Argentina. Secretaría de Energía
Resolución SE 0336/1993. Boletín Oficial n° 27.758, jueves 4 de noviembre de 1993, pp. 5-7.

Citas Legales : Ley 24.065, Ley 24.065 - artículo 36, Resolución SE 0137/1992, Resolución SE 0163/1992, Resolución SEE 0061/1992, Resolución SEE 0061/1992 - anexo 23 - punto 4.1., Resolución SEE 0061/1992 - anexo 03 - punto 3.1.3., Resolución SEE 0061/1992 - anexo 01, Resolución SEE 0061/1992 - anexo 01 - punto 2.7., Resolución SEE 0061/1992 - punto 2.3.4.6., Resolución SEE 0061/1992 - punto 2.4.3.4.a.


Buenos Aires, 1 de noviembre de 1993.

VISTO, la Ley N° 24.065 del 16 de enero de 1992, las Resoluciones ex-SECRETARÍA DE ENERGÍA ELÉCTRICA N° 61 del 29 de abril de 1992, SECRETARÍA DE ENERGÍA N° 137 del 30 de noviembre de 1992 y la Resolución SECRETARÍA DE ENERGÍA N° 163 del 30 de diciembre de 1992, y

CONSIDERANDO:

Que la COMPAÑIA ADMINISTRADORA DEL MERCADO MAYORISTA ELÉCTRICO SOCIEDAD ANÓNIMA (CAMMESA) ha elevado a esta SECRETARÍA DE ENERGÍA la Programación Estacional y los correspondientes precios de venta a Distribuidores según lo dispuesto en el punto 2.7. del Anexo I de la Resolución ex-SECRETARÍA DE ENERGÍA ELÉCTRICA N° 61 del 29 de abril de 1992.

Que se generó un saldo acumulado positivo en el Fondo de Estabilización del MEM producto de la diferencia entre el precio estacional y spot en el mercado.

Que adicionalmente se generaron saldos positivos y negativos en tal Fondo debido a las áreas con precios locales producto de las indisponibilidades por fallas ocurridas en el período 1 de agosto - 31 de octubre de 1993.

Que en el sistema de 132 kV en el MEMSP se manifiestan sobrecostos de generación producto de limitaciones de Transporte de los suministros que se realizan a partir de Puerto Madryn.

Que la SECRETARÍA DE ENERGÍA está facultada para el dictado del presente acto en virtud de lo dispuesto por el artículo N° 36 de la Ley N° 24.065.

Por ello,
EL SECRETARIO DE ENERGÍA
RESUELVE:

Artículo 1°- Aprobar por el presente acto la Programación Estacional para el MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA (MEM) y para el MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA del SISTEMA PATAGÓNICO (MEMSP), elevada por la COMPAÑIA ADMINISTRADORA DEL MERCADO MAYORISTA ELÉCTRICO SOCIEDAD ANÓNIMA a esta Secretaría, correspondiente al período noviembre de 1993 - abril de 1994, calculados según los Procedimientos para la Programación de la Operación, el Despacho de Cargas y el Cálculo de Precios en el Mercado Eléctrico Mayorista (LOS PROCEDIMIENTOS) descritos en el Anexo I de la Resolución ex-SECRETARÍA DE ENERGÍA ELÉCTRICA N° 61 del 29 de abril de 1992.

Artículo 2°- Los precios de referencia estacionales de la potencia y energía a aplicar en el MEM para el período comprendido entre el 1° de noviembre de 1993 y el 30 de abril de 1994, que surgen de la Programación Estacional a que se hace referencia en el artículo precedente, son los siguientes:

a) Precio de la potencia en el Mercado: UN MIL SEISCIENTOS NUEVE PESOS POR MEGAVATIO-MES (1.609 $/MW-mes)

b) Precio de la energía en el Mercado:

b.1) en horas de piso: VEINTIOCHO PESOS CON TREINTA TRES CENTAVOS POR MEGAVATIO HORA (28,33 $/MWh).

b.2) en horas restantes: VEINTIOCHO PESOS CON UN CENTAVO POR MEGAVATIO HORA (28,01 $/MWh).

b.3) en horas de valle: VEINTISEIS PESOS CON CUATRO CENTAVOS POR MEGAVATIO HORA (26,04 $/MWh).

Artículo 3°- El precio estacional de la energía para los distribuidores del MEM, definido en el artículo 2.3.4.6. de LOS PROCEDIMIENTOS, se determinará a partir de los precios definidos en el Artículo 2° de la presente Resolución, descontando SETENTA Y CUATRO CENTAVOS POR MEGAVATIO HORA (0,74 $/MWh) en cada banda horaria.

