ANEXO I
CAPITULO 1
1. EL MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM)
1.1. SIMBOLOS Y ABREVIATURAS
* APPL: Apartamiento por Precios Locales
* CENS: Costo de la energía no suministrada
* CM: Costo Marginal.
* CMM: Costo Marginal en el Mercado.
* CVP: Costo Variable de Producción
* CVPD: Costo Variable de Producción para el Despacho
* CVPE: Costo Variable de Producción Estacional
* ENRE: Ente Nacional Regulador de la Electricidad.
* ENS: Energía no suministrada
* FN: Factor de Nodo
* FNE: Factor de Nodo Estacional
* FA: Factor de Adaptación
* FTT: Función Técnica de Transporte de energía eléctrica
* GUI: Gran Usuario Interrumpible
* GUMA: Gran Usuario Mayor
* GUME: Gran Usuario Menor
* GUPA: Gran Usuario Particular
* MEM: MERCADO ELECTRICO MAYORISTA
* OC: Organismo Coordinador
* OED: ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO
* PDECL: Potencia Declarada
* PEN: Precio de la energía en un nodo
* PL: Precio Local
* PM: Precio de Mercado
* PPAD: Potencia Puesta a Disposición
* $BASE: Precio Base
* $CONF: Precio por Confiabilidad
* $PPAD: Precio de la Potencia en el Mercado
* RF: Regulación de Frecuencia
* RPF: Regulación Primaria de Frecuencia
* RR: Reserva Rotante para Regulación
* RSF: Regulación Secundaria de Frecuencia
* RVPLE: Recaudación Variable por Precio Local de Energía
* RVTE: Remuneración variable por energía eléctrica transportada
* SADI: Sistema Argentino de Interconexión
* SCOM: Sistema de Comunicaciones
* SCPL: Sobrecosto por Precio Local
* SE: SECRETARIA DE ENERGIA
* SMEC: Sistema de medición comercial
* SOD: Sistema de Operación y Despacho
* SOTR: Sistema de operación en tiempo real
1.2. DEFINICIONES.
* Acuerdo de Generación Obligada: Acuerdo entre un conjunto de uno o más agentes afectados por una restricción de calidad, y un Generador al que pertenecen la o las máquinas cuya generación se requiere utilizar como solución a la restricción.
* Agente Consumidor: Un Distribuidor, Gran Usuario o Autogenerador que compra en el MEM. Toda referencia en LOS PROCEDIMIENTOS se debe entender que incluye también a un Participante Comercializador que comercializa uno o más agentes Grandes Usuarios.
* Agente Productor: Un Generador, Cogenerador o Autogenerador que vende al MEM, o un Participante Comercializador que comercializa generación. Toda referencia en LOS PROCEDIMIENTOS se debe entender que incluye también a un Participante Comercializador que comercializa generación.
* Area de despacho: Cada una de las áreas en que queda dividida la oferta y la demanda como resultado del despacho económico y la saturación de vínculos de Transporte. Dichas áreas están constituidas por el área denominado Mercado y las áreas desvinculadas que resulten.
* Area Desvinculada: Conjunto de nodos afectados por la existencia de una restricción activa de transporte entre dicho conjunto y el nodo Mercado que genera limitaciones al despacho óptimo del MEM. Se considera que dicha restricción no permite vincular toda la generación y demanda del área con el Mercado. Esta desvinculación es total cuando el área queda desconectada, y parcial cuando se trata de una reducción en la capacidad de transporte.
* Convenio de Alivio de Cargas: Convenio en que un grupo de Grandes Usuarios Mayores acuerdan agruparse para compartir un esquema de alivio de cargas que les permita cumplir su aporte a la reserva instantánea como una demanda conjunta.
* Costo Marginal (de una máquina térmica): Es el Costo Variable de Producción de la máquina para un determinado combustible.
* Costo Marginal en el Mercado (de una máquina térmica): Costo Marginal de la máquina térmica transferido al Mercado con el factor de nodo de la central.
* Costo Variable de Producción: Costo variable de una máquina térmica previsto por el Generador para la producción de energía eléctrica a lo largo de un período.
