Buenos Aires 20 de Marzo de 1995

Secretaria de Energía
ENERGIA ELECTRICA
Resolución 105/95
Modifícanse "Los Procedimientos par ala Programación de la Operación, el Despacho de Cargas y el Cálculo de Precios en el Mercado Eléctrico Mayorista" que fueran aprobados por Resolución ex - S.E.E. N° 61/92, para las transacciones desde el período que comienza el 1°.5.95 inclusive.
Bs. As., 20/3/95
VISTO la Ley Nº 24.065 y las Resoluciones EX - SECRETARIA ENERGIA ELECTRICA No. 61 del 29 de abril de 1.992 y SECRETARIA DE ENERGIA Nº 137 del 30 de noviembre de 1.992, sus modificadoras y complementarias, y
CONSIDERANDO:
Que el Artículo 2º de la Ley Nº 24.065 fija entre los objetivos para la política nacional en materia de abastecimiento de electricidad los de alentar inversiones para asegurar el suministro a largo plazo, incentivar el abastecimiento y uso eficientes de la electricidad fijando metodologías tarifarias apropiadas, y alentar la realización de inversiones privadas en producción y transporte de electricidad asegurando la competitividad de los mercados donde sea posible.
Que la misma ley en su Artículo Nº 36 encomienda a la SECRETARIA DE ENERGIA del MINISTERIO DE ECONOMIA Y OBRAS Y SERVICIOS PUBLICOS fijar las normas del despacho económico para las transacciones de energía y potencia que están explícitamente comprometidas a aceptar quienes actúan en el MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM) para tener derecho a suministrar o recibir energía eléctrica no pactada libremente entre las partes.
Que las normas referidas rigen las transacciones en el denominado "Mercado Spot" del MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM) y se plasmaron en "Los Procedimientos para la Programación de la Operación, el Despacho de Cargas y el Cálculo de Precios en el Mercado Eléctrico Mayorista" (LOS PROCEDIMIENTOS) aprobados por Resolución EX- SECRETARIA DE ENERGIA ELECTRICA Nº 61 del 29 de abril de 1.992 modificada por Resolución SECRETARIA DE ENERGIA Nº 137 del 30 de Noviembre de 1.992.
Que en el marco de los criterios definidos en el antes mencionado Artículo 36 resulta oportuno y necesario perfeccionar y profundizar tales procedimientos en resguardo de la consecución de los objetivos aludidos en el primer Considerando de este acto.
Que en tal sentido corresponde considerar para la sanción del precio de la energía los costos variables de producción adicionales al combustible requerido para la producción de energía eléctrica con centrales térmicas.
Que expresamente el Artículo 1º del Anexo I del Decreto Nº 1.398 del 6 de agosto de 1.992 reglamenta que la actividad de generación de energía eléctrica debe ser solo regulada en aquellos aspectos y circunstancias que afecten al interés general.
Que en función de ello, con el objeto de minimizar la regulación resguardando a la vez el sistema de costos económicos para las transacciones en el Mercado Spot, cabe permitir en primera instancia al Generador evaluar su costo variable de producción, en tanto se determina la proporción máxima considerada aceptable de los otros costos variables en relación con el precio de referencia del combustible.
Que asimismo admitir la participación del valor del agua en la definición del precio de la energía refleja el costo de producción del sistema valorizando el riesgo de falla lo que a su vez es plenamente compatible con la preservación de condiciones de competencia entre los generadores en el mercado.
Que, por otra parte, a fin de transmitir señales económicas precisas, se procura que el precio de la energía refleje el costo real de abastecer el siguiente megavatio teniendo en cuenta las restricciones vigentes que afectan al MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM).
Que garantizando que el precio de punta refleje el riesgo de faltante de potencia para abastecer los picos de demanda se orientan las inversiones hacia donde son necesarias en el sector.
Que las señales destinadas a estimular la cobertura futura de la energía de base en el MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM) deben considerar los cambios tecnológicos a la vez que incentivar la disponibilidad de las máquinas en las horas que nos se remunera la potencia.
Que resulta de todo lo anterior que las disposiciones del presenta acto en relación con la sanción del precio "spot" de la energía y de la remuneración de la potencia a los generadores en el MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM) hacen al perfeccionamiento en la aplicación de los criterios contenidos en el Marco Regulatorio Eléctrico para el mejor logro de los objetivos de la política nacional en el sector.
Que las facultades para el dictado del presente acto surgen de lo dispuesto en el Artículo 37 de la Ley Nº 15.336, Artículos 35, 36 y 85 de la Ley No. 24.065 y Artículo 1º del Decreto Nº 432 del 25 de agosto de 1.982.
Por ello,
El SECRETARIO DE ENERGIA
RESUELVE:
ARTICULO 1º- Sustitúyase el punto "2.1.1. DATOS ESTACIONALES" de "LOS PROCEDIMIENTOS PARA LA PROGRAMACION DE LA OPRACION, EL DESPACHO DE CARGAS Y EL CALCULO DE PRECIOS EN EL MERCADO ELECTRICO MAYORISTA" (LOS PROCEDIMIENTOS) que como Anexo I Integran la Resolución EX-SECRETARIA DE ENERGIA ELECTRICA Nº 61 del 29 de abril de 1.992 modificada por Resolución SECRETARIA DE ENERGIA Nº 137 del 30 de noviembre de 1.992. y sus modificatorias y complementarias, por el texto que con igual numeración y denominación se incluye en el Anexo I de esta Resolución de la que forma parte integrante.
ARTICULO 2º.- Sustitúyese el punto "2.2. MODELO DE OPTIMIZACION Y PROGRAMACION DE LA OPERACION" de "LOS PROCEDIMIENTOS PARA LA PROGRAMACION DE LA OPERACIÓN, EL DESPACHO DE CARGAS Y EL CALCULO DE PRECIOS EN EL MERCADO ELECTRICO MAYORISTA" (LOS PROCEDIMIENTOS) que como Anexo I integran la Resolución EX - SECRETARIA DE ENERGIA ELECTRICA No. 61 del 29 de abril de 1.992 modificada por Resolución SECRETARIA DE ENERGIA No. 137 del 30 de noviembre de 1.992 y sus modificatorias y complementarias, por el texto que con igual numeración y denominación se incluyen en el Anexo I de esta Resolución de la que forma parte integrante.
ARTICULO 3º.- Sustitúyense los puntos "2.3.1.2. Centrales Hidroeléctricas Optimizadas por el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED)" y " 2.3.1.3. Embalses a Optimizar por el Generador" de "LOS PROCEDIMIENTOS PARA LA PROGRAMACION DE LA OPERACIÓN, EL DESPACHO DE CARGAS Y EL CALCULO DE PRECIOS EN EL MERCADO ELECTRICO MAYORISTA" (LOS PROCEDIMIENTOS) que como Anexo I integran la Resolución EX-SECRETARIA DE ENERGIA ELECTRICA Nº 61 del 29 de abril de 1.992 modificada por Resolución SECRETARIA DE ENERGIA Nº 137 del 30 de noviembre de 1992 y sus modificatorias y complementarias, por el texto que se incluye en el Anexo I de esta resolución, de la que forma parte integrante, como puntos "2.3.1.2. Centrales Hidroeléctricas de Capacidad Estacional", "2.3.1.2.3. Declaración del Valor del Agua" y "2.3.1.3. Centrales Hidroeléctricas de Capacidad Mensual y Semanal".
ARTICULO 4º.- Sustitúyese el punto "2.4.2 PRECIO DEL MERCADO Y PRECIOS DE NODO" de "LOS PROCEDIMIENTOS PARA LA PROGRAMACION DE LA OPERACIÓN, EL DESPACHO DE CARGAS Y EL CALCULO DE PRECIOS EN EL MERCADO ELECTRICO MAYORISTA" (LOS PROCEDIMIENTOS). que como Anexo I integran la Resolución EX - SECRETARIA DE ENERGIA ELECTRICA Nº 61 del 29 de abril de 1.992 modificada por Resolución SECRETARIA DE ENERGIA Nº 137 del 30 de noviembre de 1.992 y sus modificatorias y complementarias, por el texto que con igual numeración se incluyen en el Anexo I de esta Resolución de la que forman parte integrante
ARTICULO 5º.- Sustitúyese el punto "2.4.3.1. Oferta en el Mercado" de "LOS PROCEDIMIENTOS PARA LA PROGRAMACION DE LA OPERACIÓN, EL DESPACHO DE CARGAS Y EL CALCULO DE PRECIOS EN EL MERCADO ELECTRICO MAYORISTA" (LOS PROCEDIMIENTOS) que como Anexo I integran la Resolución EX - SECRETARIA DE ENERGIA ELECTRICA Nº 61 del 29 de abril de 1.992 modificada por Resolución SECRETARIA DE ENERGIA Nº 137 del 30 de noviembre de 1.992 y sus modificatorias y complementarias, por el texto que con igual numeración y denominación se incluyen en el Anexo I de esta Resolución de la que forma parte integrante.
ARTICULO 6º.- Sustitúyese el punto "2.4.3.3. Precio de Referencia de la Energía" de "LOS PROCEDIMIENTOS PARA LA PROGRAMACION DE LA OPERACIÓN, EL DESPACHO DE CARGAS Y EL CALCULO DE PRECIOS EN EL MERCADO ELECTRICO MAYORISTA" (LOS PROCEDIMIENTOS) que como Anexo Integran la Resolución EX-SECRETARIA DE ENERGIA ELECTRICA Nº 61 del 29 de abril de 1.992 modificada por Resolución SECRETARIA DE ENERGIA Nº 137 del 30 de noviembre de 1. 992 y sus modificatorias y complementarias, por el texto que se incluye en el Anexo I de esta resolución, de la forma parte integrante, como puntos "2.4.3.3. Precio de Referencia de la Energía", "2.4.3.3.1. Precio Medio en el Mercado", "2.4.3.3.2. Sobreprecio Estacional por Riesgo de Falla" y "2.4.3.3. Precios Probables de la Energía por Banda Horaria".
ARTICULO 7º.- Sustitúyense los puntos "2.5.2.1. Precio Máximo de la Potencia Puesta a Disposición", "2.5.2.2. Determinación de la Capacidad de Potencia Base en Reserva" y "2.5.2.3. Determinación de la Reserva Fría" de "LOS PROCEDIMIENTOS PARA LA PROGRAMACION DE LA OPERACIÓN, EL DESPACHO DE CARGAS Y EL CALCULO DE PRECIOS EN EL MERCADO ELECTRICO MAYORISTA" (LOS PROCEDIMIENTOS) que como Anexo I integra la Resolución EX-SECRETARIA DE ENERGIA ELECTRICA Nº 61 del 29 de abril de 1.992 modificada por Resolución SECRETARIA DE ENERGIA Nª 137 del 30 de noviembre de 1.992 y sus modificatorias y complementarias, por el texto que se incluye en el Anexo I de esta resolución, de la que forma parte integrante, como puntos "2.5.2.1. Precio Máximo de la Potencia Puesta a Disposición", "2.5.2.2. Determinación de la Venta de Potencia Base en Reserva" y "2.5.2.3. Determinación de la Reserva Rotante Operativa y Reserva Fría".