Artículo 4°- Adicionalmente a lo indicado en el Artículo 3° de la presente Resolución, se deben descontar los siguientes montos al precio de la energía en cada banda horaria a las empresas que se indican a continuación:

a) APELP, ERSE, EPEN: TRES CENTAVOS POR MEGAVATIO HORA (0,03 $/MWh) en cada banda horaria.

b) DPES, DEJ, EDET, AyE Dist. Santiago del Estero, EPELAR, DEC: UN CENTAVO POR MEGAVATIO HORA (0,01 $/MWh) en cada banda horaria.

Artículo 5°- Adicionalmente a lo indicado en el Artículo 3° de la presente Resolución, se debe incrementar el precio de la energía en cada banda horaria en NUEVE CENTAVOS POR MEGAVATIO HORA (0,09 $/MWh) a las siguientes empresas: AyE Dist. Formosa, SCHEEP, DPEC.

Artículo 6°- Los factores de nodo estacional equivalente a aplicar en el cálculo de precios a distribuidores, en el período comprendido entre el 1° de noviembre de 1993 y el 30 de abril de 1994 y los factores de adaptación que se aplicarán en los siguientes dos períodos estacionales comprendidos entre noviembre de 1993 y octubre de 1994, provenientes de la aplicación de LOS PROCEDIMIENTOS al MEM, se incluyen como Anexo I del presente acto.

Artículo 7°- Apruébase para el Sistema de Transporte en Alta Tensión un Cargo Complementario igual a UNA (1,00) veces el monto correspondiente a la remuneración por capacidad de transporte de tal sistema.

Artículo 8°- Los precios de referencia estacionales de la potencia y energía a aplicar para el período comprendido entre el 1° de noviembre de 1993 y el 30 de abril de 1994, en el MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA del SISTEMA PATAGÓNICO, que surgen de la Programación Estacional a que se hace referencia en el Artículo 1°, son los siguientes:

a) Precio de la potencia en el MEMSP: UN MIL NOVECIENTOS SEIS PESOS POR MEGAVATIO-MES (1.906 $/MW-mes).

b) Precio de la energía en el Mercado:

b.1) en horas de pico: VEINTICUATRO PESOS CON NOVENTA Y SIETE CENTAVOS POR MEGAVATIO HORA (24,97 $/MWh).

b.2) en horas restantes: VEINTICUATRO PESOS CON OCHENTA Y UN CENTAVOS POR MEGAVATIO HORA (24,81 $/MWh).

b.3) en horas de valle: VEINTICUATRO PESOS CON SESENTA Y SEIS CENTAVOS POR MEGAVATIO HORA (24,66 $/MWh).

c) Precio de la energía para los Usuarios del MEMSP alimentados por el área del Sistema de Transporte de 132 KV:

c.1) en horas de pico: VEINTICINCO PESOS CON NOVENTA Y SIETE CENTAVOS POR MEGAVATIO HORA (25,97 $/MWh).

c.2) en horas restantes: VEINTICINCO PESOS CON OCHENTA Y UN CENTAVOS POR MEGAVATIO HORA (25,81 $/MWh).

c.3) en horas de valle: VEINTICINCO PESOS CON SESENTA Y SEIS CENTAVOS POR MEGAVATIO HORA (25,66 $/MWh).

Artículo 9°- El precio estacional de la energía para la COOPERATIVA 16 DE OCTUBRE LIMITADA, definido en el punto 2.3.4.6. de LOS PROCEDIMIENTOS, se determinará a partir de los precios definidos en el Artículo 8°.b. de la presente Resolución, descontando CUATRO PESOS CON OCHENTA Y SEIS CENTAVOS POR MEGAVATIO HORA (4,86 $/MWh) en cada banda horaria, por ajuste de diferencia entre el precio del sistema de 132 KV y del sistema de 330 KV.

Artículo 10.- Los factores de nodo estacional equivalentes a aplicar en el cálculo de precios a distribuidores y Grandes Usuarios del MEMSP en el período comprendido entre el 1 de noviembre de 1993 y el 30 de abril de 1994, y el Factor de Adaptación estacional equivalente para el período, provenientes de la aplicación de LOS PROCEDIMIENTOS, se incluyen como Anexo II del presente acto.

Artículo 11.- Agrégase al final del Punto 3.1.3. del Anexo 3 de LOS PROCEDIMIENTOS el siguiente párrafo:

"De existir durante los períodos analizados flujos en ambos sentidos en la línea 'i', se determinarán en los nodos afectados Factores de Adapatación diferenciados para la Demanda y la Generación del nodo, según sea dicho nodo importados o exportador en cada caso".

