2.3.2. PRECIO DEL MERCADO Y PRECIOS LOCALES
Se considera al Mercado ubicado en el centro de carga del Sistema. El despacho óptimo se realizará en dicho punto, a sea incluyendo no sólo los costos de operación de las máquinas sino también las pérdidas marginales del transporte. Como resultado de este despacho se obtendrá el Precio del Mercado (PM).
De existir restricciones dé Transporte o Distribución que no permitan vincular toda la generación y demanda de un área con el Mercado, se considera que dicha área se encuentra desvinculado del Mercado. Esta desvinculación podrá ser total si el área queda desconectada, o parcial si sólo está afectada por una limitación en la transmisión o una restricción de operación. En ambos casos tendrá su propio Precio Local (PL) de mercado, independiente del PM. El precio local de un área exportadora resultará inferior al PM mientras que el de un área importadora será mayor.
Se distinguen en consecuencia:
a) un precio del Mercado, definido como el precio en el centro de carga del Sistema;
b) precios Locales, definidos como los precios de áreas desvinculadas del centro de carga del Sistema por restricciones físicas u operativas.
En consecuencia, el Precio de Nodo de cada barra de la red de Transporte será:
a. el PM transferido hasta el nodo correspondiente de acuerdo a la distancia de su vinculación con el centro de carga, si el área correspondiente está vinculada al Mercado (sin restricciones que afecten al despacho óptimo);
b. el precio local que resulte en el área, de estar el nodo dentro de un área desvinculado del Mercado (por restricciones que no permitan el despacho óptimo).
Se define como “área desvinculado” al conjunto de nodos afectados por la existencia de una restricción activa de transporte entredicho conjunto y el Mercado, generando limitaciones al despacho libre en el área.
2.3.3. FACTORES DE NODO
Los costos de suministro (generación+transmisión) correspondientes a absorber variaciones unitarias de demanda producidos en el centro de carga del Sistema, son diferentes para cada nodo de la red, y dependen de la configuración del Sistema de Transporte y del nivel de transmisión en las líneas que lo vinculan al Mercado.
Para el semestre, el OED definirá configuraciones características de la red de Transporte y estados típicos de carga correspondientes al valle, pico y horas restantes. En base a estos estados típicos, se definirá para cada punto de Entrada/Salida del MEM un “Factor de Nodo” (FN) Estacional para cada período tarifario, que representará el nivel de pérdidas marginales asociado a los intercambios del nodo respecto del centro de carga. La metodología correspondiente se indica en el Anexo 3.
Junto con la Programación Estacional el OED presentará un estudio de mediano plazo referente a la evolución del factor nodal en el tiempo. Se presentarán resultados para 5 años consecutivos y se adicionarán dos años de corte representativos del siguiente quinquenio.
A través de este factor (FN por período tarifario) quedará incluido el Ingreso Variable por Energía del Transporte (IVET) en el precio de la energía que pagan los Distribuidores y cobran los Generadores.
Para los Distribuidores vinculados a un solo punto de Entrada/Salida del MEM, su factor de nodo será el correspondiente a esa barra, Si están vinculados a más de uno, el factor se calculará como el promedio ponderado por energía de los nodos correspondientes. Dicha energía se obtendrá de los flujos de potencia estacionales con que se definieron los factores nodales para las distintas franjas de tarificación.
Para aquellos Distribuidores que no estén vinculados directamente a punto de Entrada/Salida del MEM sino a través de otras instalaciones de distribución, los factores de nodo a utilizar serán los de estas últimas. Si están vinculados a más de un Distribuidor, los factores nodales se calcularán como el promedio ponderado por energía de los factores de los Distribuidores correspondientes.
2.3.4. PRECIO DE REFERENCIA DE LA ENERGIA
Para la conformación del precio de referencia estacional se consideran los siguientes cuatro componentes de la oferta de generación:
· Generación incluida en la formación de precios.
· Generación excluida de la formación de precios.
· Importación.
· Autogeneración.
Por otro lado, la demanda se considerará integrada por:
· Distribuidores.
· Grandes Consumidores.
· Exportaciones previstas por solicitud de países interconectados.
· Demanda de bombeo.
