Argentina. Secretaría de Energía
Resolución SE 0126/2002. Boletín Oficial n° 30.006, jueves 17 de octubre de 2002, pp. 23-24.

Citas Legales : Decreto 00186/1995, Decreto 00432/1982 - artículo 1, Ley 15.336 - artículo 37, Ley 24.065 - artículo 35, Ley 24.065 - artículo 36, Ley 24.065 - artículo 85, Ley 25.561, Nota SE 0090/2002, Nota SE 0150/2002, Resolución SE 0002/2002, Resolución SE 0008/2002, Resolución SE 0246/2002, Resolución SE 0317/2002, Resolución SEE 0061/1992, Resolución SEE 0061/1992 - anexo 05, Resolución SEE 0061/1992 - anexo 13, Resolución SEE 0061/1992 - anexo 13 - punto 6., Resolución SEE 0061/1992 - anexo 22, Resolución SEE 0061/1992 - capítulo 2 - punto 2.13.1., Resolución SEE 0061/1992 - capítulo 2 - punto 2.13.2.
(Nota: complementada por Resolución SE 82/03 Biblioteca. Diferencias de precios del artículo 4°, para el período 10/08 al 04/09, establecidos por anexo VI de la Resolución SE 1169/08 Biblioteca)


BUENOS AIRES, 11 DE OCTUBRE DE 2002

    VISTO el Expediente N° 751-000367/2002 del Registro del ex-MINISTERIO DE INFRAESTRUCTURA Y VIVIENDA, la Resolución SECRETARIA DE ENERGIA N° 2 del 14 de marzo de 2002, la Resolución SECRETARIA DE ENERGIA N° 8 del 5 de abril de 2002, la Resolución SECRETARIA DE ENERGIA N° 246 del 4 de julio de 2002, la Resolución SECRETARIA DE ENERGIA N° 317 del 18 de julio de 2002, y

    CONSIDERANDO:

    Que mediante la Resolución SECRETARIA DE ENERGIA N° 2 del 14 de marzo de 2002 y la Resolución SECRETARIA DE ENERGIA N° 8 del 5 de abril de 2002 se establecieron, en el marco del estado de emergencia pública en materia social, económica, administrativa, financiera y cambiaria, declarado por la Ley N° 25.561, las normativas a aplicar en el Período Estacional de Invierno 2002.

    Que resulta oportuno y conveniente extender al Período Estacional de Verano 2002 - 2003 algunas de las disposiciones implementadas en las Resoluciones citadas en el párrafo anterior atento a la permanencia del contexto macroeconómico citado.

    Que, conforme la experiencia desarrollada durante el Período Estacional de Invierno 2002, se entiende necesario mejorar algunas pautas para la declaración de los Costos Variables de Producción por parte de los Generadores, como así también parte de los criterios definidos para la sanción de los Precios de Mercado.

    Que atento a lo anterior y en presencia de contratos de abastecimiento firme de gas pactados por Agentes del MEM con grupos de gran porte y de alto rendimiento conformados por más de una unidad generadora, resultan costos variables de producción diferentes en función de la cantidad de máquinas despachadas y el combustible consumido lo que puede afectar negativamente la economía en el despacho de generación, se entiende conveniente habilitar la declaración diferenciada de tales costos en correspondencia con la cantidad de máquinas despachadas que conforman dichos grupos.

    Que la DIRECCION GENERAL DE ASUNTOS JURIDICOS del MINISTERIO DE ECONOMIA ha tomado la intervención que le compete.

    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 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, hasta la finalización del Período Estacional de Verano 2002-2003, en “Los Procedimientos para la Programación, 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, los valores determinados en el Artículo 1° de la Resolución SECRETARIA DE ENERGIA N° 2 del 14 de marzo de 2002, siempre que los mismos no fueran modificados por la Resolución SECRETARIA DE ENERGIA N° 246 del 4 de julio de 2002 y la Resolución SECRETARIA DE ENERGIA N° 317 del 18 de julio de 2002.

    Artículo 2°- Establécese que la Programación de la Operación, el Despacho de Cargas y el Cálculo de Precios para el Período Estacional de Verano 2002-2003 se efectuará conforme el procedimiento contenido en el Anexo I de la presente resolución, de la que forma parte integrante. Los Generadores del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) realizarán su declaración de COSTOS VARIABLES DE PRODUCCION (CVP) y de VALORES DE AGUA (VA) para dicho período, según lo reglado por el procedimiento referido en el párrafo precedente.

