiéndose como tal el costo por consumo de combustibles, el costo variable del transporte de la energía desde su punto de conexión hasta el Mercado.

    Se define Precio de Mercado (PM) al precio de la energía que resulta en el Mercado para el despacho óptimo, y está dado por el costo en el Mercado de la máquina más cara despachada.

    Se define Factor de Nodo (FN) de un nodo de la red a la relación entre su precio y el del Mercado asociado al nivel de pérdidas marginales relacionado con los intercambios de dicho nodo respecto del Mercado.

    Para cada Precio de Mercado, en cada nodo de la red de transporte le corresponde un precio de nodo transfiriendo el Precio del Mercado hasta el nodo multiplicándolo por el Factor de Nodo.

    Para el cálculo de precios de cada trimestre, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe establecer estados típicos previstos definidos por configuraciones características esperadas en la red de Transporte y estados de carga en las horas de valle, pico y resto. Para estos estados típicos el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe simular el despacho y flujos previstos y calcular:

    * el Factor de Nodo Estacional para cada punto de Entrada/Salida del MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM) en cada banda horaria, con la metodología que se indica en el Anexo 3 de LOS PRIOCEDIMIENTOS.

    * el flujo de potencia típico en cada nodo para cada banda horaria.

    El ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe calcular el Factor de Nodo Estacional para Distribuidores para cada banda horaria como:

    * el factor de nodo estacional en la banda horaria correspondiente al nodo de conexión si el Distribuidor está vinculado en un punto de Entrada/Salida al MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM);

    * el promedio de los factores de nodo estacionales en la banda horaria para cada uno de los nodos de Entrada/Salida al MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM), ponderados por la energía prevista en dichos nodos en los flujos de potencia estacionales con que se definieron los factores de nodo estacionales, si el Distribuidor se conecta en varios puntos con el MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM);

    * el factor de nodo estacional del Distribuidor a través de cuyas instalaciones se conecta el MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM) si el Distribuidor no está vinculado directamente a un punto de Entrada/Salida del MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM);

    * el promedio ponderado por energía de los factores de nodo estacionales de los Distribuidores correspondientes si el Distribuidor no está vinculado directamente a un punto de Entrada/Salida del MERADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM) sino que se conecta a través de instalaciones de varios distribuidores.

    2.4.3. DESPACHO ESTACIONAL.

    2.4.3.1. Oferta en el Mercado.

    Para el cálculo del Precio Estacional, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe considerar la oferta integrada por las máquinas pertenecientes a Generadores del MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM) de acuerdo a su disponibilidad prevista, las importaciones comprometidas por parte de países interconectados incluídas en la Base de Datos Estacional, y la disponibilidad informada por Autogeneradores y Cogeneradores.

    A su vez, la demanda debe estar integrada por los requerimientos de Distribuidores, Grandes Usuarios y Autogeneradores que compren en el MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM), y las exportaciones comprometidas con países incluidas en la Base de Datos Estacional Condicionadas a la existencia del excedente necesario en la oferta para su cubrimiento.

    La oferta de cada máquina del MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM) se compone de su potencia disponible y el precio en su nodo. Dciho precio está dado por su Costo Marginal (CM) de combustible que se calcula con el consumo específico y el precio de los combustibles a consumir. Se define el Costo Marginal en el Mercado (CMM) de una máquina "q" como la transferencia de su costo marginal hasta el Mercado y se obtiene dividiendo el costo marginal de la máquina por su factor de nodo, definido por el correspodiente a su punto de conexión.


    Las ofertas incluidas de países interconectados consistirán en paquetes de energía y/o potencia con un precio asociado (PIMP), que el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe modelar como máquinas adicionales cuyo costo es el precio requerido transferido al Mercado (PIMPM) a través del factor de nodo en la interconexión.


    2.4.3.3. Aleatorios Considerados.

    El ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe suimular la operación del Período Estacional para distintos escenarios, correspondientes a distintos comportamientos probables de las variables aleatorias del sistyema, para representar de la mejor manera posible las variaciones que se pueden presentar en la oferta y la demanda y reflejar dicha posible variación en el Precio Estacional.

    El ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe definir escenarios alternativos correspondientes a distintos comportamientos de las variables aleatorias. Para ello debe incluir en cada uno de los ríos en que se ubican centrales hidroeléctricas con potencia instalada y energía firme que afectan la definición del precio medio estacional la aleatoridad hidráulica utilizando la serie de caudales o, de existir pronóstico, los aportes previstos, los cuales preferentemente deben ser representados como un pronóstico estocástico, indicando series de distinta probabilidad asociada.

    De no incluir la demanda y/o la disponibilidad térmica como aleatorio, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe realizar un análisis de sensibilidad del precio medio de la energía en el trimestre a las variaciones posibles de estas variables de acuerdo a hipótesis que debe definir.

    2.4.3.3. Precio de Referencia de la Energía.

    En cada escenario alternativo definido, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe realizar el despacho óptimo de la oferta disponible con su costo en el Mercado, teniendo en cuenta las restricciones de la red de Transporte modelada, de forma tal de abastecer la demanda minimizando el costo de operación más el de falla.

    Dado un escenario "l", el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) obtendrá cada semana "s" el Precio de Mercado previsto en cada banda horaria "b" de pico, valle y hora restantes . Con estos valores, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe calcular para cada trimestre "t" del Período Estacional el Precio Promedio del Mercado (PMM) en cada banda horaria "b" como el promedio ponderado de los precios semanales del trimestre utilizando como factor de ponderación la demanda semanal prevista abastecer (DEMABAST). Dicha demanda se calculará como la demanda total prevista de Distribuidores, Grandes Usuarios y Autogeneradores menos la previsión de energía no suministrada resultante del despacho, más la demanda de bombeo resultado del despacho.


    siendo "s" las semanas del trimestre "t".

    Este valor corresponde al medio esperado del precio de la energía en el trimestre para la banda horaria "b" y el aleatorio considerado. Como resultado del conjunto de escenarios definidos, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) obtendrá una serie de precios promedios de Mercado con la que debe calcular en cada banda horaria "b" precios de referencia (PPROB) con distintas probabilidades de excedencia. Cada precio PPROBb,p correspondiente a una probabilidad "p"% será calculado por el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) COMO EL PRECIO QUE ES SUPERADO EN UN "P"% de los casos en la seria obtenida.

    Las probabilidades "p" que debe considerar el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) son: 10%, 25%, 40%, 50%, 70% y 80%. En consecuencia, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe calcular para cada banda horaria "b" los siguientes precios probables: PPROBb,10%, PPROBb, 25%, PPROBb,40%, PPROBb,50%, PPROBb,70% y PPROBb,80%.

    2.4.4. APARTAMIENTOS POR PRECIOS LOCALES.

    Se define como Área Desvinculada al conjunro de nodos afectados por la existencia de una restricción activa de transporte entre dicho conjunto y el Mercado que genera limitaciones al despacho óptimo del MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM). Se considera que dicha restricción no permite vincular toda la generación y demanda del área con el Mercado. Esta desvinculación es total cuando el área queda desconectada, y parcial cuando se trata de una reducción en la capacidad de transporte. En ambos casos el área tendrá su propio precio, denominado Precio Local (PL). El precio local de un área exportadora resultará inferior al Precio de Mercado mientras que el de un área importadora será mayor.

    Para cada Precio de Mercado que resulta del despacho en el Mercado, se tiene un precio en cada nodo de la red de Transporte transfiriendo el Precio de mercado al nodo afectándolo de su Factor de Nodo. Se define como Precio de Nodo a:

    * el Precio del Mercado transferido hasta el nodo multiplicándolo por su Factor de Nodo, si el área en que se encuentra el nodo está vinculada al Mercado sin restricciones que afecten al despacho óptimo;

    * el Precio Local que resulte en el área transferido hasta el nodo, de estar el nodo dentro de un Área Desvinculada del Mercado.

    Durante el transcurso del Período Estacional, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe realizar el seguimiento de las horas en que se presenten precios locales y evaluar los apartamientos que se registran para cada Distribuidor respecto del correspondiente Precio Estacional. Cada vez que un área se desvincule del Mercado, se genera una diferencia que puede ser negativa o positiva para los Distribuidores del área, denominadaSobrecosto por Precio Local (SCPL). El ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe calcular este sobrecosto horario como la diferencia entre el Precio de Mercado y el Precio Local para esa hora, multiplicado por el correspondiente factor de nodo. El Sobrecosto por Precio Local para un Distribuidor "j" que se encuentre en un área desvinculada "a" en la hora "h" resulta:


    Siendo PDEMESThj la demanda de energía comprada a Precio Estacional por al Distribuidor "j" en la hora "h".