* Costo Variable de Producción para el Despacho: Costo Variable de Producción de una máquina térmica a utilizar para el despacho y cálculo del precio Spot de la energía.
* Costo Variable de Producción Estacional: Costo Variable de Producción de una máquina térmica a utilizar para la Programación Estacional o Reprogramación Trimestral.
* Dato Observado: Información suministrada por un agente que el OED identifica con problemas de inconsistencias o validez, con la correspondiente justificación.
* Datos Habilitados a Definir por el OED: Conjunto de datos que el OED está habilitado a definir y/ o modificar, por haber sido calificados previamente como Datos Observados y verificarse que la observación del OED era válida.
* Demanda a Abastecer por Despacho: demanda de un área que resulta abastecida con la generación que determina el despacho económico.
* Demanda no Despachada: Demanda de un área cuyo cubrimiento es forzado por un Acuerdo de Generación Obligada u otro requerimiento de generación forzada por restricciones, a pesar que dicha generación no es requerida por el despacho económico.
* Demanda Propia: Para un Distribuidor o Gran Usuario, es la diferencia entre su demanda registrada en los nodos de conexión al MEM y la generación correspondiente a las máquinas convocadas en sus Contratos de Reserva Fría.
* Factor de Adaptación: Para un nodo de la red, es la relación entre su precio de la potencia y el precio en el Mercado cuando el nodo se encuentra vinculado al mismo sin restricciones. El Factor deAdaptación está relacionado con los sobrecostos producidos, en los nodos receptores, a los agentes consumidores cuando las interconexiones del Transporte en Alta Tensión tienen salidas de servicio forzadas y se calcula tal como se describe en el Anexo 3 de LOS PROCEDIMIENTOS.
* Factor de Nodo: Para un nodo de la red, es la relación entre su precio de la energía y el Precio de Mercado. El Factor de Nodo está asociado al nivel de pérdidas marginales relacionado con los intercambios de dicho nodo respecto del Mercado y se calcula tal como se describe en el Anexo 3 de LOS PROCEDIMIENTOS.
* Factor de Nodo Estacional: Factor de nodo previsto por bandas horarias (pico, valle y horas restantes) para un Período Trimestral, considerando configuraciones y cargas típicas esperadas.
* Generación forzada: Energía que produce una máquina térmica o central hidroeléctrica por restricciones de calidad y que no son causa del Generador al que pertenece dicha máquina o central, a pesar de que el Costo Variable de Producción para el Despacho (CVPD) para dicha generación es mayor que el precio de la energía en el nodo en que se inyecta la generación. El OED requerirá esta generación en las condiciones que se establece en el Anexo 14 de LOS PROCEDIMIENTOS. La generación de una máquina comprometida en un Acuerdo de Generación Obligada se considerará en generación forzada cada vez que sea requerida por el OED por presentarse la condición técnica que activa el Acuerdo y no resultar generando por despacho económico.
* Generación obligada: Energía que está obligada a producir una o más máquinas, independientemente de su competitividad en el despacho, debido a restricciones de calidad.
* Generación Propia: Para un Agente Productor, es la suma de la energía generada por las máquinas que comercializa y que no están comprometidas y convocadas por Contratos de Reserva Fría, más la energía entregada por las máquinas de otros Generadores con los que haya suscrito Contratos de Reserva Fría y que hayan sido convocadas por dichos contratos.
* Horas en que se remunera la potencia: Horas de un período en que se establece que corresponde remunerar la reserva de potencia y en que se medirán los requerimientos de reservas de cada Agente Consumidor.
* Indisponibilidad forzada: Toda indisponibilidad de una máquina de generación, registrada en la operación real, que no estaba programada como mantenimiento en el correspondiente predespacho.
* Indisponibilidad no programada: Toda indisponibilidad de una máquina de generación, registrada en la operación real, que no estaba prevista como mantenimiento programado en la Programación Estacional. Incluye la indisponibilidad forzada más otros mantenimientos que sean requeridos o ajustes a los mantenimientos programados o limitaciones no previstas.