Artículo 12.- En la presente Programación Estacional se aplicarán como penalizaciones por incrementos de Potencia Declarada, las correspondientes al Cargo por Potencia Despachada previsto en el punto 2.4.3.4.a. de LOS PROCEDIMIENTOS.

Artículo 13.- Agrégase al final del Punto 4.1. del Anexo 23 de LOS PROCEDIMIENTOS el siguiente párrafo:

"En casode que exista déficit de Programación Primaria de Frecuencia y que la Reserva Rotante sea inferios al mínimo aceptable para el funcionamiento del Sistema Eléctrico, el OED podrá asignar Reserva Regulante a Generadores forzados por Arranque y Parada o limitados por restricciones en la Red de Transporte".

Artículo 14.- Autorízase a CAMMESA a aprobar los valores acordados de cos. phi entre TRANSENER y EDENOR, y, entre TRANSENER y EDESUR, a partir del 1° de diciembre de 1993 sujeto a la previa presentación de un Informe Técnico sobre la no afectación a aterceros por parte de los accionistas y a la no existencia de objeciones fundadas por parte de los agentes.

Artículo 15.- Comuníquese, publíquese, dése a la Dirección Nacional del Registro Oficial y archívese.-

Citas legales:Resolución SEE 0061/1992 Base de datos 'Biblioteca', Vista '(Por Tipo B)'
Resolución SE 0137/1992 Biblioteca
    ANEXO I
    FACTORES DE NODO Y DE ADAPTACIÓN NODAL
    MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA

    FACTORES DE NODO PARA EL SEMESTRE NOVIEMBRE 93 - ABRIL 1994

    JURISDICCIÓN
    VALLE
    RESTO
    PICO
    AYE BAS DISTR.
    0,9873
    0,9895
    0,9901
    AYE LIT DISTR.
    1,0092
    1,0121
    1,0108
    AYE MZA DISTR.
    1,0044
    1,0085
    0,9835
    AYE SJAUN DISTR.
    1,0722
    1,0810
    1,0780
    BUENOS AIRES (ESEBA)
    0,9825
    0,9762
    0,9679
    CAP.FED. (EDENOR, EDESUR)
    1,0013
    1,0027
    1,0027
    CATAMARCA
    1,1489
    1,1457
    1,1705
    CHACO
    1,0392
    1,0481
    1,0530
    CORDOBA
    1,0122
    1,0183
    1,0233
    CORRIENTES
    1,0453
    1,0496
    1,0568
    ENTRE RÍOS
    1,0073
    1,0083
    1,0060
    FORMOSA
    1,1128
    1,1412
    1,1708
    JUJUY
    0,9475
    0,9239
    0,9383
    LA PAMPA
    0,9577
    0,9395
    0,9208
    LA PLATA (EDELAP)
    0,9982
    0,9980
    0,9981
    LA RIOJA
    1,0564
    1,0633
    1,0738
    MENDOZA
    1,0353
    1,0451
    1,0318
    NEUQUÉN
    0,9348
    0,8995
    0,8721
    RIO NEGRO
    0,9425
    0,9142
    0,8887
    SANTIAGO DEL ESTERO
    1,1608
    1,1512
    1,1420
    SALTA
    0,9557
    0,9368
    0,9416
    SAN JUAN
    1,0742
    1,0831
    1,0805
    SAN LUIS
    1,1288
    1,1393
    1,1650
    SANTA FÉ
    1,0136
    1,0172
    1,0163
    TUCUMÁN
    1,0248
    1,0308
    1,0444
    URUGUAY
    1,0028
    1,0021
    0,9985
    FACTORES DE ADAPTACIÓN PARA EL PERÍODO NOVIEMBRE 93 - OCTUBRE 94 (*)