    Si el Distribuidor se encuentra conectado al Mercado, el sobrecosto será cero.

    Al finalizar cada mes "m", el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe integrar los apartamientos registrados y obtener para cada Distribuidor "j" el Apartamiento por Precios Locales (APPL) acumulado en el mes.


    siendo "h" las horas del mes.

    A cada Período Trimestral "t" se le asignará el apartamiento acumulado en los tres meses entre el último mes del Período Trimestral segundo anerior ("t"-2) y el segundo mes del Período Trimestral anterior ("t"-1).


    siendo "m" los meses comprendidos entre m1 y m1+2, dónde m1 es el primer mes del Período Trimestral a programar menos cuatro.

    Totalizando el monto que corresponde a cada Distribuidor, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) obtendrá el monto total a asignar el precio de la energía para Distribuidores en el trimestre.


    2.4.5. FONDO DE ESTABILIZACION.

    Cada mes surgirá una diferencia entre lo recaudado por compras de energía y lo abonado por ventas de energía y por variables de transporte en el MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM), que se acumulará en el Fondo de Estabilización: La evolución de este fondo reflejará la diferencia acumulada entre el Precio Estacional de la energía y el Precio Spot medio de la energía.

    La recaudación está dada por la suma de:

    * los montos por los Distribuidiores por su compra de energía realizada al Precio Estacional de la energía;

    * los montos pagados por la compra de energía realizada a Precio Spot por Grandes Usuarios a Autogeneradores;

    * los montos pagados por Generadores y Cogeneradores con cotratos por la compra de energía a Precio Spot;

    * los montos pagados al correspondiente Precio Spot por las centrales de bombeo por su compra de energía para bombear;

    * los montos pagados por los Contratos del Mercado a Término en concepto de cargo variable del Transporte;

    * los montos pagados por las exportaciones a países interconectados realizadas en el Mercado Spot.

    El total pagado está por la suma de:

    * los montos remunerados a Gneradores, Autogeneradores y Cogeneradores por las ventas de energía en el Mercado Spot;

    * los montos remunerados por las ventas de energía en el Mercado Spot a Distribuidores y Grandes usuarios con contratos;

    * el monto asignado a la Cuenta de Apartamiento del Transporte como remuneración variable por energía eléctrica transportada (RVTE);

    * los montos abonados por las importaciones Spot de energía de países interconectados.

    El fondo requiere contar con un monto mínimo para cubrir el pago de los vendedores de resultar los precios Spot durante el trimestre superiores al Precio Estacional. Para cada trimestre, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe calcular el Apartamiento Máximo Previsto (APMAX) como la diferencia que resultaría si la demanda total prevista abastecer a distribuidores al Precio Estacional se debe a generar a un precio que resulta 15% mayor que el correspondiente a una probabilidad de ocurrencia el 50%. El ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe calcular dicho precio medio como el promedio de los precios por banda horaria para una probabilidad de ocurrencia del 50% (PPROBb,50%) ponderado por la demanda previsista abastecer a precio estacional en cada banda horaria.

    El Apartamiento máximo resulta entonces:


    siendo:

    *b = los paríodos horarios de pico, valle y resto.

    * : demanda prevista abastecer a Precio Estacional al Distribuidor "j" durante el trimestre en la banda horaria "b".

    Para la Programación Estacional y Reprogramación Trimestral se definirá la condición en que se encuentra el fondo de acuerdo al monto disponible calculodo como el monto acumulado en el Fondo de Estabilización al 1 de abril de tratarse de la Programación Estacional de Invierno, al 1 de octubre de cada año de ser la Programación Estacional de Verano, y al 1 de julio y al 1 de enero para la reprogramación de invierno y de verano respectivamente, más el monto con su corrrespondiente signo a asignar en el trimestre al precio de Distribuidores por el apartamiento por Precio Local (APTOTPL).

    Se definen las siguientes condiciones.

    * El Fondo de encuentra en situación adecuada si el monto disponible no es inferior al Apartamiento Máximo en más de un 10%.

    * El Fondo se encuentra en situación de probable sobrante si el monto supera al Apartamiento Máximo previsto dentro de una banda que oscila entre un 10% y un 25%.

    * El Fondo cuenta con recursos en exceso si el monto disponible supera al Apartamiento Máximo previsto en más de un 25%.

    * El Fondo se encuentra en situación de probable faltante si el monto calculado es inferior al Apartamiento Máximo Previsto pero mayor que ekl 85% de dicho valor.

    * El Fondo tiene falta de recursos si el monto disponible es infeior al 85% pero mayor que el 40% del Apartamiento Máximo Previsto.

    * El Fondo no tiene recursos si el monto disponible es inferior al 40% del Apartamiento Máximo Previsto.

    2.4.6. PRECIO ESTACIONAL DE LA ENERGÍA PARA DISTRIBUIDORES.

    El Precio Estacional de la Energía es el precio al cual compran los distribuidores en el Mercado Spot.

    El ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe calcular el Precio de Referencia de la Energía en el Mercado (PREF) en cada banda horaria para cada trimestre del Período Estacional en base a los precios calculados para distintas probabilidades, de acuerdo a lo indicado en el punto 2.4.3.3., y al de falta de recursos que representa el estado del Fondod e Estabilización de acuerdo a las definiciones realizadas en el punto 2.4.5. Cuanto mayor sea la disponibilidad en el Fondo respecto del apartamiento máximo previsto, menor será el riesgo necesario cubrri de que el Precio Spot medio de la energía resulte mayor que el Precio Estacional de la Energía definido. Por el contrario, cuanto menor sea la disponibilidad en el trimestre mayor que el Precio Estacional establecido.

    * Si el Fondo se encuentra en situación adecuada, el Precio Referencia para cada banda horaria será el precio que corresponde a probabilidad 50%.

    * Si el Fondo se encuentra en situación de probable sobrante, el Precio de Referencia en cada banda horaria será el precio que resulta para probabilidad 70%.

    * Si el Fondo cuenta con recursos en exceso, el Precio de Referencia para cada banda horaria será el correspondiente a probabilidad 80%.

    * Si el Fondo se encuentra en situación de probable faltante , el Precio de Referencia para cada banda horaria será el precio que resulta para probabilidad 40%.

    * Si el fondo tiene faltante de recursos, el Precio de Referencia para cada banda horaria será el calculado para una probabilidad del 25%.

    * Si el Fondo no tiene recursos, el Precio de Referencia para cada banda horaria será el calculado para una probabilidad del 10%.

    Al primer trimestre del Período Estacional para la Programación Estacional y al trimestre de la Reprogramación Trimestral, denominado trimestre "t", el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe asignar a cada Distribuidor un Sobreprecio por Precios Locales (SPPL) dividiendo el apartamiento trimestral acumulado con su correspondiente signo por la anergía prevista abastecer en el trimetre a precio estacional. En la Programación Estacional por no contarse aún con la información necesaria, será supuesto con apartamiento dero el segundo trimestre, y se le asignará el sobreprecio que corresponda en la Reprogramación Trimestral.


    siendo:

    *b = los períodos horarios de pico, valle y resto.

    * = demanda prevista abastecer en la banda horaria "b" a Precio Estacional al Distribuidir "j" durante el trimestre "t".

    El ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe calcular el Precio Estacional (PEST) que corresoponde a cada banda horaria "b" para cada Distribuidor "j" en cada trimestre "t" multiplicando el precio de referencia correspondiente por el factor de nodo estacional (FNE) resultante para el Distribuidor y adicionándole el sobrecosto por precios locales.


    2.5. PRECIO ESTACIONAL DE LA POTENCIA.

    2.5.1. POTENCIA DECLARADA

    Al realizar sus proyecciones de demanda de energía y pronosticar sus curvas de carga características, los Distribuidores y Grandes Usuarios del MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM) deben determinar también su previsión de demanda de potencia máxima mensual, y los Augeneradores su previsión de compra máxima de potencia al MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM).

    Los Grandes Usuarios con procesos industriales de producción podrán declarar parte de su demanda como Potencia Interrumpible y ofertarla como reserva para la operación del MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM).