2.3.4.1. GENERACION EXCLUIDA DE LA PORMACION DE PRECIOS
Del cálculo del precio del Mercado se excluirán todos los motores Diesel y las Turbinas de Gas que sólo pueden quemar Gas Oil ya sea por no estar equipadas para consumir gas natural, no tener acceso a la red de gas o resultar insuficiente la presión en la red de transporte de gas. El listado de dichas máquinas al 30-04-92 se adjunta como Anexo 5.
Todo Generador que quede excluido en la formación del precio de la energía será remunerado por su generación a su costo operativo (CO).
2.3.4.2. GENERACION INCLUIDA EN LA FORMACION DEL PRECIO DE MERCADO Y LOS PRECIOS LOCALES
Con los modelos indicados y la base de datos estacional acordada, el OED realizará la programación del período correspondiente efectuando el despacho en el Centro de Carga. La transferencia de cada grupo Generador hasta el Mercado se realizará afectando su costo marginal por su factor de nodo que representa su vinculación con el centro de carga, obteniendo así su costo marginal en el Mercado (CMM).
Con estos costos (de generación más transporte) y teniendo en cuenta las restricciones de Transmisión u operativas, se realizará el despacho óptimo de mínimo costo total y se determinará la previsión de precios para cada semana del período estudiado:
a. el Precio del Mercado PH en el centro de carga, que corresponderá al de la máquina en el Mercado (máquinas en áreas cuyo despacho no se ve afectado por restricciones) con mayor CMM, eliminando las máquinas excluidas;
b. los Precios Locales PLi para las áreas que resulten desvinculadas por restricciones físicas u operativas, considerando todas las máquinas en dicha área.
La Demanda y la Generación se encuentran distribuidas a lo largo del Sistema de Transporte y Distribución, lo que significa que pueden surgir restricciones a la factibilidad de llevar energía desde un Generador conveniente para el despacho hasta donde la Demanda lo requiera. El despacho óptimo ideal, o sea independiente de la configuración de la red, correspondería al caso en que la capacidad de transmisión, compensación, reactivo, etc. fuera infinita y no generase limitaciones. Esta situación se representará como un despacho en barra única sin incluir ninguna restricción de operación (Despacho Ideal).
Toda limitación operativa o de Transmisión no se considerará activa en tanto no afecte este despacho ideal. Cuando, por el contrario, una restricción fuerza un alejamiento del despacho ideal, se considerará que el área correspondiente (formada por todos los nodos afectados por la limitación) pasa a estar desvinculado y define su propio precio local de Mercado.
La definición de las áreas desvinculadas del Mercado se hará detectando cuándo se activa una restricción. Para cada semana del período se comparará el Despacho Programado con el Despacho Ideal. Los apartamientos detectados respecto al despacho ideal indicarán los períodos en que el área correspondiente se desvincula del Mercado al activarse una restricción. Para el caso del Transporte la restricción resultará activa cuando el despacho requiera superar algún límite de transferencia.
Para áreas exportadoras desvinculadas del Mercado por efecto de una restricción:
a) si la generación local es exclusivamente térmica, el PL representa el costo marginal local, dado por la máquina de mayor costo dentro del área (no existen máquinas excluidas);
b) si hay generación hidráulica de centrales con embalse y la desvinculación no fuerza vertimiento, la energía hidráulica se valorizará con el PM en el momento de la desvinculación y el PL resultará del despacho hidrotérmico local para estas condiciones;
c) si hay generación hidráulica y la restricción genera vertimiento al producirse la desvinculación, aquella se valorizará computando la energía exportada por el sistema de transporte (ET) al PM en el momento de activarse la restricción (PMO), y la energía restante, (EG - ET) a costo marginal cero.
PL = [(ET * PMO * FN) + (EG – ET) * 0] / EG
Se incluirán en la base de datos las ofertas de venta de países interconectados con sus precios afectados por los factores nodales correspondientes, las que serán consideradas en el despacho como generación adicional.
El PM resultante del despacho será el correspondiente a la generación requerida para cubrir:
* la demanda abastecida (demanda pronosticada de los Distribuidores menos déficit previsto),
más * la demanda de bombeo que resulte despachada en la, programación
más * la reserva definida para regulación de frecuencia.
Para el análisis de requerimientos de exportación, se realizará una nueva corrida del MARGO incluyendo las solicitudes de compra como demanda adicional. De esta programación se obtendrán las posibilidades de cubrir las exportación solicitadas (o sea, que exista el excedente necesario) y el nuevo precio de mercado (PM). Se informará al país comprador el precio resultante de acuerdo a los Convenios de Interconexión vigentes (CEXP) y, de estar de acuerdo, se incluirá en la programación la energía de exportación (GEXP).
