2.4. PRECIO DE LA POTENCIA
2.4.1. POTENCIA DECLARADA
Al realizar sus proyecciones de demanda de energía y pronosticar sus curvas de carga características, los Distribuidores y Grandes Usuarios deberán determinar también su previsión de demanda de potencia pico máxima.
Las empresas Distribuidoras y los Grandes Usuarios del MEM declararán su potencia pico para los próximos 2 semestres y los siguientes 8 semestres. En la operación real, el Distribuidor o Gran Usuario que supere su potencia declarada pagará una penalización. En consecuencia, el valor declarado debe corresponder a la potencia máxima prevista más la tolerancia que considere necesaria para cubrirse de posibles apartamientos.
En caso que por algún motivo faltara la declaración de potencia (PDECL) de un Distribuidor o de un Gran Usuario dentro del plazo correspondiente, el OED la definirá como la potencia máxima registrada en los últimos 12 meses, incrementada en un porcentaje del 15% por año.
La Potencia de Referencia (PREF) se definirá sumando el 60% de la potencia declarada para los primeros 2 semestres (pesando 30% cada semestre) más el 40% de la correspondiente a los siguientes 8 semestres (pesando 5% cada semestre).
La potencia para los primeros 2 semestres no podrá ser modificada. El valor para los 8 semestres siguientes podrá ser modificado una vez transcurridos los primeros 2 semestres, al comienzo de un nuevo período estacional, no admitiéndose otra modificación posterior durante los siguientes 2 semestres.
Para modificar su declaración de potencia, el Distribuidor o Gran Usuario deberá informar al OED antes del 1 de marzo o 1 de setiembre, definiendo la nueva potencia convenida para los primeros 2 semestres y siguientes 8. De no suscribirse una nueva declaración dentro del plazo indicado, se considerará que continúan vigentes los valores de la última previsión.
2.4.2. PRECIO DE LA POTENCIA PUESTA A DISPOSICION
2.4.2.1. PRECIO MAXIMO DE LA POTENCIA PUESTA A DISPOSICION
En el MEM se pagará por la Potencia Puesta a Disposición (PPAD) los días hábiles fuera del período de valle. El precio máximo a pagar en el Mercado ($PPAD) lo determinará la Secretaría de Energía. Los valores vigentes expresados en dólares por MW por hora fuera del valle (hfv) los días hábiles son:
01/11/91 al 30/04/94, $PPAD = 5 u$s/Mw hfv
Después del 01/05/94, $PPAD = 10 u$s/Mw hfv
Cada máquina cobrará por su potencia puesta a disposición al precio de la potencia en su nodo, que se definirá afectando el precio de la potencia en el Mercado por el Factor de Adaptación de Potencia de su nodo.
A su vez, cada Distribuidor y Gran usuario pagará su cargo fijo mensual por potencia multiplicando su requerimiento de potencia en el MEM al precio estacional de la potencia y afectado por el Factor de Adaptación de Potencia de su nodo.
2.4.2.2. DETERMINACION DE LA CAPACIDAD DE POTENCIA BASE EN RESERVA
El MEM, dado el componente hidráulico de su parque, requiere contar con una reserva de energía térmica de base para cubrir al Sistema del riesgo hidráulico. En caso de años secos, la oferta hidroeléctrica se ve limitada y se ubica, dentro de lo posible, en la punta de la curva de demanda. Para reemplazar la energía hidráulica faltante en la base el MEM requiere contar con la suficiente reserva en máquinas térmicas (turbovapor y nuclear).
Se reconocerá como potencia base térmica requerida por el MEM a aquella que resulte despachada para el año de menor oferta hidroeléctrica, o sea al de mayor requerimiento térmico de la serie histórica de caudales de los ríos sobre los que se ubican las centrales hidroeléctricas más importantes.
Cada año durante el mes de diciembre, el OED mediante los modelos de mediano y largo plazo vigentes en el MEM (OSCAR y MARGO) realizará el estudio para el siguiente año cronológico, o sea el que comienza el siguiente primero de enero, con la Base de Datos Estacional acordada y el nivel inicial previsto en los embalses estacionases del MEM, o sea el nivel para el primero de enero. Como caudales afluentes de los ríos se tornará la serie histórica de caudales.
Como resultado de la aplicación de los modelos, el OED obtendrá los despachos anuales que resultan para cada uno de los posibles años hidrológicos definidos y seleccionará el de mayor requerimiento térmico anual, que se denominará año más seco.