    2.5.1.1. Declaración de Potencia.

    Cada Distribuidor, Gran Usuario y Autogenerador debe informar al incorporarse al MERADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM) su demanda de potencia para cada uno de los primeros 12 meses a partir de su incorporación, entendiéndose que dichos valores corresponden a la potencia máxima prevista como demanda a tomar dentro del MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM).

    Junto con los datos para la Programación Estacional, los Distribuidores y Grandes Usuarios del MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM) deben informar al ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) su demanda de potencia máxima prevista para cada mes del semetre a programar y para cada mes del semestre subsiguiente. Por su parte, los Autogeneradores deben determinar su previsión de compra máxima de potencia al MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM) para cada mes del Período Estacional einformarla al ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED). Para su Reprogramación Trimestral los Distribuidores, Grandes Usuarios y Autogeneradores deben informar los ajustes necesarios a las potencias máximas supuestas para la Programación Estacional.

    De no suministrar algún agente esta información, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe utilizar para los meses en que exista una información anterior del agente, dicho valor anterior previsto. Para los meses que no exista previsión anterior, debe considerar la potencia máxima que resulta para la demanda de energía prevista y las curvas de demanda horaria típicas definidas para ese mes. Para los Autogeneradores, de no suministrar ninguna información respecto a su compra prevista de energía y potencia, se supondrá cero.

    Se denomina Potencia Declarada (PDECL) mensual a la demanda máxima de potencia dentro del MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM) prevista para un mes para cada Distribuidor, Gran Usuario y Autogenerador. La Potencia Declarada estará dada por la demanda máxima de potencia informada por el agente, de acuerdo a lo indicado en los dospárrafos anteriores, salvo que dicho valor sea inferior a la potencia máxima que resulta para la demanda de energía prevista y las curvas de demanda horarias típicas definidas para ese mes, en cuyo caso estará dada por la potencia máxima resultante de las previsiones de energía y curvas típicas.

    En caso que una demanda abastecida por un Distribuidor se convieerta en un Gran Usuario del MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM), el Distribuidor debe informar al ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) la potencia a descontar de su Potencia Declarada que corresponde a esta demanda que se retira. De manera análoga, si un Gran Usuario deja de pertenecer al MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM) y pasa a comprar al Distribuidor, éste último debe informar al ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) la potencia a adicionar a au Potencia Declarada para tener en cuenta su nueva demanda.

    La Potencia Máxima Trimestral (PMAXTRI) de un Distribuidor, Gran Usuario o Autogenerador "j" es el máximoa de los potencias declaradas en los meses del trimestre.
    PMAXTRItj (MW) = máxm (PDECLmj)

    siendo "m" los meses del trimestre "t".

    La correpondiente Potencia Máxima estacional (PMAXEST) es la mayor de las potencias máximas de los dos trimestres.
    PMAXESTj (MW) = máxt (PMAXTRItj)

    siendo "t" los trimestres del Período Estacional.

    2.5.1.2. Grandes usuarios Interrumpibles.

    El Gran Usuario del MERADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM) que tome energía para abastecer un proceso de producción podrá ofertar una parte de su potencia máxima declarada a comprar en el Mercado Spot como disponible para ser retirada del MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM) en caso de emergencias en la operación o déficit en la oferta y/o capacidad de transporte. Esta potencia representará una reserva en el MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM) para reemplazar faltantes y, por lo tanto, se considera que el Gran Usuario Interrumpible no hace uso de la reserva de potencia disponible en las máquinas del MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM) y no se le asignará a su cargo por potencia la compra de reserva.

    El gran Usuario que desee declararse interumpible debe informarlo al ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) junto con los datos para la Programación Estacional, indicando:

    * la potencia que ofrece interrumpir, que se considerará la potencia máxima que el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) le puede requerir retirar del Mercado Spot dentro de su compromiso de interrumpibilidad;

    * el tiempo de preaviso requerido para implementar la reducción en su compra en el Mercado Spot, que representa además su compromiso de tiempo máximo en que llevará a cabo el retiro de demanda ante un requerimiento del ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED);

    * la permanencia de su oferta, o sea la cantidad de períodos estacionales en que offrece su interrumpibilidad.

    El ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe rechazar la oferta en caso que se cumpla al menos una de las siguientes condiciones.

    * Parte o toda la potencia está cubierta por un contrato con garantía de suministro.

    * La potencia ofertada representa menos que el 10% de la Potencia Máxima Estacional.

    * El tiempo de preaviso requerido es mayor que una hora.

    * La interrumpibilidad se oferta por menos de dos períodos estacionales.

    * El Gran usuario ha ofertado previamente parte de su demanda como reserva y, al serle requerido el retiro de la misma, en dos o más oportunidades no cumplió con el compromiso establecido, ya sea en la cantidad de potencia retirada como en el tiempo transcurrido para llevar a cabo dicha interrupción.

    En caso de rechazar una oferta de interrumpibilidad, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe informar al GranUsuario indicándole el motivo.

    En la Programación Estacional el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe adjuntar un listado de los Grandes Usuarios Interrumpibles, indicando su Potencia Declarada mensual, su Potencia Máxima Estacional y su demanda comprometida a retirer del MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM).

    Si durante el transcurso de un mes, un gran Usuario Interrumpible no cumple con su compromiso de retiro de demanda dentro del tiempo ofertado al serle requerido por el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED), automáticamente perderá su condición de reserva del MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM). En Consecuencia, a partir de dicho mes le será facturado su acrgo por reserva de potencia de acuerdo al Precio Estacional vigente. El finalizar cada mes, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe informar a los agentes del MERADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM) los Grandes Usuarios que dejaron de ser considerados interrumpibles y el motivo.

    2.5.2. PRECIO DE LA POTENCIA PUESTA A DISPOSICIÓN.

    2.5.2.1. Precio Máximo de la Potencia Puesta a Disposición.

    En cada hora, se entiende por Potencia Puesta a Disposición (PPAD) de una máquina a la potencia máxima que en esa hora puede entregar al MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM). Dicho valor está dado por la potencia máxima neta generable salvo existir restricciones de transporte en cuyo caso estará limitada en función de la máxima potencia transmisible.

    En el MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM) se pagará por la potencia puesta a disposición los días hábiles del período de valle a las máquinas que resulten generando, más las máquinas disponibles que no resulten generando pero fueron previstas en el predespacho o estén consideradas como reserva.. Se entiende por día hábil a los días del año excluyendo sábados, domingos, y feriados tanto obligatorios como optativos.

    EL Precio de la Potencia en el Mercado ($PPAD) se calcula como la suma de dos valores.

    * Un Precio Base ($BASE) definido en 5 u$s/MW por hora de día hábil fuera de valle (u$s hfv)

    * Un Precio por Confiabilidad ($CONF), que determina la SECRETARIA DE ENERGIA.
    $PPAD (u$s/MW hfv) = $BASE + $CONF

    A partir del primero de mayo de 1994 el Precio por Confiabilidad se define en 5 u$s/MW por hora de día fuera de valle y el Precio de la Potencia en el Mercado resulta 10 u$s/MW por hora de día hábil fuera de valle. A cada nodo del sistema de Transporte en Alta Tensión le correponde un Precio Máximo de la Potencia en el Nodo, transfiriendo el Precio de la Potencia en el Mercado al nodo multiplicándolo por el Factor de Adaptación de dicho nodo.

    Las máquinas que resulten generando cobrarán el Precio Máximo de la Potencia en el Nodo. Las máquinas que se encuentren en reserva, cobrarán el precio que resulte de transferir a su nodo a través del Factor de Adaptación el precio que corresponda en el Mercado para su tipo de reserva.

    Cada Distribuidor, Gran Usuario y Autogenerador del MERACDO ELECTRICO MAYORISTA (MEM) pagará por su compra de potencia demandada, su compra de reserva y su compra de servicios asociados a la potencia a un precio fijo para cada Período Trimestral.

    2.5.2.2 Determinación de la Capacidad de Potencia Base en Reserva.

    El MERACDO ELECTRICO MAYORISTA (MEM), dado el componente hidráulico de su oferta, requiere contar con una reserva de energía térmica de base turbovapor y nuclear para cubrir la energía hidráulica faltante en caso de años secos. Junto con la Programación Estacional de Invierno, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe determinar el año extraseco, tomando el año de la serie hidrológica considerada en la Base de Datos Estacional en que resulta despachada la menor generación hidroeléctrica total en el MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM). Se define como Potencia Base Térmica Requerida por el MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM) para una máquina turbovapor o nuclear a la potencia media correspondiente a la energía anual con que resultaría despachada en el año extraseco de estar siempre disponible.