    Artículo 3°- Instrúyese al ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) a sancionar un precio máximo en el “Mercado Spot” del MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM) equivalente al tercer escalón de falla PESOS DOSCIENTOS CUARENTA POR MEGAVATIO HORA (240 $/MWh) en cualquier caso en que la máquina de falla convocada resulte de mayor valor, cuando un evento que no tenga presunción de obedecer a causas técnicas y/o hechos humanos involuntarios y/o de la naturaleza produzca escasez de oferta en el despacho.

    La SECRETARIA DE ENERGIA comunicará al ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) cuando un evento deba ser encuadrado dentro de este artículo.

    Artículo 4°- Instrúyese al ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) para que en cada Programación Estacional o Reprogramación Trimestral, de verificarse una diferencia superior al TRES POR CIENTO (3%) sobre el precio monómico de la energía (energía más potencia) calculado para la tarifas a usuarios finales de cada distribuidor, originado por la incidencia que sobre los mismos tienen los sobreprecios por precios locales (SPPL), las diferencias por factores de nodo (FN) y por factores de adaptación (FA) respecto a la correspondiente al precio estacional sancionado en el trimestre anterior, deberá acumular los montos excedentes para su agregación en la siguiente Programación Estacional o Reprogramación Trimestral al correspondiente precio estacional de la energía (PEST).

    Artículo 5°- Hasta tanto se produzca la readaptación del MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM) como consecuencia del dictado de la Ley N° 25.561, sustitúyense los apartados 2.13.1. PRECIO DE REFERENCIA DE LA POTENCIA PARA LAS TARIFAS DE DISTRIBUIDORES y 2.13.2. PRECIO DE REFERENCIA DE LA ENERGIA PARA LAS TARIFAS DE DISTRIBUIDORES del Capítulo 2 - “PRECIOS ESTACIONALES” de “Los Procedimientos para la Programación de la Operación, el Despacho de Cargas y el Cálculo de Precios (LOS PROCEDIMIENTOS)”, aprobados por Resolución ex- SECRETARIA DE ENERGIA ELECTRICA N° 61 de fecha 29 de abril de 1992 y sus normas modificatorias y complementarias, por aquellos que con idéntica numeración se encuentran contenidos en el Anexo II de la presente resolución de la que forma parte integrante.

    Artículo 6°- Téngase por suspendida cualquier disposición de “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 dependientes del ex MINISTERIO DE ECONOMIA Y OBRAS Y SERVICIOS PUBLICOS, sus modificatorias y complementarias, en cuanto se oponga a lo establecido en el presente acto.

    Artículo 7°- Las disposiciones contenidas en la presente resolución, serán de aplicación efectiva a partir del 1° de noviembre de 2002.

    Artículo 8°- Facúltase al Señor SUBSECRETARIO DE ENERGIA ELECTRICA, a efectuar todas las comunicaciones que sea menester a los efectos de interactuar con el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) resolviendo las cuestiones relativas a la aplicación e interpretación de la presente resolución.

    Artículo 9°- Notifíquese a la COMPAÑIA ADMINISTRADORA DEL MERCADO MAYORISTA ELECTRICO SOCIEDAD ANONIMA (CAMMESA).

    Artículo 10.- Comuníquese, publíquese, dése a la Dirección Nacional del Registro Oficial y archívese.
Citas legales:Resolución SE 002/2002 Biblioteca
Resolución SE 008/2002 Biblioteca
Resolución SE 246/2002 Biblioteca
Resolución SE 317/2002 Biblioteca
Resolución SEE 61/1992 Biblioteca
Ley 25.561 Biblioteca
Ley 15.336 Biblioteca
Decreto 186/1995 Biblioteca
Decreto 432/1982 Biblioteca
Ley 24.065 - artículo 35 Biblioteca
Ley 24.065 - artículo 36 Biblioteca
Ley 24.065 - artículo 85 Biblioteca

ANEXO I

    1. DECLARACION ESTACIONAL DE COSTOS VARIABLES DE PRODUCCION

    Para el despacho del Período Estacional de Verano 2002 - 2003 los Generadores térmicos realizarán sus declaraciones estacionales de COSTOS VARIABLES DE PRODUCCION (CVP), conforme el numeral 6 del Anexo 13, a más tardar el día 18 de octubre de 2002, y los Generadores hidroeléctricos realizarán sus declaraciones de VALORES DE AGUA (VA) a más tardar el día 22 de octubre de 2002, conforme lo establecido en el Anexo 22 - PROGRAMACION Y DESPACHO DE CENTRALES HIDROELECTRICAS de “Los Procedimientos”, y estando limitadas al Porcentaje para el Valor del Agua (%VA) igual al CINCUENTA POR CIENTO (50%). Las ofertas de Importación “Spot” se deberán realizar en la misma oportunidad que los Generadores térmicos.