Para determinar el requerimiento de cada una de las máquinas térmicas de base, el OED realizará la simulación de la operación (con el modelo MARGO) considerando
* en los ríos los aportes correspondientes al año más, seco definido;
* en el parque térmico, el mantenimiento programado y la indisponibilidad forzada acordada, y un factor de utilización de 1 para las máquinas turbovapor y nucleares.
De esta corrida, se tomará las horas de marcha, o sea las horas en que resulta despachada, cada máquina turbovapor y cada máquina nuclear del MEM, que representarán el factor de requerimiento de dicha máquina dentro del MEM.
Cada máquina térmica de base del MEM tendrá garantizada, salvo indisponibilidad propia, un ingreso anual por potencia correspondiente a estas horas de marcha. Durante el período enero-diciembre, cada máquina turbovapor o nuclear "m" cobrará por hora por MW disponible los días hábiles fuera de valle su precio reconocido por potencia ($PBAS).
PBASm = $PPAD * FAm * REQm
Durante el correspondiente año hidrológico, cuando una máquina turbovapor o nuclear en una hora fuera de valle de los días hábiles resulte:
a) despachada, cobrará el precio de la potencia en el Mercado trasladado a su nodo ($PPAD afectado por el factor de adaptación del nodo) por cada MW disponible;
b) no despachada, cobrará $PBASm por cada MW disponible.
Antes del 15 de diciembre el OED deberá informar a los Generadores del MEM con máquinas turbovapor o nucleares el precio base reconocido para el siguiente año.
2.4.2.3. DETERMINACION DE LA RESERVA FRIA
El OED informará a las empresas de Generación del MEM antes del 20 de febrero y 20 de agosto el criterio propuesto para el período estacional en la definición del nivel de reserva fría térmica requerido así como la reserva mínima indispensable para la Operación del Sistema y sus fundamentos. Las empresas podrán hacer observaciones dentro de los siguientes 5 días.
Antes del 1 de marzo y 1 de setiembre el OED presentará a las empresas Distribuidoras del MEM la propuesta para dimensionar la reserva fría en el período estacional, la reserva mínima requerida y las observaciones de los Generadores. Los Distribuidores contarán con 5 días corridos para solicitar fundamentadamente apartamientos respecto del óptimo propuesto, no pudiendo resultar la reserva solicitada inferior al mínimo indicado pero si mayor que el propuesto por el OED. De no llegarse a un acuerdo en ese plazo, se adoptará la propuesta del OED.
En la operación real del período estacional, el precio en el Mercado de la potencia en reserva ($PRES) se determinará en cada semana mediante una licitación de oferta de las máquinas de punta disponibles, pero con un tope dado por el precio máximo permitido para la potencia en el período ($PPAD).
La reserva fría será cubierta con máquinas de punta (típicamente TG). El MEM pagará por la potencia puesta a disposición en las máquinas de punta a las que resulten despachadas más las que sean aceptadas para integrar la reserva fría definida por el OED para los días hábiles fuera del período de valle. Cuando una máquina de punta en una hora fuera de valle de los días hábiles resulte:
a) despachada, cobrará el precio de la potencia en el Mercado trasladado a su nodo ($PPAD afectado por el factor de adaptación de nodo) por cada MW disponible;,
b) no despachada y en reserva fría, cobrará el precio de la reserva en el Mercado trasladado a su nodo ($PRES afectado por su factor de adaptación de su nodo) por cada MW disponible;
c) no despachada y no en reserva fría, no cobrará por potencia disponible.
2.4.2.4. SOBREPRECIO POR RIESGO DE FALLA
Junto con la programación del período, se obtendrá un pronóstico de Energía no suministrada (ENS) por falla de larga duración, calculado como la esperanza matemática de la falla que resulta para cada uno de los años hidrológicos considerados.
Para cada semana en que surja una previsión de déficit superior al 0,7 % de la demanda, se considerará que existe Riesgo de Falla y la PPAD recibirá una remuneración especial superior al precio definido en el punto 2.4.2.1, a través de un sobreprecio a la energía generada los días hábiles fuera del período de valle. Dicho sobreprecio se calculará en base al Costo de la Energía No Suministrada (CENS) y la profundidad del déficit. La fórmula correspondiente se indica en el Anexo 6.