    Junto con la Programación Estacional de Invierno, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe realizar el despacho previsto que resultaría para los siguientes doce meses a partir del primero de mayo, con el modelo de programación estacional vigente en el MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM), utilizando la Base de Datos Estacional con las siguientes modificaciones.

    * Para las cuencas hidroeléctricas, debe tomar como aportes los correspondientes al año extraseco definido.

    * Para el parque térmico, debe considerar una indisponibilidad total igual a cero, eliminando el Mantenimiento Programado y la indisponibilidad forzada.

    * Para el parque turbovapor y nuclear, debe considerar un factor de utilización igual a 1.

    * Para embalses estacionales del MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM) a optimizar por el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED), debe tomar como nivel inicial el correspondiente al valor previsto en el embalse para el 1 de mayo.

    Como resultado de la aplicación de los modelos, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) obtendrá la energía despachada en el período mayo a abril para cada máquina turbovapor y nuclear "q", y debe calcular las horas equivalentes a plena carga que corresponde a dicha energía (HEQ) para cada una de ellas. Con este valor el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe determinar el Factor de Requerimiento de la Máquina (REQ) dentro del MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM) como el porcentaje de uso de su capasidad.


    dónde NHMA es el número de horas en el período mayo a abril.

    Para los ciclos combinados, se asignará este requerimiento al grupo turbovapor considerando la energía que corresponde a dicho grupo dentro de la generación total del ciclo combinado.

    Durante el siguiente período mayo a abril, cada máquina turbovapor o nuclear "q" se considerará en reserva de base los días hábiles fuera de valle en que esté disponible pero no resulte despachada en el predespacho o generando en la operación real, y tendría un Precio Reconocido por Potencia Base de Reserva ($PBAS) por hora por MW disponible.


    Cuando una máquina turbovapor o nuclear en una hora fuera de valle de un día hábil resulte generando o haya sido prevista despachada en el predespacho y esté disponible, cobrará el Precio Máximo de la Potencia en el Nodo. Si, en cambio, no resulta respachada en el predespacho ni generando en la operación real y está disponible cobrará el Precio Reconocido por Potencia de Base de Reserva.

    Junto con la Programación Estacional de Invierno el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) informará el Precio Reconocido por Potencia Base de Reserva para los siguientes 12 meses en als máquinas turbovapor y nucleares del MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM).

    2.5.2.3. Determinación de la Reserva Fría.

    La reserva fría será cubierta con máquinas térmicas de punta que puedan entrar en servicio y alcanzar su potencia nominal en un tiempo no mayor que 20 minutos.

    Antes del 20 de febrero y 20 de agosto de cada año, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) enviará un informe a los Generadores del MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM) indicando su propuesta de Reserva Fría para el siguiente Período Estacional, con su correspondiente justificación basada en el requerimiento de garantizar la operatividad y calidad de servicio en el MERADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM). Debe indicar la reserva disponible en los Grandes Usuarios declarados como interrumpibles y el dimensionamiento programado de la reserva fría en máquinas térmicas de punta. Los Generadores podrán enviar sus observaciones dentro de los suiguientes 5 días.

    Antes del 1 de marzo y 1 de setiembre el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) presentará a los Distribuidores y Grandes Usuarios del MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM) la propuesta para dimensionar la reserva fríaq en el Período Estacional y las observaciones de los Generadores, quienes ontarán con 5 días corridos para proponer fundamentalmente un apartamiento respecto del valor propuesto. De no llegarse a un acuerdo en ese plazo, se adoptará la propuesta del ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED).

    En la operación real del Período Estacional, el Precio en el mercado de la Reserva Fría ($PRES) se determinará en cada semana mediante una licitación de la oferta de las máquinas de punta disponibles, incluyendo los grupos turbogas de los ciclos combinados, con un tope dado por el Precio de la Potencia en el Mercado. La potencia puesta a disposición en las máquinas de punta disponibles y consideradas como reserva fría recibirán como remuneración el Precio en el Mercado de la Reserva Fría transferido a su nodo a través del Factor de Adaptación, salvo que sean solicitadas a generar y/o previstas generando en el predespacho, en cuyo caso cobrarán el Precio Máximo de la Potencia en el nodo.

    2.5.2.4. Sobreprecio por Riesgo de Falla.

    Al analizar la programación del Período Estacional, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) obtendrá un pronóstico de Energía no Suministrada (ENS) por fallas de larga duración, calculado comio la esperanza matemática de la falla en energía que resulta para cada uno de los escenarios de aleatorios considerados.

    Para cada semana en que surja una previsión de défisit de energía superior al 0,7% de la demanda, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe considerar que existe Riesgo de Falla y la potencia puesta a disposición recibirá una remuneración especial a través de un sobreprecio a la energía generada los días hábiles fuera del período de valle. Dicho sobreprecio se calcula en base el Costo de la Energía No Suministrada (CENS) y la profundidad del déficit. La fómula correspondiente a su cálculo se indica en el Anexo 6 de LOS PROCEDIMIENTOS.

    El Costo de la Energía no Suministrada es determinado por la SECRETARÍA DE ENERGÍA, a través de estudios de valorización económico-social de la energía no abastecida. El valor vigente a partir del 1 de mayo de 1994 es 1,5 dólares por kWh no suministrado (kWh NS).

    2.5.3. PRECIOS DE LA POTENCIA.

    En la Programación Estacional, ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe calcular para cada Período Trimestral el Precio Estacional de la Potencia, discrimando:

    * los requerimientos de potencia en el MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM) debido a la demanda horaria prevista, o sea la potencia despachada para cubrir la demanda;

    * los requerimientos que surgen de la operación del MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM) y de las necesidades de mantener el nivel de calidad acordado para el Período Estacional.

    Al finalizar cada mes del trimestre, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe calcular los cargos por potencia que corresponden a cada Distribuidor, Autogenerador y Gran usuario del MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM).

    2.5.3.1. Compra de Potencia.

    Cada hora se considera que un Distribuidor, Gran Usuario o Autogenerador "j" compra en el Mercado Spot para abastecer su demanda de potencia no cubierta por contratos. En la Programación Estacional y Reprogramación Trimestral estará previsto su compra horaria de potencia, en función de la demanda horaria de potencia prevista en la Base de Datos Estacional y los Contratos de Abastecimiento vigentes, y una demanda máxima mensual de potencia dada por la Potencia Declarada.

    Durante el transcurso de cada mes del trimestre, ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe calcular para cada hora la compra en el Mercado Spot realizada por cada agente consumidor, como la diferencia entre su demanda de potencia registrada y la potencia cubierta por contratos. A su vez, al finalizar el mes el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe calcular el Requierimiento Máximo de Potencia en el mes (REQMAX) como la potencia declarada para el mes salvo que la demanda de potencia máxima registrada en dicho mes haya superado el valor declarado, en cuyo caso será la potencia máxima demandada.

    2.5.3.2. Precio de la Potencia Despachada.

    En la Programación Estacional, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe calcular la Remuneración base por la Potencia Despachada (REMBAS) correspondiente a cada período trimestral "t" con la integración en el trimestre de la potencia neta generada en las horas fuera de valle de días hábiles para cada semana sin riesgo de falla multiplicada por el Precio Base de la Potencia.

    A su vez, debe calcular la Remuneración por Confiabilidad (REMCONF) correspondiente a cada período trimestral "t" sumando:

    a) la integración en el trimestre de la potencia neta generada en horas fuera de valle de días hábiles en las semanas con riesgod e falla multiplicada por el sobreprecio por riesgo de falla que resulta en la correspondiente semana (TOTSPRF);

    b) la integración en el trimestre de la potencia neta generada en horas fuera de valle de días hábiles para cada semana sin riesgo de falla multiplicada por el precio por Confiabiliad de la Potencia (TOTCONF).


    El ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe calcular el Precio Estacional de la Potencia correspondiente a cada una de las dos remuneraciones dividiéndolas por la demanda media de potencia prevista a abastecer en horas fuera de valle de días hábiles en el trimestre.

    Para cada trimestre "t", el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe calcular la Demanda Media de Potencia (PDEMMED) para cada Distribuidor, Gran Usuario y Autogenerador "j" como valor medio de las demandas de potencia previstas abastecer en las horasfuerad e valle de días hábiles .


    siendo:

    * h = hora de valle de días hábiles del trimestre.

