CAPITULO 2

2. PRECIOS ESTACIONALES

Los Precios Estacionales se fijan periódicamente según una tarifa binómica calculada en base a la operación del MEM prevista por el OED, con precios de la energía que tienen en cuenta el costo marginal probable, y precios de la potencia por requerimientos de cubrimiento de la demanda, nivel de reserva y otros servicios relacionados con la calidad de la operación del MEM. El Precio de la Energía se define para TRES (3) bandas horarias que son: la banda horaria de valle, la banda horaria de pico y la banda horaria de horas restantes.

Se considera el año con DOS (2) períodos de SEIS (6) meses (Período Estacional), dividido cada uno de ellos en DOS (2) subperíodos de TRES (3) meses (Período Trimestral).

* Período Estacional de Invierno: Corresponde a los días comprendidos entre el 1 de mayo y el 31 de octubre de cada año inclusive, y se divide en un Primer Trimestre de Invierno (mayo a julio) y en un Segundo Trimestre de Invierno (agosto a octubre).

* Período Estacional de Verano: Corresponde a los días comprendidos entre el 1 de noviembre y el 30 de abril inclusive, y se divide en un Primer Trimestre de Verano (noviembre a enero) y un Segundo Trimestre de Verano (febrero a abril).

Con los modelos de optimización y programación aprobados por la SECRETARIA DE ENERGIA y la Base de Datos Estacional, el OED deberá realizar la Programación Estacional del MEM basado en el despacho óptimo que minimice el costo total de operación y los servicios de reserva de potencia, de acuerdo a lo que establece el presente capítulo de LOS PROCEDIMIENTOS. En cada Programación Estacional el OED calculará:

* los precios que resultan para el primer trimestre;

* como previsión indicativa, los precios esperados para el segundo trimestre.

Antes de finalizar el primer trimestre del Período Estacional, el OED deberá realizar la Reprogramación Trimestral para calcular los precios para el segundo trimestre, ajustando los datos utilizados para determinar la previsión indicativa en la correspondiente Programación Estacional.

A lo largo del año, el OED producirá entonces CUATRO (4) programaciones y cálculos de precios trimestrales.

* Programación Estacional de Invierno.

* Reprogramación Trimestral de Invierno.

* Programación Estacional de Verano.

* Reprogramación Trimestral de Verano.

El OED deberá enviar la versión preliminar del estudio correspondiente al período programado, ya sea la Programación Estacional o la Reprogramación Trimestral, denominado Programación Provisoria, a los agentes del MEM para su análisis y comentarios. Luego de realizar los ajustes necesarios de acuerdo a las observaciones recibidas, el OED debe elaborar la Programación Definitiva que enviará a la SECRETARIA DE ENERGIA. En base a este estudio, la SECRETARIA DE ENERGIA de energía establecerá mediante Resolución los precios estacionales de la energía y de la potencia para el siguiente Período Trimestral.

2.1. BASE DE DATOS ESTACIONAL

2.1.1. DATOS ESTACIONALES

Antes del 10 de febrero y 10 de agosto de cada año cada agente del MEM con la mejor información disponible debe suministrar al OED, para que conforme la Base de Datos Estacional, los datos correspondientes a los valores esperados para el siguiente Período Estacional y los períodos subsiguientes establecidos, tal como se indica en el Anexo 2 de LOS PROCEDIMIENTOS. Para la Reprogramación Trimestral los agentes deben enviar los ajustes necesarios.

Las ofertas de importación y requerimientos de exportación previstas para el Período Estacional con países interconectados, correspondientes a Contratos de Abastecimiento autorizados por la SECRETARIA DE ENERGIA o a excedentes y faltantes previstos deben ser informadas al OED dentro de los mismos plazos indicados. En consecuencia, los agentes y Comercializadores del MEM que cuenten con contratos de importación o exportación deben enviar al OED:

* la energía prevista abastecer al contrato, de tratarse de un contrato de exportación, indicando las curvas de carga típicas de entrega prevista;

* la energía prevista tomar del contrato, de tratarse de un contrato de importación, indicando las curvas de carga típicas prevista de demanda a cubrir con el contrato.

De no suministrar esta información, el OED debe utilizar la información de toma obligada de energía y/o curvas representativas acordada en el contrato, de acuerdo a las características que establece el Anexo 30 de LOS PROCEDIMIENTOS. Si el contrato define la energía máxima mensual requerible, el OED debe verificar que la energía correspondiente a las curvas informadas no supera en algún mes dicho valor máximo. De superar este máximo, el OED realizará los ajustes necesarios, reduciendo proporcionalmente la curva informada.

El OED sólo incorporará a la Base de Datos Estacional las ofertas de importación en que exista un compromiso firme de mantener la oferta durante el Período. De manera análoga, los requerimientos de exportación sólo deben ser incluidos en la Base de Datos Estacional en la medida en que exista el compromiso de mantener el requerimiento durante el Período, y que adicionalmente el OED prevea que existirá en el MEM el excedente de oferta necesario para su cubrimiento.

El OED deberá definir precios representativos de combustibles (Precios de Referencia Estacionales y Valores Máximos Reconocidos) de acuerdo a la metodología establecida en el Anexo 13 de LOS PROCEDIMIENTOS, y calcular los Costos Variables de Producción Estacionales (CVPE) de las máquinas térmicas.

De no suministrarse toda la información estacional dentro del plazo indicado, es responsabilidad del OED definir los datos faltantes con la mejor información posible, de acuerdo a datos disponibles e hipótesis que informará a las empresas correspondientes. Para la forma de las curvas típicas de demanda no informadas, el OED debe utilizar las cargas medias registradas el mismo mes del año anterior en los días definidos como típicos. Con respecto a la demanda de energía y potencia, el OED debe completar la información faltante con los valores registrados doce meses antes más una tasa de crecimiento anual que estimará en función de las previsiones y datos existentes. El OED debe informar a la empresa correspondiente la tasa considerada.

Dado que con estos datos se calcularán los Precios Estacionales, será responsabilidad del OED analizar la validez y consistencia de los mismos. De detectar para algún dato incoherencias respecto del conjunto o respecto de valores reales registrados, el OED debe solicitar al agente las modificaciones necesarias indicando el motivo que justifica el pedido. De no llegar el agente y el OED a un acuerdo respecto del valor a utilizar, el OED debe utilizar el valor que indique el agente pero debe dejar constancia escrita de su objeción. La información objetada por el OED se denomina Dato Observado y se considera en esta condición durante el transcurso del trimestre para cuya definición de precios fuera objetada.

Durante el transcurso de cada Periodo Trimestral, el OED debe realizar el seguimiento de los Datos Observados. De verificar algún mes que el dato real se aparta en más del DIEZ (10) % respecto del valor informado por la empresa y que dicho apartamiento se corresponde con la objeción realizada, el OED quedará automáticamente habilitado a modificar ese dato en los siguientes CUATRO (4) Períodos Trimestrales. El conjunto de datos en que se cumple esta condición se denomina Datos Habilitados a Definir por el OED. El OED debe informar al agente cada vez que uno de sus datos ingresa en esta condición. Durante los períodos trimestrales en que quedó habilitado, el OED podrá rechazar el valor que informe el agente y utilizar en su lugar una previsión propia. En este caso, el OED debe informar al agente el valor modificado y el motivo, y el agente no podrá objetar dicho valor.

En la Programación Estacional y Reprogramación Trimestral el OED debe incluir el conjunto de valores de la Base de Datos Estacional que fueron definidos por el OED, ya sea por falta de información o por estar habilitado a su modificación, y el listado de los Datos Observados indicando para cada uno el motivo de la objeción.

Durante el transcurso de cada Periodo Trimestral, el OED debe realizar el seguimiento del comportamiento de las variables respecto de los valores supuestos, y de los precios reales resultantes respecto de los precios previstos.

A lo largo del Período Trimestral los agentes deben notificar al OED cualquier modificación que surja en su previsión de los valores incluidos en la Base de Datos Estacional. Será responsabilidad del OED mantener actualizada la base de datos y al finalizar cada mes suministrar a los agentes del MEM las modificaciones realizadas.

2.1.2. MANTENIMIENTO PROGRAMADO

2.1.2.1. TRANSPORTISTAS

Antes del 10 de enero y 10 de julio, cada empresa Transportista debe informar a los usuarios de su área de influencia el programa de mantenimiento previsto para el próximo Período Estacional, indicando también un programa tentativo para los siguientes TREINTA (30) meses después de dicho semestre. Dichos usuarios contarán con DIEZ (10) días corridos para analizarlo, informar sus objeciones y/o sugerir programaciones alternativas justificándolas en sus requerimientos. De surgir objeciones, la empresa Transportista debe reunirse con los correspondientes usuarios a más tardar el 25 de enero y 25 de julio para acordar una programación satisfactoria para el conjunto.

Antes del 1 de febrero y 1 de agosto de cada año la empresa Transportista debe enviar al OED su programa de mantenimiento para el período en estudio, incluyendo la estimación para los TREINTA (30) meses posteriores a dicho semestre. De no haber llegado a un acuerdo con sus usuarios debe enviar:

* el programa propuesto por la Transportista y las objeciones de los usuarios;

* las modificaciones propuestas por los usuarios y las objeciones de la Transportista.

En el punto 2.1.2.3. se indica cómo se procederá en estos casos.

2.1.2.2. GENERADORES Y COGENERADORES

Los Generadores y Cogeneradores deben informar antes del 1 de febrero y 1 de agosto de cada año sus necesidades de mantenimiento para el Período Estacional a programar, incluyendo además una estimación para los siguientes TREINTA (30) meses.

2.1.2.3. COORDINACION DEL MANTENIMIENTO PROGRAMADO

El OED debe analizar todos los pedidos de mantenimiento en conjunto, pudiendo sugerir modificaciones en función de su efecto sobre la operación programada, los precios previstos y especialmente sobre el riesgo de falla ya sea por falta de energía o de potencia. Para el Sistema de Transporte, si no hubo acuerdo con los usuarios del Area de Influencia, el OED debe definir el programa más conveniente desde el punto de vista del despacho conjunto del MEM en base a la información suministrada pero teniendo en cuenta las objeciones tanto de los usuarios como de la Transportista.

El OED debe reunir a los agentes Generadores, Cogeneradores y Transportistas del MEM antes del 15 de febrero y 15 de agosto de cada año para analizar posibles alternativas de mantenimiento, y coordinar y acordar un programa de mantenimiento que minimice el costo total de operación y riesgo de falla, dentro de las posibilidades de cada agente de modificar su programa original propuesto. En caso de no existir acuerdo entre las empresas del MEM respecto a la programación de los mantenimientos ésta será la que establezca el OED. La reunión tendrá una duración máxima de DOS (2) días. Al comenzar la reunión el OED debe presentar un estudio incluyendo:

* el programa de mantenimiento propuesto por el OED;

* las modificaciones realizadas a los pedidos de mantenimiento informados por los agentes y su justificación;

* los resultados del programa propuesto (evolución de precios, riesgo de falla, evolución de la disponibilidad y reserva de potencia, etc.).

Los agentes cuyas solicitudes de mantenimiento hayan sido modificadas podrán objetar el cambio, justificándolo debidamente y proponiendo un programa alternativo teniendo en cuenta los inconvenientes detectados por el OED, o manteniendo el pedido original indicando el motivo de su reiteración. Si el motivo se basa en fechas inmodificables, el OED debe respetar las fechas de mantenimiento solicitadas. De lo contrario y de no llegar a un acuerdo, debe realizar la programación del período para las distintas alternativas de mantenimiento propuestas y analizar los costos resultantes. En el segundo día de reunión, el OED debe presentar el estudio realizado. De resultar menor el costo total de operación en el MEM para el mantenimiento solicitado por el agente, se adoptará su pedido. Si en cambio genera un sobrecosto y no surge un acuerdo entre las partes, se adoptará automáticamente la propuesta del OED.

El programa acordado debe ser incorporado por el OED a la Base de Datos Estacional. El programa correspondiente al siguiente Período Estacional se denomina Mantenimiento Programado Estacional, y el correspondiente a los TREINTA (30) meses posteriores a dicho período se denomina Mantenimiento Programado Tentativo.

A lo largo del Período Estacional, las empresas podrán solicitar modificaciones a su mantenimiento previsto en el Mantenimiento Programado Estacional. De tratarse de un Transportista sólo podrá solicitarlo de contar previamente con el acuerdo de los usuarios de su Area de Influencia. El OED debe analizar cada pedido y sólo lo podrá aceptar si significa un aumento en el precio medio del trimestre menor del CINCO (5) % respecto del Precio Estacional sancionado. Al finalizar cada mes debe informar a todos los agentes las modificaciones al Mantenimiento Programado Estacional.

2.2. MODELOS DE OPTIMIZACION Y PROGRAMACION DE LA OPERACION

Para realizar la Programación Estacional, el OED debe utilizar modelos de optimización y planificación de la operación del MEM que hayan sido previamente aprobados por la SECRETARIA DE ENERGIA, que realicen el despacho estacional minimizando el costo total esperado de operación, calculado como el costo de producción más el costo de falla.

Las características de los modelos deben ser tales que cumplan las siguientes condiciones.

* El modelado de la demanda debe representar las curvas de carga típicas, y permitir considerar su aleatoriedad mediante distintos comportamientos posibles.

* La red de Transporte debe estar representada con el detalle requerido para incluir las restricciones a las posibilidades de llevar la oferta disponible hasta donde lo requiera la demanda y que afectan significativamente el precio medio resultante para un Período Trimestral.

* La oferta debe incluir la representación de las cuencas hidroeléctricas del MEM, modelando sus características y las condiciones establecidas en las Normas de Manejo de Agua de los Contratos de Concesión con el nivel de detalle necesario para tener en cuenta su efecto sobre los precios estacionales.

* Deben permitir realizar la optimización de los embalses de las centrales hidroeléctricas denominados Centrales de Capacidad Estacional y determinadas con la metodología indicada en el Anexo 22 de LOS PROCEDIMIENTOS.

* Deben tener en cuenta la aleatoriedad del aporte hidráulico en cada una de las centrales hidroeléctricas con potencia instalada y energía firme significativa dentro de la oferta de generación total del MEM, tal como se define en el Anexo 22 de LOS PROCEDIMIENTOS.

* Para incluir el sobrecosto que resulta por la reserva definida para regulación de frecuencia, deben modelar la reserva regulante en cada máquina habilitada y prevista a participar en la regulación, indicando como potencia máxima la efectiva menos el porcentaje correspondiente de acuerdo a la banda acordada para el Período Estacional.

* Deben permitir representar el parque obligado por restricciones de calidad.

* Debe permitir representar máquinas térmicas consumiendo distintos tipos de combustibles con su disponibilidad y Costo Variable de Producción.

* Deben permitir modelar las ofertas de venta de países interconectados como generación adicional, con sus correspondientes precios. Los requerimientos de exportación se deben poder modelar como demanda adicional a ser cubierta sólo si existe el excedente necesario.

La descripción de los modelos, manual de uso y base de datos serán suministrados a cada uno de los agentes del MEM. El OED deberá suministrar los modelos a un agente que lo requiera siempre que el mismo previamente haya abonado las licencias de uso si corresponde, y se comprometa en forma escrita a las condiciones establecidas en dichas licencias y a no suministrar el modelo a un tercero.

Cualquier modificación en los modelos o metodología debe ser informada a los agentes del MEM, para sus observaciones y comentarios, y sólo entrará en vigencia y podrá ser utilizada por el OED luego de la aprobación de la SECRETARIA DE ENERGIA para su puesta en vigencia.

Los modelos actualmente vigentes son los siguientes.

* Modelo de Optimización OSCAR: Tomando un horizonte que se ha definido en TRES (3) años, optimiza el manejo de los grandes embalses hidroeléctricos calculando para cada semana el valor del agua embalsada, teniendo en cuenta la aleatoriedad dada por la hidraulicidad.

* Modelo de Simulación MARGO: Con los valores del agua, realiza el despacho hidrotérmico semanal, respetando las restricciones que se le indiquen, fijando como objetivo minimizar el costo total, suma del costo de operación y el riesgo de falla, de cada semana. Permite considerar distintos escenarios de aleatorios, en función del aporte hidráulico, pronósticos de demanda, disponibilidad del parque, y disponibilidad de combustibles.

2.3. OFERTA HIDRAULICA

2.3.1. MODELADO DE LA OFERTA HIDRAULICA

Los modelos de programación y despacho deben representar adecuadamente las características de las cuencas hidroeléctricas así como las restricciones que resultan de los Contratos de Concesión que afectan su operación y posibilidades de despacho. Será responsabilidad del OED garantizar que el modelado cumpla las restricciones operativas y los compromisos establecidos en la Concesión, pero no limite su operación más allá de lo requerido por estas condiciones.

2.3.1.1. MODELADO DE LAS CUENCAS HIDROELECTRICAS DEL MEM

El OED debe:

* incluir en los modelos de optimización, programación y despacho del MEM la representación de las cuencas hidroeléctricas;

* realizar el seguimiento del comportamiento del modelado utilizado;

* modelar las modificaciones que se vayan presentando a las características de la oferta hidroeléctrica.

En caso de incorporarse una nueva central hidroeléctrica de embalse, el OED debe incluir el nuevo embalse en el modelado con el nivel de detalle necesario de acuerdo a lo significativa que resulta su oferta de energía y potencia para la definición de precios en el MEM. A su vez, de acordarse cambios en el Contrato de Concesión de una central en lo que hace a Normas de Manejo de Aguas, debe realizar las modificaciones que correspondan en los modelos.

De detectar apartamientos en los resultados del modelo con respecto a las restricciones establecidas, el OED debe realizar los ajustes necesarios.

Por su parte, el Generador podrá requerir modificaciones al OED si verifica para condiciones reales registradas en la operación o para condiciones previstas en la programación que el resultado del modelo no cumple alguna de sus restricciones. Para ello debe enviar al OED el cambio requerido, el motivo que lo justifica y el o los casos en que se verificó el error de modelado. El OED podrá reunirse con el Generador para acordar la necesidad y modo de modificar el modelado. De no llegar a un acuerdo, el OED debe mantener el modelado vigente salvo que exista por lo menos un caso real en que el Generador demostró que el resultado del modelo vulneró las restricciones vigentes en cuyo caso debe realizar la modificación.