* Indisponibilidad por mantenimiento: Toda indisponibilidad de una máquina de generación, registrada en la operación real, que estaba programada como mantenimiento en el correspondiente predespacho.
* Indisponibilidad total: Suma de indisponibilidad por mantenimiento e indisponibilidad forzada.
* Intervalo Spot: Intervalos en que se divide el día al efecto de las transacciones y precios en el Mercado Spot.
* LOS PROCEDIMIENTOS: Recopilación de las Resoluciones ex - SEE Nº 61/92, SE Nº 137/92, sus modificatorias y complementarias, que establecen "Los procedimientos para la programación de la operación, el despacho de cargas y el cálculo de precios" en el MEM.
* Mantenimiento Programado Estacional: Programa de mantenimiento acordado con el OED para la Programación Estacional e incorporado a la Base de Datos Estacional.
* Máquina Falla: Máquina térmica ficticia que se adiciona al despacho para representar un escalón de falla.
* Nodo frontera: Nodo físico o nodo equivalente en que se considera se ubica el intercambio con el otro país.
* Nodo Mercado (o Mercado): Nodo que se define como referencia para el cálculo de precios, transacciones y cargos de Transporte. Se ubica en la barra 500 kV de la Estación Transformadora Ezeiza por representar en la puesta en marcha del MEM el centro de carga del sistema.
* Organismo Coordinador: Organismo de un país encargado de la administración y coordinación de las transacciones de importación y exportación de energía eléctrica e intercambios en las interconexiones internacionales.
* Período Estacional: Período de seis meses en que se considera dividido el año a los efectos de la Programación Estacional y cálculo de precios estabilizados para Distribuidores.
* Período Trimestral: Período de tres meses en que se considera dividido cada período Estacional a los efectos de la Reprogramación Trimestral y cálculo de precios estabilizados para Distribuidores.
* Porcentaje Estacional para Regulación Primaria: Es el requerimiento de reserva para RPF establecido para el Período Estacional, de acuerdo a lo indicado en el punto 2.4.1. de LOS PROCEDIMIENTOS.
* Porcentaje Estacional para Regulación Secundaria: Es el requerimiento de reserva para RSF establecido para el Período Estacional. En la Programación Estacional, el OED debe indicar el requerimiento a asignar como Porcentaje Estacional para Regulación Secundaria dada la calidad pretendida.
* Porcentaje Máximo para Regulación Secundaria: Valor tope al porcentaje del Precio de Mercado asignable para determinar el precio de la Regulación Secundaria de Frecuencia (RSF). Lo define la SECRETARIA DE ENERGIA en base a las condiciones de competencia que existen en el MEM para brindar el servicio de RSF teniendo en cuenta la cantidad de centrales habilitadas para la RSF y las restricciones de Transporte existentes que puedan limitar su capacidad de aportar a esta regulación.
* Porcentaje Obligado para Regulación Primaria: Es el porcentaje de reserva para RPF al que está obligado aportar cada máquina térmica y central hidroeléctrica cuando está generando, ya sea con reserva rotante propia o pagando por la reserva que no provee. Dicho porcentaje se define en cada Programación Estacional como el mínimo entre el Porcentaje Optimo para Regulación Primaria establecido para dicho Período Estacional y el Porcentaje Optimo para Regulación Primaria vigente para el Período Estacional de Invierno de 1999.
* Porcentaje Optimo para Regulación Primaria: Es el porcentaje económico para Regulación Primaria de Frecuencia (RPF) que calcula el OED en la Programación Estacional a partir de una evaluación técnico económica, de acuerdo a lo indicado en el punto 2.4.1. de LOS PROCEDIMIENTOS. Corresponde al nivel de calidad pretendido dado que, por consideraciones económicas, proveer una reserva menor encarece el costo de abastecimiento previsto por riesgo de energía no suministrada.
* Potencia Declarada: Para cada agente Distribuidor, Gran Usuario o Autogenerador es la demanda máxima de potencia mensual prevista en el o los nodos de conexión al MEM durante las horas en que se remunera la potencia en dicho mes.
* Potencia Neta: Potencia que resulta para una máquina térmica o central hidroeléctrica luego de descontar los consumos propios.