El CENS ha sido determinado por la Secretaría de Energía Eléctrica, a través de estudios de valorización económico-social de la energía no suministrada. En base a ello se han fijado los siguientes valores para el CENS en dólares por kwh no suministrado (kwh NS):
. 01/11/91 al 30/04/94 : 0,750 u$s/kwhNS
. Después del 01/05/94 : 1,500 u$s/kwhNS
2.4.3. PRECIO DE LA POTENCIA A DISTRIBUIDORES
La Remuneración Total por Potencia (REMPOT) se estimará en la programación estacional como la suma de:
a) la integración en el período de la sobrevalorización de la energía en las semanas con riesgo de falla;
b) la integración en el período de la remuneración de la PPAD para las semanas sin riesgo;
c) la integración de los sobrecostos que miden la calidad de los vínculos con el Mercado y con los que se definen los factores de adaptación.
La remuneración de la PPAD para cada semana sin riesgo (REMPPADs) se calculará totalizando:
* la potencia neta operada en las máquinas despachadas, multiplicada por el precio de la potencia en su nodo ($PPAD por el factor de adaptación);
* la potencia efectiva neta disponible de cada máquina térmica de base en reserva, o sea la potencia base no despachada, por su precio definido por el factor de requerimiento del MEM ($PBAs);
* el nivel de potencia de punta en reserva fría acordado, o el que haya disponible de no alcanzarse el nivel acordado, multiplicado por el precio tope de la reserva fría transferido a su nodo ($PPAD afectado del factor de adaptación del nodo).
El Precio de Referencia de la Potencia (POTREF) se calculará dividiendo esta remuneración total por la suma de las potencias de referencia declaradas por Distribuidores y Grandes Usuarios, afectadas por su factor de adaptación, multiplicada por el número de meses del período:
donde PREFj es la potencia de referencia calculada en base a las potencias declaradas por el Distribuidor y Gran Usuario "j" del MEM.
El OED repartirá la remuneración mensual por potencia para el período estacional entre cada Distribuidor o Gran Usuario "j" del MEM en forma proporcional a su potencia de referencia dentro del total del MEM.
Cada Distribuidor y Gran Usuario pagará en cada mes del período un Cargo Fijo. Para su cálculo, se convertirá la remuneración de referencia en potencia equivalente en MW dividiéndola por el precio máximo de la potencia en el MEM trasladado a su nodo.
NWREFj = REMREFj / ($PPAD * FAj * NHFVM)
donde NHFVM es el numero de horas fuera de valle del mes.
De esta potencia se descontará la potencia máxima estacional cubierta por contratos de abastecimiento. Multiplicando la potencia restante por el precio de la potencia en el nodo, se obtendrá el cargo fijo mensual que deberá pagar cada mes del período el correspondiente Distribuidor o Gran Usuario.
CARGOj = (MWREFj - PMAXCONTj) ($PPAD * FAj)
dónde PMAXCONTj es la máxima potencia horaria contratada por el distribuidor o Gran Usuario, suma de las curvas de carga comprometidas en sus contratos de abastecimiento, en el período estacional.
En la operación real cada día que el Distribuidor o Gran Usuario se exceda de la potencia declarada deberá pagar una penalización calculada con el CENS correspondiente al período.
PRECIO POT. EXCEDENTE ($/MW/día) = 0.25 * CENS * 18hs
3.1.3.1. DETERMINACION DEL RIESGO DE FALLA Y REMUNERACION ADICIONAL
Si el parque térmico y nuclear resulta insuficiente en las condiciones previstas de demanda y disponibilidad térmica e hidráulica, en el despacho surgirá una previsión de energía no suministrada (ENS) semanal. Cuando este déficit supere el 0,7% de la demanda, el OED definirá que la semana tiene Riesgo de Falla.
En este caso, la capacidad se remunerará a través de un sobreprecio a la energía generada, Sobreprecio por Riesgo de Falla (SPRF), los días hábiles fuera del período de valle. El horario de valle se definirá entre las 0:00hs y 6:00hs, pudiendo el OED modificarlo cuando lo justifiquen razones operativas o estacionases. La fórmula correspondiente al cálculo del SPRF se indica en el Anexo 6.
La Remuneración Adicional (RAH) prevista por riesgo de falla para cada día hábil resulta:
RAH = TDH * SPRF
dónde TDH es la generación necesaria para cubrir la demanda prevista de un día hábil en el horario fijado, o sea que incluye las pérdidas del transporte.