Cada vez que el OED realice un ajuste a la representación de un embalse y/o central hidroeléctrica, debe informar al Generador el nuevo modelado, indicando el cambio realizado y su justificación. El Generador contará con DIEZ (10) días hábiles para su análisis y enviar sus observaciones al OED. En caso de existir objeciones por parte del Generador, el OED debe reunirse con el agente para analizar las diferencias de criterios y acordar el modelado definitivo. De no llegar a un acuerdo, se considerará aprobado el modelado del OED salvo que el Generador demuestre que el funcionamiento del modelo en casos basados en datos reales no cumple alguno de sus requerimientos de Concesión. En este caso, el OED debe realizar el cambio de modelado requerido por el Generador.

2.3.1.2. CENTRALES HIDROELECTRICAS DE CAPACIDAD ESTACIONAL.

El OED debe analizar la información suministrada por las centrales hidroeléctricas consideradas de capacidad estacional respecto a sus restricciones de operación y despacho, y verificar su coherencia respecto a otros Concesionarios sobre la misma cuenca y si existen apartamientos respecto de la realidad observada o su Contrato de Concesión. En caso de detectar inconsistencias, debe requerir del Generador la justificación de la información suministrada y podrá sugerir modificaciones. De no llegar a un acuerdo, el OED debe mantener la información del agente pero dejando constancia en la Programación Estacional de su objeción y los motivos de la misma, pasando a formar parte de los Datos Observados.

De no contarse dentro del plazo requerido con toda la información sobre las restricciones a aplicar a la operación y despacho de las centrales hidroeléctricas, el OED debe completar los datos faltantes teniendo en cuenta el Contrato de Concesión y, de existir, los valores utilizados en el mismo Período Estacional anterior, y toda otra información válida. El OED debe informar al Generador el valor asumido y su justificación.

2.3.1.3. CENTRALES HIDROELECTRICAS DE CAPACIDAD MENSUAL Y SEMANAL.

Para las centrales hidráulicas de embalse que no correspondan a capacidad estacional, el Generador debe informar las energías semanales previstas resultado de su propia optimización teniendo en cuenta sus pronósticos de aportes y requerimientos aguas abajo. De no contar con esta información dentro de los plazos indicados, el OED debe utilizar las energías semanales correspondientes a la media histórica de no contar con pronósticos, o las características del tipo de año hidrológico previsto de existir pronósticos.

El OED debe modelar estas centrales como una oferta de energía a generar en cada semana. El despacho semanal de esta energía debe tener en cuenta las posibilidades de empuntamiento y requerimientos de caudal de base aguas abajo de acuerdo a las restricciones de operación establecidas.

2.3.1.4. CENTRALES HIDRAULICAS DE PASADA

Las centrales hidroeléctricas ubicadas en ríos de llanura, tales como el Paraná y el Uruguay, prácticamente sin capacidad de embalse regulante pero con una oferta de energía y potencia significativa para el MEM, se modelarán como centrales de pasada pero incluyendo la serie histórica de los ríos para reflejar el efecto en el MEM de la aleatoriedad de su aporte. El resto de las centrales de pasada se representarán como una oferta de energía de base para cada semana, que debe suministrar el Generador al OED. De no suministrar esta información, el OED debe proceder de manera análoga a la indicada en el punto 2.3.1.3.

2.3.2. PRONOSTICOS HIDROLOGICOS

Será responsabilidad de los Generadores de las centrales hidroeléctricas a optimizar por el OED suministrar los pronósticos necesarios para estimar los aportes esperados. Dichos pronósticos deben discriminar por períodos el volumen esperado, la distribución probable de dicho volumen dentro del período, y la dispersión posible. Podrán suministrarse como pronósticos estocásticos, con series de caudales con probabilidad asociada. De no contar con este tipo de información, deben suministrar por lo menos el tipo de año hidrológico esperado, con su probabilidad asociada.

Será responsabilidad del OED analizar la información en su conjunto, verificando que sobre la misma cuenca o sobre cuencas próximas los pronósticos correspondan a tipos de años hidrológicos de probabilidad similar. Debe verificar además la consistencia de los pronósticos respecto de los afluentes y condiciones climáticas registrados en los meses anteriores, tanto en lo que hace a aportes como precipitaciones y temperatura. De no suministrar información alguna central hidroeléctrica, el OED debe tomar como previsión de aportes:

* si existe otra central sobre la misma cuenca que sí suministró pronóstico, los valores que correspondan a la serie hidrológica y la probabilidad o tipo de año informada por el otro Generador;

* de no existir otra central sobre la misma cuenca con pronósticos, toda la serie hidrológica, pudiendo darle distinto peso a cada año de acuerdo al comportamiento registrado en los meses anteriores, tanto en lo que hace a aportes como precipitaciones y temperatura.

2.4. PRECIO ESTACIONAL DE LA ENERGIA

2.4.1. CALIDAD DEL SERVICIO

Para fundamentar la elección de una determinada calidad de desempeño ante desbalances instantáneos de corta duración entre oferta y demanda, el OED debe presentar a los agentes consumidores del MEM, como parte de cada Programación Estacional, un estudio que vincule el costo de enfrentar desbalances de distinta magnitud con el costo de la energía no suministrada asociada a no contar con la reserva suficiente para enfrentarlos.

El OED debe utilizar un modelo de confiabilidad de tipo probabilístico que simule la falla de los componentes del Sistema Eléctrico. El modelo calculará, en función de la disponibilidad de las máquinas y reserva regulante, la energía no suministrada de corta duración por fallas aleatorias en el equipamiento en servicio. Cuanto mayor sea la reserva rotante sometida a regulación considerada, mayor será el apartamiento respecto al despacho óptimo sin reserva y, como consecuencia, mayor el costo de operación pero menor el costo de falla. En cambio, cuanto menor sea la reserva, si bien los costos de operación disminuirán, se incrementará el riesgo de falla de corta duración y su costo asociado.

En base a los resultados obtenidos para el semestre, el OED debe determinar la curva que relaciona distintos niveles de reserva de potencia para regulación con su costo, calculado con el incremento en el costo de operación más el costo de la energía no suministrada. El óptimo será aquel en que el costo total, igual a la suma del costo de operación más el costo por la interrupción intempestiva probable, resulte mínimo.

A más tardar el 15 de febrero y 15 de agosto de cada año el OED debe enviar a los Generadores el estudio sobre reserva regulante y la distribución entre regulación primaria y secundaria. Los Generadores contarán con CINCO (5) días corridos para informar sus observaciones.

Antes del 25 de febrero y el 25 de agosto de cada año el OED presentará la propuesta a los Distribuidores y Grandes Usuarios del MEM sobre el criterio definido para dimensionar la reserva regulante y la curva potencia regulantecosto, junto con el óptimo para la operación del sistema eléctrico, adjuntando las observaciones de los Generadores.

Los Distribuidores y Grandes Usuarios contarán con CINCO (5) días corridos para analizar la propuesta y acordar la reserva regulante a utilizar durante el Período Estacional, pudiendo ser una banda distinta al óptimo propuesto pero no de inferior desempeño. De no llegar a un acuerdo en ese plazo, se utilizará el óptimo sugerido por el OED.

La reserva regulante definida, identificando la participación que corresponde a regulación primaria y la participación de la regulación secundaria, estará vigente durante todo el correspondiente Período Estacional.

2.4.2. PRECIO DEL MERCADO Y PRECIOS DE NODO

El despacho óptimo se realiza en el Mercado transfiriendo la oferta de generación al Mercado adicionando al Costo Variable de Producción de cada máquina térmica el costo variable del transporte de la energía desde su punto de conexión hasta el Mercado.

El precio de la energía que resulta en el nodo Mercado para el despacho económico se denomina el Precio de Mercado (PM) de acuerdo a la definición del Capítulo 1 de LOS PROCEDIMIENTOS.

Para cada Precio de Mercado, en cada nodo de la red de transporte le corresponde un precio de nodo transfiriendo el Precio del Mercado hasta el nodo multiplicándolo por el Factor de Nodo. Dicho Factor de Nodo se calcula tal como se describe en el Anexo 3 de LOS PROCEDIMIENTOS.

Para el cálculo de precios estacionales para la energía de cada Período Trimestral, el OED debe establecer estados típicos previstos definidos por configuraciones características esperadas en la red de Transporte y estados de carga en los intervalos Spot de valle, pico y resto, tal como se indica en el Anexo 3 de LOS PROCEDIMIENTOS. Para estos estados típicos el OED debe simular el despacho y flujos previstos y calcular:

* el Factor de Nodo Estacional para cada punto de Entrada/Salida del MEM en cada banda horaria, con la metodología que se indica en el Anexo 3 de LOS PROCEDIMIENTOS;

* el flujo de potencia típico en cada nodo para cada banda horaria.

El OED debe calcular el Factor de Nodo Estacional para Distribuidores para cada banda horaria como:

* el Factor de Nodo Estacional en la banda horaria correspondiente al nodo de conexión si el Distribuidor está vinculado en un punto de Entrada/Salida al MEM;

* el promedio de los Factores de Nodo Estacionales en la banda horaria para cada uno de los nodos de Entrada/Salida al MEM, ponderados por la energía prevista en dichos nodos en los flujos de potencia estacionales con que se definieron los Factores de Nodo Estacionales, si el Distribuidor se conecta en varios puntos con el MEM;

* el Factor de Nodo Estacional del Distribuidor a través de cuyas instalaciones se conecta al MEM si el Distribuidor no está vinculado directamente a un punto de Entrada/Salida del MEM;

* el promedio ponderado por energía de los Factores de Nodo Estacionales de los Distribuidores correspondientes si el Distribuidor no está vinculado directamente a un punto de Entrada/Salida del MEM sino que se conecta a través de instalaciones de varios Distribuidores.

2.4.3. DESPACHO ESTACIONAL

2.4.3.1. OFERTA EN EL MERCADO

Para el cálculo del Precio Estacional, el OED debe considerar la oferta integrada por las máquinas pertenecientes a Generadores del MEM de acuerdo a su disponibilidad prevista, las importaciones comprometidas informadas por agentes y Comercializadores e incluidas en la Base de Datos Estacional, y la disponibilidad informada por Autogeneradores y Cogeneradores.

A su vez, la demanda debe estar integrada por los requerimientos de Distribuidores, Grandes Usuarios y Autogeneradores que compren en el MEM, y las exportaciones comprometidas informadas por agentes y Comercializadores e incluidas en la Base de Datos Estacional. Si la exportación es un compromiso previsto pero no corresponde a un contrato de exportación firme se modelará como una demanda a cubrir condicionadas a la existencia del excedente necesario en la oferta.

El OED debe representar los Acuerdos de Generación Obligada definidos en el Anexo 14 de LOS PROCEDIMIENTOS tal que, en las condiciones indicadas en el Acuerdo, corresponden a una generación forzada aun cuando no la requiera el despacho económico. Para el caso de resultar generación forzada, su Costo Variable de Producción no afectará el cálculo del Precio Estacional de la Energía.

Para la previsión de Costos Variables de Producción Estacionales, el OED utilizará los registros de Costo Variable de Producción para el Despacho de las últimas CINCUENTA Y DOS (52) semanas y los precios de referencia de combustibles mensuales en cada central. Para el caso de una máquina nueva que no haya estado en servicio todas las últimas CINCUENTA Y DOS (52) semanas, el OED deberá utilizar para las semanas en que no haya estado en servicio el CVP definido para la máquina en el Predespacho Anual de Media.

El OED debe calcular índices de variación de precios de combustibles en cada central térmica. Para ello, para cada tipo de combustible el OED deberá calcular para cada mes del Período la relación entre el precio de referencia previsto, calculado de acuerdo a lo que establece el Anexo 13 de LOS PROCEDIMIENTOS, y el precio de referencia en la central registrado para el mismo mes del año anterior.

El OED debe calcular el Costo Variable de Producción Estacional (CVPE) de una máquina térmica ($ / kWh) para cada tipo de combustible para cada semana del período y por banda horaria. Para ello tomará el correspondiente Costo Variable de Producción para el Despacho (CVPD) de la máquina en la misma semana del año anterior y lo multiplicará por el índice de variación de precios de combustibles calculado para dicho combustible y para la central en que está instalada la máquina. El Costo Variable de Producción Estacional de una máquina térmica queda definido en consecuencia con tantos valores como tipos de combustibles pueda consumir, y para cada tipo de combustible por un valor por banda horaria (pico, valle y resto).

Para la Programación Estacional y Reprogramación Trimestral, el OED calculará el Costo Marginal (CM) de cada máquina térmica con su Costo Variable de Producción Estacional por combustible.

El OED debe representar el Costo Marginal en el Mercado (CMM) de cada máquina térmica "q" transfiriendo su Costo Marginal (CM) al Mercado dividiéndolo por el factor de nodo (FN) de la central.

Las supuestos de ofertas Spot incluidas para un nodo frontera "i" consistirán en paquetes de energía y/o potencia con un precio asociado (PIMP), que el OED debe modelar como máquinas adicionales cuyo costo es el precio requerido transferido al Mercado (PIMPM) a través del factor de nodo en la interconexión.

2.4.3.2. ALEATORIOS CONSIDERADOS

El OED debe simular la operación del Período Estacional para distintos escenarios, correspondientes a distintos comportamientos probables de las variables aleatorias del sistema, para representar de la mejor manera posible las variaciones que se pueden presentar en la oferta y la demanda y reflejar dicha posible variación en el Precio Estacional. Dichas variables aleatorias incluyen:

* Hidraulicidad;

* Crecimiento de la demanda;

* Indisponibilidad del parque de generación;

* Comportamiento de los precios de combustibles;

* Supuestos de ofertas de importación y exportación de oportunidad (Spot), de acuerdo a lo que establece el Anexo 30 de LOS PROCEDIMIENTOS.

El OED debe definir escenarios alternativos correspondientes a distintos comportamientos de las variables aleatorias . Para ello debe incluir en cada uno de los ríos en que se ubican centrales hidroeléctricas con potencia instalada y energía firme que afectan la definición del precio medio estacional la aleatoriedad hidráulica utilizando la serie de caudales o, de existir pronóstico, los aportes previstos, los cuales preferentemente deben ser representados como un pronóstico estocástico, indicando series de distinta probabilidad asociada.

También, en base a las condiciones previstas y las ya registradas, analizará el aleatorio precio de combustible y su impacto en los Costo Variable de Producción Estacionales previstos, y el aleatorio importación y exportación de energía eléctrica.

De no incluir la demanda y/o la disponibilidad térmica como aleatorio, el OED debe realizar un análisis de sensibilidad del precio medio de la energía en el trimestre a las variaciones posibles de estas variables de acuerdo a hipótesis que debe definir.

2.4.3.3. PRECIO DE REFERENCIA DE LA ENERGIA

Para los escenarios definidos, el OED debe realizar el despacho óptimo de la oferta disponible con su costo en el Mercado, teniendo en cuenta las restricciones de la red de Transporte modelada, de forma tal de abastecer la demanda minimizando el costo de producción más el de falla.

Con la serie de resultados obtenidos de los escenarios definidos, el OED obtendrá los precios previstos en el Mercado para distintas probabilidades de excedencia, y el sobreprecio estacional por riesgo de falla. Las probabilidades de excedencia a considerar se definen: DIEZ (10) %, VEINTICINCO (25) %, CUARENTA (40) %, CINCUENTA (50) %, SETENTA (70) % y OCHENTA (80) %.

2.4.3.3.1. PRECIO MEDIO EN EL MERCADO

Dado un escenario "I", el OED obtendrá para cada semana "s" el Precio de Mercado previsto en cada banda horaria "b" de pico, valle y horas restantes (PM _s,b ). Con estos valores, el OED debe calcular para cada trimestre "t" del Período Estacional el Precio Promedio del Mercado (PMM) en cada banda horaria "b" (PMM ^(l) _t,b ) como el promedio ponderado de los precios semanales del trimestre utilizando como factor de ponderación la demanda semanal prevista abastecer (DEMABAST). Dicha demanda se calculará como la demanda total prevista de Distribuidores, Grandes Usuarios y Autogeneradores menos la previsión de energía no suministrada resultante del despacho, más la demanda de bombeo resultado del despacho.


siendo "s" las semanas del trimestre "t".

Este valor corresponde al medio esperado del precio de la energía en el trimestre para la banda horaria "b" y el escenario considerado. Como resultado del conjunto de escenarios definidos, el OED obtendrá una serie de precios promedios de Mercado con la que debe calcular en cada banda horaria "b" Precios Probables de Mercado (PMPROB) para las probabilidades de excedencia definidas. Cada precio PMPROB_b,p correspondiente a una probabilidad "p" % será calculado por el OED como el precio que es superado en un "p" % de los casos en la serie obtenida.

2.4.3.3.2. SOBREPRECIO ESTACIONAL POR RIESGO DE FALLA

En los programas de optimización y simulación de la operación del MEM la falla se modela como escalones "f" de distinta profundidad, expresados cada uno como un porcentaje de la demanda que no se podrá abastecer por falta de generación y su costo asociado (CFALLA). El último escalón corresponde al Costo de la Energía no Suministrada (CENS).

El Costo de la Energía no Suministrada es determinado por la SECRETARIA DE ENERGIA, a través de estudios de valorización económico y social de la energía no abastecida. El valor vigente a partir del 1 de mayo de 1994 es de UNO COMA CINCO (1,5) dólares por kWh no suministrado.

Dado un escenario "I", el OED obtendrá para cada semana "s" la energía no suministrada (ENS) prevista en cada escalón de falla "f" y el valor correspondiente a cada una de las probabilidades de excedencia "p" definidas (ENSPROB_s,f,p).

