Argentina. Secretaría de Energía
Resolución SE 0084/2003. Boletín Oficial n° 30.082, martes 4 de febrero de 2003, p. 3.

Citas Legales : Decreto 00186/1995, Decreto 00432/1982 - artículo 1, Decreto 02713/1992 - artículo 13, Ley 15.336 - artículo 37, Ley 24.065 - artículo 35, Ley 24.065 - artículo 36, Ley 24.065 - artículo 85, Resolución SE 0001/2003, Resolución SE 0001/2003 - anexo I - punto 3.6., Resolución SE 0001/2003 - anexo I - punto 5., Resolución SE 0001/2003 - anexo IV - punto 2.4., Resolución SE 0189/2002, Resolución SEE 0061/1992, Resolución SEE 0061/1992 - anexo 05, Resolución SEE 0061/1992 - anexo 14

BUENOS AIRES, 30 DE ENERO DE 2003

    VISTO el Expediente N° S01:0298943/2002 del Registro del MINISTERIO DE ECONOMIA, y

    CONSIDERANDO:

    Que mediante la Resolución SECRETARIA DE ENERGIA N° 1 del 2 de enero de 2003, del MINISTERIO DE ECONOMIA, se han introducido modificaciones a “Los Procedimientos para la Programación de la Operación, el Despacho de Cargas y el Cálculo de Precios (LOS PROCEDIMIENTOS)” establecidos por la Resolución N° 61 del 29 de abril de 1992 de la ex SECRETARIA DE ENERGIA ELECTRICA, entonces dependiente del ex- MINISTERIO DE ECONOMIA Y OBRAS Y SERVICIOS PUBLICOS, sus modificatorias y complementarias y medidas transitorias que afectan el funcionamiento del MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM).

    Que, a los efectos de lograr su adecuada implementación, resulta necesario precisar aspectos de detalle y complementar lo establecido en la citada resolución.

    Que ha tomado la intervención que le compete la Dirección General de Asuntos Jurídicos del MINISTERIO DE ECONOMIA.

    Que las facultades para el dictado del presente acto surgen de lo dispuesto por el Artículo 37 de la Ley N° 15.336, los Artículos 35, 36 y 85 de la Ley, N° 24.065, el Artículo 13 del Decreto N° 2743 del 29 de diciembre de 1992, el Artículo 1° del Decreto N° 432 del 25 de agosto de 1982 y el Decreto N° 186 del 25 de julio de 1995.

    Por ello,
    EL SECRETARIO DE ENERGIA
    RESUELVE:

    Artículo 1°- Instrúyese al ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) a aplicar, para la implementación de la Resolución SECRETARIA DE ENERGIA N° 1 del 2 de enero de 2003, del MINISTERIO DE ECONOMIA, los criterios de detalles y complementarios contenidos en el Anexo de la presente resolución, de la que forma parte integrante.

    Artículo 2°- Notifíquese a la COMPAÑIA ADMINISTRADORA DEL MERCADO MAYORISTA ELECTRICO SOCIEDAD ANONIMA (CAMMESA).

    Artículo 3°- Comuníquese, publíquese, dése a la Dirección Nacional del Registro Oficial y archívese.
Citas legales:Resolución SE 001/2003 Biblioteca
Resolución SE 189/2002 Biblioteca
Resolución SEE 61/1992 Biblioteca
Decreto 2743/92 Biblioteca
Decreto 0432/82 Biblioteca
Decreto 0186/95 Biblioteca
Ley 15.336 Biblioteca

ANEXO

    1. Despacho y Sanción de Precios

    Para el caso de unidades operando con COSTOS VARIABLES DE PRODUCCION (CVP) superiores al primer escalón de falla, punto 5 Anexo I de la Resolución SECRETARIA DE ENERGIA N° 1 del 2 de enero de 2003, del MINISTERIO DE ECONOMIA, se deberá considerar que el costo marginal sin límite es el definido como Costo Marginal Térmico (CMTERM) según el Anexo 5 de Los Procedimientos para la Programación de la Operación, el Despacho de Cargas y el Cálculo de Precios.

    2. Costo de Rearranque Diario de la unidad de Ciclo Combinado (CC).

    a) A los efectos de la declaración de Costos entre Parada y Arranque (CPyA) y de Rearranque Diario (CRD) en unidades de Ciclo Combinado, para el cálculo del costo tope equivalente al definido en el Anexo 14 para una unidad Turbovapor (TV) y tiempo entre parada y arranque, se aplicará corno factor “A” un valor igual a CERO COMA CUATRO (0,4). Asimismo, se adopta un valor de “l” constante igual a PESOS MIL CIENTO SETENTA POR KILOVATIO ($ 1.170/KW).

    b) Los ciclos de rearranque y viceversa, originados en decisiones del despacho económico de unidades Ciclo Combinado (CC) inferiores a DIECIOCHO (18) horas, serán remunerados al costo indicado en la Resolución SECRETARIA DE ENERGIA N° 1 del 2 de enero de 2003, del MINISTERIO DE ECONOMIA, y del punto anterior.

    c) La declaración del Costo entre Parada y Arranque (CPyA) y el Costo de Rearranque Diario (CRD) deberá realizarse junto con las declaraciones y redeclaraciones de COSTOS VARIABLES DE PRODUCCION (CVP).

    d) Las unidades de Ciclo Combinado (CC) que rearranquen en menos de DIECIOCHO (18) horas sin haber declarado Costo de Rearranque Diario (CRD) serán remuneradas de acuerdo al tope de la remuneración prevista para éstas.

    e) A todos los efectos deberán ser considerados los tiempos de arranque y rearranque de las unidades de Ciclo Combinado (CC) declarados en la Base de Datos del Sistema.