* Potencia operable: Para una máquina que está generando, es la potencia neta máxima generable. Para una máquina parada, corresponde a su potencia neta disponible generable. En ambos casos se calcula teniendo en cuenta todas las restricciones que afectan la disponibilidad de la máquina, tanto restricciones propias de la central o de la máquina como de combustibles.
* Potencia Puesta a Disposición: Potencia operable que la máquina térmica o central hidroeléctrica puede entregar al MEM. Se calcula descontando de la potencia operable las restricciones que afectan su capacidad de entrega, o sea las restricciones de transporte que afecten la máxima potencia transmisible de la región en que está localizada.
* Precio Estacional: Precio estabilizado trimestral para la compra de Distribuidores fuera de contratos.
* Precio de Mercado: El precio de la energía que resulta en el nodo Mercado para el despacho económico, calculado de acuerdo a lo que establece el Anexo 5 de LOS PROCEDIMIENTOS.
* Precio Local: Precio de la energía en un Area Desvinculada. El Precio Local de un área exportadora resultará inferior al Precio de Mercado mientras que el de un área importadora será mayor.
* Procedimiento Técnico: Procedimiento de detalle, en lo referido a características y metodologías técnicas, que desarrolla el OED para implementar procedimientos o metodologías generales que establecen LOS PROCEDIMIENTOS.
* Regulación Primaria de Frecuencia: Es la regulación rápida, con un tiempo de respuesta menor de TREINTA (30) segundos, destinada a equilibrar los apartamientos respecto del despacho previsto, principalmente por los requerimientos variables de la demanda, cuando el sistema eléctrico se encuentra en régimen de operación normal. Se realiza a través de equipos instalados en las máquinas que permiten modificar en forma automática su producción.
* Regulación Secundaria de Frecuencia: Es la acción manual o automática sobre los variadores de carga de un grupo de máquinas dispuestas para tal fin, que compensan el error final de la frecuencia resultante de la Regulación Primaria de Frecuencia (RPF). Su función principal es absorber las variaciones de la demanda con respecto a la pronosticada para el sistema eléctrico en régimen normal. Dichas variaciones habrán sido absorbidas en primera instancia por las máquinas que participan en la RPF. La Regulación Secundaria de Frecuencia (RSF) permite llevar nuevamente dichas máquinas a los valores asignados por el despacho, anulando así los desvíos de frecuencia al producirse nuevamente el balance entre generación y demanda. Su tiempo de respuesta es del orden de varios minutos para, de ser posible de acuerdo a la magnitud de la perturbación, recuperar el valor nominal de la frecuencia.
* Requerimiento Mínimo para Regulación Primaria: El requerimiento que define la reserva para RPF por debajo del cual no se puede mantener la calidad mínima del sistema, ya que se pierde el control de la operabilidad del sistema eléctrico ante la imposibilidad de responder en tiempo y controlar los apartamientos instantáneos normales de la demanda.
* Requerimiento Obligado para Regulación Primaria: Para un área de despacho, es el requerimiento de reserva correspondiente al Porcentaje Obligado para Regulación Primaria de la energía necesaria para abastecer la demanda del área.
* Requerimiento Optimo para Regulación Primaria: Es el requerimiento para un área de despacho de reserva para regulación primaria, correspondiente al Porcentaje Optimo para Regulación Primaria de la energía necesaria para abastecer la demanda del área.
* Reserva instantánea: Reserva de corto plazo que aporta la demanda a través de los esquemas de alivio de cargas, para mantener la seguridad del Sistema.
* Reserva para Regulación Primaria Máxima de una máquina térmica o central hidroeléctrica: Porcentaje máximo de su potencia con el que está habilitada a participar en el despacho de reserva para Regulación Primaria de Frecuencia.
* Reserva Rotante para Regulación: Margen de potencia rotando en reserva en una máquina térmica o central hidroeléctrica habilitada y disponible para la Regulación de Frecuencia.