2.3.4.3. ENERGIA IMPORTADA
Las ofertas de países interconectados consistirán de paquetes de energía y/o potencia y un precio asociado. Dicho precio deberá tener en cuenta lo indicado en el respectivo Convenio de Interconexión.
De la programación se obtendrá la previsión de compra estacional de energía a países interconectados, resultado del despacho del Sistema y las ofertas de importación.
Los productores de países interconectados podrán también, de no mediar impedimentos en el Convenio de Interconexión, vender a través de Contratos en el Mercado a Término (ver Capitulo 4).
En ambos casos deberán asumir los cargos fijos de Transporte que le correspondan al igual que los restantes agentes reconocidos del MEM.
2.3.4.4. AUTOGENERACION
Los autogeneradores resultarán despachados en la medida que sus precios solicitados transferidos hasta el Mercado resulten inferiores a los del Sistema sin esta generación adicional. Las normas según las cuáles se incorporarán como agentes del MEM se incluyen como Anexo 12.
2.3.4.5. PRECIO DE REFERENCIA DE LA ENERGIA
En base a la programación estacional realizada, se obtendrá para cada semana “s” el PM previsto en los períodos de pico, valle y horas restantes (PMsk). El PM estacional por período tarifario “k”. (PMk) se calculará como el promedio ponderado de los precios semanales utilizando como peso la Demanda semanal abastecida (demanda pronosticada menos la falla prevista) correspondiente al período.
PMk = Ss (PMsk * DEMABASTsk) / DEMABASTk
De surgir previsión de períodos con áreas desvinculadas del Mercado con precio propio distinto del PM, y en tanto exista energía que no intervenga en la formación de precios del Mercado (generación excluida), se genera una diferencia con respecto al PM en el precio del despacho.
En cada semana s del período, los sobrecostos para cada período tarifario “k” serán los debidos a:
a) los precios locales que se hubieran manifestado en el período (PLik), llevados al mercado a través del factor nodal correspondiente, multiplicados por la demanda abastecida en el área desvinculado del mercado y dividida por la demanda total abastecida en el período;
b) la generación excluida (GENEXCLi), con su precio reconocido (costo de operación COi) llevado al mercado a través de su factor nodal, multiplicado por la relación entre la energía generada y la demanda abastecida;
c) los precios de convenio correspondiente a la importación (PIMPi), llevados al mercado a través del factor nodal, y multiplicados por la relación entre la energía importada y la demanda abastecida.
El precio de referencia para cada período tarifario se obtendrá sumando al PM medio del período los sobrecostos semanales previstos.
PREFk = PMk + Ss (SCLsk + SCEXCLsk + SCIMPsk)
Dicho precio corresponde al valor medio esperado del precio en el Mercado Spot para el período en estudio.
2.3.4.6. PRECIO ESTACIONAL PARA DISTRIBUIDORES
El precio estacional por período de tarificación “k” que debe pagar cada distribuidor j resulta:
PESTjk = PREFk * FNjk + DIFESTAk / DABASTAk
siendo:
* DIFESTAk = la diferencia del período estacional anterior (Saldo de la cuenta de Apartamientos) correspondiente al área A donde está ubicado el Distribuidor.
El precio estacional por período de tarificación “k” que debe pagar cada distribuidor j resulta:
PESTjk - PREFk * FNjk + DIFESTAk / DABASTAk
siendo:
* DIFESTAk = la diferencia del período estacional anterior (Saldo de la cuenta de Apartamientos) correspondiente al área A donde está ubicado el Distribuidor.
* DABASTAk = demanda prevista a abastecer en el área durante el período tarifario k.
El Distribuidor deberá pagar aparte los cargos fijos dentro del ámbito del Transporte, así como por los servicios de Subtransmisión si correspondiera, que le permitan acceder a los nodos de entrada/salida que le sean asignados en el MEM (uno o más).