    * NHFVT = total de horas fuera de valle de días hábiles del trimestre.

    El Precio Base de la Potencia Despachada (PHBAS) refleja el precio base horario de la potencia para cada MW generado en las horas fuera de valle de los días hábiles del trimestre programado. El ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe calcular dicho precio dividiendo la Remuneración Base por Potencia Despachada por la suma de la demanda de potencia prevista abastecer en horas fuera de valle de días hábiles para Distribuidores, Autogeneradores y Grandes usuarios.


    siendo "h" las horas fuera de valle de días hábiles del trimestre.

    Este precio se expresará como un valor por MW medio mes comprado a Precio Estacional en las horas de valle de días hábiles. Para ello, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe dividir la Remuneración Base por la suma de la Demanda Media de potencia prevista de los Distribuidores, Grandes Usuarios y Autogeneradores del MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM).


    El Precio por Confiabilidad (PHRCONF) refleja el precio horario por confiabilidad asignado a la potencia generada en las horas fuera de valle de los días hábiles. El ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe calcular dicho precio dividiendo la Remuneración por Confiabilidad por la suma de la demanda horaria prevista abastecer a Distribuidores, Autogeneradores y Grandes usuarios en las horas fuera de valle de días hábiles.


    siendo "h" las horas fuera de valle de días hábiles del trimestre.

    El ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe calcular además el correspondiente precio por MW medio mes comprado a Precio Estacional en las horas fuera de valle de días hábiles la Remuneración porConfiabilidad en base a la Demanda Meduia de Potencia prevista para Distribuidores, Grandes Usuarios y Autogeneradores.


    Al finalizar cada mes "m" del trimestre "t", el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe calcular la compra de potencia a Precio Estacional realizada por caad Distribuidor y Gran Usuario descontando de su demanda registrada en las horas fuera de valle de días hábiles la demanda cubierta en dichas horas por sus Contratos de Abastecimiento del Mercado a Término. Para los Autogeneradores, en vista de que no pueden comprar por Contratos de abastecimiento en el Mercado a Término, su compra cotratada será dero. La correspondiente potencia media representa la compra de potencia en el mes de cada distribuidor, Autogenerador y Gran Usuario "j" en horas fuera de valle de días hábiles.

    Este precio se expresará como un valor por MW medio mes comprado a Precio Estacional en las horas fuera de días hábiles. Para ello, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe dividir la Remuneración Base por la suma de la Demanda Media de potencia prevista de los distribuidores, Grandes Usuarios y Autogeneradores del MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM).


    El Precio por Confiabilidad (PHRCONF) refleja el precio horario por confiabilidad asignado a la potencia generada en las horas fuera de valle de los días hábiles. El ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe calcular dicho precio dividiendo la Remuneración por Confiabilidad por la suma de la demanda horaria prevista abastecer a Distribuidores, Autogeneradores y Grandes Usuarios en las horas fuera de valle de días hábiles.


    siendo "h" las horas fuera de vale de días hábiles del trimestre.

    El ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe calcular además el correspondiente precio por MW media mes comprado a Precio Estacional en las horas fuera de valle de días hábiles dividiendo la Remuneración por Confiabilidad en base a la Demanda Media de Potencia prevista para Distribuidore, Grandes Usuarios y Autogeneradores.


    Al finalizar cada mes "m" del trimestre "t" , el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe calcular la compra de potencia a Precio Estacional realizada por cada Distribuidor y Gran Usuario de su demanda registrada en las horas fuera de valle de días hábiles la demanda cubierta en dichas horas por sus COntratos de Abastecimiento del Mercado a Término. Para los Autogeneradores, en vista de que no pueden comprar por Contratos de Abastecimiento en el Mercado a Término, su compra contratada será cero. La correspondiente potencia media representa la compra de potencia en el mes de cada Distribuidor, Autogenerador y Gran Usuario "j" en horas fuera de valle de días hábiles.
    COMPOTmj (MW) =
    Sh máx (PDEMjh - Sk PCONThkj,0)
    NHFVMES

    dónde:

    * h = horas fuera de valle de días hábiles del mes "m".

    * PDEMjh = demanda de potencia en la hora "h" del Distribuidor, Autogenerador o Gran Usuario "j".

    * PCONThkj = potencia contratada para la hora "h" por el Contrato de Abastecimiento entre el Generador "k" y el Distribuidor o Gran Usuario "j".

    * NHFVMES = total de horas fuera de valle de días hábiles del mes.

    Cada Distribuidor, Autogenerador y Gran Usuario "j" debe pagar un Cargo por Potencia Despachada (CARGOPDESP) que el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe calcular multiplicando la compra de potencia realizada en el MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM) durante el mes "m" por Precio Base por Potencia Despachada más el Precio por Confiabilidad del correspondiente trimestre "t", transferido a su nodo a través del Factor de Adaptación.


    2.5.3.3. Precio de la Reserva de Potencia.

    Cada mes los Distribuidores, Autogeneradores y Grandes usuarios pagarán un cargo por reserva que debe calcular el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) multiplicando el Precio de la Reserva definido para el trimestre por el requerimiento de reserva del agente consumidor. Dicho requerimiento será calculado con el Requerimiento Máximo de Potencia en el mes (PEQMAX) definido en el punto 2.5.3.1, salvo en el caso de Grandes Usuarios Iterrumpibles en que será cero. Para cada trimestre, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe definir un Precio Estacional por Reserva en función de la reserva para el período y el Precio de la Potencia en el Mercado.

    En la Programación Estacional, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe calcular la Remuneración de Reserva (REMRES) totalizando para cada trimetre del período los siguientes conceptos.

    a) La integración de la potencia en reserva en las horas fuera de valle de días hábiles en las máquinas previstas generando multiplicada por el Precio de la Potencia en el Mercado. El ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe calcular la reserva térmica como la diferencia entre la potencia puesta a disposición prevista y la potencia prevista generar. La reserva hidráulica se debe calcular como un porcentaje de la potencia prevista generar en cada central hidroeléctrica. Dicho porcentaje se define en el 10% y podrá ser ajustado por el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) en función de la reserva rotante hidráulica típica que se registre en la operación real. En la Programación Estacional, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe informar si el porcentaje ha sido modificado, el nuevo valor utilizado y su justificación. En todos los casos, de existir en un área restricciones de transporte, se debe limitar la reserva de las máquinas del área para que la generación prevista exportar más la reserva calculada no supone la máxima potencia transmisible.

    b) La integración de la remuneración de la potencia base disponible en las horas fuera de valle de días hábiles no despachada de las máquinas térmicas turbovapor y nuclear, o sea la correspondiente potencia puesta a disposición multiplicada por el Precio Reconocido por Potencia Base de Reserva dividido por su factor de Adaptación.

    c) La integración de la remuneración por reserva fría en horas fuera de valle de días hábiles calculada como el nivel de potencia de punta en reserva fría acordado, o el que haya disponible de resultar en la previsión el excedente térmico de punta inferior al nivel acordado en la Programación Estacional, multiplicado por el PRecio de la Potencia en el Mercado

    Se denomina Compra de Reserva (COMRES) de un Distribuidor, Autogenerador o Gran Usuario a su participación en el requerimiento de reserva en el MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM). Se considera que los Grandes Usuarios interrumpibles ofertan su propio consumo como reserva, por lo que su compra de reserva es nula.
    Para "j" Gran Usuario interrupible,


    Se considera que el resto de los Grandes Usuarios, todos los Autogeneradores y todos los Distribuidores participan en la compra de la reserva que resulta en el MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM), como consecuencia de su operación y para mantener los niveles de calidad establecidos, en función de su demanda máxima prevista calculada como la suma de sus Potencias Declaradas para el trimestre.
    Para "j" Distribuidor, Autogenerador o Gran Usuario no interrumpible,


    dónde "m" son los meses del trimestre "t".

    En la Programación Estacional, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe calcular el Precio por Reserva de Potencia (PESTRES) dividiendo la Remuneración de la Reserva entre los agentes consumidores de acuerdo a su compra de reserva prevista.