ARTICULO 8º.- Sustitúyense los puntos "2.5.3.2. Precio de la Potencia Despachada", "2.5.3.3. Precio de la Reserva de Potencia" y "2.5.3.4. Precio por Servicios Asociados a la Potencia" de "LOS PROCEDIMIENTOS PARA LA PROGRAMACION DE LA OPERACIÓN, EL DESPACHO DE CARGAS Y EL CALCULO DE PRECIOS EN EL MERCADO ELECTRICO MAYORISTA" (LOS PROCEDIMIENTOS) que como Anexo I integran la Resolución EX- SECRETARIA DE ENERGIA ELECTRICA Nº 61 del 29 de abril de 1.992 modificada por Resolución SECRETARIA DE ENERGIA Nº 137 del 30 de noviembre de 1.992 y sus modificactorias y complementarias, por el texto que con igual numeración y denominación se incluyen en el Anexo I de esta Resolución de la que forma parte integrante.
ARTICULO 9º.- Elimínase el punto "2.5.2.4. Sobreprecio por Riesgo de Falla" de "LOS PROCEDIMIENTOS PARA LA PROGRMACION DE LA OPERACIÓN, EL DESPACHO DE CARGAS Y EL CALCULO DE PRECIOS EN EL MERCADO ELECTRICO MAYORISTA" (LOS PROCEDIMIENTOS) que como Anexo I integran la Resolución EX-SECRETARIA DE ENERGIA ELECTRICA Nº 61 del 29 de abril de 1.992 modificada por Resolución SECRETARIA DE ENERGIA Nº 137 del 30 de noviembre de 1.992 y sus modificatorias y complementarias.
ARTICULO 10.- Sustitúyese el punto "2.11. REPROGRAMACIÓN TRIMESTRAL" de "LOS PRECEDIMIENTOS PARA LA PROGRAMACION DE LA OPERACIÓN, EL DESPACHO DE CARGAS Y EL CALCULO DE PRECIOS EN EL MERCADO ELECTRICO MAYORISTA" (LOS PROCEDIMIENTOS) que como Anexo I integran la Resolución EX - SECRETARIA DE ENERGIA ELECTRICA Nº 61 del 29 de abril de 1.992 modificada por Resolución SECRETARIA DE ENERGIA Nº 137 del 30 de noviembre de 1.992 y sus modificatorias y complementarias, por el texto que se incluye en el Anexo I de esta resolución, de la que forma parte integrante, como puntos "2.11. REPROGRAMACION TRIMESTRAL" "2.11.1. DEMANDA", "2.11.2. MANTENIMIENTO PROGRAMADO", "2.11.3. BASE DE DATOS ESTACIONAL", "2.11.4. MODIFICACION DE LOS VALORES DECLARADOS", "2.11.4.1. Costos Variables de Producción", "2.11.4.2. Programación Indicativa y Modificación de los Valores de Agua", y "2.11.5. PROGRAMACION PROVISORIA Y DEFINITIVA".
ARTICULO 11.- Sustitúyense los puntos "3.1.1. INFORMACION BASICA", "3.1.2. MODULOS UTILIZADOS", "3.1.3. DESPACHO SEMANAL", "3.1.3.1. Determinación del Riesgo de Falla y Remuneración Adicional" y "3.1.3.3. Envío de la Programación Semanal" de "LOS PROCEDIMIENTOS PARA LA PROGRAMACION DE LA OPERACIÓN, EL DESPACHO DE CARGAS Y EL CALCULO DE PRECIOS EN EL MERCADO ELECTRICO MAYORISTA" (LOS PROCEDIMIENTOS) que como Anexo I integran la Resolución EX - SECRETARIA DE ENERGIA ELECTRICA Nº 61 del 29 de abril de 1.992 modificada por Resolución SECRETARIA DE ENERGIA Nº 137 del 30 de noviembre de 1.992 y sus modificatorias y complementarias, por el texto que se incluye en el Anexo I de esta resolución, de la que forma parte integrante, como puntos "3.1.1. INFORMACION BASICA", "3.1.2. MODELOS UTILIZADOS", "3.1.3. DESPACHO SEMANAL", "3.1.3.1. Previsión de Restricciones a la Demanda" y "3.1.3.3. Envío de la Programación Semanal".
ARTICULO 12.- Sustitúyense los puntos "3.2.2. MODELO UTILIZADO", "3.2.3.1. Despacho de Cargas y Determinación del PM", "3.2.3.2. Programas de Cargas y Definición de Precios Locales" y "3.2.3.3. Despacho de Combustible" de "LOS PROCEDIMIENTOS PARA LA PROGRAMACION DE LA OPERACIÓN, EL DESPAHCO DE CARGAS Y EL CALCULO DE PRECIOS EN EL MERCADO ELECTRICO MAYORISTA" (LOS PROCEDIMIENTOS) que como Anexo I integran la Resolución EX - SECRETARIA DE ENERGIA ELECTRICA Nº 61 del 29 de abril de 1.992 modificada por Resolución SECRETARIA DE ENRERGIA Nº 137 del 30 de noviembre de 1.992 y sus modificatorias y complementarias, por el texto que se incluye en el Anexo I de esta resolución, de la que forma parte integrante, como puntos "3.2.2. MODULOS UTILIZADOS", "3.2.3.1. Despacho de Cargas y Determinación del Precio de Mercado", "3.2.3.2. Programas de Carga y Definición de Precios Locales", y "3.2.3.3. Despacho de Combustible".
ARTICULO 13.- Sustitúyase el punto "3.2.3.9. Envío de Programación Diaria" de "LOS PROCEDIMIENTOS PARA LA PROGRAMACION DE LA OPERACIÓN, EL DESPACHO DE CARGAS Y EL CALCULO DE PRECIOS EN EL MERCADO ELECTRICO MAYORISTA" (LOS PROCEDIMIENTOS) que como Anexo I integran la Resolución EX - SECRETARIA DE ENERGIA ELECTRICA Nº 61 del 29 de abril de 1.992 modificada por Resolución SECRETARIA DE ENERGIA Nº 137 del 30 de noviembre de 1.992 y sus modificatorias y complementarias, por el texto que con igual numeración y denominación se incluye en el Anexo I de esta Resolución de la que forma parte integrante.
ARTICULO 14.- Sustitúyase el punto "3.3. OPERACIÓN EN TIEMPO REAL" de "LOS PROCEDIMIENTOS PARA LA PROGRAMACION DE LA OPERACIÓN, EL DESPACHO DE CARGAS Y EL CALCULO DE PRECIOS EN EL MERCADO ELECTRICO MAYORISTA" (LOS PROCEDIMIENTOS) que como Anexo I integran la Resolución EX-SECRETARIA DE ENERGIA ELECTRICA Nº 61 del 29 de abril de 1.992 modificada por Resolución SECRETARIA DE ENERGIA Nº 137 del 30 de noviembre de 1.992 y sus modificatorias y complementarias, por el texto que con igual numeración y denominación se incluyen en el Anexo I de esta Resolución de la que forma parte integrante.
ARTICULO 15.- Sustitúyese el punto "3.3.3. REDESPACHO" de "LOS PROCEDIMIENTOS PARA LA PROGRAMACION DE LA OPERACIÓN, EL DESPACHO DE CARGAS Y EL CALCULO DE PRECIOS EN EL MERCADO ELECTRICO MAYORISTA" (LOS PROCEDIMIENTOS) que como Anexo I integran la Resolución EX-SECRETARIA DE ENERGIA ELECTRICA Nº 61 del 29 de abril de 1.992 modificada por Resolución SECRETARIA DE ENERGIA Nº 137 del 30 de noviembre de 1.992 y sus modificatorias y complementarias, por el texto que con igual numeración y denominación se incluye en el Anexo I de esta Resolución de la que forma parte integrante.
ARTICULO 16.- Sustitúyese el punto "3.4.1. DETERMINACION DE LOS INTERCAMIBOS" de "LOS PRROCEDIMIENTOS PARA LA PROGRAMACION DE LA OPERACIÓN, EL DESPACHO DE CARGAS Y EL CALCULO DE PRECIOS EN EL MERCADO ELECTRICO MAYORISTA" (LOS PROCEDIMIENTOS) que como Anexo I integran la Resolución EX-SECRETARIA DE ENERGIA ELECTRICA Nº 61 del 29 de abril de 1.992 modificada por Resolución SECRETARIA DE ENERGIA Nº 137 del 30 de noviembre de 1.992 y sus modificatorias y complementarias, por el texto que con igual numeración y denominación se incluyen en el Anexo I de esta Resolución de la que forma parte integrante.
ARTICULO 17.- Sustitúyese el punto "3.5.1. REMUNERACION DE LA ENERGIA" de "LOS PREOCEDIMIENTOS PARA LA PROGRAMACION DE LA OPERACIÓN, EL DESPACHO DE CARGAS Y EL CALCULO DE PRECIOS EN EL MERCADO ELECTRICO MAYORISTA" (LOS PRECEDIMIENTOS) que como Anexo I integran la Resolución EX- SECRETARIA DE ENERGIA ELECTRICA Nº 61 del 29 de abril de 1.992 modificada por Resolución SECRETARIA DE ENERGIA Nº 137 del 30 de noviembre de 1.992 y sus modificatorias y complementarias, por el texto que con igual numeración y denominación se incluyen en el Anexo I de esta Resolución de la que forma parte integrante.
ARTICULO 18.- Sustitúyense los puntos "3.5.3.1. Potencia Puesta a Disposición" y "3.5.3.2. Remuneración Adicional por Riesgo de Falla" de "LOS PRECEDIMIENTOS PARA LA PROGRAMACION DE LA OPERACIÓN, EL DESPACHO DE CARGAS Y EL CALCULO DE PRECIOS EN EL MERCADO ELECTRICO MAYORISTA" (LOS PROCEDIMIENTOS) que como Anexo I integran la Resolución EX-SECRETARIA DE ENERGIA ELECTRICA Nº 61 del 29 de abril de 1.992 modificada por Resolución SECRETARIA DE ENERGIA Nº 137 del 30 de noviembre de 1.992 y sus modificatorias y complementarias, por el texto que se incluye en el Anexo I de esta resolución, de la que forma parte integrante, como puntos "3.5.3.1. Potencia Puesta a Disposición" y "3.5.3.2 Potencia Base".
ARTICULO 19.- Sustitúyese el punto "3.7. ARRANQUE Y PARADA DE MAQUINAS" de "LOS PROCEDIMIENTOS PARA LA PROGRAMACION DE LA OPERACIÓN, EL DESPACHO DE CARGAS Y EL CALCULO DE PRECIOS EN EL MERCADO ELECTRICO MAYORISTA" (LOS PROCEDIMIENTOS) que como Anexo I integran la Resolución EX-SECRETARIA DE ENERGIA ELECTRICA Nº 61 del 29 de abril de 1.992 modificada por Resolución SECRETARIA DE ENERGIA Nº 137 del 30 de noviembre de 1.992 y sus modificatorias y complementarias, por el texto que con igual numeración y denominación se incluye en el Anexo I de esta Resolución de la que forma parte integrante.
ARTICULO 20.- Sustitúyese el punto "4.4.2 CONTRATOS DE ABASTECIMIENTO" de "LOS PREOCEDIMIENTOS PARA LA PROGRAMACION DE LA OPERACIÓN, EL DESPACHO DE CARGAS Y EL CALCULO DE PRECIOS EN EL MERCADO ELECTRICO MAYORISTA" (LOS PRECEDIMIENTOS) que como Anexo I integran la Resolución EX-SECRETARIA DE ENRGIA ELECTRICA Nº 61 del 29 de abril de 1.992 modificada por Resolución SECRETARIA DE ENRGIA Nº 137 del 30 de noviembre de 1.992 y sus modificatorias y complementarias, por el texto que con igual numeración y denominación se incluyen en el Anexo I de esta Resolución de la que forma parte integrante.
ARTICULO 21.- Sustitúyese el punto "4.7.4. OPERACIÓN EN TIEMPO REAL" de "LOS PROCEDIMIENTOS PARA LA PROGRAMACION DE LA OPERACIÓN, EL DESPACHO DE CARGAS Y EL CALCULO DE PRECIOS EN EL MERCADO ELECTRICO MAYORISTA" (LOS PROCEDIMIENTOS) que como Anexo I integran la Resolución EX-SECRETARIA DE ENERGIA ELECTRICA Nº 61 del 29 de abril de 1.992 modificada por Resolución SECRETARIA DE ENRGIA Nº 137 del 30 de noviembre de 1.992 y sus modificatorias y complementarias, por el texto que con igual numeración y denominación se incluyen en el Anexo I de esta Resolución de la que forma parte integrante.
ARTICULO 22.- Sustitúyese el punto "4.8. DETERMINACION Y VALORIZACION DE LOS APARTAMIENTOS DE UN GENERADOR EN LOS CONTRATOS DE ABASTECIMIENTO" de "LOS PROCEDIMIENTOS PARA LA PROGRAMACION DE LA OPERACIÓN, EL DESPACHO DE CARGAS Y EL CALCULO DE PRECIOS EN EL MERCADO ELCTRICO MAYORISTA" (LOS PROCEDIMIENTOS) que como Anexo I integran la Resolución EX - SECRETARIA DE ENERGIA ELECTRICA Nº 61 del 29 de abril de 1.992 modificada por Resolución SECRETARIA DE ENERGIA Nº 137 del 30 de noviembre de 1.992 y sus modificatorias y complementarias, por el texto que con igual numeración y denominación se incluye en el Anexo I de esta Resolución de la que forma parte integrante.