De existir restricciones de Transporte que determinen distintas áreas de riesgo, se discriminará la falla por área y se definirá el sobreprecio y remuneración adicional para cada una.
Para garantizar el cobro de esta remuneración adicional, los Generadores térmicos y nucleares deberán informar al OED antes de las 18:00hs del domingo la PPAD por Centro de Generación y/o máquina para cada día hábil de la semana siguiente. Esta lista se considerará la oferta de Parque Térmico-Nuclear disponible.
Durante la semana, el OED verificará que se mantenga la oferta de disponibilidad, eliminando de la lista toda máquina que se declare indisponíble o limitada por debajo de la potencia informada por más de 18 horas. Todo Generador que sé deba eliminar de la lista dos veces en el transcurso de cuatro semanas por no cumplir su oferta de disponibilidad, quedará inhabilitado de ofrecerse en la lista de oferta de disponibilidad para semanas con riesgo de falla durante las siguientes 12 semanas. El OED informará al Generador correspondiente cuando esto suceda.
Durante el transcurso de la semana, diariamente se realizará un redespacho semanal. De mejorar las condiciones en el Sistema para una semana con riesgo de falla, podrá resultar que desaparezca el déficit previsto. En ese caso, el OED informará a las empresas y se dejará de pagar el sobreprecio a la energía (SPRF) pagándose en cambio un sobreprecio a la PPAD a aquellas máquinas térmicas disponibles que, hayan informado su disponibilidad, o sea que estén en la lista confeccionada el domingo y ajustada diariamente por el OED para representar el mantenimiento de la disponibilidad ofertada.
Cuando una semana resulte definida como sin riesgo y durante el transcurso de la semana empeora la situación energética, podrá surgir una previsión de déficit. En este caso no se pagará ningún sobreprecio pero podrá resultar necesario aplicar restricciones al suministro.
Cuando la situación del Sistema (estado de los grandes embalses, reserva energética embalsada, etc.) llegue a los valores mínimos previstos en la Programación Estacional y sus revisiones, se considerará necesario aplicar restricciones al abastecimiento. En este caso el OED definirá un programa tentativo de cortes para la próxima semana, que informará conjuntamente con la programación semanal.
Se analizará en primer lugar la parte de la demanda que no se podrá abastecer por restricciones en el Sistema de Transmisión o Distribución (ENSTRANS). De contar alguna de estas demandas con contrato de abastecimiento, se informará al Generador correspondiente la parte de su demanda contratada que se prevé no poder abastecer por imposibilidad de llevar la energía hasta el punto convenido.
El OED considerará luego el déficit de generación (ENSGEN), o sea el déficit restante luego de descontar a la ENS total la demanda no abastecida por restricciones de transporte.
ENS = ENSTRANS + ENSGEN
Se excluirá de aplicar restricciones por déficit de generación a la demanda de Distribuidores y Grandes usuarios cubierta por contratos de abastecimiento del Mercado a Término con garantía de suministro, siempre que el Generador correspondiente que debe abastecerlo cuente con la disponibilidad necesaria para cubrir todos sus contratos (ya sea con generación propia o de terceros con los que tenga contratos de reserva).
A su vez, se excluirá de aplicar restricciones por déficit de generación a la demanda de Distribuidores y Grandes Usuarios cubierta por contratos de reserva fría siempre que la máquina contratada este disponible y haya sido convocada. Un Distribuidor o Gran Usuario con contratos de reserva fría convocados se considerará descontada de su demanda la parte cubierta con generación de sus máquinas en reserva fría. En consecuencia, se considerará como demanda propia su demanda total menos la potencia entregada al contrato por sus máquinas contratadas como reserva.
En caso de aplicar restricciones en el MEM, la potencia total comprometida de un Distribuidor o Gran Usuario por sus contratos de abastecimiento no podrá superar a su demanda propia. En caso de resultar el Distribuidor o Gran Usuario sobrecontratado, o sea que la suma de sus potencias a cubrir por contratos de abastecimiento supera tu demanda propia, se considerará que el compromiso de suministro en cada contrato se reducirá en forma proporcional al nivel de sobrecontrato.
Para cada Distribuidor o Gran Usuario "j" con una potencia contratada (PCONT) y una demanda propia (DPROPIA) se calculará el nivel de sobrecontrato.
donde PCONTkj es la potencia comprometida en el contrato de abastecimiento entre el Generador "k" y el Distribuidor o Gran Usuario "j".