    Al finalizar cada mes "m" del trimestre, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe calcular el Cargo por Reserva (CARGORES) que debe pagar cada Distribuidor, Autogenerador y Gran Usuario "j" multiplicando el Precio Estacional transferido a su nodo a través del Factor de Adaptación por su Requerimiento máximo de Potencia en el mes (PEQMAX), salvo en el caso de Grandes Usuarios Interrumpibles en que debe considerar que el cargo es cero.
    Para "j" Distribuidor, Autogenerador o Gran usuario no interrumpible,


    2.5.3.4. Precio por Servicios Asociados a la Potencia.

    Los requerimientos de arranque y parada de máquinas así como las restricciones fuerzan máquinas por tiempos mínimos entre ciclos de arranque y parada son atribuibles a los requerimientos de potencia en el MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM). Al finalizar cada mes, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe calcular para cada hora los sobrecostos de la energía que resulta para las máquinas térmicas forzadas por restricciones de arranque/parada, calculados como la diferencia entre el costo operativo al que fue remunerada su energía y el precio de la energía en su nodo que hubiera correspondido. El sobrecosto mensual estará dado por la integración de los sobrecostos horarios (SCFORAP).

    Por otra parte, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe calcular los costos por remuneración de arranque y parada (CAP) de las máquinas rearrancadas durante el mes por despacho, habiendo sido paradas previamente por orden del ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) por resultar más económico desde el punto de vista del despacho.

    De este modo quedará evaluado para cada mes "m" el Sobrecosto por Arranque y Parada (SCAP) como la suma del Sobrecosto por máquinas forzadas por tiempos de arranque y parada, y la remuneración de arranque y parada.


    El ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe calcular además los montos a descontar del precio de la potencia por incumplimiento en los compromisos relacionados con la calidad del servicio.

    * Los saldos resultantes de las transformaciones de potencia regulante, en caso de déficit de regulación (REGF);

    * El saldo de las penalidades por incumplimiento en las obligaciones de alivio de cargas ante un requerimiento de corte por déficit y/o falla en el MERADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM) (PENCOR).

    Para cada mes "m" resulta un Monto Mensual por Servicios (MONSER) totalizando los montos calculados.


    En la Programación Estacional y Reprogramación Trimestral, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe calcular la Remuneración por Servicios (REMSER) para el primer trimestre "t" del período sumando los siguientes conceptos.

    * La suma de los Montos Mensuales por Servicios (SERMES) registrados en los tres meses comprendidos entre el último mes del trimestre segundo anterior al trimestre a programar (t 2) y el segundo mes del trimestre anterior al trimestre a programar (t-1).


    siendo "m" los meses comprendidos entre m1-4 y m1-1, dónde "m1" es el primer mes del trimestre "t".

    * El monto acumulado en el Fondo de la Potencia, resultado de la metodología desripta en el pinto 2.5.3.6.


    El ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe calcular el Precio Estacional por Servicios Asociados a la Potencia (PESTSER) dividiendo la remuneración total calculada por la suma de las potencias declaradas por Distribuidores, Grandes usuarios y Autogeneradores en cada mes del trimestre por su factor de adaptación.


    siendo "m" los meses del trimestre "t".

    Al finalizar cada mes, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe calcular el Cargo por Servisios Asociados a la Potencia (CARGOSER) correspondiente a cada Distribuidor, Autogenerador y Gran Usuario "j" multiplicando su Requerimiento Máximo de Potencia en el Mes (PEQMAX) por el Precio Estacional por Servicios Asociados a la Potencia transferido al nodo a través de su factor de Adaptación:


    2.5.3.5. Cargo Mensual por Potencia.

    El cargo mensual por potencia corresponde a cada distribuidor, Autogenerador y Gran usuario del MERACDO ELECTRICO MAYORISTA (MEM) será la suma de:

    * el cargo por potencia despachada;

    * el cargo por reserva;

    * el cargo por servicios asociados a la potencia.

    2.5.3.6. Fondo de Apartamiento de la Potencia.

    Al finalizar cada mes el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe calcular la diferencia entre lo recaudado de los agentes por compra de potencia y lo pagado a los agentes por venta de potencia y al transportista por los sobrecostos asociados al Factor de Adaptación.

    La recaudación está dada por la suma de:

    * los cargos por potencia pagados por Distribuidores, Grandes usuarios y Autogeneradores;

    * los montos pagados por Generadores y Cogeneradores con faltantes horarios para cubrir sus Contratos de Abastecimiento por la compra de potencia a Precio Spot;

    * los montos pagados al correspondiente Precio Spot por las cantrales de bombeo por su compra de potencia para bombear;

    * los mosntos pagados por las exportaciones a países interconectados realizadas en el Mercado Spot.

    El total pagado está dado por la suma de:

    * los mosntos abonados a Generadores, Grandes Usuarios, Autogeneradores y Cogeneradores por las ventas de potencia en el Mercado Spot;

    * los mosntos abonados por las ventas de potencia en el Mercado Spot a Distribuidores y Grandes Usuarios con excedentes horarios en sus contratos de Abastecimiento;

    * los mosntos por sobrecostos asociados al Factor de Adaptación pagados a la empresa de Transporte en Alta Tensión y que miden la calidad de los vínculos con el Mercado, calculado de acuerdo a los indicado en el Anexo 3 de LOS PROCEDIMIENTOS.

    * los montos abonados por potencia a las importaciones Spot de países interconectados.

    Este monto, ya sea positivo o negativo, se acumulará durante el trimestre en un Fondo de la Potencia (FONPOT) que se transferirá en su totalidad al siguiente trimestre para el cálculo del correspondiente Precio por Servisios Asociados a la Potencia.

    2.6. SOBRECOSTOS POR MÁQUINAS FORZADAS POR RESTRICCIONES.

    Durante la operación real, restricciones asociadas al transporte en un sistema de transporte por Distribución Troncal o en un sistema de Distribución o asociadas al control de tensión y suministro de potencia reactiva, pueden forzar máquinas generando que no son requeridas por el despacho óptimo y producir un sobrecosto por la correspondiente energía generada a costo operativo, denominado Sobrecosto por Máquinas Forzadas (SCFORZ). Para cada uns de estas restricciones "r" que genera este tipo de sobrecosto, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) en cada hora "h" debe determinar las máquinas "q" que resultan forzadas y calcular el correspondiente sobrecosto multiplicando la energía generada (GEN) por la diferencia entre el costo operativo (CO) a que es remunerada y el precio de nodo (PN) que corresponde a su nodo de conexión.


    siendo"q" las máquinas forzadas en la hora "h" por la restricción "r".

    Para las horas en que la restricción no requiera generación forzada el sobrecosto es cero.

    Al finalizar cada mes "m", el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe realizar la integración de los sobrecostos horarios para calcular el Sobrecosto Mensual (SCFORZMES) a asignar a cada restricción, ya sea de transporte o de control de tensión y reactivo, que requirió generación forzada durante el mes.


    2.7. REMUNERACIÓN DEL SERVICIO DE TRANSPORTE.

    El Distribuidor, Gran usuario y Autogenerador debe pagar los cargos fijos de los sistemas de Transporte y de Distribución asociado a la función técnica de transporte, que le corresponden para acceder a el o los nodos de entrada/salida que le sean asignados en el MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM).

    En la Programación Estacional, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe calcular los cargos fijos por el servicio de transporte a pagar por los agentes del MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM).

    El ámbito de la Red de Transporte tanto del Sistema de Transporte en Alta Tensión como el Sistema de Transporte por Distribución Troncal se define en el Anexo 11 de LOS PROCEDIMIENTOS. La remuneración del Servicio de Transporte se detalla en el Anexo 18 de LOS PROCEDIMIENTOS para el Sistema de Transporte en Alta Tensión, en el Anexo 19 de LOS PROCEDIMIENTOS para el Sistema de Transporte por Distribución Troncal, y en los Anexos 27 y 28 para la Función Técnica de Transporte.

    Para cada restricción de transporte "r" asociadas al transporte en un sistema de transporte por Distribución Troncal o a un sistema de Distribución, que generó Sobrecostos por Máquinas Forzadas, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe determinar el conjunto de líneas que impone dicha restricción al finalizar el mes. El ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe repartir el sobrecosto mensual resultante (SCFORZMES), calculado tal como se indica en el punto 2.6., entre los usuarios del Sistema de Transporte de la correspondiente empresa de distribución Troncal (DISTRO) o Distribución en la proporción que participan en el pago del Cargo Complementario de las líneas que imponen la restricción. Este sobrecosto por restricciones de Transporte se facturará como un cargo adicional por restricciones de Transporte.