En base al riesgo de falla de energía, de surgir energía no suministrada (ENS) prevista, o el riesgo de falla en la punta dada la indisponibilidad probable, el OED debe determinar el Sobreprecio Estacionalpor Riesgo de Falla (SERF) para la probabilidad de excedencia correspondiente al CINCUENTA (50) % de acuerdo a la metodología establecida en el Anexo 6 de LOS PROCEDIMIENTOS.

2.4.3.3.3. PRECIOS PROBABLES DE LA ENERGIA POR BANDA HORARIA

El precio de la energía en la banda horaria "b" PPROBb,p correspondiente a una probabilidad de excedencia "p" es calculado por el OED con el correspondiente Precio Probable de Mercado (PMPROB) salvo en la banda horaria de pico en que al Precio Probable de Mercado (PMPROB) se debe adicionar el correspondiente Sobreprecio Estacional por Riesgo de Falla (SERF). * Siendo "b" la banda horaria de horas restantes o valle, resulta para la probabilidad de excedencia "p":

* Siendo "b" la banda horaria de pico, resulta para la probabilidad de excedencia "p":

En consecuencia, el OED debe calcular para cada banda horaria "b" los siguientes precios probables: PPROB _b,10% , PPROB _b,25% , PPROB _b,40% , PPROB _b,50% , PPROB _b,70% y PPROB _b,80% .

2.4.4. APARTAMIENTOS POR PRECIOS LOCALES

Para cada Precio de Mercado que resulta del despacho en el Mercado, se tiene un precio en cada nodo de la red de Transporte transfiriendo el Precio de Mercado al nodo afectándolo de su Factor de Nodo.

El Precio de Nodo se calcula como:

* el Precio del Mercado transferido hasta el nodo multiplicándolo por su Factor de Nodo, si el área en que se encuentra el nodo está vinculada al Mercado sin restricciones que afecten al despacho óptimo;

* el Precio Local que resulte en el área transferido hasta el nodo, de estar el nodo dentro de un Area Desvinculada del Mercado.

Durante el transcurso de cada Período Trimestral, el OED deberá identificar las condiciones de las Areas Desvinculadas que se produzcan al activarse una restricción de transporte entre el conjunto de nodos del área y el Mercado que genere limitaciones al despacho óptimo del MEM y en que el área tendrá su propio precio, denominado Precio Local (PL). El OED deberá realizar el seguimiento de los precios locales que se presenten y evaluar los apartamientos que se registran para cada Distribuidor respecto del correspondiente Precio Estacional de la energía. Cada vez que un área se desvincule del Mercado, se generará una diferencia que puede ser negativa o positiva para los Distribuidores del área, denominada Sobrecosto por Precio Local (SCPL). El OED debe calcular este sobrecosto en cada intervalo Spot como la diferencia entre el Precio de Mercado y el Precio Local para ese intervalo Spot, multiplicado por el correspondiente factor de nodo. El Sobrecosto por Precio Local para un Distribuidor "j" que se encuentre en un área desvinculada "a" en el intervalo Spot "h" resulta:

siendo PDEMEST h j la demanda de energía comprada a Precio Estacional por el Distribuidor "j" en el intervalo Spot "h".

Cada intervalo Spot en que el Distribuidor se encuentra vinculado al Mercado, el sobrecosto será cero.

Al finalizar cada mes "m", el OED debe integrar los apartamientos registrados y obtener para cada Distribuidor "j" el Apartamiento por Precios Locales (APPL) acumulado en el mes.

A cada Período Trimestral "t" se le asignará el apartamiento acumulado en los TRES (3) meses entre el último mes del Período Trimestral segundo anterior ("t"2) y el segundo mes del Período Trimestral anterior ("t"1), denominado Apartamiento Trimestral por Precios Locales.

siendo "m" los meses comprendidos entre m 1 y m 1 +2, dónde m 1 es el primer mes del Período Trimestral a programar menos CUATRO (4).

Totalizando el monto del Apartamiento Trimestral por Precios Locales que corresponde a cada Distribuidor, el OED obtendrá el monto total a asignar al precio estacional de la energía para Distribuidores en el trimestre "t".

2.4.5. FONDO DE ESTABILIZACION

Cada mes surgirá una diferencia entre lo recaudado por compras de energía y lo abonado por ventas de energía y por variables de transporte en el MEM que se acumula en el Fondo de Estabilización, excluidas las diferencias que surgen atribuibles a las pérdidas. La evolución de este fondo refleja la diferencia acumulada entre el Precio Estacional de la Energía y el Precio Spot medio de la energía.

La recaudación a asignar está dada por la suma de:

* los montos pagados por los Distribuidores por su compra de energía realizada al precio estacional de la energía;

* los montos pagados por la compra de energía realizada a Precio Spot por Grandes Usuarios y Autogeneradores;

* los montos pagados por Generadores y Cogeneradores con contratos por la compra de energía a Precio Spot;

* los montos pagados al correspondiente Precio Spot por las centrales de bombeo por su compra de energía para bombear;

* los montos pagados por los Contratos del Mercado a Término en concepto de cargo variable del Transporte;

* los montos pagados por las exportaciones a países interconectados realizadas en el Mercado Spot;

* el Monto Mensual de Diferencia por Energía que se retira de la Cuenta de Energía Adicional. El total pagado está dado por la suma de:

* los montos remunerados a Generadores, Autogeneradores y Cogeneradores por las ventas de energía en el Mercado Spot;

* los montos remunerados por las ventas de energía en el Mercado Spot a Distribuidores y Grandes Usuarios con contratos;

* el monto asignado a la Cuenta de Apartamiento del Transporte como remuneración variable por energía eléctrica transportada (RVTE);

* los montos abonados por las importaciones Spot de energía de países interconectados.

El fondo requiere contar con un monto mínimo para cubrir el pago a los vendedores de resultar los precios Spot durante el trimestre superiores al Precio Estacional. Para cada Período Trimestral, el OED debe calcular el Apartamiento Máximo Previsto (APMAX) como la diferencia que resultaría si la demanda total prevista abastecer a Distribuidores al Precio Estacional se debe producir a un precio que resulta mayor en un determinado porcentaje, denominado Porcentaje de Apartamiento (%AP), que el precio previsto para una probabilidad de ocurrencia del CINCUENTA (50) %. El Porcentaje de Apartamiento se define en el QUINCE (15) %. El OED debe calcular dicho precio medio como el promedio de los precios por banda horaria para una probabilidad de ocurrencia del CINCUENTA (50) % (PPROB b,50% ) ponderado por la demanda prevista abastecer a precio estacional en cada banda horaria.

El Apartamiento máximo resulta entonces:

siendo:

* b = banda horaria de pico, valle y resto.

* DEMESTB b,j = demanda prevista abastecer a Precio Estacional al Distribuidor "j" durante el trimestre en la banda horaria "b".

Para la Programación Estacional y Reprogramación Trimestral se definirá la condición en que se encuentra el fondo de acuerdo al monto disponible calculado como el monto acumulado en el Fondo de Estabilización al 1 de abril de tratarse de la Programación Estacional de Invierno, al 1 de octubre de cada año de ser la Programación Estacional de Verano, y al 1 de julio y al 1 de enero para la Reprogramación Trimestral de invierno y de verano respectivamente, más el monto con su correspondiente signo a asignar en el trimestre al precio de Distribuidores por el Apartamiento por Precio Local (APTOTPL).

Se definen las siguientes condiciones.

* El Fondo se encuentra en situación adecuada si el monto disponible no es inferior al Apartamiento Máximo ni lo supera en más de un DIEZ (10) %.

* El Fondo se encuentra en situación de probable sobrante si el monto supera al Apartamiento Máximo previsto dentro de una banda que oscila entre un DIEZ (10) % y un VEINTICINCO (25) %.

* El Fondo cuenta con recursos en exceso si el monto disponible supera al Apartamiento Máximo previsto en más de un VEINTICINCO (25) %.

* El Fondo se encuentra en situación de probable faltante si el monto calculado es inferior al Apartamiento Máximo Previsto pero mayor que el OCHENTA Y CINCO (85) % de dicho valor.

* El Fondo tiene falta de recursos si el monto disponible es inferior al OCHENTA Y CINCO (85) % pero mayor que el CUARENTA (40) % del Apartamiento Máximo Previsto.

* El Fondo no tiene recursos si el monto disponible es inferior al CUARENTA (40) % del Apartamiento Máximo Previsto.

2.4.6. PRECIO ESTACIONAL DE LA ENERGIA PARA DISTRIBUIDORES

El OED debe calcular el Precio de Referencia de la Energía en el Mercado (PREF) en cada banda horaria para cada trimestre del Período Estacional en base a los precios calculados para distintas probabilidades, de acuerdo a lo indicado en el punto 2.4.3.3., y al riesgo de falta de recursos que representa el estado del Fondo de Estabilización de acuerdo a lo indicado en el punto 2.4.5. Cuanto mayor sea la disponibilidad en el Fondo respecto del apartamiento máximo previsto, menor será el riesgo necesario cubrir de que el Precio Spot medio de la energía resulte mayor que el Precio Estacional de la Energía definido. Por el contrario, cuanto menor sea la disponibilidad en el Fondo, se debe disminuir el riesgo que el Precio Spot medio de la energía resulte en el trimestre mayor que el Precio Estacional establecido.

* Si el Fondo se encuentra en situación adecuada, el Precio Referencia para cada banda horaria será el precio que corresponde a probabilidad CINCUENTA (50) %.

* Si el Fondo se encuentra en situación de probable sobrante, el Precio de Referencia en cada banda horaria será el precio que resulta para probabilidad SETENTA (70) %.

* Si el Fondo cuenta con recursos en exceso, el Precio de Referencia para cada banda horaria será el correspondiente a probabilidad OCHENTA (80) %.

* Si el Fondo se encuentra en situación de probable faltante, el Precio de Referencia para cada banda horaria será el precio que resulta para probabilidad CUARENTA (40) %.

* Si el Fondo tiene faltante de recursos, el Precio de Referencia para cada banda horaria será el calculado para una probabilidad del VEINTICINCO (25) %.

* Si el Fondo no tiene recursos, el Precio de Referencia para cada banda horaria será el calculado para una probabilidad del DIEZ (10) %.

Al primer trimestre del Período Estacional para la Programación Estacional y al trimestre de la Reprogramación Trimestral, denominado trimestre "t", el OED debe asignar a cada Distribuidor un Sobreprecio por Precios Locales (SPPL) dividiendo el Apartamiento Trimestral por Precios Locales (APTRIPL) acumulado con su correspondiente signo por la energía prevista abastecer en el trimestre a precio estacional (DEMEST). En la Programación Estacional por no contarse aún con la información necesaria, será supuesto con apartamiento cero el segundo trimestre, y se le asignará el sobreprecio que corresponda en la Reprogramación Trimestral.

siendo:

* b = los períodos horarios de pico, valle y resto.

* DEMESTB _{b j} = demanda prevista abastecer en la banda horaria "b" a Precio Estacional al Distribuidor "j" durante el Período Trimestral "t".

El OED debe calcular el Precio Estacional (PEST) que corresponde a cada banda horaria "b" para cada Distribuidor "j" en cada trimestre "t" multiplicando el precio de referencia correspondiente por el factor de nodo estacional (FNE) resultante para el Distribuidor y adicionándole el sobrecosto por precios locales

2.4.7. CARGO POR ENERGIA ADICIONAL

2.4.7.1. CALCULO DE LAS DIFERENCIAS POR PERDIDAS

Para abastecer la demanda, la red eléctrica tiene un nivel de pérdidas y, como resultado, en todo momento la generación de energía y potencia requerida para abastecer a los agentes consumidores es superior a su demanda de energía y potencia.

Las pérdidas son atribuibles a los siguientes motivos.

* Pérdidas variables por energía activa transportada.

* Pérdidas variables de energía reactiva transportada.

* Pérdidas de energía no variables del Transporte (pérdidas en vacío de transformador y efecto corona).

Para un período "p", se denomina Diferencia por Energía (DIFE p , en MWh) al valor de pérdidas de energía medidas en dicho período debido a las pérdidas variables por energía reactiva transportada y las pérdidas no variables de Transporte que afectan las transacciones de energía. Al finalizar cada semana "s" el OED debe realizar el cierre entre generación y demanda de energía medidas. Al valor resultante como pérdidas totales de energía le debe restar las pérdidas variables de Transporte por energía que resultan del cálculo de los Factores de Nodo. El resultado de esta resta se considera la Diferencia por Energía de la semana.

La Diferencia por Energía de un mes "m" (DIFE m, en MWh) se calcula totalizando las diferencias correspondientes a las semanas del mes, asignando a aquellas semanas que no estén comprendidas totalmente dentro del mes la parte de su Diferencia por Energía proporcional a la energía abastecida en los días de la semana que pertenecen al mes dentro de la demanda total de energía abastecida en la semana.

Para cada semana "s", se denomina Monto Semanal de Diferencia por Energía (SEMDIFE s en $) al monto faltante que surge en las transacciones de energía debido a la Diferencia por Energía. Este monto se calcula:

* totalizando el monto que correspondería pagar por energía a los Generadores, valorizando la generación al precio de nodo de la energía, y al Transporte, como el monto asignado a la Cuenta de Apartamiento del Transporte en concepto de remuneración variable por energía eléctrica transportada (RVTE) y el monto asignado a la Cuenta de Restricciones a la Capacidad de Transporte en concepto de Recaudación Variable por Precio Local de Energía (RVPLE).

* y restando el monto que se recaudaría en concepto de energía si toda la demanda se comprara en el Mercado Spot, valorizando la demanda abastecida a su precio de nodo de la energía.

Para un mes "m", se denomina Monto Mensual de Diferencia por Energía ($DIFE ^m ) a la suma del Monto Semanal de Diferencia por Energía (SEMDIFE s ) de las semanas del mes, asignando a aquellas semanas que no estén comprendidas totalmente dentro del mes una parte del monto calculado proporcional a la energía abastecida en los días de la semana que pertenecen al mes dentro de la demanda total de energía abastecida en la semana.

Para un mes "m", se denomina Precio Spot Mensual de la Energía (PMMES ^m ) al promedio del precio Spot de la energía en el Mercado de los intervalos Spot del mes, ponderado por la demanda abastecida.

Para un mes "m", se denomina Porcentaje de Diferencia por Energía (%DIFE ^m ) a la proporción del Precio Spot Mensual de la Energía que representa el precio que resulta para las pérdidas medidas en la Diferencia por Energía. Dicho precio de las pérdidas se calcula dividiendo el Monto Mensual de Diferencia por Energía ($DIFE m ) por la Diferencia por Energía (DIFE ^m ).

2.4.7.2. PRECIO ESTACIONAL POR ENERGIA ADICIONAL

Junto con la Programación Estacional y Reprogramación Trimestral, el OED debe incluir un informe, con los datos históricos de la energía correspondiente a Diferencia por Energía (DIFE ^m ) registradas mensualmente, indicando valores medios, máximos y mínimos, tendencia observada y su análisis. En base a este informe, el OED debe proponer la Diferencia Trimestral Prevista por Energía (DIFE ^t ) a utilizar en la Programación.

Debe incluir también en dicho informe el Porcentaje de Diferencia por Energía (%DIFE ^m ) que resulta históricamente de los cálculos, indicando valores medios, máximos y mínimos, tendencia observada y su análisis. En base a ello, el OED debe proponer el Porcentaje Previsto por Energía (%DIFE t ) a utilizar en la Programación.

El OED debe informar el estado previsto al comienzo del período a programar de la Cuenta por Energía Adicional, que se define en el punto 2.4.7.4. Para el primer trimestre del período a programar ("t1"), el OED debe considerar como ajuste al Precio Estacional por Energía Adicional el saldo previsto en dicha cuenta al comienzo del período a programar (SALADIC), con signo invertido, dividido por la demanda total de energía prevista abastecer a Distribuidores (DEMDIST) en el trimestre.

Para el segundo trimestre ("t2") del Período Estacional, el OED debe considerar que el ajuste es cero.

El OED debe calcular para cada Período Trimestral "t", el Porcentaje Previsto de la Diferencia por Energía (%PERDE), como el producto del porcentaje que representa la Diferencia Trimestral Prevista por Energía (DIFE ^t ) dentro de la demanda prevista abastecer en el trimestre (DEMPREV), por el Porcentaje Previsto por Energía (%DIFE ^t ).


El OED debe calcular el Precio Estacional por Energía Adicional (PERDEST^t_b) que corresponde a cada banda horaria "b" en cada trimestre "t" del período a programar totalizando los siguientes valores.

a) El precio de la Diferencia por Energía, calculado como el producto del Porcentaje Previsto de la Diferencia por Energía (%PERDE ^t ) por el Precio de Referencia de la Energía en el Mercado (PREF) en dicha banda para el trimestre.

j) b) el ajuste calculado (AJUSA ^t ) dado el monto a recuperar en el trimestre del saldo de la Cuenta por Energía Adicional.


2.4.7.3. CALCULO DEL CARGO POR ENERGIA ADICIONAL

Los Distribuidores, Grandes Usuarios y Autogeneradores que compran del MEM comparten el pago de las diferencias que surgen debido a las pérdidas. Para ello, pagan mensualmente un Cargo por Energía Adicional de acuerdo a la energía consumida en el mes.

2.4.7.3.1. VALOR SEMANAL DE LA ENERGIA ADICIONAL

Al finalizar cada semana "s", el OED debe evaluar el saldo de las pérdidas en el Mercado calculando la Diferencia por Energía que resulta y el monto semanal correspondiente, de acuerdo a la metodología establecida en el punto 2.4.7.1.

Los montos calculados se deben repartir entre la demanda total del MEM abastecida en dicha semana. Para ello, el OED debe calcular el Valor Semanal de la Diferencia por Energía (VALSEME), dividiendo el Monto Semanal de Diferencia por Energía (SEMDIFE s ) por la integración de la demanda (PDEM) total abastecida en cada intervalo Spot de la semana.


siendo:

* h = intervalos Spot de la semana.

* j = agentes consumidores.