De estar sobrecontratado, o sea de resultar esta diferencia mayor que cero, el compromiso de abastecimiento entre el Generador "k" y el Distribuidor o Gran Usuario "j" se entenderá que se reduce y no corresponde aplicar penalidades por el faltante, al no generar restricciones al abastecimiento.
La demanda comprometida en cada contrato al aplicarse restricciones en el MEM resultará entonces:
Si un Generador con contratos por falta de generación propia (dada como la disponibilidad de sus máquinas más la de los grupos con quienes tenga contratos por reserva fría) no alcanza a cubrir todos sus contratos de abastecimiento, teniendo en cuenta los ajustes realizados en caso de Distribuidores y/o Grandes Usuarios sobrecontratados, se convertirá en un demandante en el Mercado Spot por la diferencia entre la potencia comprometida y su generación propia.
A los efectos de evaluar la compra en el Mercado Spot de un Distribuidor o Gran Usuario, se descontará de la demanda propia la demanda comprometida a ser cubierta en contratos de abastecimiento.
El OED distribuirá el déficit de generación semanal previsto (ENSGEN) proporcionalmente a la demanda de cada comprador en el Mercado Spot, incluyendo:
* toda la demanda sin contratos, o sea la demanda de cada Distribuidor y Gran Usuario descontada la potencia de sus contratos de reserva fría convocados y la potencia comprometida en sus contratos de abastecimiento;
* la compra de los generadores que no pueden cumplir sus contratos de abastecimiento.
Para la previsión semanal, el OED calculará el corte que le corresponde a un Generador con contratos de abastecimiento que sale a comprar al Mercado Spot, o sea la parte de su solicitud de compra que no se cubrirá. El OED supondrá que este corte se reparte entre los Distribuidores o Grandes Usuarios con los que está ligado contractualmente con garantía de suministro en proporción a sus demandas contratadas, y la potencia entregada a cada contrato estará dado por la potencia comprometida menos el corte calculado. O sea, resultará como si el demandante comprara en el Mercado Spot la parte proporcional de la compra total del Generador con quien tiene contrato.
De este modo se obtendrá una previsión de abastecimiento a cada Distribuidor y Gran Usuario dado por la suma de:
* su potencia comprada en el MEM;
* su demanda abastecida por contratos de reserva fría;
* su demanda abastecida por contratos de abastecimiento.
El OED calculará el programa de restricciones a aplicar la semana siguiente a cada Distribuidor y Gran Usuario como la diferencia entre su demanda total prevista y su demanda prevista abastecer.
3.1.3.2. DETERMINACION DE LA RESERVA FRIA
Si la semana resulta definida sin riesgo de falla, el OED informará la magnitud de la reserva fría que constituirá los días hábiles y solicitará ofertas a todas las máquinas térmicas de punta. Los Generadores convocados que deseen participar deberán informar antes de las 12:00 hs del último día hábil su oferta para la semana siguiente indicando por grupo:
a) potencia puesta a disposición;
b) precio por MW puesto a disposición;
c) tiempos comprometidos para entrar en servicio y llegar a plena carga.
Esta oferta representará un compromiso por parte del Generador de, en caso de ser requerido, poner en servicio la potencia ofertada dentro de los tiempos indicados. En consecuencia, el Generador al presentar su oferta deberá tomar los márgenes suficientes en la definición de los tiempos como para garantizar que en la operación real pueda cumplirlos.
La capacidad comprometida por Contratos a término de reserva fría (ver Capítulo 4) no se considerará en la conformación técnica de la reserva necesaria para el sistema ni podrá ser ofertada en el concurso de reserva ya que se encuentra comprometida por sus contratos.
El OED conformará un orden de mérito entre estas ofertas, ordenándolas en base, no sólo al precio, sino también a la ubicación geográfica de la máquina y calidad del vínculo con el Mercado, la velocidad de entrada y toma de carga indicada, así como el comportamiento real observado anteriormente si trabajó como reserva fría.
En la lista de mérito quedarán ordenadas primero las máquinas que no hayan fallado como reserva fría y luego aquellas que, estando en reserva fría, al ser solicitada su entrada en servicio no hayan cumplido su compromiso ofertado. Aquellas máquinas que hayan fallado en su compromiso de reserva 3 veces en el transcurso de 60 días quedarán automáticamente excluidas de participar en el concurso de reserva fría durante los siguientes 6 meses.