ARTICULO 23.- Sustitúyese el punto "1.1 INFORMACION BASICA DE GENERADORES" del "ANEXO 1: BASE DE DATOS DEL SISTEMA" de "LOS PROCEDIMIENTOS PARA LA PROGRAMACION DE LA OPERACIÓN, EL DESPACHO DE CARGAS Y EL CALCULO DE PRECIOS EN EL MERCADO ELECTRICO MAYORISTA" (LOS PROCEDIMIENTOS) que como Anexo I integran la Resolución EX - SECRETARIA DE ENERGIA ELECTRICA Nº 61 del 29 de abril de 1.992 modificada por Resolución SECRETARIA DE ENRGIA Nº 137 del 30 de noviembre de 1.992 y sus modificatorias y complementarias, por el texto que con igual numeración y denominación se incluyen en el Anexo II de esta Resolución de la que forma parte integrante.
ARTICULO 24.- Sustitúyese el "ANEXO 2: BASE DE DATOS ESTACIONAL" de "LOS PROCEDIMIENTOS PARA LA PROGRAMACION DE LA OPERACIÓN, EL DESPACHO DE CARGAS Y EL CALCULO DEL PRECIO EN EL MERCADO ELECTRICO MAYORISTA" (LOS PROCEDIMIENTOS) que como Anexo I integran la Resolución EX-SECRETARIA DE ENERGIA ELECTRICA Nº 61 del 29 de abril de 1.992 modificada por Resolución SECRETARIA DE ENERGIA Nº 137 del 30 de noviembre de 1.992 y sus modificaciones y complementarias, por el texto que bajo la misma denominación se incluye como Anexo III de esta Resolución de la que forma parte integrante.
ARTICULO 25.- Sustitúyese el "ANEXO 5: MAQUINAS EXLUIDAS" de "LOS PROCEDIMIENTOS PARA LA PROGRAMACION DE LA OPERACIÓN, EL DESPACHO DE CARGAS Y EL CALCULO DE PRECIOS EN EL MERCADO ELECTRICO MAYORISTA" (LOS PROCEDIMIENTOS) que como Anexo I integran la Resolución EX-SECRETARIA DE ENERGIA ELECTRICA Nº 61 del 29 de abril de 1.992 modificada por Resolución SECRETARIA DE ENERGIA Nº 137 del 30 de noviembre de 1.992 y sus modificatorias y complementarias, por el texto que bajo la denominación de "ANEXO 5: CALCULO DEL PRECIO SPOT DE LA ENERGIA Y COSTO OPERATIVO" se incluye como Anexo IV de esta Resolución de la que forma parte integrante.
ARTICULO 26.- Sustitúyese el "ANEXO 6: SOBREPRECIO POR RIESGO DE FALLA" de "LOS PROCEDIMIENTOS PARA LA PROGRAMACION DE LA OPERACIÓN, EL DESPACHO DE CARGAS Y EL CALCULO DE PRECIOS EN EL MERCADO ELECTRICO MAYORISTA" (LOS PREOCEDIMIENTOS) que como Anexo I integran la Resolución EX-SECRETARIA DE ENERGIA ELECTRICA Nº 61 del 29 de abril de 1.992 modificada por Resolución SECRETARIA DE ENERGIA Nº 137 del 30 de noviembre de 1.992 y sus modificatorias y complementarias, por el texto que bajo la denominación de "ANEXO 6: SOBREPRECIO ESTACIONAL POR RIESGO DE FALLA" se incluye como Anexo V de esta Resolución de la que forma parte integrante.
ARTICULO 27.- Sustitúyese el "ANEXO 7: INFORME ESTACIONAL" de "LOS PROCEDIMIENTOS PARA LA PROGRAMACIÓN DE LA OPERACIÓN, EL DESPACHO DE CARGAS Y EL CALCOULO DE PRECIOS EN EL MERCADO ELECTRICO MAYORISTA" (LOS PROCEDIMIENTOS) que como Anexo I integran la Resolución EX-SECRETARIA DE ENERGIA ELECTRICA Nº 61 del 29 de abril de 1.992 modificada por Resolución SECRETARIA DE ENERGIA Nº 137 del 30 de noviembre de 1.992 y sus modificatorias y complementarias, por el texto que bajo idéntica denominación se incluye como Anexo VI de esta Resolución de la que forma parte integrante.
ARTICULO 28.- Sustitúyese el "ANEXO 8: INFORME MENSUAL" de "LOS PROCEDIMIENTOS PARA LA PROGRAMACIÓN DE LA OPERACIÓN, EL DESPACHO DE CARGAS Y EL CALCOULO DE PRECIOS EN EL MERCADO ELECTRICO MAYORISTA" (LOS PROCEDIMIENTOS) que como Anexo I integran la Resolución EX-SECRETARIA DE ENERGIA ELECTRICA Nº 61 del 29 de abril de 1.992 modificada por Resolución SECRETARIA DE ENERGIA Nº 137 del 30 de noviembre de 1.992 y sus modificatorias y complementarias, por el texto que bajo idéntica denominación se incluyen como Anexo VII de esta Resolución de la que forman parte integrante.
ARTICULO 29.- Sustitúyese el "ANEXO 9: BASE DE DATOS SEMANAL" de "LOS PROCEDIMIENTOS PARA LA PROGRAMACIÓN DE LA OPERACIÓN, EL DESPACHO DE CARGAS Y EL CALCOULO DE PRECIOS EN EL MERCADO ELECTRICO MAYORISTA" (LOS PROCEDIMIENTOS) que como Anexo I integran la Resolución EX - SECRETARIA DE ENERGIA ELECTRICA Nº 61 del 29 de abril de 1.992 modificada por Resolución SECRETARIA DE ENERGIA Nº 137 del 30 de noviembre de 1.992 y sus modificatorias y complementarias, por el texto que bajo idéntica denominación se incluyen como Anexo VIII de esta Resolución de la que forma parte integrante.
ARTICULO 30.- Sustitúyese el "ANEXO 13: VALORES DE REFERENCIA Y MAXIMOS RECONOCIDOS PARA CUMUSTIBLES Y FLETES" de "LOS PROCEDIMIENTOS PARA LA PROGRAMACIÓN DE LA OPERACIÓN, EL DESPACHO DE CARGAS Y EL CALCOULO DE PRECIOS EN EL MERCADO ELECTRICO MAYORISTA" (LOS PROCEDIMIENTOS) que como Anexo I integran la Resolución EX - SECRETARIA DE ENERGIA ELECTRICA Nº 61 del 29 de abril de 1.992 modificada por Resolución SECRETARIA DE ENERGIA Nº 137 del 30 de noviembre de 1.992 y sus modificatorias y complementarias, por el texto que bajo la denominación de "ANEXO 13: VALORES DE REFERENCIA Y MAXIMOS RECONOCIDOS PARA COMBUSTIBLES Y FLETES Y COSTOS VARIABLES DE PRODUCCION" se incluye como Anexo IX de esta Resolución de la que forma parte integrante.
ARTICULO 31.- Sustitúyese el "ANEXO 21: DESPACHO DE GAS" de "LOS PROCEDIMIENTOS PARA LA PROGRAMACIÓN DE LA OPERACIÓN, EL DESPACHO DE CARGAS Y EL CALCOULO DE PRECIOS EN EL MERCADO ELECTRICO MAYORISTA" (LOS PROCEDIMIENTOS) que como Anexo I integran la Resolución EX - SECRETARIA DE ENERGIA ELECTRICA Nº 61 del 29 de abril de 1.992 modificada por Resolución SECRETARIA DE ENERGIA Nº 137 del 30 de noviembre de 1.992 y sus modificatorias y complementarias, por el texto que bajo la denominación de "ANEXO 21: POTENCIA BASE EN RESERVA" se incluye como Anexo X de esta Resolución de la que forma parte integrante.
ARTICULO 32.- Sustitúyense los puntos "3. PROGRAMACION ESTACIONAL DE LA OPERACIÓN", "4. PROGRAMACION MENSUAL" "5.1. Oferta Hidroeléctirca" y "6. DESPACHO DIARIO" del "ANEXO 22: PROGRAMACION Y DESPACHO DE CENTRALES HIDROELECTRICAS" de "LOS PROCEDIMIENTOS PARA LA PROGRAMACIÓN DE LA OPERACIÓN, EL DESPACHO DE CARGAS Y EL CALCOULO DE PRECIOS EN EL MERCADO ELECTRICO MAYORISTA" (LOS PROCEDIMIENTOS) que como Anexo I integran la Resolución EX SECRETARIA DE ENERGIA ELECTRICA Nº 61 del 29 de abril de 1.992 modificada por Resolución SECRETARIA DE ENERGIA Nº 137 del 30 de noviembre de 1.992 y sus modificatorias y complementarias, por el texto que bajo iguales numeraciones y denominaciones se incluye en el Anexo XI de esta Resolución de la que forma parte integrante.
ARTICULO 33.- Sustituyese los puntos "2. Máquinas Forzadas", "3. Definición del valor del Agua y Costo del Agua", "3.1. Central Hidroeléctrica vinculada al mercado", "3.2. Central Hidroeléctrica en Area Desvinculada", "4.1. Definición del Precio Nodal Representativo", "4.2. precio local", "5. Restricciones Forzadas", "5.1. definición del precio nodal representativo" y "5.2. Precio Local" del ""ANEXO 26: CALCULO DEL PRECIO LOCAL" de "LOS PROCEDIMIENTOS PARA LA PROGRAMACIÓN DE LA OPERACIÓN, EL DESPACHO DE CARGAS Y EL CALCOULO DE PRECIOS EN EL MERCADO ELECTRICO MAYORISTA" (LOS PROCEDIMIENTOS) que como Anexo I integran la Resolución EX-SECRETARIA DE ENERGIA ELECTRICA Nº 61 del 29 de abril de 1.992 modificada por Resolución SECRETARIA DE ENERGIA Nº 137 del 30 de noviembre de 1.992 y sus modificatorias y complementarias, por el texto que bajo iguales numeraciones y denominaciones se incluye en el Anexo XII de esta Resolución de la que forma parte integrante.
ARTICULO 34.- Aclárase que toda mención de "Grandes Unidades" contenida en los anexos de la presente resolución debe entenderse referida exclusivamente a los Grandes Usuarios Mayores (GUMA) salvo donde se indique explícitamente que están comprendidos los Grandes Usuarios Menores (GUME).
ARTICULO 35.- La presente Resolución será de aplicación a las transacciones en el MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM) desde el período que comienza el 1º de mayo de 1.995 inclusive sin perjuicio de lo dispuesto en los dos artículos siguientes.
ARTICULO 36.- PARA EL MERCADO ELECTRICO MAYORISTA DEL SISTEMMA PATAGONICO (MEMSP) el Porcentaje para el Costo Variable de Producción (%CVP) y el Porcentaje para el Valor del Agua (%VA) se definen en CERO (%0). Derógase, con vigencia a partir del 1º de noviembre de 1.995, el Artículo 11 de la Resolución Nº 163 del 30 de diciembre de 1.992.
ARTICULO 37.- Exclusivamente para la Programación Estacional que comienza el 1º de mayo de 1.995 será de aplicación lo siguiente:
a) Los Generadores con centrales térmicas deben informar al ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) a más tardar el 24 de marzo de 1.995 su declaración de costo variable de producción. De no suministrar alguna central tal información en término el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) considerará como costo variable de producción los precios de combustible ya declarados por el Generador.
b) EL ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe enviar a los agentes del MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM) y a la SECRETARIA DE ENERGIA del MINISTERIO DE ECONOMIA Y OBRAS Y SERVICIOS PUBLICOS la Programación Provisoria a más tardar el 31 de marzo de 1.995. Los Generadores Hidroeléctricos deberán considerar que corresponde también a la Programación Indicativa.
c) Los Generadores Hidráulicos con centrales de capacidad estacional deben informar al ORGANISMO ENCARGADE DEL DESPACHO (OED) su declaración de valores del agua para teles centrales en la oportunidad de presentación de observaciones a la Programación Provisoria.
ARTICULO 38.- La presente Resolución tendrá vigencia a partir de la fecha de su firma.
ARTICULO 39.- Notifíquese a la COMPAÑÍA ADMINISTRADORA DEL MERCADO ELECTRICO MAYORISTA SOCIEDAD ANONIMA (CAMMESA).
ARTICULO 40.- Comuníquese, publíquese, dese a la Dirección Nacional del Registro Oficial y archívese.
RESOLUCION S.E. Nº 105
 