    DISTRIBUIDORES
    (1)
    (2)
    EPEN
    0,78816
    0,89408
    ERSE
    0,78816
    0,89408
    APELP
    0,88486
    0,94243
    EPEER
    0,99437
    0,99719
    FORMOSA
    1,92211
    1,37098
    SECHEEP
    1,92211
    1,37098
    DPEC
    1,72641
    1,29213
    EPESF
    1,01700
    1,00850
    TUCUMÁN
    0,71084
    0,85542
    DECA
    0,71084
    0,85542
    DEJ
    0,71084
    0,85542
    SALTA
    0,71084
    0,85542
    SANTIAGO
    0,71084
    0,85542
    EPELAR
    0,71084
    0,85542
    EMSE
    0,71084
    0,85542
    SES
    0,71084
    0,85542
    EPEC
    0,71084
    0,85542
    SESLEP
    0,71084
    0,85542
    ESEBA
    0,95132
    0,97566
    EDENOR
    1,00000
    1,00000
    EDESUR
    1,00000
    1,00000
    EDELAP
    1,00000
    1,00000
    NODO
    (1)
    (2)
    CHOCON
    0,78816
    0,89408
    B. BLANCA
    0,80816
    0,90408
    PUELCHES
    0,88486
    0,94243
    HENDERSON
    0,95866
    0,97933
    OLAVARRÍA
    0,98852
    0,99426
    C. ELÍA
    0,99437
    0,99719
    S. GRANDE
    0,99437
    0,99719
    ROMANG
    1,32526
    1,16263
    RESISTENCIA
    GENERADOR
    DISTRIBUIDOR
    2,84421
    1,92211
    1,74194
    1,37098
    YACYRETA
    0,70347
    0,85174
    ALMAFUERTE
    GENERADOR
    DISTRIBUIDOR
    0,68599
    0,71084
    0,84299
    0,85542
    BRACHO
    GENERADOR
    DISTRIBUIDOR
    0,68599
    0,71084
    0,84299
    0,85542
    G. MENDOZA
    GENERADOR
    DISTRIBUIDOR
    0,68599
    0,71084
    0,84299
    0,85542
    GENERADORES
    (1)
    (2)
    CHOCON S.A.
    0,78816
    0,89408
    ALICURA S.A.
    0,78816
    0,89408
    C. COLORADOS
    0,78816
    0,89408
    HIDRONOR
    0,78816
    0,89408
    C.T. NEA
    2,84421
    1,74194
    SORRENTO
    1,00000
    1,00000
    SAN NICOLÁS
    1,00000
    1,00000
    C.T. NOA
    0,68599
    0,84299
    C.T. GÜEMES
    0,68599
    0,84299
    AYE (CUYO)
    0,68599
    0,84299
    C.H. RÍO GRANDE
    0,68599
    0,84299
    CNEA EMBALSE
    0,68599
    0,84299
    CÓRDOBA
    0,68599
    0,84299
    MAR DEL PLATA
    0,98852
    0,99426
    NECOCHEA
    0,98852
    0,99426
    MAR DE AJÓ
    0,98852
    0,99426
    VILLA GESELL
    0,98852
    0,99426
    C.T. BAHÍA BLANCA
    0,80816
    0,99426
    RESTO ESEBA
    0,97359
    1,00000
    COSTANERA
    1,00000
    1,00000
    PUERTO S.A.
    1,00000
    1,00000
    P. DE MENDOZA
    1,00000
    1,00000
    DOCK SUD
    1,00000
    1,00000
    DIQUE
    1,00000
    1,00000
    CNEA ATUCHA
    1,00000
    1,00000
    LA PAMPA
    0,78816
    0,89408
    CAPSA
    0,78816
    0,89408
    C.T. A. VALLE
    0,78816
    0,89408
    SALTO GRANDE
    0,99437
    0,99719
    (*) Los Factores de Adaptación de la Columna 1 están referidos al valor base de 5 $/MW y son válidos hasta el 30/04/93, mientras que los Factores de Adaptación de la Columna 2 están referidos al valor base de 10 $/MW y son válidos a partir del 01/05/93.
    ANEXO II

    FACTORES DE NODO Y DE ADAPTACIÓN NODAL, SEMESTRE NOVIEMBRE 93 - ABRIL 94

    MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA DEL SISTEMA PATAGÓNICO

    FACTORES DE NODO PARA DISTRIBUIDORES Y GRANDES USUARIOS

    JURISDICCIÓN
    VALLE
    RESTO
    PICO
    COOP C. RIVADAVIA
    0,8381
    0,9077
    0,9845
    YPF
    0,8417
    0,9151
    0,9933
    E.S.E.B.A.
    1,0266
    1,0384
    1,0233
    S.P.S.E. (Sta. Cruz)
    0,8460
    0,9244
    1,0065
    MUNICIP. P. TRUNCADO
    0,8461
    0,9246
    1,0067
    TOTAL AUTRAL
    0,8461
    0,9246
    1,0067
    CADIPSA
    0,8461
    0,9246
    1,0067
    COOP. ELEC. P. MADRYN
    0,9984
    0,9996
    1,0010
    ALUAR
    1,0008
    1,0006
    1,0006
    E.R.S.E.
    1,0222
    1,0323
    1,0155
    HIPASAM
    1,0086
    1,0134
    0,9913
    COOP. ELECT. TRELEW
    0,9737
    0,9889
    1,0052
    D.G.S.P. CHUBUT
    0,9720
    0,9878
    1,0046
    COOP. ELEC. 16 DE OCTUBRE
    0,9427
    0,9445
    0,9445
    COOP. ELEC. DOLAVON
    0,9115
    0,9441
    0,9758
    FACTOR DE ADPATACIÓN PATAGÓNICO 1,0000