2.4.7.3.2. CARGO POR ENERGIA ADICIONAL PARA GRANDES USUARIOS Y AUTOGENERADORES

Al finalizar cada mes "m", el OED debe calcular el Cargo por Energía Adicional (CARADIC) de cada Autogenerador y Gran Usuario "j" en función a su demanda abastecida (PDEM), totalizando el cargo que resulta para cada semana incluida en el mes en función de los correspondientes Valor Semanal de la Diferencia por Energía.


siendo:

* s = semanas que incluyen días del mes "m".

* h(s) = intervalos Spot de la semana "s" que se encuentran en días del mes "m".

2.4.7.3.3. Cargo por energia adicional para distribuidores

Al finalizar cada mes "m" de un trimestre "t", el OED debe calcular el Cargo por Energía Adicional (CARADIC) correspondiente a cada Distribuidor "j" totalizando el cargo que resulta en cada banda horaria. El cargo para una banda horaria "b" se calcula multiplicando su demanda de energía abastecida en la banda horaria (DEMBAN) por el correspondiente Precio Estacional por Pérdidas para dicha banda.


2.4.7.4. Cuenta por energia adicional

La diferencia mensual que surge entre lo que deberían pagar los Distribuidores de acuerdo al Valor Semanal de la Diferencia por Energía de las semanas del mes y su energía consumida, y lo efectivamente recaudado de dichos agentes en concepto de Cargo por Energía Adicional, se acumula dentro del Fondo de Estabilización en una subcuenta denominada Cuenta por Energía Adicional.

Al finalizar cada mes, el OED debe asignar a esta cuenta lo recaudado de los agentes consumidores en concepto de Cargo por Energía Adicional, y le debe retirar el Monto Mensual de Diferencia por Energía para asignarlo al Fondo de Estabilización.

El OED, junto con la información de seguimiento de estado del Fondo de Estabilización, debe realizar el seguimiento de la Cuenta por Energía Adicional. El monto acumulado en esta cuenta es transferido al cálculo del Precio Estacional por Energía Adicional del siguiente Período Trimestral, como se indica en el punto 2.4.7.2.

Para la evaluación del estado del Fondo de Estabilización en lo que hace a definir la probabilidad a utilizar para definir el Precio de Referencia de la Energía en el Mercado, el OED no debe incluir el resultado de la Cuenta por Energía Adicional.

ANEXO XVIII. precio Estacional de la potencia

ANEXO XIX. demanda Máxima

Al realizar sus proyecciones de demanda de energía y pronosticar sus curvas de carga características, los Distribuidores y Grandes Usuarios del MEM deben determinar también su previsión de demanda de potencia máxima mensual en los nodos de conexión al MEM durante las horas en que se remunera la potencia del mes. Dichos valores deberán incluir la demanda prevista cubrir con contratos de importación. Por su parte, los Autogeneradores deben determinar su previsión de compra máxima de potencia al MEM durante las horas en que se remunera la potencia y los Generadores con contratos de exportación la demanda máxima asociada a la exportación durante las horas en que se remunera la potencia de cada mes.

Los Grandes Usuarios con procesos industriales de producción podrán declarar parte de su demanda como Potencia Interrumpible y también ofertarla como reserva de corto plazo para la operación del MEM.

2.5.1.1. potencia Declarada y potencia de importación.

Cada Distribuidor, Gran Usuario y Autogenerador debe informar al incorporarse al MEM su demanda máxima de potencia prevista durante las horas en que se remunera la potencia para cada uno de los primeros DOCE (12) meses a partir de su incorporación, entendiéndose que dichos valores corresponden a la potencia máxima prevista como demanda a tomar en los nodos de conexión al MEM durante dichas horas en que se remunera la potencia.

Junto con los datos para la Programación Estacional, los Distribuidores y Grandes Usuarios del MEM deben informar al OED su demanda de potencia máxima prevista durante las horas en que se remunera la potencia para cada mes del semestre a programar y para cada mes del semestre subsiguiente, incluyendo la prevista cubrir con contratos de importación. Por su parte, los Autogeneradores deben determinar su previsión de compra máxima durante las horas en que se remunera la potencia en el MEM para cada mes del Período Estacional e informarla al OED.

Asimismo, para tener en cuenta la demanda a retirar del MEM por contratos de importación, cada agente Consumidor debe informar para cada contrato de importación en que es la parte compradora la potencia prevista importar cada mes en el intervalo Spot en que prevé su máxima demanda durante las horas en que se remunera la potencia en el mes. El OED considerará como Potencia Máxima de Importación (MAXIMP) de cada contrato de importación la informada por el agente que es la parte compradora salvo verificar que, de existir curvas representativas informadas para el contrato, resulta en dichas curvas un valor de potencia mayor durante dicho período en cuyo caso tomará el valor que resulta de las curvas de cargas representativas del contrato de importación.

En lo referido a la demanda que se agrega por exportación, cada Generador debe informar las curvas de carga representativa previstas para cada contrato de exportación en que es la parte vendedora, de acuerdo a lo que establece el Anexo 30 de LOS PROCEDIMIENTOS. Debe haber establecido también su requerimiento de exportación con respaldo, de acuerdo a lo que establece el Anexo 38 de LOS PROCEDIMIENTOS.

Para la Reprogramación Trimestral los agentes deben informar los ajustes necesarios a la demanda de potencia máxima informada para la Programación Estacional así como los ajustes a las previsiones de contratos de importación y exportación.

De no suministrar algún agente la información indicada, el OED debe utilizar para los meses en que exista una información anterior del agente, dicho valor anterior previsto. Para los meses que no exista previsión anterior, si la información faltante es para un Distribuidor o Gran Usuario, debe considerar como potencia máxima durante las horas en que se remunera la que resulta para la demanda de energía prevista y las curvas de demanda típicas definidas para ese mes. Para un Autogenerador, de no suministrar información respecto a su compra prevista de energía y potencia, se supondrá CERO (0). De no suministrar información un contrato de importación o de exportación, el OED debe asignar los valores que resultan de las curvas de carga representativas o, de no suministrarse tampoco esta información, una demanda máxima igual a CERO (0).

La Potencia Declarada (PDECL) para cada Distribuidor, Gran Usuario y Autogenerador estará dada por la demanda máxima prevista durante las horas en que se remunera la potencia que informe el agente, de acuerdo a lo indicado precedentemente, salvo que dicho valor sea inferior a la potencia máxima que resulta durante las horas en que se remunera la potencia para la demanda de energía prevista y las curvas de demanda típicas definidas para ese mes, en cuyo caso estará dada por la potencia máxima resultante de las previsiones de energía y curvas típicas.

En caso que una demanda abastecida por un Distribuidor se convierta en un Gran Usuario del MEM, el Distribuidor debe informar al OED la potencia a descontar de su Potencia Declarada que corresponde a esta demanda que se retira. De manera análoga, si un Gran Usuario deja de pertenecer al MEM y pasa a comprar al Distribuidor, éste último debe informar al OED la potencia a adicionar a su Potencia Declarada para tener en cuenta su nueva demanda.

2.5.1.2. GRANDES USUARIOS INTERRUMPIBLES

El Gran Usuario del MEM que tome energía para abastecer un proceso de producción podrá ofertar una parte de su Potencia Declarada como disponible para ser retirada del MEM en caso de requerimiento de reserva y/o emergencias en la operación y/o déficit en la oferta y/o capacidad de transporte. En este caso se convierte en un Gran Usuario Interrumpible (GUI) y su interrumpibilidad en reserva para faltantes y/o condiciones extraordinarias en el MEM.

De acuerdo a los tiempos de respuesta comprometidos y de quedar habilitado para ello, parte o toda la potencia interrumpible será considerada reserva de corto plazo en la programación y operacióndel MEM. El Gran Usuario Interrumpible que compromete un tiempo de respuesta menor que el tiempo asociado a una reserva de corto plazo y que queda habilitado para ello, no le corresponde pagar el cargo por potencia asociada a dicha compra de reserva de corto plazo, de acuerdo a lo establecido en el Anexo 36 de LOS PROCEDIMIENTOS.

El procedimiento de habilitación de un GUI, compromisos asociados, asignación y penalidades ante incumplimientos se establecen en el Anexo 38 de LOS PROCEDIMIENTOS.

2.5.2. PRECIOS Y REMUNERACIÓN DE LA POTENCIA.

2.5.2.1. Objeto.

La remuneración de la potencia a Generadores dependerá de su aporte a los distintos servicios de reserva del MEM durante las horas en que se remunera la potencia. Dichos servicios tienen como objeto garantizar el cubrimiento de la demanda con generación económica así como contar con respaldo de reserva para condiciones extraordinarias que limiten el riesgo de no abastecer y con reservas de corto plazo para la operatividad del sistema y la calidad pretendida.

Cada demanda en el MEM, incluyendo la demanda por contratos de exportación, pagará cargos por potencia en función de su requerimiento de los distintos tipos de reserva y servicios asociados a la potencia.

2.5.2.2. PERIODO EN QUE SE REMUNERA LA POTENCIA.

2.5.2.2.1. CANTIDAD DE HORAS.

La cantidad de horas en que se remunera la potencia se establece en NOVENTA (90) horas para una semana típica de CINCO (5) días hábiles, un día semilaborable y un día feriado.

Junto con la Programación Estacional de Verano, el OED determinará los intervalos Spot en que se remunera la potencia en cada uno de los DOCE (12) meses del período Noviembre a Octubre, para una demanda típica semanal, con el objeto que las señales económicas para la generación y el consumo y los compromisos asociados a la reserva sean predictibles.

Con la Programación Estacional de Verano, el OED deberá indicar para cada mes del período Noviembre a Octubre los intervalos Spot de cada día típico en que se remunerará la potencia.

2.5.2.2.2. FORMA DE DEMANDA TIPICA.

El OED calculará la forma de la demanda típica semanal a utilizar para determinar los intervalos Spot en que remunerará la potencia en cada mes calculando una forma de demanda típica para cada día de la semana, o sea lunes, martes, miércoles, jueves, viernes, sábado o semilaborable y domingo o feriado.

Para cada mes y para cada agente Consumidor (por punto de entrega de corresponder, según sean los puntos de conexión y medición), el OED determinará la forma de demanda de cada día típico de dicho mes como la demanda promedio registrada para el correspondiente tipo de día, utilizando el último registro de mediciones que se cuente para dicho mes. Se entiende por día hábil a cada día del año que no sea sábado, domingo o feriado tanto obligatorio como optativo. Cada día que no corresponda a un día hábil, será calificado como semilaborable o feriado, según corresponda. Cada día laborable será calificado como lunes a viernes, según corresponda. De este modo, el OED determinará la forma de demanda a considerar como forma de demanda típica de día lunes, martes, miércoles, jueves, viernes, día semilaborable y día no laborable (feriado).

2.5.2.2.3. DETERMINACION DE LAS HORAS A REMUNERAR.

El OED realizará el siguiente procedimiento para determinar los intervalos Spot en que se remunerará la potencia en cada mes.

En primer lugar, el OED calculará la forma de la demanda típica semanal del MEM totalizando las formas de demanda típicas calculadas por agente Consumidor. Con esta forma de curva de demanda, determinarán las NOVENTA (90) horas de mayor demanda de la semana típica resultante. Los intervalos Spot comprendidos en dichas horas se ordenarán por demanda decreciente, en una lista ordenada de demandas máximas típicas.

Una vez ordenadas los intervalos Spot de mayor demanda típica, el OED deberá verificar si resultan sin remuneración de potencia intervalos Spot en que, para la calidad del servicio, es crítico el contar con incentivos a la reserva para la operación. Dichos intervalo Spot se determinarán como aquellos en que el incremento previsto de demanda respecto del intervalo Spot anterior es mayor que el QUINCE (15) % y que, por lo tanto, el aleatorio de velocidad de subida de carga puede afectar el abastecimiento si no se cuenta con suficiente reserva de corto plazo. En vista que la remuneración de la potencia se asociará a la reserva de potencia para garantía de suministro y calidad del servicio, dichos intervalos Spot deben ser incluidos con remuneración a la potencia. El OED asignará cada intervalo Spot en esta condición al período con remuneración de potencia.

Para mantener el período a remunerar la potencia en las NOVENTA (90) horas establecidas, el OED deberá retirar en reemplazo de los intervalos Spot agregados por requisitos de calidad asociados a la reserva, la misma cantidad de intervalos Spot incluidos inicialmente por ser los de mayor demanda. Para ello, de la lista ordenada de demandas máximas típicas eliminará la cantidad de intervalos Spot requeridos comenzando por la última demanda de la lista (la menor demanda típica) y continuando por orden de demanda creciente, excluyendo los intervalos Spot en que el contar con incentivos a reserva para la operación es crítico de acuerdo al criterio definido en el párrafo anterior.

Como resultado el OED obtendrá los intervalos Spot de cada día típico en que se remunerará la potencia en cada mes. Dicho período se denominará horas en que se remunera la potencia.

2.5.2.3. PRECIO MAXIMO DE LA POTENCIA.

El Precio de la Potencia en el Mercado ($PPAD) se calcula como la suma de dos valores:

* Un Precio Base ($BASE) definido en CINCO (5) u$s/MW por hora en que se remunera la potencia (hrp).

* Un Precio por Confiabilidad ($CONF), con un valor mínimo de CINCO (5) u$s/MW por hora en que se remunera la potencia (hrp), que determina la SECRETARIA DE ENERGIA.

A partir del primero de mayo de 1994 el Precio por Confiabilidad se define en CINCO (5) u$s/MW por hora en que se remunera la potencia y el Precio de la Potencia en el Mercado resulta DIEZ (10) u$s/MW por hora en que se remunera la potencia.

A cada nodo del sistema de Transporte en Alta Tensión le corresponde un Precio Máximo de la Potencia en el Nodo, transfiriendo el Precio de la Potencia en el Mercado al nodo multiplicándolo por el Factor de Adaptación de dicho nodo.

2.5.2.4. REMUNERACION POR POTENCIA.

La remuneración por potencia que reciba cada Generador estará dada por la asignación de los siguientes servicios de reserva y el cumplimiento de los compromisos asociados, de acuerdo a lo indicado en el Anexo 39 de LOS PROCEDIMIENTOS.

* Servicio de reserva de mediano plazo.

* Servicio de reserva de corto plazo, excluyendo reserva fría.

* Servicio de reserva fría.

* Servicio de reserva contingente.

* Adicional por reserva rotante.

* Remuneración por sobrantes de potencia.

En la operación real, ante incumplimiento en un compromiso de reserva de una máquina, otra máquina podrá resultar aportando potencia en su reemplazo y con una remuneración en compensación, de acuerdo a lo que establecen los Anexos correspondientes a los distintos tipos de reserva y el Anexo 39 de LOS PROCEDIMIENTOS.

Para el cálculo de la remuneración asociada a un servicio de reserva, se considerará como remuneración de potencia de una máquina la reserva asignada durante las horas en que se remunera la potencia valorizada al precio de la reserva en el Nodo, o sea el precio de la reserva en el Mercado transferido al nodo a través del Factor de Adaptación.

Para cada contrato de reserva fría, el OED deberá asignar las remuneraciones que resulten por reserva a la potencia contratada al agente que es la parte compradora como:

* si el comprador es un agente Consumidor: un crédito al Cargo por Potencia Despachada para la reserva de mediano plazo y al Cargo por Reserva para las restantes reservas;

* si el comprador es un agente Productor: una remuneración en el correspondiente servicio de reserva.

2.5.2.5. CARGOS POR POTENCIA.

En el MEM existen los siguiente cargos por potencia:

* Cargo por Potencia Despachada.

* Cargo por Reserva de Potencia.

* Cargo por Servicios Asociados a la Potencia.

* Cargo por Compensaciones, a pagar por Generadores ante incumplimientos en los servicios de reserva de mediano plazo y reserva contingente asignados, y que se describe en el Anexo 39 de LOS PROCEDIMIENTOS.

A la demanda, ya sea de un Distribuidor, Gran Usuario o Autogenerador del MEM o bombeo realizado por una central de bombeo o un Contrato de Abastecimiento, incluyendo contratos de exportación, le corresponderá un Cargo por Potencia Despachada, en función de su demanda durante las horas en que se remunera la potencia, de acuerdo a lo que se establece en este capítulo.

Asimismo a la demanda de reserva, ya sea de un Distribuidor, Gran Usuario o Autogenerador del MEM o contrato de exportación o importación que requiere respaldo del MEM, le corresponderá un Cargo por Reserva de Potencia, en función de su requerimiento máximo mensual y su aporte a las reservas de corto plazo de tratarse de un Gran Usuario Interrumpible, de acuerdo a lo que se establece en este capítulo.

Por último a cada agente Consumidor del MEM le corresponderá un Cargo por Servicios Asociados a la Potencia, en función de su Potencia Declarada y requerimiento máximo mensual, de acuerdo a lo que se establece en este capítulo.

Cada Generador pagará dentro de su Cargo por Potencia Despachada la suma de los cargos correspondientes a la demanda de los Contratos de Abastecimiento en que es la parte vendedora, más la demanda correspondiente a su compra Spot para contratos de exportación. De no vender por Contratos de Abastecimiento ni comprar Spot para cubrir contratos de exportación su Cargo por Potencia Despachada resultará CERO (0).

Cada Generador pagará un Cargo por Reserva de Potencia y/o Cargo por Servicios Asociados a la Potencia que refleja el cargo correspondiente a la demanda de los Contratos de Abastecimiento en que asume el compromiso de cubrir estos cargos y en que el Generador es la parte vendedora, de acuerdo a lo que establece el Capítulo 4 de LOS PROCEDIMIENTOS. De no vender por Contratos de Abastecimiento que incluyen este tipo de compromisos, los correspondientes Cargos resultarán CERO (0).

2.5.2.6. DETERMINACION DE LOS SERVICIOS DE RESERVA DE MEDIANO PLAZO Y RESERVA CONTINGENTE.

Junto con la Programación Estacional de Verano, el OED debe calcular la asignación de servicio de reserva de mediano plazo, de acuerdo a lo que establece el Anexo 37 de LOS PROCEDIMIENTOS, y el servicio de reserva contingente, de acuerdo a lo que establece el Anexo 21 de LOS PROCEDIMIENTOS, para los siguientes doce meses en el MEM.