La lista de mérito se confeccionará en el centro de carga del Sistema. En consecuencia, para tener en cuenta la ubicación de la máquina y calidad de su vinculación con el Mercado, en la definición de la lista de mérito se afectará el precio ofertado por los correspondientes factores nodales (FN y FA) definiendo de este modo el precio en el centro de carga.
El OED no podrá aceptar ofertas cuyo precio sea mayor que el máximo fijado para el período. También podrá rechazar ofertas por motivos técnicos debiendo en este caso justificarlo debidamente.
El reglamento para la realización de estos concursos y metodología para determinar la lista de mérito se describe en el anexo 15.
3.2.3.4. PROGRAMACION DE RESTRICCIONES AL ABASTECIMIENTO
El OED deberá definir los programas de restricciones horarias a aplicar. De estar previsto de la programación semanal la necesidad de aplicar restricciones al abastecimiento, realizará el despacho horario de la ENS prevista para ese día. Por otra parte, de surgir en la programación diaria que la generación disponible resulta insuficiente para abastecer la demanda prevista, determinará mediante el programa de despacho una previsión de déficit horario.
Se discriminará dentro del déficit previsto (ENS) dos tipos:
* uno atribuible a limitaciones en el Sistema de Transmisión y/o Distribución (ENSTRANS);
* otro debido a déficit de generación y/o requerimiento de limitar la generación hidráulica para mantener la reserva estratégica en embalses (ENSGEN).
ENS = ENSGEN + ENSTRANS
Primeramente, se analizarán las restricciones de Transporte y se definirá para cada nodo el nivel de déficit que surge por imposibilidad de llegar hasta la demanda a abastecer (TRANSk).
Se considerará demanda propia de un Distribuidor o Gran Usuario a su demanda total menos la demanda cubierta con generación de las máquinas que tenga contratadas como reserva fría y que haya convocado.
En caso de aplicar restricciones por déficit de generación en el MEM, cada hora la potencia total de un Distribuidor o Gran Usuario a ser cubierta por contratos de abastecimiento no podrá ser mayor que su demanda propia. En caso de resultar el Distribuidor o Gran Usuario sobrecontratado, o sea que la suma de sus potencias contratadas supere su demanda propia, se considerará que el compromiso de suministro en cada contrato de abastecimiento se reducirá repartiendo entre todos sus contratos proporcionalmente el nivel de sobrecontrato.
Para cada hora se calculará el nivel de sobrecontrata de cada Distribuidor a Gran Usuario "j" con una demanda contratada (PCONT) y una demanda propia (DPROPIA).
donde PCONTkj es la potencia contratada para esa hora en el contrato de abastecimiento entre el Generador "k" y el Distribuidor o Gran Usuario "j".
De resultar sobrecontratado, o sea ser esta diferencia mayor que cero, el compromiso de abastecimiento entre el Generador "k" y el Distribuidor o Gran Usuario "j" será reducido por el OED y no corresponderá aplicar penalidades por el faltante, al no generar restricciones al abastecimiento.
La demanda comprometida en cada contrato al aplicarse restricciones en el MEM se ajustará así para no superar la demanda propia del Distribuidor o Gran Usuario.
Si bien el compromiso horario de los Generadores está dado por la suma de las potencias comprometidas en sus contratos, para el caso de déficit en el Sistema se considerará que su compromiso incluye además el nivel de pérdidas previstas. Para un contrato entre una Demanda "j" ubicada en un nodo "nj" y un Generador "k" ubicado en un nodo "nk", las pérdidas correspondientes previstas se evaluarán en función de los correspondientes factores de nodo.
En los contratos de abastecimiento se considerará que los Distribuidores y Grandes Usuarios compran directamente su demanda comprometida del Generador correspondiente en vez de comprarla del MEM. De existir déficit de generación en el MEM, el Generador deberá cubrir este compromiso con generación propia, o sea con sus máquinas (PPADk) y las máquinas con las que tenga contratos de reserva fría y haya convocado (PRESERVgk). Si el generador no cuenta con la disponibilidad necesaria para cubrir sus contratos de abastecimiento, pasará a ser comprador en el Mercado Spot con una demanda igual a la potencia faltante para cubrir su requerimiento contratado.