* Transporte de Interconexión Internacional: Conjunto de equipamiento de Transporte (líneas, subestaciones, conversoras, transformadores, etc. según corresponda) dedicado a conectar uno o más nodos de instalaciones existentes de un Transportista, Prestador Adicional de la Función Técnica de Transporte o de otros titulares de instalaciones en el territorio nacional con la red de Transporte de un país limítrofe donde se conectan los agentes de dicho país.
1.3. PROCEDIMIENTOS TECNICOS.
El OED deberá desarrollar los Procedimientos Técnicos (PT) necesarios para implementar las metodologías, procedimientos y criterios que se establecen en LOS PROCEDIMIENTOS. Los mismos deberán ser elevados a la SECRETARIA DE ENERGIA para su autorización previo a su entrada en vigencia.
1.4. SISTEMA ELECTRICO
A los efectos del funcionamiento del Mercado, el Sistema Eléctrico se considera dividido en Centros de Generación, Red de Transporte e Instalaciones de Distribución. Para la programación y operación del sistema y administración del Mercado, existe un Sistema de Operación y Despacho (SOD) superpuesto a dicho sistema físico.
1.5. ORGANIZACION COMERCIAL.
El Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) es el conjunto de transacciones de energía eléctrica en bloque que se realizan a través del Sistema Argentino de Interconexión (SADI) o de cualquier otra instalación de vinculación eléctrica sujeta a jurisdicción federal por estar afectada al comercio interjurisdiccional mayorista de energía eléctrica.
El MEM se compone de:
a) Un Mercado a Término, con contratos por cantidades, precios y condiciones pactadas entre vendedores y compradores.
b) Un Mercado Spot, con precios de corto plazo, sancionados en función del costo económico de producción, representado por el Costo Marginal de Corto Plazo medido en el Nodo Mercado.
c) Un Sistema de estabilización por trimestres de los precios previstos de energía y potencia, destinado a la compra fuera de contratos de los Distribuidores.
d) Un Sistema de cargos por servicios de interés general, que incluyen el servicio de Transporte, los servicios de reserva y reactivo, y los servicios del OED en su función técnica y operativa de programación y supervisión centralizada y en su función comercial de administrador del MEM.
1.6. ADMINISTRACION Y OPERADORES
La programación y coordinación de la operación técnica del sistema y la administración comercial del MEM se realizará a través del OED.
Los operadores habilitados a realizar operaciones en el MEM son:
* Los agentes, cuyas condiciones de ingreso y requisitos a cumplir se establecen en el Anexo 17 de LOS PROCEDIMIENTOS;
* Los Participantes reconocidos, cuyas condiciones de operación en el MEM y requisitos a cumplir se establecen en el Anexo 31 y 32 de LOS PROCEDIMIENTOS.
1.7. INTERVALO DEL MERCADO SPOT
El OED administrará los mercados de corto plazo (Mercado Spot y Mercado Spot Anticipado Diario) dividiendo cada día en intervalos Spot. Inicialmente dicho intervalo se define en una hora.
En función de las condiciones que se presenten en el MEM y su evolución prevista, la SECRETARIA DE ENERGIA podrá decidir modificar este intervalo Spot a un período menor. La implementación de este cambio se notificará con la anticipación suficiente para permitir, de ser necesario, ajustes a los sistemas de medición y procesamiento de datos.
Para cada intervalo Spot, el OED deberá determinar los precios y las transacciones de energía en el Mercado Spot. Los precios de la potencia y de las reservas serán horarios y se calcularán con la potencia media de los Intervalos Spot de dicha hora, excepto el Requerimiento Máximo de Potencia y la Potencia Declarada que deberán corresponder a la potencia máxima medida por el sistema de medición comercial (SMEC).
1.8. PUNTOS DE CONEXION Y PUNTOS DE COMPRA/VENTA.
Los puntos de intercambio físico del MEM se definen en las conexiones de las instalaciones de Generación con la red de Transporte o con la red de Distribución; de la red de Transporte con las redes de Distribución, entre las distintas redes de Distribución, en las interconexiones internacionales y en la vinculación de los Grandes Usuarios entre sí o con instalaciones de Distribución, Transporte o Generación.