 
ANEXO I
2.1.1. DATOS ESTACIONALES
Antes del 10 de febrero y 10 de agosto de cada año los agentes del MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM) deben suministrar al ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED), para que conforme la Base de Datos Estacional, la información correspondiente a los valores esperado para el siguiente Período Estacional y los períodos subsiguientes establecidos, tal como se indica en el Anexo 2 de LOS PROCEDIMIENTOS.
Las ofertas de importación y requerimientos de exportación prevista para el Período Estacional por parte de países interconectados, correspondientes a Contratos de Abastecimiento autorizados por la SECRETARIA DE ENERGIA del MINISTERIO DE ECONOMIA Y OBRAS Y SERVICIOS PUBLICOS o a excedentes y faltantes previstos por el otro país, deben ser informados al ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) dentro de los mismos plazos indicados. El ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (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 ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) prevea que existirá en el MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM) el excedente de oferta necesario para su cubrimiento.
Para la Programación Estacional y Reprogramación Trimestral, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe definir precios de combustibles (Precios de Referencia Estacionales y Valores Máximos Reconocidos) de acuerdo a la metodología establecida en el Anexo 13 de LOS PROCEDIMIENTOS.
Los Generadores deben declarar los costos variables de producción de las centrales térmicas, tal como se indica en el Anexo 13 de LOS PROCEDIMIENTOS. El ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe definir los costos variables de producción estacional de las centrales térmicas con las declaraciones realizadas y la metodología establecida en el Anexo 13 de LOS PROCEDIMIENTOS.
De no contarse con toda la información dentro estacional dentro del plazo indicado, es responsabilidad del ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) definir los datos faltantes con la mejor información posible, de acuerdo a los datos disponibles e hipótesis que informará a las empresas correspondientes. Para las curvas típicas de demanda no informadas, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (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 ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (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 ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe informar a la empresa correspondiente la tasa considerada.
EL ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe analizar la información suministrada de objetar algún dato sólo podrá modificarlo de pertenece al conjunto de datos habilitados a definir por el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPAHCO (OED). En estos casos, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe informar al agente el valor modificado y el motivo. De no estar habilitado a su modificación, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPAHCO (OED) debe solicitar al agente los cambios que considera necesarios indicando el motivo que justifica el pedido. De no llegar el agente y el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) a un acuerdo respecto del valor a utilizar, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe respetar el dato suministrado por el agente e incorporado a la Base de Datos, pero debe incluir en la Programación Estacional el listado de los Datos Observados indicando para cada uno el motivo de la objeción.
En la Programación Estacional se debe indicar el conjunto de valores de la Base de Datos Estacional que fueron definidos por el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED), ya sea por falta de información o por estar habilitado a su modificación.
Durante el transcurso de cada Periodo Trimestral, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe realizar el seguimiento del comportamiento de las variables respecto del los valores supuestos, y de los precios reales resultantes respecto de los precios previstos, particularmente los Datos Observados en la última Programación Estacional o Reprogramación Trimestral.
A lo largo del Período Estacional los agentes deben notificar al ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED), cualquier modificación que surja en su previsión de los valores incluidos en la Base de Datos Estacional. Será responsabilidad del ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) mantener actualizada la base de datos y al finalizar cada mes suministrar a los agentes del MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM) las modificaciones realizadas.
2.2. MODELOS DE OPTIMIZACION Y PROGRAMACION DE LA OPERACION
Para realizar la Programación Estacional, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe utilizar modelos de optimización y planificación de la operación del MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM) que haya sido previamente aprobados por la SECRETARIA DE ENERGIA del MINISTERIO DE ECONOMIA Y OBRAS Y SERVICIOS PUBLICOS, 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 modelo de la demanda debe representar las curvas de carga horaria 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 lleva 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 MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (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.