Junto con la Programación Estacional de Invierno y cada Reprogramación Trimestral, el OED debe recalcular la asignación de servicio de reserva de mediano plazo, de acuerdo a lo que establece el Anexo 37 de LOS PROCEDIMIENTOS, y el servicio de reserva contingente, de acuerdo a lo que establece el Anexo 21 de LOS PROCEDIMIENTOS, para los meses restantes hasta finalizar el siguiente mes de Octubre.

2.5.2.7. DETERMINACION DE LOS SERVICIOS DE RESERVA DE CORTO PLAZO.

Los tipos de reserva de corto plazo requeridos para la operación del sistema se establecen en el Anexo 36 de LOS PROCEDIMIENTOS y son:

* reserva instantánea;

* reserva regulante;

* reserva operativa (de CINCO (5) minutos);

* reserva de DIEZ (10) minutos;

* reserva fría.

Antes del 10 de febrero y 10 de agosto, el OED debe elevar a la SECRETARIA DE ENERGIA un informe proponiendo el nivel de reserva operativa para el siguiente Período Estacional, con la correspondiente justificación. Dentro de los siguientes CINCO (5) días hábiles la SECRETARIA DE ENERGIA definirá al OED el nivel de reserva operativa a utilizar. De no responder dentro de este plazo, el OED debe considerar que ha sido aceptada su propuesta.

Antes del 20 de febrero y 20 de agosto de cada año, el OED enviará un informe a los Generadores del MEM indicando su propuesta para cada tipo de reserva de corto plazo, incluyendo Reserva Fría y Reserva Operativa, para el siguiente Período Estacional. El informe incluirá la correspondiente justificación basada en el requerimiento de garantizar la operatividad y calidad de servicio en el MEM. Deberá indicar también la reserva de corto plazo disponible en los Grandes Usuarios declarados como interrumpibles y el dimensionamiento programado de las reservas de corto plazo. Los Generadores podrán enviar sus observaciones dentro de los siguientes CINCO (5) días.

Antes del 1 de marzo y 1 de setiembre el OED presentará a los Distribuidores y Grandes Usuarios del MEM la propuesta para dimensionar las reservas de corto plazo en el Período Estacional y las observaciones de los Generadores. Los Distribuidores y Grandes Usuarios contarán con CINCO (5) días corridos para proponer con fundamento un apartamiento respecto del valor propuesto para la reserva fría. De no llegarse a un acuerdo en ese plazo, se adoptará la propuesta del OED.

En el despacho y la operación real durante el Período Estacional, el Precio en el Mercado de cada reserva de corto plazo se calculará de acuerdo a lo establecido en el Anexo 36 de LOS PROCEDIMIENTOS, con un tope dado por el Precio de la Potencia en el Mercado.

2.5.3. CARGOS Y PRECIOS DE LA POTENCIA PARA LA DEMANDA.

El precio de cada cargo por potencia se determina mensualmente, salvo para Distribuidores en que el precio de dichos cargos se estabilizan para cada Período Trimestral.

En la Programación Estacional y Reprogramación Trimestral, el OED debe calcular para cada Período Trimestral el Precio Estacional para Distribuidores de los distintos cargos por potencia.

2.5.3.1. COMPRA DE POTENCIA DEMANDADA

2.5.3.1.1. COMPRA DE POTENCIA

El Cargo por Potencia Despachada refleja el requerimiento del servicio de reserva de mediano plazo de una demanda. La potencia asociada al Cargo de Potencia Despachada está dado por la demanda durante las horas en que se remunera la potencia.

Cada agente Distribuidor, Gran Usuario o Autogenerador que compra en el MEM tiene asociado un Cargo por Potencia Despachada mensual que refleja su demanda registrada durante las horas en que se remunera la potencia.

Cada central de bombeo que realiza ciclos de bombeo tiene asociado un Cargo por Potencia Despachada mensual que refleja su bombeo registrado durante las horas en que se remunera la potencia.

Cada Contrato de Abastecimiento tiene asociado un Cargo por Potencia Despachada mensual que refleja la demanda comprometida en la curva de carga representativa del contrato durante las horas en que se remunera la potencia. Dicho Cargo se asignará como un débito a la parte vendedora y un crédito a la parte compradora.

Cada contrato de exportación tiene asociado un Cargo por Potencia Despachada mensual que refleja la compra Spot realizada durante las horas en que se remunera la potencia para cubrir el contrato. Dicho Cargo se asignará como un débito a la parte vendedora.

Cada contrato de importación tiene asociado un Cargo por Potencia Despachada mensual que refleja la compra Spot realizada por la parte compradora durante las horas en que se remunera la potencia que estaba previsto cubrir con el contrato. Dicho Cargo se asignará como un débito a la parte compradora.

2.5.3.1.2. REQUERIMIENTO MAXIMO DE POTENCIA

Para cada mes, la demanda máxima mensual prevista de cada agente Distribuidor, Gran Usuario o Autogenerador está dado por su Potencia Declarada menos la potencia a cubrir con contratos de importación en que dicho agente es la parte compradora y que no requieren respaldo del MEM.

Al finalizar el mes el OED debe calcular para cada agente Distribuidor, Gran Usuario y Autogenerador la curva de Demanda con Requerimiento de Reserva de cada intervalo de medición comercial (que resulta del SMEC) como:

* la suma de la demanda registrada por el SMEC en sus puntos de conexión al MEM;

* menos la suma de la entrega para dicho intervalo de medición comercial de cada uno de los contratos de importación sin respaldo en que es la parte compradora.

Al finalizar el mes el OED debe calcular para cada agente Consumidor el Requerimiento Máximo de Potencia en el mes (REQMAX) como la Potencia Declarada para el mes, salvo que el máximo de su Demanda con Requerimiento de Reserva durante las horas en que se remunera la potencia en del mes haya superado dicho valor, en cuyo caso será dicho máximo (compra Spot más compra por Contratos de Abastecimiento y contratos de importación, excluyendo contratos de importación sin respaldo).

Se considera que cada contrato de exportación tiene un Requerimiento Máximo de Potencia mensual igual al respaldo de potencia que requiere del MEM. Si no requiere respaldo, el correspondiente requerimiento será cero.

2.5.3.2. PRECIO DE LA POTENCIA DESPACHADA

Para cada Período Trimestral, el OED debe definir un Precio Estacional por Potencia Despachada para Distribuidores en función de la reserva de mediano plazo asignada, la demanda prevista durante las horas en que se remunera la potencia, el Precio de la Potencia en el Mercado y el estado de la Cuenta de Apartamiento de la Potencia Despachada. Este precio se asignará exclusivamente a la compra realizada por un Distribuidor.

A su vez, cada mes el OED debe definir un Precio Mensual por Potencia Despachada en función de la reserva de mediano plazo asignada para dicho mes, el Precio de la Potencia en el Mercado y lademanda registrada durante las horas en que se remunera la potencia. Este precio se aplicará a los agentes que no son Distribuidores.

2.5.3.2.1. PRECIO ESTACIONAL POR POTENCIA DESPACHADA.

En la Programación Estacional, el OED debe calcular la Reserva de Mediano Plazo Trimestral (RESMPTRI) totalizando para cada trimestre del período la reserva de mediano plazo asignada a las semanas del trimestre.

Por otra parte debe estimar el monto previsto al comienzo del período a programar acumulado en la Cuenta de Apartamiento de la Potencia Despachada (CUENDESP), resultado de la metodología indicada en el punto 2.5.3.2.4. Para el primer trimestre (t1) del período a programar se debe tomar como ajuste necesario al precio el monto previsto en la cuenta con signo contrario.

En la Programación Estacional, para el cálculo del precio del segundo trimestre, debe considerar que el ajuste es CERO (0).

Se denomina Demanda Cubierta por el MEM (DEMMEM) de un agente Consumidor a la demanda en el o los nodos de conexión al del MEM menos la demanda comprada de contratos de importación. Se denomina Compra de Potencia Despachada (COMPDESP) de un Distribuidor, Autogenerador o Gran Usuario a la suma de su Demanda Cubierta por el MEM durante las horas "h" en que se remunera la potencia.


El Precio Base de la Potencia Despachada (PHRBAS) refleja el precio base horario asociado a la reserva de mediano plazo. Para cada Período Trimestral "t", el OED debe definir dicho precio valorizando la Reserva de Mediano Plazo Trimestral (RESMPTRI) al Precio Base de la Potencia ($BASE), y dividiéndolo por la Demanda Cubierta por el MEM (DEMMEM) total prevista durante las horas en que se remunera la potencia en el Período Trimestral.


siendo:

* hrp = horas en que se remunera la potencia.

* h = horas en que se remunera la potencia en el Período Trimestral "t".

* j = Agentes Consumidores.

* DEMMEM h j = promedio para los intervalos Spot comprendidos en la hora "h" de la demanda prevista menos la curva de carga prevista de los contratos de importación en que el agente Consumidor "j" es la parte compradora.

Este precio se expresará también como un valor por MW medio mes demandado en las hora en que se remunera la potencia. Para ello, el OED debe multiplicar el Precio Base de la Potencia Despachada (PHRBAS) por el número de horas en que se remunera la potencia promedio mes en el trimestre.


Siendo:

* m = meses del Período Trimestral "t".

* NHRPm = total de horas en que se remunera la potencia en el mes "m".

El Precio por Confiabilidad (PHRCONF) refleja el precio horario por confiabilidad asociado a la reserva de mediano plazo. Para cada Período Trimestral "t", el OED debe definir dicho precio con la siguientes metodología:

* Valorizar la Reserva de Mediano Plazo Trimestral (RESMPTRI) al Precio por Confiabilidad de la Potencia ($CONF), y dividirlo por la Demanda Cubierta por el MEM (DEMMEM) total prevista durante las horas en que se remunera la potencia en el Período Trimestral.

* Sumar el ajuste previsto por Cuenta de Apartamiento de la Potencia Despachada (AJUSD) y dividirlo por Demanda Cubierta por el MEM (DEMMEM) de Distribuidores durante las horas en que se remunera la potencia en el Período Trimestral.


siendo:

* hrp = horas en que se remunera la potencia.

* h = hora en que se remunera la potencia en el Período Trimestral "t".

* j = Agentes Consumidores.

* jj = Agentes Distribuidores

* DEMMEM ^h _j = promedio para los intervalos Spot comprendidos en la hora "h" de la demanda prevista menos la curva de carga prevista de los contratos de importación en que el agente "j" es la parte compradora.

Este precio se expresará también como un valor por MW medio mes demandado durante las horas en que se remunera la potencia. Para ello, el OED debe multiplicar el Precio por Confiabilidad (PHRCONF) por el número de horas en que se remunera la potencia promedio mes en el trimestre.

Siendo:

* m = meses del Período Trimestral "t".

* NHRPm = cantidad de horas en que se remunera la potencia en el mes "m".

2.5.3.2.2. PRECIO MENSUAL POR POTENCIA DESPACHADA.

Al finalizar cada mes "m", el OED debe calcular la remuneración por reserva de mediano plazo ($MESRESMP) totalizando la reserva de mediano plazo asignada al mes durante las horas en que se remunera la potencia y valorizándola al Precio de la Potencia en el Mercado.

A cada central que haya realizado ciclos de bombeo se le asignará una curva de demanda igual al bombeo realizado en el mes.

Para cada Generador que vende con contratos de exportación el OED le asignará una curva de demanda dada por la compra Spot para dichos contratos. Para cada intervalo Spot estará dada por el mínimo entre la potencia total requerida por sus contratos de exportación y su compra Spot.

Para cada agente Consumidor que compra por contratos de importación el OED le asignará una curva de demanda asociada a la compra Spot para dichos contratos. Para cada intervalo Spot estará dada por la curva de carga prevista comprar de los contratos de importación, de acuerdo a lo informado por el agente que es la parte compradora, y que en la operación real resultó en cambio cubierta con compras en el Mercado Spot.

Al finalizar cada mes "m" del trimestre "t", el OED debe calcular la compra de potencia asociada a la reserva de mediano plazo realizada por cada Distribuidor, Autogenerador y Gran Usuario "j" totalizando su Demanda Cubierta por el MEM (DEMMEM) durante las horas en que se remunera la potencia. Dicha demanda se calcula para cada intervalo Spot descontando de la demanda registrada en los nodos de conexión al MEM la entrega prevista de los contratos de importación en que es la parte compradora, de acuerdo a lo informado en la Programación Estacional o Reprogramación Trimestral.


donde:

* h = horas en que se remunera la potencia en el mes "m".

* PDEMMEM h j = promedio de los intervalos Spot comprendidos en la hora "h" del Distribuidor, Autogenerador o Gran Usuario "j" de la Demanda Cubierta por el MEM.

Asimismo, el OED debe calcular la compra de potencia realizada por las centrales de bombeo "b", los Generadores "k" para sus contratos de exportación y los agente Consumidores "j" para sus contratos de importación totalizando curva de demanda asignada durante las horas en que se remunera la potencia. Esta compra se valorizará al precio de la Potencia en el nodo de la central de bombeo o del nodo frontera del contrato de importación o exportación según corresponda.


donde:

* h = horas en que se remunera la potencia en el mes "m".

* l = central de bombeo "b" o Generador con contratos de exportación "k" o agente Consumidor con contratos de importación "j".

* CURDEM ^h _j = promedio de los intervalos Spot comprendidos en la hora "h" de la curva de demanda asignada.

El OED debe calcular el Precio Mensual de la Potencia Despachada (PMESDESP) de un mes "m" dividiendo la valorización de la reserva de mediano plazo en el Mercado ($MESRESMP) por la compra de potencia asociada a la reserva de mediano plazo de los agentes consumidores "j".


Al finalizar cada mes "m" del trimestre "t", el OED debe calcular la compra de potencia asociada a la reserva de mediano plazo de cada Contrato de Abastecimiento "kj" como el promedio de la curva de carga representativa real de dicho contrato durante las horas en que se remunera la potencia.


donde:

* h = horas en que se remunera la potencia en el mes "m".

* PCONT ^h _kj = promedio de la curva de carga representativa en los intervalos Spot comprendidos en la hora "h" para el contrato de Contratos de Abastecimiento entre el agente "k" y el Distribuidor, Autogenerador o Gran Usuario "j".

2.5.3.2.3. CARGO MENSUAL POR POTENCIA DESPACHADA.

Para cada mes "m", el Distribuidor, Autogenerador y Gran Usuario "j" debe pagar un Cargo por Potencia Despachada (CARGOPDESP) que el OED debe calcular como:

* el producto de la compra de potencia del mes asociada a su Demanda Cubierta por el MEM (DEMMEM) durante las horas en que se remunera la potencia (COMPOT) por la suma del Precio Base por Potencia Despachada más el Precio por Confiabilidad del correspondiente trimestre "t" si es un Distribuidor o por el Precio de la Potencia Despachada del mes si es un Gran Usuario o un Autogenerador, transferido a su nodo a través del Factor de Adaptación;

* más la compra de potencia (COMPOT) asociada a la curva de demanda asignada a sus contratos de importación, valorizada al Precio de la Potencia en el Mercado ($PPAD) transferido a su nodo a través del Factor de Adaptación

* menos los Cargos por Potencia Despachada de los Contratos de Abastecimiento en que es la parte compradora (CARGOPDESPkj);

* menos la remuneración por reserva de mediano plazo que corresponde a la potencia comprometida en Contratos de Reserva Fría en que es la parte compradora (REMRESMPq).

Para un Distribuidor "j":
CARGOPDESP ^m _j($) = COMPOT ^m _j * (PHRCONF ^t +PHRBAS ^t ) * FA_j
+ COMPOT_ji * $PPAD * FA_j
-å_k (CARGOPDESP ^m _kj) -å_q REMRESMP ^m _q

Para un Gran Usuario o Autogenerador "j":
CARGOPDESP ^m _j($) = COMPOT ^m _j * (PMESDESP ^m ) * FA_j
+ COMPOT_ji * $PPAD * FA_j
-å_k (CARGOPDESP ^m _kj) -å_q REMRESMP ^m _q

Siendo:

* CARGOPDESP ^m _kj: Cargo por Potencia Despachada que resulta para el Contrato de Abastecimiento con el Generador "k" en que el agente "j" es la parte compradora.

* COMPOT_ji: Compra de potencia asignada a los contratos de importación del agente "j" que es la parte compradora.

* q: máquinas que el agente "j" contrata como reserva fría.

* REMRESMP ^m _q: Remuneración por reserva de mediano plazo que corresponde a la potencia contratada en la máquina "q" como reserva fría. De resultar que dicha máquina no tiene reserva de mediano plazo asignada, la remuneración resultará CERO (0).

Para cada mes "m", cada central de bombeo "b" debe pagar un Cargo por Potencia Despachada (CARGOPDESP) que el OED debe calcular como:

* el producto de la compra de potencia del mes asociada a la curva de demanda asignada (COMPOT) por el Precio de la Potencia en el Mercado ($PPAD) transferido a su nodo a través del Factor de Adaptación;

* más los Cargos por Potencia Despachada de los Contratos de Abastecimiento en que es la parte vendedora (CARGOPDESP jk,j).

Para una central de bombeo "b":

Siendo:

* CARGOPDESP ^m _b,j: Cargo por Potencia despachada que resulta para el Contrato de Abastecimiento en que la central de bombeo "b" vende y el agente "j" es la parte compradora.

Para cada mes "m", el Generador o Comercializador "k" debe pagar un Cargo por Potencia Despachada (CARGOPDESP) que el OED debe calcular como la suma de:

* los Cargos por Potencia Despachada de los Contratos de Abastecimiento en que es la parte vendedora (CARGOPDESPkj);

* el producto de la compra de potencia del mes asociada a la curva de demanda asignada al contrato de exportación (COMPOT) por el Precio de la Potencia en el Mercado ($PPAD) transferido al nodo frontera a través del Factor de Adaptación.

Siendo:

* CARGOPDESP ^m _kj: Cargo por Potencia Despachada que resulta para el Contrato de Abastecimiento con el Generador "k" en que el agente "j" es la parte compradora.