Cada agente del MEM tendrá:
* uno o más puntos de intercambio sobre el Sistema Eléctrico;
* uno o más puntos de entrada o salida del Mercado donde se definirán sus precios de compra/ venta.
Los puntos de entrada/salida del MEM son:
* los nodos definidos en el ámbito de la Red de Transporte a los que el agente del MEM está conectado físicamente;
* los nodos de Generación o Distribución fuera del ámbito definido de la Red de Transporte con una potencia efectiva o convenida superior a 50MW de acuerdo a lo que establecen los Anexos 19 y 28 de LOS PROCEDIMIENTOS.
Todos los agentes reconocidos del MEM adquieren el compromiso de operar de acuerdo a las metodologías establecidas por LOS PROCEDIMIENTOS, y a suministrar en tiempo y forma los datos requeridos para un funcionamiento adecuado del Sistema y del Mercado.
1.9. AGENTES RECONOCIDOS.
Son agentes reconocidos del MEM los Generadores, Distribuidores, Grandes Usuarios, Transportistas, Autogeneradores y Cogeneradores que:
a) participaban del MEM al 300492;
b) los concesionarios de actividades de generación hidroeléctrica, transporte o distribución en los términos de la ley 24.065;
c) los Generadores, Autogeneradores, Cogeneradores, Distribuidores y Grandes Usuarios que soliciten y obtengan autorización de la SECRETARIA DE ENERGIA para incorporarse al MEM.
Los requisitos y procedimientos para solicitar y obtener la autorización de ingreso como agente del MEM se establecen en el Anexo 17 de LOS PROCEDIMIENTOS.
Los agentes reconocidos del MEM entregarán al OED la información requerida para la Base de Datos del Sistema, de acuerdo a lo que establece el Anexo 1 de LOS PROCEDIMIENTOS. Cada vez que se produzca un cambio en alguno de estos datos, la empresa deberá informar al OED, quien tendrá la responsabilidad de mantener actualizado este conjunto de información. La base de datos y sus sucesivas actualizaciones será puesta a disposición por el OED a todos los agentes del MEM.
A los efectos de LOS PROCEDIMIENTOS toda referencia a un Generador se debe entender que alcanza a todo Agente Productor, salvo que se explicite lo contrario.
1.10. PARTICIPANTES RECONOCIDOS.
Son participantes del MEM:
a) Los Comercializadores del MEM;
b) Las Provincias comercializadoras de regalías en especies;
c) Una empresa extranjera que realice un contrato de importación o exportación con un agente o Comercializador del MEM, durante la vigencia de dicho contrato.
Los requisitos y procedimientos para solicitar y obtener la autorización de ingreso como Participante del MEM se establecen en el Anexo 31 de LOS PROCEDIMIENTOS. En dicho Anexo también se establecen las normas y limitaciones a su operación en el MEM.
La actuación del Comercializador dentro del MEM se limita a la compra y venta de energía eléctrica producida y consumida por terceros. El Comercializador puede intervenir en las operaciones comerciales del MEM pero no en las operaciones físicas. Las normas particulares para Comercializadores se establecen en el Anexo 32 de LOS PROCEDIMIENTOS.
A los efectos de LOS PROCEDIMIENTOS toda referencia a un Generador se debe entender que alcanza también a un Comercializador que comercializa generación, y toda referencia a un Gran Usuario se debe entender que alcanza también a un Comercializador que comercializa Grandes Usuarios, salvo que se explicite lo contrario.
1.11. RED DE TRANSPORTE
La red de Transporte incluye:
a) las instalaciones que se transfieran a el o los Concesionarios en el momento de establecerse las concesiones del Transporte;
b) las instalaciones futuras que se incorporen en el marco y términos de esas concesiones o nuevas concesiones;
c) las instalaciones que el concesionario reciba de terceros por haber sido construidas fuera del ámbito de su concesión.
1.12. CARGOS DE TRANSPORTE
Todo agente conectado directamente a la red de Transporte tendrá definido uno o más puntos de acceso al Mercado a través de los cuales se determinarán sus cargos de Transporte con que participa en la remuneración del ingreso de los Transportistas. En caso de ser más de uno el punto de acceso, se reducirá a un nodo equivalente en proporción a la potencia típica estimada para cada estado característico previsto para la red.