A la demanda de un Distribuidor o Gran Usuario cubierta por contratos de abastecimiento garantido, no se aplicarán restricciones por déficit de generación cuando el Generador responsable del contrato no compre en el Mercado Spot (COMPRAk = 0)).
Se define como Falla de un Generador con Contrato de Abastecimiento a la imposibilidad de cumplir su garantía de suministro contratado por indisponibilidad propia, o sea que la suma de sus potencias contratadas más pérdidas asignadas es mayor que su potencia generada (PGENk) más la potencia entregada dentro de los contratos de reserva fría que haya convocado (PRESERVgk). En este caso la compra requerida del Generador "k" en el Mercado Spot debido a sus compromisos contratados resulta para una hora:
La compra en el Mercado Spot de un Distribuidor o Gran Usuario se obtendrá descontando de la demanda propia (o sea demanda total menos demanda cubierta con potencia de sus máquinas con contratos de reserva fría) la demanda comprometida a ser cubierta por contratos de abastecimiento. O sea que la compra horaria de un Distribuidor o Gran Usuario "j" en el Mercado Spot resulta:
El OED repartirá el déficit de generación en forma proporcional a la potencia requerida por cada Comprador en el Mercado Spot. En consecuencia, la restricción horaria por déficit de generación para cada Comprador "c" resulta:
Si un Generador con falla tiene más de un contrato, se repartirá la restricción que le corresponde (DEFGENk) utilizando el criterio acordado en la programación semanal. En consecuencia, de no haber requerido el Generador un tratamiento especial respecto al modo de distribuir su déficit, el OED lo repartirá en forma proporcional a la demanda de cada contrato respecto al total contratado por el Generador. En este caso la falla, o sea la potencia no abastecida de un contrato entre un Generador "k" y un Distribuidor o Gran Usuario "j" para una hora resulta:
La restricción total programada para cada Comprador será la suma del déficit por falta de generación más el provocado por las restricciones de transmisión.
En todos los casos el OED tendrá en cuenta los requerimientos indicados por los Distribuidores en la programación semanal en cuanto a la programación horaria de sus restricciones.
3.2.3.7. DESPACHO DE LA RESERVA FRIA
Si la semana resulta definida sin riesgo de falla, el OED contará con las ofertas de reserva informada para la semana y cada día hábil constituirá reserva fría térmica, de existir el excedente necesario. En ese caso, para definir el nivel de reserva a utilizar deberá tener en cuenta el criterio acordado en la programación estacional.
Partiendo de la lista de mérito semanal, el OED conformará la lista de mérito del día eliminando aquellas máquinas que hayan resultado despachadas en el predespacho o estén declaradas como indisponibles. Se despachará el conjunto de máquinas en reserva partiendo de la primera máquina de la lista ordenada diaria y hasta completar el nivel de potencia requeridos. De acuerdo a los excedentes térmicos previstos, podrá resultar una reserva menor que la requerida. Como resultado, se obtendrá para cada hora una previsión de PPAD formada una parte por la potencia despachada y el resto como reserva.
Con la lista diaria de reserva ofertada se obtendrá la previsión de precio en el mercado de la potencia en reserva para ese día hábil fuera de las horas de valle ($PRES), dado por el de la máquina más cara aceptada como reserva (precio de corte del concurso de Reserva Fría) o, de no quedar por arrancar ninguna de las máquina ofertadas como reserva, por el precio máximo establecido para el período.
3.5.3 REMUNERACION DE LA POTENCIA
3.5.3.1. POTENCIA PUESTA A DISPOSICION
En las semanas definidas "sin riesgo", la potencia se remunerará al precio estacional de la potencia ($PPAD) transferido al nodo todos los días hábiles fuera del período de valle a:
a) todos los grupos que resulten despachados en el Mercado Spot, incluyendo las máquinas forzadas, por su potencia ofertada al Mercado Spot (o sea potencia operada menos potencia contratada);
b) las máquinas térmicas que, estando disponibles, no resulten despachadas a pesar de estar previstas en servicio en el predespacho.
Además, se remunerarán las máquinas consideradas en reserva:
a) las máquinas térmicas de base (turbovapor y nucleares) no despachadas al precio reconocido de su potencia (PBASm);
b) la reserva fría acordada (máquinas de punta aceptadas en el concurso de reserva fría más las agregadas en los redespachos) al precio resultante del concurso de reserva fría ($PRES), o sea el precio (MW/PPAD) de la máquina más cara en la lista de mérito entre las aceptadas como reserva fría diaria en el predespacho más las que se hayan agregado en los redespachos, trasladado al nodo a través del factor de adaptación.