    2.8. TRANSACCIONES DE POTENCIA REACTIVA

    Todos los agentes reconocidos del MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM) son responsables por el control del flujo de energía reactiva en sus puntos de intercambio con el MERADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM), como se indica en el Anexo 4 de LOS PROCEDIMIENTOS.

    Junto con la Programación Estacional, en base al equipamiento de reactivo declarado por los Generadores y Transportistas y del reactivo requerido por la demanda, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe realizar flujos de carga para verificar el cumplimiento de la calidad de servisio, o sea el mantenimiento de los niveles de tensión requeridos y la sobrecarga que resulta en el equipamiento, debe determinar los cargos fijos que deben abonar los Generadores, Transportistas y Grandes Usuarios por los apartamientos permanentes en su compromiso de reactivo, y los cargos asociados a incumplimientos transitorios. En la Programación Estacional y Reprogramación Trimestral el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe incluir los cargos correspondientes a cada agente para el trimestre.

    En caso de ser requerida en la operación real la puesta en servicio de generación forzada, no requerida por el despacho óptimo, para el control de tensión y suministro de potencia reactiva, los sobrecostos mensuales correspondientes (SCFORZMES) determinados tal como se indican en el punto 2.7. serán abonados por los agentes responsables de esta acción como un cargo por reactivo.

    Si dentro del área de Influencia asociada a la restricción existen usuarios que no cumplen con los valores tolerados o acordados de potencia, tal como se definen en el Anexo 4 de LOS PROCEDIMIENTOS, el sobrecosto mensual se distribuirá entre ellos en forma proporcional al reactivo faltante en cada uno de ellos.

    Si todos los usuarios del Area de Influencia cumplen con los valores tolerados de cos phi, el sobrecosto por generación forzada se asignará al correspondiente Transportista.

    2.9. REEMBOLSO DE GASTOS DEL ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED)

    El ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe realizar para cada Período Estacional un presupuesto de sus gastos, que incluya todas las necesidades tanto en materia de gastos directios, como indirectos e inersiones. El presupuesto no podrá superar un valor tope expresado como el 0,85% del importe total de las ventas en el MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM) en el período.

    El ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) deberá presentar dicho presupuesto antes del 1 de marzo y del 1 de septiembre de cada año, y tratarlo en reunión en pleno de Directorio. A más tardar el 1 de abril y el 1 de octubre de cada año el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) elevará a la SECRETARIA DE ENERGIA el presupuesto aceptado por el Directorio para su aprobación.

    El reembolso de los gastos mensuales del presupuesto aprobado estará a cargo de todos los agentes del MERADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM). Cada agente debe pagar cada mes por lo menos un Cargo Mínimo por Gastos de Administración. Dichos cargo se define en $1500. Al elevar el presupuesto, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) podrá solicitar fundadamente a la SECRETARIA DE ENERGIA un incremento de este cargo mínimo. De concederlo, la SECRETARIA DE ENERGIA notificará el incremento en la Resolución de Precios Estacionales.

    Al finalizar cada mes, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe calcular para cada agente el Cargo por Gastos del ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) prorrateando el gasto mensual presupuesteado entre todos los agentes del MERACDO ELECTRICO MAYORISTA (MEM), ya sea el agente comprador o vendedor, proporcionalmente al volumen de su transacción en el mes anterior, incluyendo las transacciones en el Mercado a Término. Si para algún agente el monto que resulta de este prorrateo es inferior al cargo mínimo definido, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) le asignará como monto mensual a pagar el Cargo mínimo por Gastos de Administración.

    Si de la ejecución presupuestaria de un Período Estacional resultara al finalizar un excedente, el mismo debe ser incorporado como partida presupuestaria en el período siguiente.

    2.10. PRECIOS ESTACIONALES

    El ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) determinará en la Programación Estacional y Reprogramación Trimestral para cada Distribuidor, Gran usuario y Autogenerador los Precios Estacionales que pagará por su compra en el MERACDO ELECTRICO MAYORISTA (MEM).

    * Para Distribuidores, calculará el Precio Estacional de la Energía por banda horaria.

    * Para Distribuidores, Autogeneradores y Grandes usuarios calculará los Precios Estacionales de Potencia para cubrir la demanda, reserva y servicios asociados.

    Mensualmente el Distribuidor, Autogenerador y Gran Usuario debe pagar además:

    * un cargo por el Servicio de Operación y Despacho, en proporción a su transacción en el MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM);

    * los cargos por Transporte que le correspondan;

    * los cargos por potencia reactiva y las penalizaciones que puedan corresponder.

    A más tardar el 10 de marzo y el 10 de setiembre de cada año el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe presentar la Programación Estacional Provisoria, de acuerdo a lo que se indica en el Anexo 7 de LOS PROCEDIMIENTOS, a los agentes del MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM), quienes contarán con 14 días corridos para enviar sus observaciones. El ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe analizar dichas observaciones, pudiendo incorporar algunos o todas ellas y reprogramar el Período Estacional recalculando los Precios Estacionales. El ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe elevar a la SECRETARIA DE ENERGIA antes del 10 de abril y el 10 de octubre de cada año la Programación Definitiva con la propuesta de Precios Estacionales y las observaciones realizadas por los agentes.

    Antes del 25 de abril y el 25 de octubre de cada año, la SECRETARIA DE ENERGIA establecerá por Resolución los Precios Estacionales para el primer trimestre del Período Estacional de Invierno y del Período Estacionald e Verano respectivamente. Vencido este plazo, sino se emite Resolución se mantendrán los Precios Estacionales vigentes.

    2.11. REPROGRAMACION TRIMESTRAL

    Durante el transcurso del primer trimestre del Período Estacional, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe actualizar los estudios de programación del despacho y cálculo de precios para el segundo trimestre del Período Estacional.

    Para ello, los agentes deben informar antes del 5 de junio y 5 de diciembre los pedidos de cambios al Mantenimiento Programado Estacional y Mantenimiento Programado Tentativo, y los ajustes necesarios al resto de la información requerida para la Reprogramación Trimestral.

    Los cambios en el mantenimiento de la red de Transporte deben haber sido acorados previamente con los usuarios del área de influencia. De surgir observaciones cotrarias y no poder llegar a un acuerdo entre las partes antes del 5 de junio y 5 de diciembre, el Transportista debe enviar al ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) las distintas alternativas de mantenimiento con sus correspondientes objeciones. El ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe definir la más conveniente entre ellas desde el punto de vista de costos de operación del MERCADO ELELCTRICO MAYORISTA (MEM) en conjunto pero también teniendo en cuenta las objeciones de cada parte, de acuerdo al procedimiento indicado en el punto 2.1.2.3..

    El ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe analizar en conjunto el nuevo mantenimiento que resulta y podrá solicitar a las empresas modificaciones en función de su efecto sobre los precios y el riesgo de falla. El ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe reunir a los Generadores y Transportistas abntes del 15 de junio y 15 de diciembre para acordar la actualización correspondiente al programa de mantenimiento para el trimestre y siguientes treinta meses. La reunión tendrá características similares a la realizada para la Programación Estacional.

    El ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe analizar el comportamiento de la demanda registrada en el primer trimestre respecto de los valores previstos. Dado el efecto directo de la demanda sobre los precios, de detectar un apartamiento significativo para un Distribuidor y el agente no ajustar su oprevisión a la realidad observada, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe reemplazar dicha demanda prevista por una estimación propia e informar al Distribuidor. El valor utilizado debe contar con el acuerdo de la SECRETARIA DE ENERGIA. El ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe indicar en la Reprogramación Trimestral cuáles demandas no corresponden a la previsión del Distribuidor y los motivos de su modificación.

    A su vez, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe verificar la consistencia y validez de la Base de Datos Estacional resultante de la información suministrada por los agentes, y de detectar para algún dato distinto de la demanda incoherencias y/o un apartamiento significativo con respecto a lo registrado en el primer trimestre, sólo podrá modificarlo de estar habilitado para ello. De no estar habilitado, debe solicitar su modificación al agente. De no llegar a un acuerdo, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe incorporar el valor suministrado por el agente en la Base de Datos pero en la Reprogramación Trimestral debe también incluirlo en la lista de Datos Observados, indicando el motivo de la objeción.

    No se modificarán los criterios para la reserva y capacidad regulante que fueron acordados para el Período Estacional.

    Antes del 5 de julio y el 5 de enero, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe presentar la Programación Provisoria a loa agentes del MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM), quienes tendrán 5 días corridos para producir observaciones. El ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe analizarlas y podrá incorporar alguna o todas ellas y reprogramar el trimestre.