• 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 forzado por restricciones.


• Deben permitir modelar las ofertas de venta de países interconectados con generación adicional, con sus correspondientes precios. Los requerimientos de exportación se deben poder modelar como demanda adicional a ser cubierta sólo si no genera riesgo de falla.

La descripción de los modelos, manual de uso y base de datos serán suministrados a cada uno de los agentes del MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM). El ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (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 a emplear debe ser informada a los agentes del MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM), para sus observaciones y comentarios, y aprobada por la SECRETARIA DE ENERGIA del MINISTERIO DE ECONOMIA Y OBRAS Y SERVICIOS PUBLICOS para su puesta en vigencia.
Los modelos actualmente vigentes son los siguientes:

• Modelo de Optimización OSCAR: Tomando un horizonte que se ha definido en 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 de aporte hidráulico, pronósticos de demanda, disponibilidad del parque, y disponibilidad de combustible.

2.3.1.2. Centrales Hidroeléctricas de Capacidad Estacional.
Se incluye en este tipo de centrales las hidroeléctricas de capacidad estacional determinadas de acuerdo a la metodología establecida en el Anexo 22 de LOS PROCEDIMIENTOS, y las centrales de bombeo cuyo embalse aguas arriba corresponden a capacidad estacional
2.3.1.2.1. Datos Estacionales
El ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe analizar la información suministrada por las centrales hidroeléctricas 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 ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (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 contar dentro del plazo requerido con toda la información sobre las restricciones a aplicar a la operación y despacho de las centrales hidroeléctricas, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (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 ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe informar al Generador el valor asumido y su justificación.
2.3.1.2.2. Programación Indicativa.
Utilizando la Base de Datos Estacional con costos variables de producción estacionales definidos en cada central térmica para cada combustible, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe realizar una Programación Estacional indicativa y determinar para las centrales de capacidad estacional los valores del agua que resultan de la optimización realizada con los modelos vigentes en el MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM).
A los efectos que los Generadores cuenten con una evolución indicativa de los precios futuros probables en el MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM) para las hipótesis establecidas y realicen la valorización de su agua en función de su estimación del costo futuro de reemplazo asociado, antes del 20 de febrero y 20 de agosto el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe enviar a las centrales hidroeléctricas de capacidad estacional, en forma impresa y en medio magnético, como resultado de la programación indicativa:

• la base de datos utilizada;


• listado de las restricciones suministradas, indicando cuáles fueron objetadas por el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) y los motivos de la observación,


• la generación mensual hidráulica, vertimiento previsto y evolución del nivel medio de los embalses discriminados por central;


• los precios de la energía resultante, medios y por banda horaria, para las siguientes 52 semanas a partir del comienzo del Período Estacional a programar.

2.3.1.2.3. Declaración del Valor del Agua.
Para la Programación Estacional las centrales hidroeléctricas de capacidad estacional deben declarar antes del 27 de febrero y 27 de agosto el valor del agua para el período semestral, con las características y metodología definidas en el Anexo 22 de LOS PROCEDIMIENTOS.
Durante el Período Estacional, si se verifica que el precio de referencia mensual para un combustible en su punto de referencia, informado por el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) resulta con un incremento de por lo menos 5% respecto del valor vigente como precio de referencia estacional del combustible, calculados tal como se indica en el Anexo 13 de LOS PROCEDIMIENTOS, las centrales hidroeléctricas consideradas de capacidad estacional que hayan declarado valores del agua estacionales podrán requerir junto con el envío de los datos para la programación semanal de la primera semana del mes, incrementar su valor del agua estacional en un porcentaje que no podrá ser mayor que el porcentaje de incremento registrado entre el precio de referencia mensual y el estacional. El ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe rechazar el pedido si el incremento solicitado supera el porcentaje al que está habilitado el Generador o algún valor del agua resulta mayor que el valor del agua máximo declarable establecido tal como se indica en el Anexo 22 de LOS PROCEDIMIENTOS. Los nuevos valores del agua que resulten de este tipo de ajustes requeridos por el Generador y no rechazados por el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) se consideran los valores del agua estacional a partir de la primera semana definida como perteneciente al mes en que se verifica el apartamiento. El ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe notificar junto con los resultados de la programación semanal de la primera semana del mes las centrales hidroeléctricas que hayan modificado sus valores del agua estacional.
2.3.1.3. Centrales hidroeléctricas 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 ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe utilizar las energías semanales correspondientes a la medida histórica de no contar con pronósticos, o las características del tipo de año hidrológico previsto de existir pronósticos.
El ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (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 requerimiento de caudal de base aguas debajo de acuerdo a las restricciones de operación establecidas.
2.4.2. PRECIO DEL MERCADO Y PRECIOS DE NODO
El Mercado se define ubicado en el centro de carga del MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM). El despacho óptimo se realiza en dicho punto, transfiriendo la oferta de generación al Mercado adicionando al costo variable de producción estacional de la máquina el costo variable del transporte de la energía desde su punto de conexión hasta el mercado
Se define Precio de Mercado (PM) al precio de la energía que resulta en el Mercado para el despacho óptimo.
Se defina Factor de Nodo (FN) de un nodo de la red a la relación entre su precio y el de Mercado asociado al nivel de pérdidas marginales relacionado con los intercambios de dicho nodo respecto del Mercado, tal como se describe en el Anexo 3 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.
Para el cálculo de precios de cada trimestre, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe establecer estados típicos previstos definidos por configuraciones características esperadas en la red de Transporte y estados de carga en las horas de valle, pico y resto, tal como se indican en el Anexo 3 de LOS PROCEDIMIENTOS. Para estos estados típicos el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe simular el despacho y flujos previstos y calcular:
· el Factor de Nodo Estacional para cada punto de Entrada/Salida del MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (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 ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (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 MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM);


• el promedio de los factores de nodo estacionales en la banda horaria para cada uno de los nodos de Entrada/Salida al MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM), ponderados por la energía prevista en dichos nodos en los flujos estacionales con que se definieron los factores de nodo estacionales, si el Distribuidor se conecta en varios puntos con el MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM);


• el factor de nodo estacional del Distribuidor a través de cuyas instalaciones se conecta al MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM) si el Distribuidor no está vinculado directamente a un punto de Entrada/Salida del MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (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 MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM) sino que se conecta a través de instalaciones de varios Distribuidores.

2.4.3.1. Oferta en el Mercado
Para el cálculo del Precio Estacional, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe considerar la oferta integrada por las máquinas pertenecientes a Generadores del MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM) de acuerdo a su disponibilidad prevista, las importaciones comprometidas por parte de países interconectados incluidas en la Base de Datos Estaciona, 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 MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM), y las exportaciones comprometidas con países interconectados incluidas en la Base de Datos Estacional condicionadas a la existencia del excedente necesario en la oferta.
El ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe calcular el costo variable de producción de una máquina térmica ($ /kWh) para cada tipo de combustible que puede consumir a partir del costo variable de producción estacional de la central para el tipo de máquina con dicho combustible ($ / unidad de combustible), el poder calorífico inferior del combustible (Kcal / unidad de combustible), y el consumo específico bruto medio (Kcal /kWh) que mida su eficiencia calórica. El costo variable de producción de una máquina térmica queda definido en consecuencia con tantos valores como tipos de combustible pueda consumir.
Se define el Costo Marginal (CM) de una máquina térmica en una hora "h" como su costo variable de producción estacional del o los combustibles utilizados. Se denomina Costo Marginal en el Mercado (CMM) de una máquina térmica en una hora "h" al costo marginal transferido al Mercado dividiendo el costo marginal por su factor de nodo (FN).
 

Las ofertas incluidas de países interconectados "i" consistirán en paquetes de energía y/o potencia con un precio asociado (PIMP), que el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (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.

2.4.3.3. Precio de Referencia de la Energía.
En cada escenario alternativo definido, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (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 que de abastecer la demanda minimizado el costo de producción más el de falla.
Con la serie de resultados obtenidos de los escenarios definidos, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (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: 10%, 25%, 50%,70% y 80%.
 
2.4.3.3.1 Precio Medio en el Mercado.
Dado un escenario "l", el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) obtendrá para cada semana "s" el Precio Mercado previsto en cada banda horaria "b" de pico, valle y horas restantes (PMs,b) . Con estos valores, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe calcular para cada trimestre "t" del Período Estacional el Precio Promedio del Mercado (PMM) en cada banda horaria "b" (PMM(1)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 demanda total prevista de Distribuidores, Grandes Usuarios y Autogeneradores menos la previsión de energía no suministrada resultante del despacho, más la demanda de bombeo resultante 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 aleatorio considerado. Como resultado del conjunto de escenarios definidos, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (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 PMPROBb,p correspondiente a una probabilidad "p" % será calculado por el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (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 MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (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 del MINISTERIO DE ECONOMIA Y OBRAS Y SERVICIOS PUBLICOS, 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 1,5 dólares por kWh no suministrado (kWhNS).
Dado un escenario "1", el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) obtendrá para cada semana "s" la energía no suministrada (ENS) prevista en cada escalón de falla y el valor correspondiente a cada una de las probabilidades de excedencia "p" definidas (ENSPROBs,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 ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPAHCO (OED) debe determinar el Sobreprecio Estacional por Riesgo de Falla (SERF) para la probabilidad de excedencia correspondiente al 50% de acuerdo a la metodología establecida en el Anexo 6 de LOS PROCEDIMIENTOS.
2.4.3.3.3. Precios Probables de la Energía por Banda Horaria.
El precio de la energía en la banda "b" PPROBb,p correspondiente a una probabilidad de excedencia "p" es calculado por el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (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 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 ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe calcular para cada banda horaria "b" los siguientes precios probables: PPROBb,10%,PPROBb,25%,PPROBb,40%, PPROBb,70% y PPROBb,80%.
2.5.2.1. Precio Máximo de la Potencia Puesta a Disposición
En cada hora, se entiende por Potencia Puesta a Disposición 8PPAD) de una máquina a la potencia máxima que en esa hora puede entregar al MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM). Dicho valor está dado por la potencia operada máxima neta generable salvo existir restricciones de transporte en cuyo caso estará limitada en función de la máxima potencia transmisible.
En el MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM) se pagará por la potencia puesta a disposición los días hábiles fuera del período de valle ( hfv ) a las máquinas que resulten generando, más las máquinas disponibles que no resulten generando pero fueron previstas en el predespacho o estén consideradas como reserva. Se entiende por día hábil a los días del año excluyendo sábados, domingos, y feriados tanto obligatorios como optativos.
El Precio de la Potencia en el Mercado ($PPAD) se calcula como la suma de dos valores:

• Un Precio Base ($BASE) definido en 5 u$s/MW por hora de días hábil fuera de valle (u$s hfv).