* COMPOT ^m _kx: Compra de potencia asociada a los contratos de exportación del Generador "k".

2.5.3.2.4. CUENTA DE APARTAMIENTO DE LA POTENCIA DESPACHADA.

La diferencia mensual que surge entre lo que deberían pagar los Distribuidores de acuerdo al Precio Mensual por Potencia Despachada y lo efectivamente recaudado de dichos agentes en concepto de Cargo Mensual por Potencia Despachada, se acumula dentro del Fondo de Apartamiento de la Potencia discriminado en una subcuenta denominada Cuenta de Apartamiento de la Potencia Despachada (CUENDESP).

Al finalizar cada mes, el OED debe calcular el monto que corresponde dentro del Fondo de Apartamiento de la Potencia a esta subcuenta de acuerdo a la siguiente metodología:

* Totalizar los Cargos por Potencia Despachada de los agentes, excluyendo los correspondientes a bombeo y contratos de importación y exportación.

* Descontar el monto a abonar a los Generadores en concepto de remuneración por reserva de mediano plazo ($MESRESMP).

Al finalizar cada Período Trimestral, el monto calculado para dicha cuenta se transferirá al cálculo del Precio Estacional por Potencia Despachada del siguiente Período Trimestral, de acuerdo a lo que establece el punto 2.5.3.2.1 de LOS PROCEDIMIENTOS. El OED, junto con la información de seguimiento de estado del Fondo de Apartamiento de la Potencia, debe suministrar el seguimiento de la Cuenta de Apartamiento de la Potencia Despachada.

2.5.3.3. PRECIO DE LA RESERVA DE POTENCIA.

Cada mes los Distribuidores, Autogeneradores, contratos de exportación que venden con respaldo y Grandes Usuarios pagan un cargo por reserva contingente y reservas de corto plazo, excluyendo reserva regulante y reserva operativa, que debe calcular el OED multiplicando el Precio de la Reservaque corresponde al agente consumidor, por el requerimiento de reserva de dicho agente. Este requerimiento es calculado con el Requerimiento Máximo de Potencia en el mes (REQMAX) definido en el punto 2.5.3.1., salvo en el caso de Grandes Usuarios Interrumpibles en que dependerá del tipo de reserva al que están habilitados.

Para cada Período Trimestral, el OED debe definir un Precio Estacional por Reserva de Potencia para Distribuidores en función de la reserva contingente y reservas de corto plazo, excluyendo reserva regulante y reserva operativa, prevista para el período, el Precio de la Potencia en el Mercado y el estado de la Cuenta de Apartamiento de la Reserva.

Del mismo modo, cada mes debe definir un Precio Mensual por Reserva en función de la reserva contingente y reservas de corto plazo, excluyendo reserva regulante y reserva operativa, de dicho mes, el Precio de la Potencia en el Mercado y los precios que resulten para las reservas de corto plazo en máquinas paradas. Dicho precio mensual se utilizará para los agentes que no son Distribuidores.

2.5.3.3.1. PRECIO ESTACIONAL POR RESERVA DE POTENCIA.

En la Programación Estacional, el OED debe calcular para cada trimestre del período la remuneración total prevista para cada servicio de reserva de corto plazo, excluyendo reserva regulante y reserva operativa, y para la reserva contingente.

* Remuneración trimestral de reserva de DIEZ (10) minutos (REMRES10): Se calcula multiplicando el requerimiento de reserva de DIEZ (10) minutos previsto, de acuerdo a los criterios definidos para la Programación Estacional, por el Precio de la Potencia en el Mercado y por la cantidad de horas en que se remunera la potencia en el trimestre.

* Remuneración trimestral de reserva contingente para demanda interna (REMCONT): El OED calculará la reserva contingente para demanda interna de cada semana del trimestre descontando de la reserva contingente asignada la potencia requerida comprar con respaldo por contratos de exportación. El OED integrará para las semanas del trimestre la reserva contingente semanal para demanda interna multiplicada por la cantidad de horas en que se remunera la potencia en la semana, y por el Precio de la Reserva Contingente en el Mercado para dicha semana, y obtendrá la Remuneración trimestral de reserva contingente para demanda interna (REMCONT).

* Remuneración trimestral de reserva fría (REMRF): Se calcula multiplicando el requerimiento de reserva fría previsto, de acuerdo a los criterios definidos para la Programación Estacional, por el Precio de la Potencia en el Mercado y por la cantidad de horas en que se remunera la potencia en días hábiles del trimestre.

* Remuneración trimestral de reserva rotante (REMROT): Está dado por el adicional por reserva rotante previsto. Para ello se calculará la diferencia entre la integración de la reserva rotante asignada en el Predespacho Anual de Media y la suma del requerimiento de reserva regulante, reserva operativa y reserva de DIEZ (10) minutos prevista, de acuerdo a los criterios definidos para la Programación Estacional. De ser esta diferencia negativa, el adicional por reserva rotante previsto será CERO (0). De ser positiva, el adicional por reserva rotante previsto se obtendrá como dicha diferencia multiplicada por el Precio de la Potencia en el Mercado y por la cantidad de horas en que se remunera la potencia en el trimestre. Este monto será considerado, al efecto de los cargos por potencia, junto con la remuneración de la reserva de DIEZ (10) minutos.

Por otra parte, el OED debe estimar el monto previsto al comienzo del período a programar acumulado en la Cuenta de Apartamiento de la Reserva (CUENRES), resultado de la metodología indicada en el punto 2.5.3.3.4. Para el primer trimestre (t1) del período a programar se debe tomar como ajuste necesario al precio estacional por reserva de potencia el monto previsto en la cuenta con signo contrario.

En la Programación Estacional, para el cálculo del precio estacional del segundo trimestre, debe considerar que el ajuste es cero.

Para cada Período Trimestral, la demanda máxima prevista (DEMMAX) durante las horas en que se remunera la potencia para un Distribuidor, Autogenerador o Gran Usuario "j" está dada por la suma de sus Potencias Declaradas para el trimestre menos la demanda prevista cubrir con contratos de importación sin respaldo calculado como la suma de la Potencia Máxima de Importación (MAXIMP) de cada uno de estos contratos.

Donde:

* m: los meses del trimestre "t"

* MAXIMPij m .: Potencia Máxima de Importación del contrato de importación "i" sin respaldo del MEM, en que el agente Consumidor "j" es la parte compradora.

Para un Generador "k" que vende por contratos de exportación con respaldo del MEM, su demanda máxima (DEMMAX) durante las horas en que se remunera la potencia está dada por la potencia que requiere respaldo (PRESP) en sus contratos de exportación.

Donde:

* m: los meses del trimestre "t"

* PRESPkx m .: Potencia a exportar con respaldo del MEM en el mes "m" por el contrato de exportación "x" del Generador "k".

Para un Distribuidor, Autogenerador, Generador con contratos de exportación con respaldo y Gran Usuario que no esté habilitado como Gran Usuario Interrumpible, su compra de reserva (COMPRES) prevista en la Programación Estacional está dada por su demanda máxima prevista.

Para un Gran Usuario Interrumpible, su compra de reserva dependerá del servicio de reserva de corto plazo al que está habilitado, de acuerdo a lo que establece el Anexo 38 de LOS PROCEDIMIENTOS.

* Su compra de reserva contingente será CERO (0).

* Su compra de reserva fría (COMPRF) será su demanda máxima prevista, salvo que esté habilitado a prestar el servicio de reserva de DIEZ (10) o VEINTE (20) minutos, en que será CERO (0).

* Su compra de reserva de DIEZ (10) minutos (COMPRES10) será su demanda máxima prevista, salvo que esté habilitado a prestar el servicio de reserva de DIEZ (10) minutos, en que será CERO (0).

En la Programación Estacional, el OED debe calcular el Precio Estacional por Reserva de Potencia (PESTRES) para cada Período Trimestral de acuerdo al siguiente procedimiento:

El OED calculará el precio de la reserva de DIEZ (10) minutos y el adicional por reserva rotante sumando la remuneración trimestral correspondiente a reserva de DIEZ (10) minutos (REMRES10) y reserva rotante adicional (REMROT), y dividiéndolo por el total de la compra de reserva prevista para el servicio de reserva de DIEZ (10) minutos para todos los agentes.


siendo:

* j = agente Distribuidor, Gran Usuario no Interrumpible, Autogenerador o Generador con contratos de exportación con respaldo del MEM.

* g = Gran Usuario Interrumpible.

El OED calculará el precio de la reserva fría dividiendo la remuneración trimestral correspondiente (REMRF) por el total de la compra de reserva prevista para este servicio para todos los agentes "j".


siendo:

* j = agente Distribuidor, Gran Usuario no Interrumpible, Autogenerador o Generador con contratos de exportación con respaldo del MEM.

* g = Gran Usuario Interrumpible.

El OED calculará el precio de la reserva contingente para demanda interna dividiendo la remuneración trimestral por reserva contingente para demanda interna (REMCONT) por el total de la compra de reserva prevista para este servicio para todos los agentes "j" que no son Grandes Usuarios Interrumpibles o Generadores con contratos de exportación que venden con respaldo.


siendo:

* j = agente Distribuidor, Gran Usuario no Interrumpible o Autogenerador del MEM.

El OED calculará el precio estacional de la reserva totalizando el precio de cada reserva (de DIEZ (10) minutos incluyendo adicional de reserva rotante, fría y contingente) y sumándole el ajuste necesario (AJUSR) dividido por la compra de reserva prevista de los Distribuidores.

siendo:

* jj = agente Distribuidor.

2.5.3.3.2. PRECIO MENSUAL POR RESERVA DE POTENCIA.

Al finalizar cada mes, el OED debe calcular la remuneración para la reserva contingente y para cada servicio de reserva de corto plazo, excluyendo reserva regulante y reserva operativa.

* Remuneración mensual de reserva de DIEZ (10) minutos (MESRES10): El OED calculará el costo de la reserva de DIEZ (10) minutos rotando, integrando dicha reserva asignada durante las horas en que se remunera la potencia en el mes y valorizándola con el Precio de la Potencia en el Mercado. Luego, calculará el costo de la reserva de DIEZ (10) minutos en máquinas paradas integrando dicha reserva asignada durante las horas en que se remunera la potencia en el mes y valorizándola al correspondiente Precio en el Mercado de la Reserva de DIEZ (10) minutos en máquinas paradas, de acuerdo a lo que establece el Anexo 36 de LOS PROCEDIMIENTOS. La suma de estos dos montos constituye la remuneración mensual de reserva de DIEZ (10) minutos.

* Remuneración mensual de reserva contingente para demanda interna (MESCONT): El OED calculará la remuneración para cada semana del mes como la reserva contingente asignada menos la potencia requerida vender con respaldo en los contratos de exportación, multiplicado por la cantidad de horas en que se remunera la potencia en la semana por el Precio de la reserva contingente en el Mercado. El OED calculará la remuneración mensual como la integración de la remuneración semanal.

* Remuneración mensual de reserva contingente para contratos de exportación (MESCONTEXP): El OED calculará la remuneración para cada semana del mes totalizando la potencia requerida vender con respaldo en los contratos de exportación, multiplicado por la cantidad de horas en que se remunera la potencia en la semana por el Precio de la reserva contingente en el Mercado. La remuneración mensual se calculará como la integración de la remuneración semanal.

* Remuneración mensual de reserva fría (MESRF): Para cada día hábil, el OED calculará la remuneración diaria por reserva fría como la reserva fría asignada multiplicada por la cantidad de horas en que se remunera la potencia en el día hábil por el Precio de la Reserva fría en el Mercado. La remuneración mensual se calculará como la integración de la remuneración de los días hábiles del mes.

* El Monto Total por Adicional de Reserva Rotante (ADIROT), calculado de acuerdo a lo que establece el Anexo 37 de LOS PROCEDIMIENTOS. Este monto será considerado, al efecto de los cargos por potencia, junto con la remuneración de la reserva de DIEZ (10) minutos.

Se denomina Compra Mensual de Reserva (COMESRES) de un Distribuidor, Autogenerador, Generador con contratos de exportación con respaldo del MEM o Gran Usuario no Interrumpible a su Requerimiento Máximo de Potencia para el MEM en el mes (REQMAX).

Para un Gran Usuario Interrumpible, su compra mensual de reserva dependerá de los servicios de reserva de corto plazo a los que está habilitado.

* Su compra de reserva contingente será CERO (0).

* Su compra de reserva fría (COMESRF) será su Requerimiento Máximo de Potencia en el mes (REQMAX), salvo que esté habilitado a prestar el servicio de reserva de DIEZ (10) o VEINTE (20) minutos, en que será CERO (0).

* Su compra de reserva de DIEZ (10) minutos (COMESRES10) será su Requerimiento Máximo de Potencia en el mes (REQMAX), salvo que esté habilitado a prestar el servicio de reserva de DIEZ (10) minutos, en que será CERO (0).

El OED debe calcular el Precio Mensual de la Reserva (PMESRES) de un mes "m" de acuerdo a la siguiente metodología:

El OED calculará el precio mensual de la reserva de DIEZ (10) minutos, incluyendo el adicional por reserva rotante, sumando la remuneración mensual correspondiente a reserva de DIEZ (10) minutos (MESRES10) y a la reserva rotante adicional (MESROT) y dividiendo el total por la integración de la compra de reserva prevista para el servicio de reserva de DIEZ (10) minutos para todos los agentes.


siendo:

* j = agente Distribuidor, Gran Usuario no Interrumpible, Generador con contratos de exportación con respaldo del MEM o Autogenerador.

* g = Gran Usuario Interrumpible.

El OED debe calcular el precio mensual de la reserva fría dividiendo la remuneración correspondiente (MESRF) para el mes por el total de la compra de reserva prevista para este servicio para todos los agentes "j".


siendo:

* j = agente Distribuidor, Gran Usuario no Interrumpible, Generador con contratos de exportación con respaldo del MEM o Autogenerador.

* g= Gran Usuario Interrumpible.

El OED calculará el precio mensual de la reserva contingente para demanda interna dividiendo la remuneración trimestral correspondiente (MESCONT) por el total de la compra de reserva prevista para este servicio para todos los agentes "j" que no son Grandes Usuarios Interrumpibles ni Generadores.


siendo:

* j = agente Distribuidor, Gran Usuario no Interrumpible o Autogenerador.

El OED calculará el precio mensual de la reserva contingente para contratos de exportación dividiendo la remuneración trimestral correspondiente (MESCONTEXP) por el total de la compra de reserva prevista para Generadores "j" con contratos de exportación que venden con respaldo.


siendo:

* j = agente Generador que vende en contratos de exportación con respaldo.

El precio mensual de la reserva de un Autogenerador o Gran Usuario no Interrumpible estará dado por la suma del precio de cada reserva (de DIEZ (10) minutos incluyendo adicional de reserva rotante, fría y contingente para demanda interna).

El precio mensual de la reserva de un Generador con contratos de exportación con respaldo del MEM estará dado por la suma del precio la reserva de DIEZ (10) minutos, incluyendo adicional de reserva rotante, reserva fría y contingente para contratos de exportación.

El precio mensual de la reserva de un Gran Usuario Interrumpible será el precio correspondiente a cada tipo de reserva.

2.5.3.3.3. CARGO MENSUAL POR RESERVA DE POTENCIA.

Al finalizar cada mes "m" de un Período Trimestral, el OED debe calcular el Cargo Inicial por Reserva (INIRES) que debe pagar cada Distribuidor, Autogenerador, Generador con contratos de exportación con respaldo del MEM y Gran Usuario "j" multiplicando la compra de reserva del mes por el precio de la reserva que corresponda, Precio Estacional para Distribuidores y Precio Mensual para Grandes Usuarios no Interrumpibles, Generadores con contratos de exportación con respaldo del MEM y Autogeneradores, transferido a su nodo a través del Factor de Adaptación.

Para cada Gran Usuario Interrumpible "j" su Cargo Inicial de Reserva del mes dependerá de los tipos de reserva a los que está habilitado aportar y, en consecuencia, la compra que realiza de cada tipo de reserva.

A su vez, el OED debe calcular el Cargo Inicial de Reserva del mes para cada Contrato de Abastecimiento en que el Generador "k" asume el compromiso de cubrimiento de parte o todo el Cargo por Reserva del agente Consumidor "j", como la parte comprometida, expresada como un porcentaje (%RES), del Cargo Inicial por Reserva de dicho agente Consumidor.

El Cargo por Reserva del mes "m" de cada Generador "k" está dado por el Cargo Inicial por Reserva de sus contratos de exportación con respaldo del MEM (INIRES m k) más la suma del Cargo Inicial por Reserva de cada uno de sus Contratos de Abastecimiento en que cubre parte o todo el cargo por reserva de la parte compradora.

Siendo "kj" los Contratos de Abastecimientos en que el Generador "k" compromete cubrir parte o todo el cargo por reserva del agente Consumidor.

El Cargo por Reserva del mes "m" de cada agente Consumidor "j" está dado por su Cargo Inicial por Reserva menos los créditos que resulten de los Contratos de Abastecimiento que cubren parte o todo su cargo por reserva. De no tener Contratos de Abastecimiento de este tipo, su Cargo por Reserva resultará igual a Cargo Inicial por Reserva.

Siendo "kj" los Contratos de Abastecimiento que cubren Cargo de Reserva en que el agente Consumidor es la parte compradora.

2.5.3.3.4. CUENTA DE APARTAMIENTO DE LA RESERVA.

La diferencia mensual que surge entre lo que deberían pagar los Distribuidores de acuerdo al Precio Mensual por Reserva de Potencia para Autogeneradores y Grandes Usuarios y lo efectivamente recaudado de dichos agentes en concepto de Cargo Mensual por Reserva de Potencia, se acumula dentro del Fondo de Apartamiento de la Potencia discriminado en una subcuenta denominada Cuenta de Apartamiento de la Reserva (CUENRES).