    Las declaraciones de COSTOS VARIABLES DE PRODUCCION (CVP) que realicen los Generadores térmicos para cada una de sus unidades de generación, en PESOS POR MEGAVATIO HORA ($/MWh), deben acompañarse con un Informe Técnico que justifique los valores declarados. El informe incluirá un detalle de la estructura de costos abierta en los siguientes conceptos:
      • Costo variable del combustible entregado en la Central.
      • Costos variables de mantenimiento.
      • Otros costos variables no combustibles.

    Para el caso de unidades turbovapor, se deberá informar también el Sobrecosto Estacional de Punta a ser considerado para el despacho de dichas máquinas en el caso de requerirse su operación como máquinas Turbovapor de Punta (TVP).

    Las empresas generadoras con unidades de producción conformadas por Ciclos Combinados, podrán discriminar sus Costos variables de Producción en función de la cantidad de Unidades TG a despachar.

    En ninguno de los conceptos precedentes se aceptará la inclusión de tasas, contribuciones y/o impuestos dentro de los costos declarados.

    En el informe indicado se deberá incorporar qué porcentaje de los precios están afectados por las variables cuya modificación habilitará a las futuras redeclaraciones: los precios de referencia calculados de acuerdo a la metodología del Anexo 13 y la tasa de cambio del DOLAR ESTADOUNIDENSE (U$S) de referencia del BANCO CENTRAL DE LA REPUBLICA ARGENTINA (BCRA) correspondiente al día hábil previo al de la apertura de la declaración. Las restantes variables se considerarán constantes durante el período trimestral.

    El ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe analizar estadísticamente, los costos de combustibles, costos variables de mantenimiento, y los costos variables no combustibles informados por los generadores. De verificar apartamientos significativos, deberá notificar de los mismos al Generador y a la SECRETARIA DE ENERGIA. El generador deberá, dentro de los DOS (2) días hábiles de notificado, justificar ante la SECRETARIA DE ENERGIA tal apartamiento, remitiendo copia de la misma simultáneamente al ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED).

    La SECRETARIA DE ENERGIA resolverá en última instancia e informará a ambas partes en un plazo de TRES (3) días hábiles el valor aceptado. Transcurrido dicho plazo sin notificación, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe considerar que se acepta el valor informado por el Generador.

    2. REDECLARACION DE LOS COSTOS VARIABLES DE PRODUCCION

    DOS (2) días hábiles antes del día establecido para el envío de los datos para la programación semanal de la primera y tercera semana de cada mes, los generadores cuyos costos variables totales resulten con una variación mínima de MAS/MENOS CINCO POR CIENTO (± 5%), estarán habilitados a redeclarar sus COSTOS VARIABLES DE PRODUCCION (CVP). En la misma oportunidad quedarán habilitadas las redeclaraciones de VALORES DE AGUA (VA) e importaciones “spot”.

    El día previo a la habilitación de una declaración o redeclaración de CVP, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED), utilizando la tasa de cambio del DOLAR ESTADOUNIDENSE (U$S) de referencia del BCRA del día anterior a la fecha de redeclaración y las resoluciones vigentes emitidas por el ENTE NACIONAL REGULADOR DEL GAS (ENARGAS), determinará los precios de referencia de cada combustible entregado en Central acorde a lo establecido en el ANEXO 13 de “Los Procedimientos”.

    Establécese que las redeclaraciones de COSTOS VARIABLES DE PRODUCCION (CVP) que realicen los Generadores térmicos, de acuerdo a lo establecido precedentemente, deberán acompañarse con informes técnicos que justifiquen las variaciones de los costos declarados para aquellas variables habilitadas en el presente anexo: El máximo aceptable de ajuste en la redeclaración estará dado por la variación producida en el tipo de cambio y/o el precio de referencia del combustible correspondiente.

    El ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe analizar los datos informados por los Generadores y, de verificar inconsistencias y/o apartamientos significativos, las informará inmediatamente al Generador y a la SECRETARIA DE ENERGIA.

    De la misma manera que para la DECLARACION ESTACIONAL, la SECRETARIA DE ENERGIA resolverá en última instancia e informará a ambas partes en un plazo de TRES (3) días hábiles el valor aceptado. Hasta tanto se expida la SECRETARIA DE ENERGIA o transcurrido dicho plazo sin notificación, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe considerar que se acepta el valor informado por el Generador.