    A más tardar el 15 de julio y 15 de enero, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe elevar a la SECRETARIA DE ENERGIA la Programación Definitiva con los Precios estacionales para el segundo trimestre, adjuntando un informe con los datos modificados con respecto a la Programación Estacional, los datos observados por el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) y los motivos, y las observaciones de los agentes del MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM). El ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe indicar el efecto sobre los precios de las modificaciones realizadas respecto de los datos utilizados para la Programación Estacional. El informe tendrá un formato similar a la Programación Estacional, tal como se indica en el Anexo 7 de LOS PROCEDIMIENTOS.

    Antes del 25 de julio y 25 de enero la SECRETARIA DE ENERGIA ajustará por Resolución los Precios Estacionales para el segundo trimestre del Período Estacional. Venciendo este plazo sin intervención de la SECRETARIA DE ENERGIA , quedarán firmes los Precios Estacionales vigentes.

    2.12. INFORME MENSUAL Y TRIMESTRAL

    Antes del día 15 de cada mes, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe producir para conocimiento de la SECRETARIA DE ENERGIA y agentes del MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM) un informe analítico sobre la operación del MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM) y evolución de precios durante el mes anterior, con particular referencia a cada uno de los apartamientos significativos observados respecto a la programación con que se definieron los Precios Estacionales, tal como se indica en el Anexo 8 de LOS PROCEDIMIENTOS.

    El ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) adjuntará una recopilación de las modificaciones a la Base de Datos estacional, tanto las solicitudes por los agentes en el transcurso del mes como las realizadas por el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) al verificarse la objeción realizada a un dato observado. Debe indicar el apartamiento que resulta entre la operación real y los Precios Estacionales vogentes, incluyendo la evolución del Fondo de Estabilización y Fondo de la Potencia.

    Quince días antes de cumplirse el primer trimestre, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe producir un Informe Trimestral de seguimiento, proyectando los faltantes del trimestre, que junto con la Representación Trimestral del segundo trimestre mencionado en el punto 2.10. constituirá para la SECRETARIA DE ENERGIA la base para la definición de los Precios Estacionales para el segundo trimestre del Período Estacional. El ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe incluir el saldo previsto del Fondo de Estabilización y el Fondo de Potencia, con una descripción de los motivos y variables que justifican este apartamiento.

    ANEXO II

    ANEXO 12

    6. CARGO FIJO POR POTENCIA.

    Junto con los datos para la programación estacional, a partir de su incorporación al MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM), cada Autoggenerador debe informar al ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) su potencia máxima a tomar de acuerdo a lo indicado en el punto 2.5.1.1. de LOS PROCEDIMIENTOS vigentes, para calcular su Potencia Declarada (PDECL).

    El cargo fijo por potencia despachada será calculado por el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) de manera análoga que los Distribuidores y Grandes Usuarios del MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM). Si un Autogenerador declara que no prevé comprar en el MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM), el cargo resultará cero.

    7. PAGO POR EL SERVICIO DE TRANSPORTE

    Los Autogeneradores y Cogeneradores deben pagar por el servicio de Transporte dentro del MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM) de un modo similar al resto de los agentes.

    En sus transacciones en el Merado a Término el cargo variable será facultado al contrario del modo indicado en las normas vigentes en el MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM).

    Los cargos fijos serán calculados del modo indicado en el Anexo 18, 19, 27 y 28 de LOS PROCEDIMIENTOS según corresponda.

    ANEXO III


    4.11.2. REMUNERACION DEL TRANSPORTE.

    Este cargo es independiente de la realización de contratos ya que corresponde a los requerimientos propios y uso efectivo del Sistema de Transporte. La garantía de suministro de un contrato corresponde a la disponibilidad del generador contratado, pero no así a la del Sistema de Transporte.

    4.11.2.1. Cargo Variable a la Energía.

    El cargo variable asignado a cada contrato se calculará en base a la energía y potencia efectivamente generada y la Demanda efectivamente abastecida dentro del contrato, y con los precios de nodo para la energía y para la potencia en las barras correspondientes y en el Mercado.

    En cada hora, para cada Generador, Cogenerador y Autogenerador con contratos resulta asignada una parte o toda su potencia neta efectiva generada a cada uno de sus Contratos de Abastecimiento, en función de la potencia comprendida en cada uno de sus contratos. Dada u8na potencia generada (GEN) se donomina Potencia Generada para un Contrato (PGCONT) a la parte de dicha potencia que se considera abasteciendo un Contrato de Abastecimiento del Generador, Cogenerador o Autogenerador.

    A su vez, a cada Distribuidor y Gran usuario le resulta una parte o toda su demanda abastecida por cada uno de sus Contratos de Abastecimiento. Dada una demanda real de un Distribuidor o Gran Usuario, se denomina Demanda Cubierta por Contrato (PDEMCONT) a la parte de dicha demanda de potencia que se considera abastecida por un Contrato de Abastecimiento del Distribuidor o Gran Usuario.

    Al finalizar cada mes, el OED deberá calcular para los Contratos de Abastecimiento el cargo variable del servicio de Transporte que corresponde al Generador, Cogenerador o Autogenerador, y al Distribuidor o Gran Usuario, integrando el argo que corresponde a cada hora del mes en función de la potencia generada por el Generador para dicho contrato y la demanda del Distribuidor o Gran Usuario por dicho contrato.

    Dado un contrato de Abastecimiento entre un Distribuidor o Gran usuario "j" y un Generador, Cogenerador o Autogenerador "k", el OED deberá calcular para el Generador o Autogenerador en cada hora "h" del mes el cargo variable correspondiente a la Potencia Generada para el Contrato , multiplicado por la diferencia de precio entre el nodo de generación y el Mercado.
    Cargo variable por energía:


    Cargo variable por potencia:


    siendo:

    *: potencia abastecida del Distribuidor o Granusuario "j" por su contrato con el Generador, Cogenerador o Autogenerador "k".

    El OED facturará el cargo total resultante, suma del cargo correspondiente al comprador y el cargo al vendedor, repartiéndolo del modo indicado en el contrato. De no establecerse ninguna modalidad, el OED facturará el crédito o débito correspondiente a cada uno.

    Para los contratos de Reserva Fría, El OED calculará el cargo variable del servisio de Transporte por su energía y potencia generada y convocada por su Contrato , multiplicado por el precio Spot afectado por la diferencia entre su factor nodal correspondiente (de energía y potencia) y el del centro de carga del sistema.
    cargo variables por energía:


    Cargo variable por potencia:


    siendo:

    *: potencia generada por el Generador "k" y convocada por su contrato de reserva fría con el agente "g".

    ANEXO IV


    3.5.1. REMUNERACION DE LA ENERGIA.

    La energía vendida al MERADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM) se remunera en base al precio horario que resulte en la operación real salvo para aquellas que resulten generando forzadas y no por despacho óptimo las que sólo cobrarán sus costos operativos. En particular, toda máquina que quede en servicio en su mínimo técnico por resultar más económico que sacarla de servicio como indicaría el despacho sin restricciones de arranque/parada, dedo su costo de arranque y parada, será remunerada por su energía al costo operativo. El precio de la energía tiene en cuenta la reserva adoptada para regulación y, por lo tanto, en la remuneración total horaria de la energía a los Generadores ya está incluida una remuneración adicionaldebido a la reserva rotante con que opera el MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM).

    Para cada hora del mes se tiene:

    * la energía generada vendida al Mercado Spot por cada Generador (GENSPOT);

    * el precio del Mercado (PM) y los Precios Locales en cada Area Desvinculada ;

    * los factores de nodo.

    Cada hora "h", la remuneración correspondiente a un Generador "i" por su venta de energía en el Mercado Spot dependerá o no en un área Desvinculada y de si resulta despachada o está generando forzada, o sea a costo operativo.

    * Si resulta despachada y vinculada al Mercado, la energía generada se remunera al Precio de Mercado transferido hasta su nodo a través del correspondiente factor de nodo.


    * Si resulta despachada en un área Desvinculada "a", la energía generada se remunera al Precio Local de su área transferido hasta su nodo a través del correspondiente factor de nodo.


    * Si resulta generando forzada y no por despacho, la energía generada se remunera a su costo operativo.


    De la integración de estos valores se obtiene la remuneración mensual del Generador por venta de energía al MEM.