2.7. PRECIO ESTACIONAL A DISTRIBUIDORES
Para el período se determinará para cada Distribuidor el precio que pagará por su compra en el MEM de acuerdo a una tarifa binómica calculada en base a la programación estacional.
a) Un cargo por la energía por cada período tarifario, que, incluye la reserva para regulación de frecuencia y el cargo variable del Transporte. Este cargo se obtiene del Precio de Referencia Estacional de la Energía de cada período tarifario afectado por el correspondiente factor nodal (FN).
b) Un cargo fijo por potencia, derivado del precio de Referencia de la potencia y de la Potencia de Referencia declarada afectado por el correspondiente factor de adaptación (FA).
Mensualmente el Distribuidor pagará además:
c) por el servicio de operación y Despacho, en proporción a su transacción en el MEM;
d) el cargo por Conexión y Capacidad de Transporte;
e) los cargos fijos por potencia reactiva y las penalizaciones que puedan corresponder.
A más tardar el 15 de marzo y el 15 de setiembre de cada año el OED presentará los estudios estacionales (ver Anexo 7) a los integrantes del MEM, quienes contarán con 14 días corridos para producir observaciones. El OED analizará dichas observaciones, pudiendo incorporar algunas o todas ellas y reprogramar el período recalculando los precios a Distribuidores. El OED elevará a la S.E.E. antes del 15 de abril y el 15 de octubre la propuesta de precios de venta a Distribuidores, basada en los estudios convalidados, junto con las observaciones realizadas por las empresas.
Antes del 5 de mayo y el 5 de noviembre, la S.E.E. ajustará por Resolución los precios de venta a Distribuidores para los períodos que comienzan el 1 de mayo y el 1 de noviembre respectivamente. Vencidos este plazo, se entiende que continúan vigentes los precios correspondientes al período anterior.
3.1.2. MODELOS UTILIZADOS
Incorporando a la Base de Datos Estacional los datos semanales y las modificaciones al período estacional informadas por las empresas, se correrá el modelo OSCAR con el horizonte de 3 años partiendo del estado actual del Sistema, para revalorizar las reservas en los grandes embalses del Sistema.
Luego se correrá el modelo MARGO para simular la operación de la semana siguiente partiendo del estado inicial previsto y las previsiones para esa semana. Se incluirán las ofertas de venta de países interconectados, como generación adicional al precio solicitado.
De existir solicitudes de compra de países interconectados, se realizará una nueva corrida del MARGO incorporando la energía solicitada como un pedido de compra, o sea una demanda adicional cuyo cubrimiento sólo se hará de existir excedentes de generación para cubrirla (no genera déficit).
Se determinará así las posibilidades de cubrir la energía requerida, el sobrecosto respecto a la programación sin exportación, y el precio a ser empleado en la operación de venta, según las características del respectivo Convenio de Interconexión.
Con el modelo MARGO se obtendrá la energía a ubicar en la semana a programar y la siguiente en aquellas centrales hidráulicas que por su capacidad de embalse y potencia instalada pueden afectar significativamente dentro de la semana los precios del Sistema.
La definición de las centrales hidráulicas a optimizar en la semana se realizará al acordar el modelado hidráulico en la previsión estacional. Para el resto se tomarán como dato los paquetes de energía que oferten las empresas correspondientes en base a sus pronósticos.
Para ello, el OED enviará cada semana a las centrales de interés regional, y capacidad de embalse menor, las previsiones de precios (PM y PL) y de riesgo de falla para las semanas correspondientes a los siguientes doce meses.
Las empresas podrán utilizar estos datos para determinar el manejo óptimo de sus embalses dentro de las restricciones que fijan a su operación los compromisos agua abajo (riego, consumo de agua, navegación, etc).
Tomando como dato los paquetes de energía hidráulica en cada embalse para las siguientes dos semanas, se optimizará su ubicación a lo largo de las dos semanas, en paquetes diarios divididos en períodos de una o más horas (no podrán supera el correspondiente período tarifario), mediante un modelo de despacho hidrotérmico semanal (MDHS).
La función objetivo a minimizar será el costo total variable del Sistema, evaluado en el Mercado, y resultado de la suma del costo de combustible (a través del costo marginal de las máquinas) más el transporte (a través del factor FN y la valorización de la energía no suministrada.