    3. MAXIMOS RECONOCIDOS DE COSTOS VARIABLES DE PRODUCCION

    La SECRETARIA DE ENERGIA, en base a información disponible del mercado de combustibles, informes del ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED), u otras fuentes de información, podrá fijar ex-post a la declaración o redeclaración de CVP por parte de los agentes, nuevos Máximos Reconocidos a ser aceptados que modifiquen, en lo pertinente, los ya establecidos mediante las Notas SECRETARIA DE ENERGIA N° 90 del 30 de abril de 2002 y SECRETARIA DE ENERGIA N° 150 del 4 de junio de 2002.

    En el caso de los Generadores hidráulicos, los Valores de Agua (VA) máximos a declarar y redeclarar estarán limitados al Porcentaje para el Valor del Agua (%VA) establecido en el Anexo 22 - PROGRAMACION Y DESPACHO DE CENTRALES HIDROELECTRICAS de “Los Procedimientos”.

    Los COSTOS VARIABLES DE PRODUCCION (CVP) declarados y/o los Máximos Reconocidos aceptados (el menor de los dos), aplicados a cada unidad generadora según corresponda, serán los que se deberán utilizar para la ejecución del despacho de mínimo costo.

    Establécese que, para las máquinas en que no se haya producido la declaración de CVP correspondiente y para las unidades generadoras que operan forzadas por problemas de las redes de transporte o de distribución, el Máximo Reconocido en la operación será el que fije la SECRETARIA DE ENERGIA con posterioridad a la fecha para las declaraciones de CVP, tomando como base el informe estadístico que deberá elaborar el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED).

    4. CVP MAXIMO RECONOCIDO PARA LA SANCION DE PRECIOS

    El ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) sancionará los Precios Spot del MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM) según lo establecido en el Anexo 5 - CALCULO DEL PRECIO SPOT DE LA ENERGIA Y COSTO OPERATIVO de “Los Procedimientos” utilizando para ello los COSTOS VARIABLES DE PRODUCCION (CVP) declarados y/o los Máximos Reconocidos aceptados para cada unidad generadora conforme lo dispuesto en el punto anterior.

    La SECRETARIA DE ENERGIA, basándose en criterios objetivos, podrá definir valores máximos diferentes a los indicados precedentemente para la sanción de precios.
      5. OPERACION DE MAQUINAS CON CVP SUPERIORES AL PRIMER ESCALON DE FALLA

    El ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) operará despachando primero la generación disponible cualquiera resulte su costo antes de aplicar restricciones en la demanda. El precio spot máximo será de CIENTO VEINTE PESOS POR MEGAVATIO HORA (120 $/MWH) en la medida que no resulte necesario aplicar restricciones a la demanda.

    Las máquinas que operen con costos superiores al tope establecido, recibirán como remuneración su costo reconocido y las diferencias entre precio de nodo y el costo reconocido serán recaudadas a través de la “Subcuenta de Sobrecostos Transitorios de Despacho”.

    Para cumplimentar lo anterior, las diferencias (con signo positivo) entre el COSTO VARIABLE DE PRODUCCION (CVP) declarado y/o el Máximo Reconocido para la máquina térmica en esas condiciones y el Precio de Nodo correspondiente, se denominan “Sobrecostos Transitorios de Despacho” y serán imputadas a la “Subcuenta de Sobrecostos Transitorios de Despacho” del Fondo de Estabilización.

    El ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED), deberá determinar el Cargo Mensual por “Sobrecosto Transitorios de Despacho” a ser abonado por la demanda, excluida la demanda de bombeo, en función de la acumulación mensual de tales sobrecostos y la energía consumida mensual de los agentes demandantes.

    La facturación de los cargos así calculados se realizará mensualmente junto con el resto de las Transacciones Económicas del MEM, salvo en el caso de los Agentes Distribuidores, a los que se les deberá aplicar el Cargo Estacional por “Sobrecostos Transitorios de Despacho” asignable a su demanda, el cual se calculará de forma similar a la utilizada para los Sobrecostos por Precios Locales (SPPL).

    No se considerará para su acumulación en la “Subcuenta de Sobrecostos Transitorios de Despacho”, los sobrecostos originados por máquinas generando forzadas por problemas de las redes de transporte o de distribución, los que serán abonados por los causantes de las restricciones que originan dicha operación forzada conforme lo establecido en “Los Procedimientos”.