Al finalizar cada mes, el OED debe calcular el monto que corresponde a esta cuenta como el monto recaudado de los agentes consumidores totalizando los correspondientes Cargos por Reserva y le debe retirar al monto a abonar a los Generadores en concepto de remuneración por reserva de DIEZ (10) minutos, reserva fría, reserva contingente y el Monto Total por Adicional de Reserva Rotante.

El monto calculado para dicha cuenta se transferirá al cálculo del Precio Estacional por Reserva de Potencia del siguiente Período Trimestral, de acuerdo a lo que establece el punto 2.5.3.1. El OED, junto con la información de seguimiento de estado del Fondo de Apartamiento de la Potencia, debe suministrar el seguimiento de la Cuenta de Apartamiento de la Reserva.

2.5.3.4. PRECIO POR SERVICIOS ASOCIADOS A LA POTENCIA.

2.5.3.4.1. PRECIO MENSUAL POR SERVICIOS ASOCIADOS A LA POTENCIA.

El costo reconocido de los arranques de unidades turbovapor y nuclear así como los requerimientos de reserva regulante mínima que fuerzan máquinas o de generación obligada atribuible a la demanda en su conjunto (como en el caso del parque hidráulico para incrementar la capacidad de transporte) son atribuibles a los requerimientos de potencia en el MEM.

Al finalizar cada mes "m", el OED debe calcular para cada intervalo Spot los sobrecostos de la energía que resulta para las máquinas forzadas por despacho, entendiéndose como tal a las máquinas forzadas por el despacho por requerimientos de Transporte o regulación de frecuencia. El sobrecosto mensual (SCFORZ) se calcula con la integración de los sobrecostos registrados en cada intervalo Spot.

A su vez, el OED debe calcular los costos por remuneración de arranques reconocidos durante el mes (CAP) de máquinas turbovapor, de acuerdo a lo que establece el Anexo 13 de LOS PROCEDIMIENTOS.

Por otra parte, los requerimientos de despacho pueden hacer necesario generar con combustibles a cuyo precio se debe adicionar un Sobrecosto por Combustible, de acuerdo a lo definido en el Anexo 33 de LOS PROCEDIMIENTOS. Al finalizar cada mes, el OED debe calcular con la información mensual aceptada para combustibles (volúmenes y precios) en cada central térmica, de acuerdo a lo indicado en el Anexo 13 y 33 de LOS PROCEDIMIENTOS, el monto correspondiente al Sobrecosto de Combustibles para cada central generando por despacho óptimo o forzada por despacho (SCCOMES), y debe totalizar el monto total (SCCOMB). El Sobrecosto de Combustible correspondiente a máquinas forzadas se debe aplicar al cálculo del Sobrecosto por Máquinas Forzadas (SCFORZ) definido.

De este modo quedará evaluado para cada mes "m" el Sobrecosto por Despacho (SCDESP) como la suma del sobrecosto por máquinas forzadas por despacho, la remuneración de Arranque y Parada reconocida y el Sobrecosto de Combustible.

El OED debe calcular el monto a adicionar al precio por Servicios Asociados a la Potencia debido a reserva de corto plazo.

* Remuneración mensual asociada a la potencia por el servicio de reserva regulante (REMREG): Es la integración de la reserva regulante asignada durante las horas en que se remunera la potencia en el mes, multiplicada por el precio de la Potencia en el Mercado.

* Remuneración mensual de reserva operativa (REMOP): Se calcula el costo de la reserva operativa integrando dicha reserva asignada durante las horas en que se remunera la potencia en el mes y valorizándola con el Precio de la Potencia en el Mercado. Se calcula el costo de la reserva operativa en máquinas paradas integrando dicha reserva asignada durante las horas en que se remunera la potencia en el mes y valorizándola al correspondiente el Precio en el Mercado de la Reserva Operativa en máquinas paradas, de acuerdo a lo que establece el Anexo 36 de LOS PROCEDIMIENTOS. La suma de estos dos montos constituye la remuneración mensual de reserva operativa.

* El Saldo del Servicio de Regulación Secundaria (SALRSF) calculado tal como se indica en el Anexo 23 "Regulación de Frecuencia" de LOS PROCEDIMIENTOS.

El OED debe calcular además el monto a descontar del precio por Servicios Asociados a la Potencia por incumplimiento en los compromisos relacionados con la calidad del servicio, de acuerdo a:

a) El saldo que resulta para el mes en las penalidades por incumplimientos en las obligaciones de alivio de carga ante un requerimiento de corte por déficit y/o falla en el MEM (PENCOR), de acuerdo a lo que establece el Anexo 35 de LOS PROCEDIMIENTOS.

b) El Adicional por Servicios de Reserva (ADIRES) asignado en compensación por servicios de reserva, de acuerdo a lo que establece el Anexo 39 de LOS PROCEDIMIENTOS.

Para cada mes "m" resulta un Monto Mensual por Servicios (MONSER) totalizando los montos calculados.

Al finalizar un mes "m" el OED debe calcular el Precio Mensual por Regulación Primaria (PMESRPF) en cada área que surja del despacho "A", o sea el Mercado y cada área que resultó desvinculada durante el mes, dividiendo el Saldo del Servicio de Regulación Primaria (SALRPF) del área, calculado tal como se indica en el Anexo 23 "Regulación de Frecuencia" de LOS PROCEDIMIENTOS, por la suma de los Requerimientos Máximos de Potencia en el Mes (REQMAX) de Distribuidores, Grandes Usuarios y Autogeneradores "j(A)" del área, multiplicado por su Factor de Adaptación.


Al finalizar el mes "m", el OED debe calcular el Precio Mensual por Servicios Asociados a la Potencia (PMESSER) en cada área de despacho "A", o sea el Mercado y cada área que resultó desvinculada durante el mes, dividiendo la remuneración total para el mes (MONSER) por la suma de los Requerimientos Máximos de Potencia en el Mes (REQMAX) de todos los Distribuidores, Grandes Usuarios y Autogeneradores "j" multiplicado por su Factor de Adaptación, y adicionando el Precio Mensual por Regulación Primaria (PMESRPF) del área.


2.5.3.4.2. PRECIO ESTACIONAL POR SERVICIOS ASOCIADOS A LA POTENCIA.

En la Programación Estacional y Reprogramación Trimestral, el OED debe calcular la Remuneración por Servicios a asignar al primer trimestre "t" del período, para ello debe evaluar los siguientes conceptos:

* La suma de los Montos Mensuales por Servicios (SERMES) registrados en los TRES (3) meses comprendidos entre el último mes del trimestre segundo anterior al trimestre a programar (t2) y el segundo mes del trimestre anterior al trimestre a programar (t1).

siendo "m" los meses comprendidos entre m14 y m12, dónde "m1" es el primer mes del trimestre "t".

* Para cada área "A", el Mercado y cada área que resultó desvinculada durante los meses considerados, la suma de Saldo del Servicio de Regulación Primaria (SALRPF) del área, calculado tal comose indica en el Anexo 23: "Regulación de Frecuencia" de LOS PROCEDIMIENTOS, registrado en cada uno de los TRES (3) meses comprendidos entre el último mes del trimestre segundo anterior al trimestre a programar (t2) y el segundo mes del trimestre anterior al trimestre a programar (t1).

Siendo "m" los meses comprendidos entre m14 y m12, dónde "m1" es el primer mes del trimestre "t"

* El saldo previsto, en el Fondo de la Potencia (FONPOT) al comienzo del siguiente Período Trimestral, resultado de la metodología descripta en el punto 2.5.3.6.

Con estos valores, debe determinar el valor unitario correspondiente al MW mes para los siguientes conceptos.

* El valor unitario por servicios (UNISER), calculado dividiendo los Montos Mensuales por Servicios (SERMES) por la suma de la potencia declarada por cada Distribuidor, Gran Usuario y Autogenerador "j" del MEM en cada mes del trimestre, afectadas por su Factor de Adaptación


siendo "m" los meses del trimestre "t".

* El valor unitario del saldo previsto en el Fondo de la Potencia (UNIFON), calculado dividiendo el saldo previsto en el Fondo de la Potencia (FONPOT), con signo inverso, por la suma de la potencia declarada por los Distribuidores "jj" del MEM en cada mes "m" del trimestre afectadas por su factor de adaptación.


* El valor unitario del Saldo de Servicios de Regulación Primaria (UNISAL) en cada área de despacho "A", o sea el Mercado y cada área que resultó desvinculada durante los meses anteriores utilizados en el cálculo, calculado dividiendo los montos mensuales por dichos saldos en el trimestre (SALMES) por la suma de la potencia declarada por cada Distribuidor, Gran Usuario y Autogenerador "j(A)" del área en cada mes del trimestre afectadas por su Factor de Adaptación


El (OED) debe calcular el Precio Estacional por Servicios Asociados a la Potencia (PESTSER) en cada área "A" sumando los valores unitarios calculados

A cada Distribuidor le corresponde el precio Estacional:

* correspondiente al Mercado, si durante todos los meses previos utilizados para el cálculo del saldo del servicio de Regulación Primaria de Frecuencia siempre resultó en el Mercado;

* correspondiente al área desvinculada "A", si durante parte de los TRES (3) meses considerados para el cálculo del saldo del servicio de Regulación Primaria de Frecuencia resultó en dicha área desvinculada.

2.5.3.4.3. CARGO MENSUAL POR SERVICIOS ASOCIADOS A LA POTENCIA.

Al finalizar cada mes "m", el OED debe calcular el Cargo Inicial por Servicios Asociados a la Potencia (INISER) correspondiente a cada Distribuidor, Autogenerador y Gran Usuario "j" multiplicando el Precio por Servicios Asociados a la Potencia que corresponda, Precio Estacional para Distribuidores y Precio Mensual para Grandes Usuarios y Autogeneradores, transferido a su nodo a través del Factor de Adaptación por su Requerimiento Máximo de Potencia en el Mes (REQMAX):

A su vez, el OED debe calcular el Cargo Inicial Servicios Asociados a la Potencia del mes para cada Contrato de Abastecimiento en que el Generador "k" asume el compromiso de cubrimiento de parte o todo dicho Cargo del agente Consumidor "j", como la parte comprometida, expresada como un porcentaje (%SER), del Cargo Inicial por Servicios Asociados a la Potencia de dicho agente Consumidor.

El Cargo por Servicios Asociados a la Potencia (CARGOSER) del mes "m" de cada Generador "k" está dado por la suma del Cargo Inicial por Reserva de cada uno de sus Contratos de Abastecimiento en que cubre parte o todo el correspondiente Cargo por Servicios Asociados a la Potencia de la parte compradora.

Siendo "kj" los Contratos de Abastecimiento en que el Generador "k" compromete cubrimiento del Cargo por Servicios Asociados a la Potencia.

El Cargo por Servicios Asociados a la Potencia del mes "m" de cada agente Consumidor "j" está dado por su Cargo Inicial por Servicios Asociados a la Potencia menos los créditos que resulten de los Contratos de Abastecimiento que cubren parte o todo su Cargo por Servicios Asociados a la Potencia. De no tener Contratos de Abastecimiento de este tipo, su Cargo por Servicios Asociados a la Potencia resultará igual a Cargo Inicial por Reserva.

Siendo "kj" los Contratos de Abastecimiento que cubren Cargo Servicios Asociados a la Potencia en que el agente Consumidor es la parte compradora.

2.5.3.5. CARGO MENSUAL POR POTENCIA

El cargo mensual por potencia correspondiente a cada Distribuidor, Autogenerador y Gran Usuario del MEM será la suma de:

* El cargo por potencia despachada;

* El cargo por reserva de potencia;

* El cargo por servicios asociados a la potencia.

El cargo mensual por potencia correspondiente a un Generador será la suma de:

* El cargo por potencia despachada;

* El cargo por reserva de potencia;

* El cargo por servicios asociados a la potencia;

* Cargos por Compensaciones.

2.5.3.6. FONDO DE APARTAMIENTO DE LA POTENCIA

Al finalizar cada mes el OED debe calcular la diferencia entre lo asignado como cargos a los agentes por compra de potencia, y lo asignado como remuneración a los agentes por venta de reserva de potencia y al transportista por los sobrecostos asociados al Factor de Adaptación.

Los cargos están dados por la suma de:

* los cargos por potencia pagados por Distribuidores, Grandes Usuarios, centrales de bombeo y Autogeneradores;

* los cargos por potencia pagados por Generadores y Cogeneradores con Contratos de Abastecimiento, incluyendo contratos de exportación;

* los Cargos por Compensaciones pagados por Generadores por incumplimientos a sus compromisos de reserva.

El total pagado está dado por la suma de:

* los montos abonados a Generadores, Autogeneradores y Cogeneradores por las ventas de potencia asociadas a servicios de reserva y sobrantes de potencia;

* los montos por sobrecostos asociados al Factor de Adaptación pagados a la empresa de Transporte en Alta Tensión y que miden la calidad de los vínculos con el Mercado, calculado de acuerdo a los indicado en el Anexo 3 de LOS PROCEDIMIENTOS.

Este monto, ya sea positivo o negativo, se acumulará en el Fondo de Apartamiento de la Potencia. Dentro del Fondo se encuentran las siguientes subcuentas.

* la subcuenta denominada Cuenta de Apartamiento de la Potencia Despachada (CUENDESP), cuyo monto se calcula de acuerdo a lo que se establece en 2.5.3.2.4.;

* la subcuenta denominada Cuenta de Apartamiento de la Reserva (CUENRES), cuyo monto se calcula de acuerdo a lo que se establece en 2.5.3.3.4.

Para el cálculo del correspondiente Precio por Servicios Asociados a la Potencia de un Período Trimestral se transferirá al siguiente trimestre en su totalidad el saldo (FONPOT) que resulta de descontar del Fondo de Apartamiento de la Potencia el monto correspondiente al Cargo por Potencia Despachada (AJUSD) de la Cuenta de Apartamiento de la Potencia Despachada, de acuerdo a lo que se establece en 2.5.3.2.1., y el monto correspondiente al ajuste al Cargo por Reserva (AJUSR) de la Cuenta de Apartamiento de la Reserva, de acuerdo a lo que establece 2.5.3.3.1.

2.6. SOBRECOSTO POR MAQUINAS FORZADAS POR RESTRICCIONES DE CALIDAD

Las restricciones asociadas al transporte en un sistema de transporte por Distribución Troncal o en un sistema de Distribución o asociadas al control de tensión y suministro de potencia reactiva, pueden forzar por calidad máquinas generando que no son requeridas por el despacho óptimo y producir un sobrecosto por la correspondiente energía generada a costo operativo, denominado Sobrecosto por Máquinas Forzadas (SCFORZ). La administración de este tipo de restricciones se realizará de acuerdo a lo que establece el Anexo 14 de LOS PROCEDIMIENTOS.

Para realizar el seguimiento de cada restricción de calidad "r" que fuerza generación, el OED en cada intervalo Spot "h" debe determinar las máquinas "q" que resultan forzadas y calcular el correspondiente sobrecosto multiplicando la energía generada (GEN) por la diferencia entre su costo operativo (CO) y el precio de nodo (PN) que corresponde a su nodo de conexión más el Sobrecosto de Combustible (SCCO) asociado, que puede resultar CERO (0).

siendo "q" las máquinas forzadas en el intervalo Spot "h" por la restricción "r".

Para cada intervalo Spot en que la restricción no requiera generación forzada el sobrecosto es CERO (0).

Al finalizar cada mes "m", el OED debe realizar la integración de los sobrecostos por intervalo Spot para calcular el Sobrecosto Mensual (SCFORZMES) a asignar a cada restricción de calidad "r" que requirió generación forzada durante el mes.

2.7. REMUNERACION DEL SERVICIO DE TRANSPORTE

El Distribuidor, Gran Usuario y Autogenerador debe pagar los cargos fijos de los sistemas de Transporte y de Distribución asociado a la función técnica de transporte, que le corresponden para acceder a el o los nodos de entrada/salida que le sean asignados en el MEM.

En la Programación Estacional, el OED debe calcular los cargos fijos por el servicio de transporte a pagar por los agentes del MEM.

El ámbito de la Red de Transporte tanto del Sistema de Transporte en Alta Tensión como el Sistema de Transporte por Distribución Troncal se define en el Anexo 11 de LOS PROCEDIMIENTOS. La remuneración del Servicio de Transporte se detalla en el Anexo 18 de LOS PROCEDIMIENTOS para el Sistema de Transporte en Alta Tensión, en el Anexo 19 de LOS PROCEDIMIENTOS para el Sistema de Transporte por Distribución Troncal, y en los Anexo 27 y 28 para la Función Técnica de Transporte.

2.8. TRANSACCIONES DE POTENCIA REACTIVA

Todos los agentes reconocidos del MEM son responsables por el control del flujo de energía reactiva en sus puntos de intercambio con el MEM, como se indica en el Anexo 4 de LOS PROCEDIMIENTOS.

Junto con la Programación Estacional, en base al equipamiento de reactivo declarado por los Generadores y Transportistas y del reactivo requerido por la demanda, el OED debe realizar flujos de carga para verificar el cumplimiento de la calidad de servicio, o sea el mantenimiento de los niveles de tensión requeridos y la sobrecarga que resulta en el equipamiento.

En caso de ser requerida en la operación real generación forzada fuera de Acuerdos de Generación Obligada, para el control de tensión y suministro de potencia reactiva, los sobrecostos mensuales correspondientes (SCFORZMES) determinados tal como se indican en el punto 2.6. serán abonados por los agentes responsables de esta acción como un cargo por reactivo.

2.9. REEMBOLSO DE GASTOS DEL ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO

El OED debe realizar para cada Período Estacional de Invierno un presupuesto anual de sus gastos, que incluya todas las necesidades tanto en materia de gastos directos, como indirectos e inversiones. El presupuesto no podrá superar un valor tope expresado como el CERO COMA OCHENTA Y CINCO (0,85) % del importe total de las ventas en el MEM en el período.

A más tardar el 1º de abril de cada año el OED elevará a la SECRETARIA DE ENERGIA el presupuesto para su aprobación.

El reembolso de los gastos mensuales del presupuesto aprobado estará a cargo de todos los agentes del MEM. Cada agente debe pagar cada mes por lo menos un Cargo Mínimo por Gastos de Administración del Mercado.