• Un Precio por Confiabilidad ($CONF), con un valor mínimo de 5 u$s/MW por hora de día hábil fuera de valle (u$s hfv), que determina la SECRETARIA DE ENRGIA DEL MINISTERIO DE ECONOMIA Y OBRAS Y SERVICIOS PUBLICOS.

A partir del primero de mayo de 1994 el Precio por Confiabilidad por hora de día hábil fuera de valle se define en 5 u$s/MW por hora de día hábil fuera de valle y el Precio de la Potencia en el Mercado resulta 10 u$s/MW por hora de día hábil fuera de valle. A cada nodo del sistema del 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.
En horas fuera de valle de días hábiles, las máquinas que resultan generando cobran el Precio Máximo de la Potencia en el Nodo. Las máquinas que se encuentren en reserva fría, cobrar el precio que resulte de transferir a su nodo a través del Factor de Adaptación el precio de la reserva fría.
Cada Distribuidor, Gran Usuario y Autogenerador del MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM) pagará por su compra de potencia demandada, su compra de reserva y su compra de servicios asociados a la potencia a un precio fijo para cada Período Trimestral.
2.5.2.2. Determinación de la Venta de Potencia Base en Reserva.
Junto con la Programación Estacional de Invierno el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (MEM) debe informar a la Potencia Base en Reserva resultante para los siguientes doce meses en el parque térmico del MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM), determinada con la metodología establecida en el Anexo 21 de LOS PROCEDIMIENTOS.
Para la Programación Estacional, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe calcular para cada mes la venta prevista por potencia base en reserva en cada máquina térmica convencional o nuclear "q" que no resulta generando, teniendo en cuenta la indisponibilidad forzada considerada en la Base de Datos Estacional (%FORZ).
 
2.5.2.3. Determinación de la Reserva Operativa y Reserva Fría
Cada hora, el requerimiento de potencia para satisfacer la demanda a abastecer necesita que

• se genere la potencia para cubrir la demanda, teniendo en cuenta las pérdidas de transporte y red de distribución;


• se mantenga adicionalmente dentro del parque de generación del MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM) en su conjunto un nivel de reserva rotante de potencia para regulación de frecuencia y un nivel de reserva rotante operativo para garantizar la operatividad del sistema eléctrico y la capacidad de respuesta rápida en caso de contingencias;


• se mantenga adicionalmente dentro del parque de generación del MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM) en su conjunto un nivel de reserva fría en máquinas listas a entrar en servicio para cubrir apartamientos prolongados, ya sea en la oferta como en la demanda.

La reserva rotante operativa será cubierta con máquinas de respuesta rápida que están generando por despacho (no forzadas), principalmente con las máquinas hidráulicas que tengan reserva rotante disponible. Antes del 10 de febrero y 10 de agosto, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe elevar a la SECRETARIA DE ENERGIA del MINISTERIO DE ECONOMIA Y OBRAS Y SERVICIOS PUBLICOS un informe proponiendo un nivel de reserva rotante operativa para el siguiente Período Estacional, con la correspondiente justificación. Dentro de los siguientes 5 días hábiles la SECRETARIA DE ENERGIA del MINISTERIO DE ECONOMIA Y OBRAS Y SERVICIOS PUBLICOS definirá al ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) el nivel de reserva operativa a utilizar. De no responder dentro d este plazo, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe considerar que ha sido aceptada su propuesta.
La reserva fría será cubierta con máquinas térmicas de punta que puedan entrar en servicio y alcanzar su potencia nominal en un tiempo no mayor que 20 minutos.
Antes del 20 de febrero y 20 de agosto de cada año, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) enviará un informe a los Generadores del MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM) indicando su propuesta de Reserva Fría y Reserva Operativa para el siguiente Período Estacional, con su correspondiente justificación basada en requerimiento de garantizar la operatividad y calidad de servicio en el MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM). Debe indicar la reserva disponible en los Grandes Usuarios declarados como interrumpibles y el dimensionamiento programado de la reserva rotante operativa y de la reserva fría. Los Generadores podrán enviar sus observaciones dentro de los siguientes 5 días.
Antes del 1 de marzo y 1 de septiembre el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) presentará a los Distribuidores y Grandes Usuarios del MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM) la propuesta para dimensionar la reserva fría y reserva rotante operativa en el Período Estacional y las observaciones de los Generadores. Los Distribuidores y Grandes Usuarios contarán con r días corridos para proponer fundamentalmente un apartamiento respecto del valor propuesto para la reserva fría. De no llegar a un acuerdo en es plazo, se adoptará la propuesta del ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED).
En la operación real del Período Estacional, el Precio en el Mercado de la Reserva Fría ($PRES) se determina en cada semana mediante una licitación de la oferta de las máquinas de punta disponibles, incluyendo los grupos turbogas de los ciclos combinados, con un tope dado por el Precio de la Potencia en el Mercado.
2.5.3.2 Precio de la Potencia Despachada
En la Programación Estacional, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe calcular la Remuneración Base por la Potencia Despachada (REMBAS) correspondiente a cada período trimestral "t" con la integración en el trimestre de la potencia neta generada en las horas de valle de días hábiles por el Precio Base de la Potencia.
A su vez, debe calcular la Remuneración por Confiabilidad (REMCONF) correspondiente a cada período trimestral "t" con la integración en el trimestre de la potencia neta generada en horas fuera de valle de días hábiles multiplicada por el Precio por Confiabilidad de la Potencia.
El ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe calcular el Precio Estacional de la Potencia correspondiente a cada una de estas dos remuneraciones dividiéndolas por la demanda media de potencia prevista a abastecer en horas fuera de valle de días hábiles en el trimestre.
Para cada trimestre "t", el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe calcular la Demanda Media de Potencia (PDEMMED) para cada Distribuidor, Gran Usuario y Autogenerador "j" como el valor medio de las demandas de potencia previstas abastecer en las horas fuera de valle de días hábiles (PDEMPREVhj).
 

Siendo:

• h = hora fuera de valle de días hábiles del trimestre.


• NHFVT = total de horas fuera de valle de días hábiles del trimestre.

El Precio Base de la Potencia Despachada (PHRBAS) refleja base horario de la potencia para cada MW generado en las horas fuera de valle de los días hábiles del trimestre programado. El ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe calcular dicho precio dividiendo la Remuneración Base por Potencia Despachada por la suma de la demanda de potencia prevista abastecer en horas fuera de valle de días hábiles para Distribuidores, Autogeneradores y Grandes Usuarios.

Siendo "h" las horas fuera de valle de días hábiles del trimestre.
Este precio se expresará como un valor por MW medio mes comprado a Precio Estacional en las horas fuera de valle de días hábiles. Para ello, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe dividir la Remuneración Base por la suma de la Demanda Media de potencia prevista de los Distribuidores, Grandes Usuarios y Autogeneradores del MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM).

El Precio por Confiabilidad (PHRCONF) refleja el precio horario por confiabilidad asignado a la potencia generada en las horas fuera de valle de los días hábiles. El ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe calcular dicho precio dividiendo la Remuneración por Confiabilidad por la suma de la demanda horaria prevista abastecer a Distribuidores, Autogeneradores y Grandes Usuarios en las horas fuera de valle de días hábiles.

Siendo "h" las horas fuera de valle de días hábiles del trimestre.
El ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe calcular además el correspondiente precio por MW medio mes comprado a Precio Estacional en las horas fuera de valle de días hábiles dividiendo la Remuneración por confiabilidad en base a la Demanda Media de Potencia prevista para Distribuidores, Grandes Usuarios y Autogeneradores.

Al finalizar cada mes "m" del trimestre "t", el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPAHCO (OEM) debe calcular la compra de potencia a Precio Estacional realizada por cada Distribuidor y Gran Usuario desconectado de su demanda registrada en las horas fuera de valle de días hábiles la demanda cubierta en dichas horas por sus Contratos de Abastecimiento del Mercado a Término, su compra contratada será cero. La correspondiente potencia media representa la compra de potencia en el mes de cada Distribuidor, Autogenerador y Gran Usuario "j" en horas fuera de valle de días hábiles.

dónde:

• h = horas fuera de valle de días hábiles del mes "m".


• PDEMjh = demanda de potencia en la hora "h" del Distribuidor, Autogenerador o Gran Usuario "j".


• PCONThjk = potencia contratada para la hora "h" por el Contrato de Abastecimiento entre el Generador "k" y el Distribuidor o Gran Usuario "j".


• NHFVMES = total de horas fuera de valle de días hábiles del mes.

Cada Distribuidor, Autogenerador y Gran Usuario "j" deben pagar un Cargo por Potencia Despachada (CARGOPDESP) que el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe calcular multiplicando la compra de potencia realizada en el MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM) durante el mes "m" por el Precio Base por Potencia Despachada más el Precio por Confiabilidad del correspondiente trimestre "t", transferido a su nodo a través del Factor de Adaptación.