El modelo tendrá en cuenta
· un horizonte de 7 a 14 días;
· requerimientos de importación y exportación de países interconectados;
· requerimientos de compra/venta de autogeneradores;
· posibilidad de definir agrupamiento de máquinas de acuerdo al nivel de detalle requerido;
· disponibilidad de distintos tipos de combustibles por central térmica o grupo de máquinas, para definir la distribución óptima de combustibles;
· requerimiento de banda de reserva para regulación;
· una representación de la red que permita representar restricciones de Transmisión y operación que afecten los resultados del despacho a nivel semanal;
· representación de distintos tipos de centrales hidráulicas y de sus limitaciones al despacho diario (requerimientos aguas abajo, posibilidades de empuntamiento, etc.);
· representación de centrales de bombeo para definir sus requerimientos de bombeo y despacho de generación en la semana.
El modelo a utilizar así como cualquier modificación futura en el mismo o la metodología utilizada deberá contar con la aprobación de la S.E.E.
El OED dispondrá de un plazo de 12 meses a partir del 01/05/92 para adaptarlas herramientas en uso o incorporar nuevas tal que el programa de despacho semanal se adecue a los requerimientos antes expuestos. El modelo y metodologías propuestas será presentado a las empresas del MEM, quienes podrán sugerir modificaciones. Una vez finalizado el desarrollo del programa, el OED lo presentará a la S.E.E. para su aprobación. A partir de entonces, el modelo junto con su descripción, manual de uso y base de datos requerida estará a disposición de todos los integrantes del MEM.
Mientras se pone en servicio la nueva metodología, la programación semanal, se continuará realizando con la metodología actualmente en uso (Despacho Energético Semanal DES).
El OED contará con un plazo de 6 meses a partir del 01/05/92 para poner en servicio un modelo para proyección de demandas (PRODEM) a nivel semanal y diario, teniendo en cuenta:
· sensibilidad a las condiciones climáticas,
· demandas reales registradas en el período anterior.
La metodología propuesta por el OED será presentada antes del 1/8/92 a las empresas del MEM, quienes contarán con 15 días para su análisis y sugerir modificaciones o una metodología alternativa. El OED, teniendo en cuenta estas observaciones, será el responsable de que se desarrolle, por personal propio o requiriéndolo a terceros, un programa adecuado a las necesidades señaladas. Una vez finalizado, el OED presentará el modelo a la S.E.E. para su aprobación. A partir de entonces, el modelo junto con su descripción, manual de uso y base de datos requerida estará a disposición de todos los integrantes del MEM.
3.1.3. DESPACHO SEMANAL
Se correrán en primer lugar los modelos OSCAR y MARGO para determinar en los embalses a optimizar los paquetes de energía hidráulica óptimos a ubicar en la semana para minimizar el costo total futuro de operación, incluyendo el costo de falla, manteniendo el horizonte de 3 años con las modificaciones que puedan haber surgido en los datos estacionales previstos.
El criterio para el uso del agua dentro de la semana se hará con el Modelo de Despacho Hidrotérmico Semanal (MDHS), admitiendo un apartamiento de hasta el 5% en la energía hidroeléctrica despachada para una central con respecto al óptimo estimado por el programa MARGO. El OED podrá solicitar a los respectivos generadores hidráulicos modificar la energía de las centrales optimizadas, utilizando como criterio la valorización del agua que resulta del modelo OSCAR, o pedir apartamientos respecto a la energía ofertada al resto de las centrales con menor capacidad de almacenamiento.
Si en el despacho semanal surge una previsión de déficit, el OED correrá el modelo de demandas (PRODEM) para definir las proyecciones de demanda semanal para cada empresa, que se considerarán las de referencia. Si para algún Distribuidor o Gran Usuario la demanda informada supera la de referencia en más de un 5%, el OED reemplazará la previsión declarada por el pronóstico del modelo e informará a la empresa correspondiente. Con las demandas así convalidadas, se realizará el despacho semanal y se establecerá si existe riesgo de déficit.
El despacho se realizará en el centro de carga del Sistema teniendo en cuenta las pérdidas marginales del Transporte. Para ello, al comienzo de cada semana el OED definirá:
a) la configuración típica prevista en la red de Transporte (de ser necesario podrá ser más de una);
b) por lo menos 6 estados de carga representativos, de días hábiles y restantes en sus franjas de tarificación.
En base a ello, el OED determinará los Factores de Nodo semanales (ver Anexo 3). Con estos factores de nodo se fijará el costo de cada generador transferido al centro de carga y el precio de nodo vinculado al Mercado con que se calculará su remuneración.