ANEXO II

    CAPITULO 2: PRECIOS ESTACIONALES

    2.13.1. PRECIO DE REFERENCIA DE LA POTENCIA PARA LAS TARIFAS DE DISTRIBUIDORES

    Para el pasaje del precio de la potencia en el MEM a la tarifa de usuarios finales, se considera como Precio de Referencia de la Potencia para un Distribuidor “j” ($POTREFt,a j) en un período trimestral “t” del año “a” al valor calculado con los Precios Estacionales de la Potencia para el MEM vigentes en dicho trimestre.

    siendo:

    PESTRESt.a: Precio Estacional por Reserva de Potencia ($/MW mes) vigente en el trimestre “t” del año “a”.

    PESTSERt.a. j: Precio Estacional por Servicios Asociados a la Potencia ($/MW mes) vigente en el trimestre “t” del año “a” correspondiente al área del Distribuidor “j”.

    PESTSRIt,a: Precio Estacional por Servicio de Reserva Instantánea ($/MW mes) vigente en el trimestre “T” del año “a”.

    Fat.a j: Factor de Adaptación del Distribuidor “j” para el trimestre “t” del año “a”.

    2.13.2. PRECIOS DE REFERENCIA DE LA ENERGIA PARA LAS TARIFAS DE DISTRIBUIDORES

    Para el pasaje del precio de la energía en el MEM a la tarifa de usuarios finales de un Distribuidor “j” en un período trimestral “t” del año “a” se considera como Precio de Referencia de la Energía ($PEST) para cada banda horaria “b” el valor calculado con el Precio Estacional de la Energía del Distribuidor, el Precio Estacional por Energía Adicional, y el Precio de la Potencia vigentes en el MEM en dicho trimestre.

    Para la banda horaria “b” resulta:

    siendo:

    PESTt,a j,b: Precio Estacional de la Energía ($/MWh) del Distribuidor “j” en la banda horaria “b” vigente en el trimestre “t” del año “a”.

    PERDESTt,a b: Precio Estacional por Energía Adicional ($/MWh) en la banda horaria “b” vigente en el trimestre “t” del año “a”.

    SCCOMBESTt,a b: Sobrecosto Estacional de Combustibles ($/MWh) en la banda horaria “b” vigente en el trimestre “t” del año “a”.

    $PPADt,a b: Precio horario de la Potencia en el Mercado ($/MWh) vigente en el trimestre “t” del año “a” correspondiente a la banda horaria “b”.

    FAt,a j: Factor de Adaptación del Distribuidor “j” para el trimestre “t.” del año “a”.

    RELBt,a j,b: Relación para el Distribuidor “j” entre la demanda de energía prevista en la banda horaria “b” en las horas en que se remunera la potencia no cubierta por contratos reconocidos para su traspaso a la tarifa de usuarios finales y la correspondiente previsión de demanda de energía durante las horas de la banda horaria “b” de todo el trimestre no cubierta por dicho tipo de contratos. Su cálculo se realiza en base a las relaciones correspondientes a dicha banda horaria en el trimestre “t” del año anterior (REL2 y REL3), calculadas de acuerdo a la metodología que se indica en el punto 2.13.3.

    El factor RELBt,a j,b mide para la banda horaria “b” la relación entre la previsión de demanda de energía en las horas en que se remunera la potencia no cubierta por contratos autorizados para su pasaje a la tarifa a usuarios respecto la demanda de energía prevista para todo el trimestre no cubierta por dicho tipo de contratos. Para cada Distribuidor “j” el cálculo de la demanda prevista por banda horaria se realiza en base a la demanda total de energía prevista para el trimestre y las relaciones REL2 y REL3.

    siendo

    b: banda horaria “b”.

    EDEMPREVt,a j: Energía prevista abastecer (MWh) al Distribuidor “j” durante el trimestre “t” del año “a”, de acuerdo a los valores indicados en la correspondiente Programación Estacional del MEM.

    ECONTHRPt,a j,b: Energía a abastecer (MWh) por los contratos reconocidos al Distribuidor “j” para su traspaso a la tarifa a usuarios finales en la banda horaria “b” en las horas en que se remunera la potencia en el trimestre “t” del año “a”.

    ECONTt,a j,b: Energía a abastecer (MWh) por los contratos reconocidos al Distribuidor “j” para su traspaso a la tarifa a usuarios finales en la banda horaria “b” durante el total del trimestre “t” del año “a”.

    De existir contratos cuyo precio es trasladado a la tarifa de usuarios finales, para realizar el pasaje al precio de la energía asignado a dichos contratos del cargo por pérdidas y del cargo por sobrecosto de combustibles correspondientes a la energía cubierta por estos contratos, se debe adicionar el Precio Estacional por Energía Adicional y el Sobrecosto Estacional de Combustibles correspondiente por banda horaria.