2.5.3.3. Precio de la Reserva de Potencia
Cada mes los Distribuidores, Autogeneradores y Grandes Usuarios pagarán un cargo por reserva que debe calcular el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) multiplicando el Precio de la Reserva definido para el trimestre por el requerimiento de reserva del agente consumidor. Dicho requerimiento será calculado con el Requerimiento Máximo de Potencia en el mes (REQMAX) definido en el punto 2.5.3.1., salvo en el caso de Generadores Usuarios Interrumpibles en que será cero. Para cada trimestre, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe definir un Precio Estacional por Reserva en función de la reserva prevista para el período y el Precio de la Potencia en el Mercado.
En la Programación Estacional, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe calcular la Remuneración de la Reserva (REMRES) totalizado para cada trimestre del período los siguientes conceptos.
a) La integración de la potencia en reserva en las horas fuera de valle de días hábiles en las máquinas previstas generando multiplicada por el Precio de la Potencia en el Mercado. El ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe calcular la reserva térmica como la diferencia entre la potencia puesta a disposición prevista y la potencia prevista generar. La reserva hidráulica debe calcular como un porcentaje de la potencia prevista generar en cada central hidroeléctrica. Dicho porcentaje se define en el 10% y podrá ser ajustado por el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) en función de la reserva rotante hidráulica típica que se registre en la operación real. En la Programación Estacional, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe informar si el porcentaje ha sido modificado, el nuevo valor utilizado y su justificación. En todos los casos, de existir en un área restricciones de transporte, se debe limitar la reserva de las máquinas del área para que la generación prevista exportar más la reserva calculada no supere la máxima potencia transmisible.
b) La integración de la remuneración mensual por potencia base mensual, multiplicando la venta prevista de potencia base en reserva en las máquinas térmicas para cada mes del período por el Precio de la Potencia en el Mercado multiplicando por el número de horas fuera de valle de día hábil del mes.
c) La integración de la remuneración por reserva fría en horas fuera de valle de días hábiles calculada como el nivel de potencia de punta en reserva fría acordado, o el que haya disponible de resultar en la previsión el excedente térmico de punta inferior al nivel acordado en la Programación Estacional, multiplicado por el Precio de la Potencia en el Mercado.
Se denomina Compra de Reserva (COMPRES) de un Distribuidor, Autogenerador o Gran Usuario a su participación en el requerimiento de reserva en el MERECADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM). Se considera que los Grandes Usuarios interrumpibles ofertan su propio consumo como reserva, por lo que su compra de reserva es nula.
Para "j" Gran Usuario interrumpible,
Se considera que el resto de los Grandes Usuarios, todos los Autogeneradores y todos los Distribuidores participan en la compra de la reserva que resulta en el MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM), como consecuencia de su operación y para mantener los niveles de calidad establecidos, en función de su demanda máxima prevista calculada como la suma de sus Potencias Declaradas para el trimestre.
Para "j" Distribuidor, Autogenerador o Gran Usuario no interrumpible

Dónde "m" son los meses del trimestre "t".
En la Programación Estacional, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (MEM) debe calcular el Precio Estacional por Reserva de Potencia (PESTRES.) dividiendo la Remuneración de la Reserva entre los agentes consumidores de acuerdo a su compra de reserva prevista

Al finalizar cada mes "m" del trimestre, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (MEM) debe calcular el Cargo por Reserva (CARGORES que debe pagar cada Distribuidor, Autogenerador y Gran Usuario "j" multiplicando el Precio Estacional transferido a su nodo a través del Factor de Adaptación por su Requerimiento Máximo de Potencia en el mes (REQMAX), salvo en el caso de Grandes Usuarios Interrumpibles en que debe considerar que el cargo es cero.
Para "j" Distribuidor, Autogenerador o Gran Usuario no interrumpible,

2.5.3.4. Precio por Servicios Asociados a la Potencia.
Los requerimientos de arranque y parada de máquinas turbovapor y nuclear, así como los requerimientos de despacho que fuerzan máquinas, ya sea por necesidad de potencia en el pico y mínimos entre ciclos de arranque y parada como para incrementar la capacidad de transporte, son atribuibles a los requerimientos de potencia en el MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM).
Al finalizar cada mes, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe calcular para cada hora los sobrecostos de la energía que resulta para las máquinas forzadas por despacho, entendiéndose como tal las máquinas turbovapor forzadas, las máquinas turbovapor de punta generando a mínimo técnico y las máquinas forzadas por el despacho por requerimiento de Transporte. Dicho sobrecosto horario está dado por la diferencia entre el precio al que fue remunerada su energía y el precio de la energía en su nodo. El sobrecosto mensual (SCFORZ) se calcula con la integración de los sobrecostos horarios.
Por otra parte, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe calcular los costos por remuneración de arranque para (CAP) de las máquinas rearrancadas durante el mes por despacho, habiendo sido paradas previamente por orden del ORGANISMO ENCARGAD DEL DESPACHO (OED) por resultar más económico desde el punto de vista del despacho.
De este modo quedará evaluado para cada mes "m" el Sobrecosto por despacho (SCDESP) como la suma del sobrecosto por máquinas forzadas por despacho y la remuneración de arranque parada.

El ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe calcular además los montos a desconnntar del precio de la potencia por incumplimiento en los compromisos relacionados con la calidad del servicio.

• Los saldos resultantes de las transacciones de potencia regulante, en caso de déficit de regulación (REGF).


• El saldo de las penalidades por incumplimiento en las obligaciones de alivio de carga ante un requerimiento de corte por déficit y/o falla en el MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM) (PENCOR).

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

En la Programación Estacional y Reprogramación Trimestral, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe calcular la Remuneración por Servicios (REMSER) para el primer trimestre "t" del período sumando los siguientes conceptos.
La suma de los Montos Mensuales por Servicios (SERMES) registrados en los tres meses comprendidos entre el último mes del trimestre segundo anterior al trimestre a programar (t-2) y el segundo mes del trimestre a programar (t-1).

Siendo "m" los meses comprendidos entre m1-4 y m1-2, dónde "ml" es el primer mes del trimestre "t".
El monto acumulado en el Fondo de la Potencia (FONPOT), resultado de la metodología descripta en el punto 2.5.3.6.

El ORGANISMO ENCARGADOO DEL DESPACHO (OED) debe calcular el Precio Estacional por Servicios Asociados a la Potencia (PESTSER) dividiendo la remuneración total calculada por la suma de las potencias declaradas por Distribuidores, Grandes Generadores y Autogeneradores en cada mes del trimestre afectada por su factor de adaptación.

Siendo "m" los meses del trimestre "t".
Al finalizar cada mes, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe calcular el Cargo por Servicios Asociados a la Potencia (CARGOSER) correspondiente a cada Distribuidor, Atuogenerador y Gran Usuario "j" multiplicando su Requerimiento Máximo de Potencia en el Mes (REQMAX) por el Precio Estacional por Servicios Asociados a la Potencia transferido al nodo a través de su factor de Adaptación:

2.11. REPROGRAMACION TRIMESTRAL
Durante el transcurso del primer trimestre del Período Estacional, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe actualizar los estudios de la programación del despacho y cálculo de precios para el segundo trimestre del período Estacional. 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.
2.11.1 DEMANDA.
El ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (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 ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPAHCO (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 ENRGIA DEL MINISTERIO DE ECONOMIA Y OBRAS Y SERVICIOS PUBLICOS. El ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe indicar en la Reprogramación Trimestral cuáles demandas no corresponden a la previsión del Distribuidor y los motivo de su modificación.
2.11.2. MANTENIMIENTO PROGRRAMADO.
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 ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED), el Transportista debe enviar al ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) las distintas alternativas de mantenimiento con sus correspondientes objeciones. El ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe definir la más conveniente entre ellas desde el punto de vista de costo de operación del MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (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 ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (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 ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (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 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 ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe verificar la consistencia y la 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 esta habilitado, debe solicitar su modificación al agente . De no llegar a un acuerdo, debe solicitar su modificación al agente. De no llegar a un acuerdo, el ORGANIMO ENCARGADO DEL DESPACHO (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 la reserva y capacidad regulante que fueron acordados para el Período Estacional.
2.11.4. MODIFICACION DE LOS VALORES DECLARADOS.
El ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe evaluar el precio medio que resultaría para el siguiente Período Trimestral con los cambios incluidos en la Base de Datos Estacional, manteniendo los costos variables de producción y valores del agua vigentes. Si para uno o más meses del trimestre el Precio de Mercado medio resultante para una probabilidad del 50% defiere en por lo menos un 10% del previsto para la misma probabilidad en la Programación Estacional, antes del 10 de junio y el 10 de diciembre el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe informar a los Generadores que se podrá modificar su declaración estacional de costos variables de producción y los valores del agua para el Período Trimestral a programar, o sea el trimestre que resta del Período Estacional, La metodología para realizar la declaración y la evaluación de los máximos reconocidos será la misma que para la declaración estacional. Sólo estarán habilitadas a realizar este tipo de declaración las centrales que hayan realizado previamente la correspondiente declaración estacional.
2.11.4.1 Costos Variables de Producción.
Antes del 14 de junio y 14 de diciembre los Generadores deben informar al ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) las modificaciones a su declaración de costos variables de producción, con las mismas características y metodología que la definida en el Anexo 13 de LOS PROCEDIMIENTOS para las declaraciones del Período Estacional.
EL ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe reemplazar el costo variable de producción estacional con los valores declarados salvo para aquellas declaraciones que superen el valor tope establecido en que debe tomar como costo variable de producción estacional el correspondiente valor máximo reconocido. Para aquellas centrales que suministre información, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe considerar que se mantiene el costo variable de producción estacional vigente.
Junto con los datos para la Programación Semanal de la primera semana del Período Trimestral, el Generador térmico que haya declarado sobrecosto de punta en la Programación Estacional debe informar al ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) las modificaciones al sobrecosto de punta de sus máquinas turbovapor. El ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe reemplazar el sobrecosto estacional de con los valores declarados salvo para aquellas declaraciones que superen el valor tope establecido en que debe tomar el correspondiente valor máximo reconocido. Para aquellas máquinas que no suministren información, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe considerar que se mantiene el sobrecosto estacional de punta vigente.
2.11.4.2 Programación Indicativa y modificación de los Valores del agua.
El ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe realizar la programación indicativa del Período Trimestral dada la Base de Datos acordada y tomando como valor del agua para las centrales hidroeléctricas de capacidad estacional el resultante del modelo de optimización vigente. Antes del 18 de junio y 18 de diciembre, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe enviar a los Generadores con centrales hidroeléctricas que hayan declarado valores del agua para el Período Estacional, como resultado de la Programación Indicativa los valores indicados en el punto 2.3.1.2.2. y los niveles de embalse correspondiente al valor máximo declarable. Las centrales hidroeléctricas de capacidad estacional que hayan declarado valores del agua podrán modificar su declaración antes del 22 de junio y 22 de diciembre, con las mismas características y metodología que la definida en el Anexo 22 de LOS PROCEDIMIENTOS para las declaraciones del Período Estacional.
2.11.5. PROGRAMACION PROVISORIA Y DEFINITIVA.
Antes del 5 de julio y el 5 de enero, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe presentar la Programación Provisoria a los agentes del MERCADO ELECTRICO MMAYORISTA (MEM), quienes tendrá 5 días corridos para producir observaciones. El ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (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 ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe elevar a la SECRETARIA DE ENERGIA del MINISTERIO DE ECONOMIA Y OBRAS Y SERVICIOS PUBLICOS la Programación Definitiva con los Precios Estacionales para el segundo trimestre, adjuntando un informe con los datos modificados con respecto la Programacion Estacional, los datos observados por el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO y los motivos, y las observaciones de los agentes del MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM). El ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (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 del MINISTERIO DE CONOMIA Y OBRAS Y SERVICIOS PUBLICOS ajustará por Resolución los Precios Estacionales para el segundo trimestre del Período Estacional. Vencido este plazo sin intervención de la SECRETARIA DE ENERGIA del MINISTERIO DE ECONOMIA Y OBRAS Y SERVICIOS PUBLICOS, quedarán firmes los Precios Estacionales vigentes.
 