En vista de ello, las hipótesis y estados definidos como característicos en el cálculo de los factores no debe apartarse significativamente de la realidad que resulte. Cuando surjan modificaciones, el OED deberá recalcular los factores nodales para las nuevas situaciones previstas. En consecuencia, al finalizar la semana la misma habrá quedado dividida en uno o más periodos de iguales características, con duración uno o más días, con sus correspondientes factores nodales por período tarifario.
Para los Generadores vinculados directamente a la Red de Transporte, se utilizará el factor de nodo Para aquellos que se vinculan al MEM a través de instalaciones de un Distribuidor, los factores de nodo (FN) a utilizar serán los de su barra de ingreso al SADI. Si el Generador se vincula a través de varios puntos de conexión, los factores nodales se calcularán como el promedio de los correspondientes FN ponderados por la energía que entrega en cada uno.
En función de la configuración prevista en la red y composición de la oferta, el OED determinará las restricciones de Transporte y generación forzada vigentes, que serán incluidas en el Despacha Semanal.
Como resultado del despacho se obtendrá para cada día típico y período tarifario la previsión de
· precio del Mercado PM;
· áreas que resultan desvinculadas del Mercado por actuar restricciones de Transmisión u operación y el correspondiente precio local PL.
No se considerarán para el cálculo de precios las máquinas excluidas, que figuran en el Anexo 5.
Del modelo resultará además la previsión por tipo de día y período tarifario de :
· paquetes de energía por central hidráulica;
· energía no suministrada;
· paquetes de generación térmica y consumo de combustibles;
· paquetes de importación y/o exportación con países interconectados.
3.3. OPERACION EN TIEMPO REAL
Durante la ejecución de la operación en tiempo real, tanto el OED como los Generadores deberán respetar la programación prevista. De surgir alguna modificación en las condiciones previstas para un Generador, la misma será tenida en cuenta para el despacho y afectará la definición de precios a partir del momento que la empresa lo notifique al OED. En tanto el OED no realice un redespacho, se considerará que la realidad no se aparta significativamente de las hipótesis previstas y, por lo tanto, se mantienen los resultados del predespacho, incluyendo la definición para cada hora de la máquina que fija el PM, la previsión de áreas desvinculadas con precios locales y la reserva fría acordada.
La definición de las máquinas en reserva fría se fija con el predespacho, resultando así una remuneración para la reserva fría programada para cada hora. El precio de la reserva fría no se modificará en la operación real salvo que se realice un redespacho que redefina las máquinas en reserva, pero sí se modificará su composición entre potencia generada y en reserva. Si una máquina prevista en servicio en el predespacho estando disponible se saca de servicio, se considerará que pasa a integrar la reserva incrementándola. Si por el contrario, se debe entrar en servicio una máquina de la reserva fría, se mantendrá la PPAD en tanto no se realice un redespacho, con una menor proporción de potencia en reserva.
Si alguna máquina de la lista aceptada en reserva fría se ve forzada a entrar en servicio por restricciones de operación, dejará de integrar el conjunto en reserva para pasar a ser considerada máquina forzada, desvinculándose el área correspondiente del Mercado y generando su propio precio local. El OED decidirá en este caso si es necesario redespachar la reserva para agregar una nueva máquina. En este caso la reserva fría adquiere el precio que hubiera ofertado esta última en la convocatoria original.
Cuando un Generador con contratos en el Mercado a Término resulta despachado por encima de su potencia contratada, venderá la potencia excedente el Mercado Spot al correspondiente precio para la PPAD afectado por su factor de adaptación.
Cada hora el OED calculará el PM con el costo específico de generación de la máquina definida en el predespacho, consumiendo el combustible previsto, afectada de los factores correspondientes de nodo (FN), y las áreas desvinculadas junto con su precio local. Además, el OED informará para cada hora la lista de las máquinas forzadas que sólo cobrarán sus costos operativos.
En caso de cambios intempestivos (ej. disparo de una máquina), el OED podrá solicitar apartamientos temporarios respecto a la programación prevista sin realizar un redespacho, pero respetando las restricciones incluidas por las empresas en la información suministrada para realizar el predespacho que puedan afectar su seguridad, o en caso de centrales hidroeléctricas sus compromisos aguas abajo.