Junto con cada Programación Estacional de Invierno, el OED deberá presentar a la SECRETARIA DE ENERGIA el monto que correspondería al Cargo Mínimo por Gastos de Administración del Mercado, en función del costo que como mínimo introduce el ingreso de un nuevo agente.

Con este análisis, la SECRETARIA DE ENERGIA definirá la conveniencia de adecuar el valor de dicho Cargo Mínimo, con vigencia para el período anual que comienza con la mencionada programación.

Al finalizar cada mes, el OED debe calcular para cada agente el Cargo por Gastos del OED prorrateando el gasto mensual presupuestado entre todos los agentes del MEM, ya sea el agente comprador o vendedor, proporcionalmente al volumen de su transacción en el mes anterior, incluyendo las transacciones en el Mercado a Término. Si para algún agente el monto que resulta de este prorrateo es inferior al cargo mínimo definido, el OED le asignará como monto mensual a pagar el Cargo Mínimo por Gastos de Administración del Mercado.

Si de la ejecución presupuestaria de un Período Estacional resultara al finalizar un excedente, el mismo debe ser incorporado como partida presupuestaria en el período siguiente.

2.10. PRECIOS ESTACIONALES

El OED determinará en la Programación Estacional y Reprogramación Trimestral para cada Distribuidor los Precios Estacionales que pagará por su compra en el MEM:

* Precio Estacional de la Energía por banda horaria;

* Precios Estacionales de Potencia para cubrir la demanda, reserva y servicios asociados.

Mensualmente cada Distribuidor, Autogenerador y Gran Usuario debe pagar cargos por energía y por potencia. Además debe pagar los siguientes cargos:

* un cargo por el Servicio de Operación y Despacho, en proporción a su transacción en el MEM;

* los cargos por Transporte que le correspondan;

* los cargos por potencia reactiva que puedan corresponder, de acuerdo a lo que establece el Anexo 4 de LOS PROCEDIMIENTOS.

A más tardar el 10 de marzo y el 10 de setiembre de cada año el OED debe presentar la Programación Estacional Provisoria, de acuerdo a lo que se indica en el Anexo 7 de LOS PROCEDIMIENTOS, a los agentes del MEM, quienes contarán con CATORCE (14) días corridos para enviar sus observaciones. El OED debe analizar dichas observaciones, pudiendo incorporar algunas o todas ellas y reprogramar el Período Estacional recalculando los Precios Estacionales. El OED debe elevar a la SECRETARIA DE ENERGIA antes del 10 de abril y el 10 de octubre de cada año la Programación Definitiva con la propuesta de Precios Estacionales y las observaciones realizadas por los agentes.

Antes del 25 de abril y el 25 de octubre de cada año, la SECRETARIA DE ENERGIA. establecerá por Resolución los Precios Estacionales para el primer trimestre del Período Estacional de Invierno y del Período Estacional de Verano respectivamente. Vencido este plazo, si no se emite Resolución se mantendrán los Precios Estacionales vigentes.

2.11. REPROGRAMACION TRIMESTRAL

Durante el transcurso del primer trimestre del Período Estacional, el OED debe actualizar los estudios de programación del despacho y cálculo de precios para el segundo trimestre del PeríodoEstacional. Para ello, antes del primero de junio y primero de diciembre los agentes deben informar los ajustes necesarios a la información requerida para la Reprogramación Trimestral.

De acuerdo al resultado del seguimiento de los datos observados, el OED podrá quedar habilitado a modificar la información suministrada por los agentes.

2.11.1. DEMANDA

El OED debe analizar el comportamiento de la demanda registrada en el primer trimestre respecto de los valores previstos. Dado el efecto directo de la demanda sobre los precios, de detectar un apartamiento significativo para un Distribuidor y el agente no ajustar su previsión a la realidad observada, el OED debe reemplazar dicha demanda prevista por una estimación propia e informar al Distribuidor. El valor utilizado debe contar con el acuerdo de la SECRETARIA DE ENERGIA. El OED debe indicar en la Reprogramación Trimestral cuáles demandas no corresponden a la previsión del Distribuidor y los motivos de su modificación.

2.11.2. MANTENIMIENTO PROGRAMADO

Los Generadores y Transportistas deben informar junto con los datos para la Reprogramación Trimestral los pedidos de cambios al Mantenimiento Programado Estacional y al Mantenimiento Programado Tentativo.

Los cambios en el mantenimiento de la red de Transporte deben haber sido acordados previamente con los usuarios del área de influencia. De surgir observaciones contrarias y no poder llegar a un acuerdo entre las partes antes de la fecha establecida para el envío de la información al OED, el Transportista debe enviar al OED las distintas alternativas de mantenimiento con sus correspondientes objeciones. El OED debe definir la más conveniente entre ellas desde el punto de vista de costo de operación del MEM en conjunto pero también teniendo en cuenta las objeciones de cada parte, de acuerdo al procedimiento indicado en el punto 2.1.2.3.

El OED debe analizar en conjunto el nuevo mantenimiento que resulta y podrá solicitar a las empresas modificaciones en función de su efecto sobre los precios y el riesgo de falla.

El OED debe reunir a los Generadores y Transportistas antes del 8 de junio y 8 de diciembre para acordar la actualización correspondiente al programa de mantenimiento para el trimestre y siguientes TREINTA (30) meses. La reunión tendrá características similares a la realizada para la Programación Estacional y el mantenimiento acordado para el siguiente Período Trimestral será considerado como el mantenimiento programado.

2.11.3. BASE DE DATOS ESTACIONAL

El OED debe verificar la consistencia y validez de la Base de Datos Estacional resultante de la información suministrada por los agentes, y de detectar para algún dato distinto de la demanda incoherencias y/o un apartamiento significativo con respecto a lo registrado en el primer trimestre, sólo podrá modificarlo de estar habilitado para ello. De no estar habilitado, debe solicitar su modificación al agente. De no llegar a un acuerdo, el OED debe incorporar el valor suministrado por el agente en la Base de Datos pero en la Reprogramación Trimestral debe también incluirlo en la lista de Datos Observados, indicando el motivo de la objeción.

No se modificarán los criterios para las reservas de corto plazo que fueron acordados para el Período Estacional.

2.11.4. COSTO VARIABLE DE PRODUCCION Y VALOR DEL AGUA

Con la misma metodología que para la Programación Estacional, el OED determinará los nuevos CVPE a utilizar para el parque térmico. Para la generación hidroeléctrica también utilizará la misma metodología que en la Programación Estacional para determinar la optimización y valor del agua previsto.

2.11.5. PROGRAMACION PROVISORIA Y DEFINITIVA

Antes del 5 de julio y el 5 de enero, el OED debe presentar la Programación Provisoria a los agentes del MEM, quienes tendrán CINCO (5) días corridos para producir observaciones. El OED debe analizarlas y podrá incorporar algunas o todas ellas y reprogramar el trimestre.

A más tardar el 15 de julio y 15 de enero, el OED debe elevar a la SECRETARIA DE ENERGIA la Programación Definitiva con los Precios Estacionales para el segundo trimestre, adjuntando un informe con los datos modificados con respecto a la Programación Estacional, los datos observados por el OED y los motivos, y las observaciones de los agentes del MEM. El OED debe indicar el efecto sobre los precios de las modificaciones realizadas respecto de los datos utilizados para la Programación Estacional. El informe tendrá un formato similar a la Programación Estacional, tal como se indica en el Anexo 7 de LOS PROCEDIMIENTOS.

Antes del 25 de julio y 25 de enero la SECRETARIA DE ENERGIA ajustará por Resolución los Precios Estacionales para el segundo trimestre del Período Estacional. Vencido este plazo sin intervención de la SECRETARIA DE ENERGIA, quedarán firmes los Precios Estacionales vigentes.

2.12. INFORME MENSUAL Y TRIMESTRAL

Antes del día 15 de cada mes, el OED debe producir para conocimiento de la SECRETARIA DE ENERGIA y agentes del MEM un informe analítico sobre la operación del MEM y evolución de precios durante el mes anterior, con particular referencia a cada uno de los apartamientos significativos observados respecto a la programación con que se definieron los Precios Estacionales, tal como se indica en el Anexo 8 de LOS PROCEDIMIENTOS.

El OED adjuntará una recopilación de las modificaciones a la Base de Datos Estacional, tanto las solicitadas por los agentes en el transcurso del mes como las realizadas por el OED al verificarse la objeción realizada a un dato observado. Debe indicar el apartamiento que resulta entre la operación real y los Precios Estacionales vigentes, incluyendo la evolución del Fondo de Estabilización y Fondo de la Potencia, discriminado por tipo de Cargo de potencia.

QUINCE (15) días antes de cumplirse el primer trimestre, el OED debe producir un Informe Trimestral de seguimiento, proyectando los días faltantes del trimestre, que junto con la Reprogramación Trimestral del segundo trimestre mencionado en el punto 2.10. constituirá para la SECRETARIA DE ENERGIA la base para la definición de los Precios Estacionales para el segundo trimestre del Período Estacional. El OED debe incluir el saldo previsto del Fondo de Estabilización y el Fondo de Potencia, con una descripción de los motivos y variables que justifican este apartamiento.

2.13. PRECIOS DE REFERENCIA DE DISTRIBUIDORES PARA LAS TARIFAS DE USUARIOS FINALES

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" ($POTREF t,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:

* PMESBAS t,a : Precio Base de la Potencia Despachada ($/MW mes) vigente en el trimestre "t" del año "a".

* PESTRES t,a : Precio Estacional por Reserva de Potencia ($/MW mes) vigente en el trimestre "t" del año "a".

* PESTSER t,a : Precio Estacíonal por Servicios Asociados a la Potencia ($/MW mes) vigente en el trimestre "t" del año "a".

* FA t,a j: Factor de Adaptación del Distribuidor "j" para el trimestre "t" del año "a".

* RELl t,al j: Relación entre la demanda media de potencia y la demanda máxima de potencia registrada para el Distribuidor "j" durante las horas en que se remunera la potencia en el trimestre "t" del año anterior, calculada de acuerdo a la metodología que se indica en el punto 2.13.3.

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 por Confiabilidad vigentes en el MEM en dicho trimestre.

Para la banda horaria de horas restantes "r" resulta:

siendo:

* PEST ^t,a _j,r: Precio Estacional de la Energía ($/MWh) del Distribuidor "j" en la banda horaria de horas restantes "r" vigente en el trimestre "t" del año "a".

* PERDEST ^t,a _r: Precio Estacional por Energía Adicional ($/MWh) en la banda horaria de horas restantes "r" vigente en el trimestre "t" del año "a".

* PHRCONF ^t,a : Precio por Confiabilidad ($/MWh) vigente en el trimestre "t" del año "a" durante las horas en que se remunera la potencia.

* FA ^t,a _j: Factor de Adaptación del Distribuidor "j" para el trimestre "t." del año "a".

* RELB ^t,a _j,r: Relación para el Distribuidor "j" entre la demanda de energía prevista en la banda horaria de horas restantes para días hábiles no cubierta por contratos reconocidos para su traspaso a la tarifa de usuarios y la correspondiente previsión de demanda de energía durante la banda horarria de horas restantes 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.

Para la banda horaria de pico "p" resulta:

siendo:

* PEST ^t,a _j,p: Precio Estacional de la Energía ($/MWh) del Distribuidor "j" en la banda horaria de pico "p" vigente en el trimestre "t" del año "a".

* PERDEST ^t,a _p: Precio Estacional por Energía Adicional ($/MWh) en la banda horaria de pico "p" vigente en el trimestre "t" del año "a".

* FA ^t _j: Factor de Adaptación del Distribuidor "j" para el trimestre "t" del año "a".

* PHRCONF ^t,a : Precio por Confiabilidad ($/MWh) vigente en el trimestre "t" del año "a" en las horas en que se remunera la potencia.

* RELB ^t,a _j,p: Relación para el Distribuidor "j" entre la demanda de energía prevista en la banda horaria de pico de días hábiles no cubierta por contratos reconocidos para su traspaso a la tarifa de usuarios y la correspondiente previsión de demanda de energía durante las banda horaria de pico 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.

Para la banda horaria de valle "v" resulta:

siendo:

* PEST ^t,a _j,v: Precio Estacional de la Energía ($/MWh) del Distribuidor "j" en la banda horaria de valle "v" vigente en el trimestre "t" del año "a".

* PERDEST ^t,a _v: Precio Estacional por Energía Adicional ($/MWh) en la banda horaria de valle "v" vigente en el trimestre "t" del año "a".

El factor RELB ^t,a _j,b mide para la banda horaria "b" de pico o resto la relación entre la previsión de demanda de energía de días hábiles 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 de pico "p" u horas restantes "r".

* EDEMPREV ^t,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.

* ECONTH ^t,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 los días hábiles del trimestre "t" del año "a".

* ECONT ^t,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 del cargo por pérdidas correspondiente a la energía cubierta por estos contratos al precio de la energía asignado a dichos contratos se debe adicionar el Precio Estacional por Energía Adicional por banda horaria.

2.13.3. CALCULO DE LOS FACTORES QUE SE UTILIZAN EN LA DEFINICION DE LOS PRECIOS DE REFERENCIA PARA DISTRIBUIDORES

2.13.3.1. FACTORES PARA EL CALCULO DEL PRECIO DE REFERENCIA DE LA POTENCIA PARA LAS TARIFAS DE DISTRIBUIDORES

Al finalizar cada Período Trimestral "t" de un año "a", el OED deberá calcular para cada Distribuidor "j" la relación (REL1) entre la demanda media de potencia y demanda máxima de potencia durante las horas en que se remunera la potencia, utilizando los datos de demanda de potencia abastecida registrados durante el transcurso de dicho trimestre. Este factor será utilizado en el cálculo del precio de referencia de la potencia para las tarifas de Distribuidores del mismo trimestre del siguiente año (o sea "a+l").


siendo

* EDEMHRP ^t,a _j: Energía abastecida (MWh) durante las horas en que se remunera la potencia al Distribuidor "j" en el trimestre "t" del año "a".

* NHRP ^t,a : Cantidad de horas en que se remunera la potencia en el trimestre "t" del año "a".

* PMAXHRP ^t,a _j: Demanda máxima de potencia horaria (MW) abastecida durante las horas en que se remunera la potencia para el Distribuidor "j" en el trimestre "t" del año "a".

2.13.3.2. FACTORES PARA EL CALCULO DEL PRECIO DE REFERENCIA DE LA ENERGIA PARA LAS TARIFAS DE DISTRIBUIDORES.

Al finalizar cada período trimestral "t" de un año "a", el OED deberá calcular para la banda horaria de pico y de horas restantes para cada Distribuidor "j" la relación entre la demanda de energía abastecida por banda horaria y la total abastecida en el trimestre (REL2 t,a j), con los datos de demanda abastecida en la banda horaria de pico y horas restantes registrados durante el transcurso de dicho trimestre.


siendo

* b: banda horaria de pico "p" u horas restantes "r".

* EDEMBA ^t,a _j,b: Energía abastecida (MWh) en la banda horaria "b" al Distribuidor "j" en el trimestre "t" del año "a".

* EDEMTOT ^t,a _j: Energía total abastecida (MWh) al Distribuidor "j" durante el trimestre "t" del año "a".

A su vez, con los mismos datos deberá calcular la relación entre la demanda de energía abastecida en días hábiles y la total abastecida por banda horaria en el trimestre (REL3 t,a j).


siendo

* b: banda horaria de pico "p" u horas restantes "r".

* EDEMBA ^t,a _j,b: Energía abastecida (MWh) en la banda horaria "b" al Distribuidor "j" en el trimestre "t" del año "a".

* EDEMBH ^t,a _j,b: Energía abastecida (MWh) al Distribuidor "j" en la banda horaria "b" en los días hábiles en el trimestre "p" del año "a".

2.13.3.3. INFORMACION DE LAS RELACIONES REGISTRADAS

En el informe mensual del primer mes de cada Período Trimestral "p", el OED deberá incluir los factores que caracterizan la forma de la curva de demanda horaria de potencia de cada Distribuidor (REL1, REL2 y REL3) del trimestre anterior "tl".

En el informe trimestral del trimestre "p", el OED deberá adjuntar un listado de los factores que caracterizan la demanda de Distribuidores (REL1, REL2, REL3) correspondientes a los CUATRO (4) períodos trimestrales a partir del mismo trimestre "p" del año anterior, informando las correcciones que se hayan realizado y el motivo".

2.13.3.4. REVISION Y CORRECCION DE LAS RELACIONES CALCULADAS EN BASE A LOS DATOS REGISTRADOS

Dentro de los siguientes QUINCE (15) días de recibir el informe mensual, el Distribuidor podrá solicitar la revisión del cálculo de las relaciones correspondiente a su demanda (RELl, REL2, y REL3) de objetar el valor calculado por el OED.

De haberse presentado para un Distribuidor "j" en un trimestre "p" de un año "a" condiciones extraordinarias que significan que una o más de las relaciones calculadas no caracteriza una demanda típica normal (por ejemplo, condición de cortes programadas), se tomará en su lugar como relación para el trimestre el promedio de las correspondientes relaciones calculadas para el mismo trimestre de los dos años anteriores.

siendo "x" 1, 2 y/o 3.

El ENRE analizará y definirá en qué trimestres es conveniente aplicar esta modificación. Durante el transcurso de los primeros DOS (2) meses de un trimestre "p", el OED y/o el Distribuidor podrán informar al ENRE si consideran que la o las relaciones para dicho trimestre del año anterior no son representativas del año actual; adjuntando la correspondiente justificación.

De decidir realizar un cambio para uno o más Distribuidores, antes del día 10 del último mes del trimestre "p" el ENRE notificará al OED y a los Distribuidores afectados el conjunto de Distribuidores para quienes no se debe tomar las relaciones del año anterior sino utilizar en su lugar el valor calculado de acuerdo a lo indicado en este punto. De no recibir notificación hasta esta fecha, el OED deberá considerar que se utilizará para todos los Distribuidores las relaciones del año anterior.