En la operación real de los días hábiles, cada hora fuera del valle todas estas máquinas serán remuneradas por potencia. De no estar la máquina generando, cobrará por su potencia disponible, salvo las máquinas en reserva fría que cobrarán por su potencia ofertada en el concurso de reserva fría. Las máquinas despachadas cobrarán la potencia neta máxima operada, o sea la potencia generada más potencia rotante menos servicios auxiliares o el límite dado por la máxima potencia transmisible de existir restricciones de transmisión.
En caso de que en la operación real una máquina en reserva fría al ser convocada no responda (no entre en servicio y alcance su potencia dentro de los tiempos ofertados) perderá la remuneración correspondiente a ese día. El OED podrá solicitar la entrada de otra máquina de la lista de mérito del día y como consecuencia aumentar el precio de la reserva para ese día. En caso de que ésta no pueda entrar en servicio, no será penalizada si no estaba comprometida como reserva fría para ese día. En ningún caso el OED podrá bajar el precio de la reserva por debajo del valor definido en el predespacho.
Toda falla en la entrada de una máquina en reserva afectará negativamente sus posibilidades futuras, desplazándola al final de la lista de orden de mérito si se ofrece nuevamente como reserva. Si se repite la falla en el cumplimiento de su compromiso de reserva 3 veces en el transcurso de dos meses, se le aplicará una penalización mayor : no podrá presentarse al concurso de reserva fría durante los siguientes 6 meses. En el Anexo 16 se adjunta la correspondiente reglamentación.
3.5.3.2. REMUNERACION ADICIONAL POR RIESGO DE FALLA
Cada grupo despachado en un área definida "con riesgo" cobrará el sobreprecio de la energía (SPRF), aunque no estuviera en la lista confeccionada el domingo, siempre que la central donde está ubicado cumpla los siguientes dos requisitos de disponibilidad :
a) indisponibilidad forzada inferior al 20%;
b) indisponibilidad forzada inferior a la forzada media del Sistema más un 15%.
Esta indisponibilidad se calculará al finalizar la semana en base a la realidad registrada. Se entiende por indisponibilidad forzada a toda aquella que no esté incluida dentro del mantenimiento programado estacional y que no se haya acordado con el OED como mantenimiento correctivo semanal (postergable).
Las máquinas en centrales que no cumplan este requerimiento y resulten disponibles y despachadas no cobrarán el sobreprecio por riesgo de falla sino que su PPAD se remunerará al precio de la potencia en su nodo, o sea el precio estacional fijado para el período afectado por el factor de adaptación del nodo.
Si durante la semana se producen cambios que mejoren las condiciones del Sistema y el OED informa a todas las empresas generadores que ha desaparecido el riesgo de falla, se dejará de pagar el sobreprecio SPRF a la energía. En este caso sólo a las máquinas térmicas disponibles incluidas en la lista de oferta de disponibilidad térmica-nuclear (confeccionada el domingo precedente y ajustada a lo largo de la semana) y en centrales que cumplan el requisito de disponibilidad media indicado, recibirán una remuneración adicional por PPAD por cada día hábil en horas fuera de valle, resulten o no despachadas.
Esta remuneración se calculará para cada una de estas máquinas térmicas, resulten o no despachadas, multiplicando la remuneración adicional prevista para cada día hábil (RAH) por la proporción que corresponde a su potencia efectiva ofertada dentro de la potencia total prevista (PTOTMAX). Dicha potencia total se calculará como la suma de la potencia térmica-nuclear en la lista de oferta de disponibilidad más la potencia hidráulica pico correspondiente al despacho de la energía hidráulica prevista en la programación semanal. En todos los casos se refiere a potencia neta.
donde HFV es la cantidad de horas fuera del valle.
Las máquinas despachadas y las centrales no despachadas que no cumplan con el requisito de disponibilidad media indicado pero están disponibles y en la lista de oferta disponible, cobrarán el precio de la PPAD transferido a su nodo ($PPAD afectado por FA).
Cuando se defina la semana sin riesgo, no se cobrará sobreprecio por PPAD independientemente de lo que suceda luego en la operación real. |