    3. Sobrecosto de Punta Estacional de la unidad de Ciclo Combinado (CC).

    a) En lo concerniente a la operación de este tipo de máquinas como unidades de punta, el tratamiento a aplicar deberá ser similar al que hoy reciben las unidades denominadas como Turbo Vapor de Punta (TVP)

    b) Asimismo, todas las unidades que cumplan el despacho del ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED), respetando en la operación los valores declarados en la Base de Datos del Sistema, deberán como mínimo recuperar su Costo Variable de Producción (CVP) utilizado para la definición del Costo de Pico (COPI) respectivo.

    4. Reserva de Disponibilidad con Garantía de Combustible (RDCGC) y Confiabilidad.

    a) Los tiempos a considerar para que cada generador entregue energía en la red deben corresponderse con los declarados en la Base de Datos del Sistema.

    b) Toda unidad requerida por despacho que no pueda completar total o parcialmente el proceso de arranque, a los efectos de la RDCGC y Reserva de Confiabilidad, se considerará indisponible por el porcentaje incumplido, desde el momento que la misma fue requerida por el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED). En el caso que completare el arranque con posterioridad al tiempo entre Parada y Arranque declarado en la Base de Datos del Sistema, se considerará indisponible por el porcentaje incumplido durante las horas en exceso respecto al mismo, hasta su efectivo arranque. Las unidades definidas como “Respaldo”, en estas Reservas, serán consideradas de igual forma.

    c) El ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) deberá implementar un procedimiento de control de disponibilidad de Gas para los servicios de reserva de Confiabilidad y RDCGC, basado en la disponibilidad de dicho combustible en las centrales térmicas del área.

    A tal efecto cuando exista disponibilidad de gas en el área informada por el proveedor de la misma, se considerará indisponible a aquellos generadores que no produzcan con ese combustible aunque estén disponibles con combustible alternativo.

    d) Aquellas unidades que tengan como único combustible Gas Natural y sean identificadas como “generadores base” en el predespacho de máximo requerimiento térmico, ubicadas en el área con restricciones de gas, podrán ofrecer RDCGC con gas firme.

    e) Para RDCGC deberá entenderse que la oferta involucra a todas las unidades denominadas “generadores base” correspondientes a una misma central y asociadas a una misma cuota de gas declarada, debiendo informar la totalidad de los datos consignados en la Resolución SECRETARIA DE ENERGIA N° 1 del 2 de enero de 2003.

    f) Si un generador ofertó RDCGC y resultó adjudicado, sólo podrá solicitar prefinanciación de combustible líquido, en los términos de la Resolución SECRETARIA DE ENERGIA N° 189 del 2 de diciembre de 2002, del MINISTERIO DE ECONOMIA por la parte de generación que utilice el combustible no adjudicado en la Reserva.

    g) En relación con el compromiso que asume un Generador para la RDCGC, valen los conceptos relativos a los generadores térmicos mencionados en el punto 3.6 COMPROMISO del Anexo III de la Resolución SECRETARIA DE ENERGIA N° 1 del 2 de enero de 2003, del MINISTERIO DE ECONOMIA.

    5. Mercado Spot Anticipado

    Para el cálculo de la Unidad de Referencia mencionada en el punto 2.4 del Anexo IV de la Resolución SECRETARIA DE ENERGIA N° 1 del 2 de enero de 2003, del MINISTERIO DE ECONOMIA, el precio de Referencia del Combustible correspondiente al MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM) denominado $Ref gas = Precio de Referencia del Gas Natural -ID Metrogas- corresponde a la zona de Capital Federal.

    5.1. Unidad de Referencia del MERCADO ELECTRICO MAYORISTA, del SISTEMA PATAGONICO (MEMSP)

    Se define como Unidad de Referencia para el MERCADO ELECTRICO MAYORISTA del SISTEMA PATAGONICO (MEMSP) una máquina estándar ubicada en el Centro de Carga del Sistema con el siguiente costo:

donde:

Prunidad = Precio de la Unidad de Referencia en $/MWh

$Ref gas = Precio de Referencia del Gas Natural -ID Chubut Sur-

CEspMedio = Definido en 3487 kCal/kWatt-hora

PCInf gas = Poder Calorífico Inferior del Gas Natural, definido en 8400 kCal/m3

CRefOyM = Costo de Operación y Mantenimiento aceptado por SECRETARIA DE ENERGIA para unidades Turbo Gas (TG) con potencia menor a 35 MW.

6. Criterios de Diseño

En relación con la aplicación de los nuevos criterios de Diseño, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) deberá emitir en el término de TREINTA (30) días corridos, a partir de la vigencia de la presente resolución, un Informe donde detalle las consecuencias en el Despacho Económico, de la aplicación de los mismos. Asimismo indicará el cumplimiento de qué Obras de Adecuación permitirá satisfacer los Criterios de Diseño en el Despacho, reduciendo las consecuencias que se identifiquen en el citado Informe.

Transitoriamente, y hasta tanto la SECRETARIA DE ENERGIA, dependiente del MINISTERIO DE ECONOMIA se expida en referencia a dicho Informe, no serán de aplicación los nuevos Criterios de Diseño que afecten negativamente el Despacho Económico del MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM), manteniéndose, en tal caso, los Criterios utilizados previamente.