Cuando un agente no esté conectado directamente a nodos reconocidos de la red de Transporte, se le asignará un nodo de referencia, o equivalente según corresponda, para la definición de su precio nodal y de los cargos de Transporte, de acuerdo a lo que establecen los Anexos 19, 27 y 28 de LOS PROCEDIMIENTOS.
1.13. SISTEMA DE OPERACION Y DESPACHO (SOD)
La coordinación de la operación y la administración del Mercado Spot requiere la comunicación en tiempo real entre los agentes del MEM y el OED y de mediciones comerciales, para programar y coordinar la operación y el despacho del Sistema así como para calcular en tiempo y forma los precios y volúmenes que definirán los montos de las transacciones económicas.
Las necesidades que de ello se derivan en materia de comunicaciones, adquisición, transmisión y procesamiento de la información a intercambiar entre los agentes del MEM y el OED, asociada a la operación y a las transacciones comerciales que se lleven a cabo, están cubiertas por el Sistema de Operación y Despacho (SOD).
La responsabilidad primaria de operación y despacho es del OED. Sin embargo, en vista del despliegue territorial y de la multiplicidad de agentes que intervienen en el MEM, el OED está facultado para delegar funciones que le son propias en otras empresas.
El SOD abarca los siguientes sistemas:
* Un sistema de operación en tiempo real (SOTR), que brinda los medios físicos necesarios para llevar a cabo la coordinación de la operación en tiempo real del Sistema Eléctrico.
* Un sistema de medición comercial (SMEC), destinado a la medición, registro y transmisión de la información necesaria para las Transacciones Económicas en el MEM.
* Un sistema de comunicaciones (SCOM) afectado a la operación en tiempo real y al sistema de medición comercial, abarcando enlaces de voz, datos, telex, etc.
Las características de dichos sistemas se establecen en el Anexo 24 de LOS PROCEDIMIENTOS.
1.14. IMPLEMENTACION DE LOS PROCEDIMIENTOS.
El OED deberá aplicar las normas y desarrollar los sistemas y demás herramientas necesarias para implementar lo establecido en LOS PROCEDIMIENTOS. En particular, deberá realizar el seguimiento de los inconvenientes que surjan en la implementación y aplicación de LOS PROCEDIMIENTOS así como los conflictos de interpretación o las excepciones al cumplimiento de algún procedimiento, junto con el motivo que lo justifica.
Junto con cada Programación Estacional y Reprogramación Trimestral, el OED debe elaborar y elevar a la SECRETARIA DE ENERGIA un Informe de Implementación de LOS PROCEDIMIENTOS. En dicho informe el OED debe incluir:
e) los criterios aplicados para la implementación de LOS PROCEDIMIENTOS, indicando metodologías de aplicación, interpretaciones realizadas y desempeño;
f) inconvenientes detectados en la programación y operación del sistema y administración del MEM para la implementación y aplicación de LOS PROCEDIMIENTOS, tanto en lo comercial como en lo técnico y operativo;
g) cada conflicto con agentes y Comercializadores en cuanto a interpretación y/o aplicación de LOS PROCEDIMIENTOS y, cuando corresponda, el modo en que fue resuelto;
h) inconvenientes detectados en el funcionamiento de los modelos y sistemas administrativos vigentes y, de corresponder, propuesta de necesidad de ajustes;
i) toda excepción transitoria a lo establecido en LOS PROCEDIMIENTOS, identificando a el o los agentes a quienes se aplicó y el motivo que lo justificó. La SECRETARIA DE ENERGIA pondrá el Informe en conocimiento de los agentes y Comercializadores del MEM, que contarán con DIEZ (10) días hábiles para enviar sus observaciones.
La SECRETARIA DE ENERGIA analizará el informe y las observaciones recibidas dentro del plazo indicado para verificar que la implementación e interpretaciones realizadas se ajusten a LOS PROCEDIMIENTOS así como identificar la necesidad y conveniencia de mejoras o ajustes.