De ser necesaria la entrada de máquinas térmicas, deberá primero solicitar las máquinas definidas como reserva, comenzando por la máquina de menor costo (medido en el centro de carga) del conjunto en reserva. Cuando desaparezca la perturbación, se deberá volver a la programación original. De mantenerse la anormalidad, el OED deberá realizar un redespacho.
Los Generadores deberán informar al OED cualquier modificación en su parque térmico, ya sea en la disponibilidad de alguna máquina o en el tipo de combustible que está consumiendo. A los efectos de la operación, el cambio sólo pasará a ser tenido en cuenta a partir de su notificación al OED.
Si un generador que participa en la regulación de frecuencia tiene una disminución en su potencia máxima operable deberá informarle al OED el cual podrá en consecuencia modificar su potencia despachada para mantener el margen de regulación si queda imposibilitado de seguir participando en la regulación de frecuencia deberá informarlo al OED, pudiendo a partir de ese momento pasar a ser despachado a máxima potencia.
El OED deberá ser informado de las indisponibilidades de equipamiento de transporte, como de cualquier apartamiento de lo comprometido con respecto al reactivo por parte de los generadores, transportistas, distribuidores y grandes usuarios.
El OED será el responsable de que, la configuración de la red se adecue a los requerimientos del despacho de potencia. En consecuencia, en cumplimiento de sus funciones, podrá solicitar maniobras sobre el equipamiento del Sistema Interconectado. En todos los casos se considera que un requerimiento del OED es de cumplimiento obligatorio por las empresas integrantes del MEM. Sin embargo, la seguridad de los equipos y personas involucradas será responsabilidad de las empresas propietarias. Solamente de significar un riesgo para la seguridad de sus instalaciones y/o personas bajo su responsabilidad, la empresa podrá negarse a acatar las instrucciones del OED.
3.4.1. DETERMINACION DE LOS INTERCAMBIOS
Antes de las 10:00 hs. del primer día hábil siguiente deberán enviar al OED:
· cada Centro de Generación y Autoproductor la energía horaria generada al MEM
· cada Distribuidor o Gran Usuario, la energía consumida al MEM y la potencia máxima resultante.
El OED recopilará dicha información en la Base de Datos de Operación del Mes para su procesamiento.
Antes de las 18:00 hs. el OED informará a cada Centro de Generación el precio resultante para cada hora en su nodo (PM transferido según FN, o PL según corresponda), su volumen de venta de energía, y el precio y remuneración correspondiente por reserva fría en el Mercado. Informará además los períodos en que a la máquina sólo se le reconocerán sus costos de operación y no define precios.
Para las centrales de bombeo, informará a su vez el volumen de compra de energía, que se valorizará a los precios horarios del Mercado Spot (precio de la energía más precio de la potencia en su nodo
3.5. REMUNERACION A GENERADORES
Los Generadores recibirán su remuneración en función de la energía y potencia vendida al MEM calculada a partir del valor neto entregado, o sea descontando el consumo propio de la central. Deberán además pagar o cobrar, según corresponda, por los otros servicios que se prestan en el Sistema (regulación de frecuencia, control de tensión y aporte de reactivo).
3.5.1. REMUNERACION DE LA ENERGIA.
La energía se remunerará en base al precio horario que resulte en la operación real del sistema, salvo aquellas máquinas que no intervengan en la definición de-precios y 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, dado su costo de arranque y parada, será remunerada por su energía al costo operativo.
El precio (PM y PL) 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 adicional debido a la reserva rotante con que opera el Sistema.
Para cada hora del mes se tendrá
a) la energía generada (GEN);
b) el precio del Mercado (PM) y los precios locales por área desvinculado (PLA);
c) los factores nodales de acuerdo al período semanal s correspondiente a ese tipo de día y al período tarifario k correspondiente a esa hora.
Para cada hora, la remuneración correspondiente a un Generador i resultará:
a) si está dentro del Mercado, el PM transferido hasta su nodo a través de los correspondientes factores nodales;
GENi x PM x FNsk
b) el precio local de su área cuando la misma queda desvinculada del Mercado por restricciones de transporte u operación;
GENi x PLA
c) su costo operativo de tratarse de una máquina excluida en el cálculo de precios o forzada en servicio por su tiempo o costo de arranque y parada.
GENi x CO
De la integración de estos valores se obtendrá la remuneración mensual del Generador.