3.1.1. INFORMACION BASICA
A más tardar a las 10.00 hs. del penúltimo día hábil de cada semana calendario, las empresas deben enviar al ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPAHCO (OED) la información necesaria para realizar el despacho de la semana siguiente y una estimación aproximada para la semana subsiguiente, tal como se indican en el Anexo 9 de LOS PROCEDIMIENTOS. Es responsabilidad del ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) completar los datos faltantes manteniendo como válidos los utilizados en la semana anterior, salvo que se haya observado una diferencia importante que justifique su modificación. En este caso, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe informar a la empresa el valor asumido y justificación. En vista de la importancia de las demandas prevista en la definición del riesgo de falla, de falta las previsiones de las empresas correspondientes, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) definirá los valores a utilizar con un modelo de pronóstico de demanda, como se indica en el punto 3.1.2.
El ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe respetar la información suministrada por las empresas e incorporarla a la Base de Datos Semanal. Sin embargo, de resultar datos incongruentes respecto al conjunto o con diferencias significativas respecto a lo que se ha registrado en las últimas semanas, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) podrá solicitar su modificación aclarando los motivos. En el caso de demandas podrá indicar diferencia con respecto a los valores previstos con el modelo de demandas. De no llegarse a un acuerdo, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe respetar el valor informado por la empresa pero dejando constancia de su observación en la información enviada con la programación semanal.
Durante la semana el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe realizar el seguimiento de los datos observados. Si durante dos días se verifica una diferencia superior al 10% con respecto al dato informado por la empresa y dicho apartamiento se corresponde con la objeción indicada, se considerará que la observación del ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) es válida y quedará habilitado para modificar el valor para el resto de la semana y toda la semana siguiente en la Base de Datos Semanal de acuerdo al criterio indicado en la observación. En este caso, deberá informar a la empresa que el dato objetado se considera modificable y el valor adjudicado por el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) .
Para la programación semanal y diaria, el despacho y el cálculo de precios horarios de la energía el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe utilizar los costos variables de producción estacional de las centrales térmicas.
Hasta el penúltimo día hábil de cada semana, las empresas pueden solicitar al ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) mantenimientos correctivos para la semana siguiente. El ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe analizar estas solicitudes en función de la urgencia del pedido y su efecto sobre la programación semanal prevista (riesgo de falla, precios, etc.) y coordinar un programa de Mantenimiento Correctivo Semanal, buscando minimizar el costo total de operación y riesgo de falla. En consecuencia, podrá no aceptar pedidos justificándolo debidamente de objetar la fecha solicitada y no llegar a un acuerdo con las empresas sobre una fecha alternativa. En la operación real de la semana, toda salida imprevista (contingencia) o prevista pero no incluida en el programa de mantenimiento estacional ni el programa correctivo semanal será considerada forzada a los efectos de evaluar la indisponibilidad de la máquina.
Asimismo, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) recabará las solicitudes de Autogeneradores y Cogeneradores para realizar transacciones en el MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM). Sólo se considerarán los pedidos recibidos dentro del plazo indicado para ser incorporados a la Base de Datos Semanal.
Es responsabilidad del ORGANSMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) canalizar las solicitudes de importación/exportación de países interconectados. Las mismas sólo podrán ser recibidas dentro de los plazos indicados para ser incorporadas a la Base de Datos para ser consideradas en la programación semanal. Estas operaciones de compra/venta de empresas de países interconectados en el Mercado Spot serán aceptadas o rechazadas por el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) de acuerdo al despacho del MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM), no requiriendo aprobación previa de la SECRETARIA DE ENERGIA del MINISTERIO DE ECONOMIA Y OBRAS Y SEVICIOS PUBLICOS.
 
3.1.2. MODELOS UTILIZADOS
Incorporando a la Base de Datos Estacional los datos semanales y las modificaciones informadas por los agentes a los datos previstos en la Programación Estacional, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe determinar mediante los modelos de optimización vigente en el MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM) los valores del agua para cada uno de los embalses sin valores declarados y los valores de bombeo para las centrales de bombeo sin valores declarados.
El ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe incorporar a la Base de Datos Semanal los costos variables de producción estacional, sobrecostos estacionales de punta, los valores e agua, la disponibilidad ofertada por el parque, restricciones vigentes, y las ofertas de venta de países interconectados como generación adicional al precio solicitado. Con estos datos, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe realizar la simulación del despacho y operación de la semana siguiente partiendo del estado inicial previsto en los embalses.
De existir solicitudes de compra de países interconectados, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe realizar una simulación incorporando la energía solicitada como un pedido de compra, o sea una demanda adicional cuyo cubrimiento sólo se hará de existir excedentes de generación para cubrirla (no provoca déficit). Se determinará así las posibilidades de cubrir la energía requerida, el sobrecosto respecto a la programación (+) sin exportación, y el precio de nodo previsto. El recio a ser empleado en la operación de venta resultará de las características del respectivo Convenio de Interconexión.
Con el modelo de simulación vigente en el MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM), el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe determinar la energía a generar en la semana a programar y semana subsiguiente e las centrales hidráulicas con capacidad de embalse estacional y mensual.
Para las centrales hidroeléctricas de capacidad semanal, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) deberá tomar como dato los paquetes de energía que oferten. Dichos valores deben corresponder a la optimización programada por el Generador de la operación de sus embalses. Para ello el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPAHCO (OED) deberá enviar cada semana a las centrales de capacidad semanal las previsiones de precios de Mercado y/o Precio Local según corresponda y de riesgo de falla para las semanas correspondientes al mes en curso y mes subsiguiente. Dichos Generadores deberán utilizar estos datos para determinar el manejo optimo de sus embalses dentro de las restricciones que limitan su operación y de los compromisos agua abajo.
Tomando como dato los paquetes de energía hidráulica en cada embalse para las siguientes dos semanas, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO debe realizar la optimización de su ubicación a lo largo de las dos semanas, en paquetes diarios divididos en períodos de una o más horas que no superen la correspondiente banda horaria, mediante un modelo de despacho hidrotérmico semanal (MSHS).
La función objetivo a minimizar es el costo total de operación evaluado en el Mercado, suma del costo variable de producción, más el costo variable de transporte a través del factor de nodo, y la valorización de la energía no suministrada.
El modelo debe tener en cuenta:

• un horizonte de 7 a 14 días;


• los requerimientos de importación y exportación de países internacionales;


• los requerimientos de venta de Autogeneradores y Cogeneradores;


• los requerimientos de compra de Autogeneradores;


• la posibilidad de definir agrupamiento de máquinas de acuerdo al nivel de detalle requerido;


• la posibilidad de definir máquinas forzadas;


• la disponibilidad de distintos tipos de combustibles por central térmica o grupo de máquinas, para la distribución optima de combustibles:


• los requerimientos de reserva rotante para regulación y operativa para contingencias;


• los requerimientos de pico y la competencia para su cubrimiento entre máquinas turbovapor operando de punta, con su costo variable de producción estacional y sobrecosto estacional de punta, y máquinas turbogas y su costo variable de producción estacional;


• la representación de la red que permita incluir las restricciones de Transmisión y operación que afectan los resultados del despacho a nivel semanal;


• la representación de distintos tipos de centrales hidráulicas, con sus valores del agua, y de sus limitaciones al despacho diario (requerimientos aguas abajo, posibilidades de empuntamiento, etc.);


• la representación de centrales de bombeo, con sus valores del agua y valores de bombeo, para definir sus requerimientos de bombeo y despacho de generación semanal.

El modelo a utilizar así como cualquier modificación en el mismo o la metodología utilizada deberá contar con la aprobación de la SECRETARÍA DE ENERGÍA del MINISTERIO DE ECONOMÍA Y OBRAS Y SERVICIOS PÚBLICOS. Su descripción, manual de uso y base de datos estará a disposición de todos los agentes del MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA (MEM). El ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) deberá suministrar el modelo a un agente que lo requiera siempre que el mismo previamente haya abonado las licencias de uso que correspondan, y se comprometa en forma escrita a las condiciones establecidas en dichas licencias y a no suministrar el modelo a un tercero.
El modelo para proyección de demandas (PRODEM) a nivel semanal y diario, debe tener en cuenta:
* sensibilidad a las condiciones climáticas,
* demandas reales registradas en el período anterior.
3.1.3. DESPACHO SEMANAL
Para las centrales hidroeléctricas con capacidad estacional y mensual, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe determinar:
a) mediante los modelos de optimización vigentes en el MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA (MEM), los valores del agua para los embalses que no hayan hecho la correspondiente declaración;
b) mediante el modelo de simulación de la operación vigente, los paquetes de energía a ubicar en la semana en cada embalse de acuerdo a los valores de agua establecidos, teniendo como objetivo minimizar el costo total futuro de operación, incluyendo el costo de falla.
El criterio para el uso del agua dentro de la semana se hará con el Modelo de Despacho Hidrotérmico Semanal (MDHS). Para las centrales hidroelécticas con capacidad estacional y mensual, se admite un apartamiento de hasta el 5% en la energía hidroeléctrica despachada con respecto a valor estimado por el programa de simulación vigente. Para las centrales de bombeo con capacidad de bombeo semanal, la operación entre semanas y entre días de una misma semana se determina en base a los valores del agua y valores de bombeo establecidos.
El ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) podrá solicitar:

• a las centrales hidroeléctricas de capacidad estacional o mensual, despachar una energía que difiera del valor calculado con el modelo de simulación vigente en más de un 5%;


• a las centrales hidroeléctricas de capacidad semanal, apartamientos respecto a la energía ofertada.

Si en el despacho semanal surge una previsión de déficit, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe correr el modelo de demanda (PRODEM) para definir las proyecciones de demanda semanal de cada consumidor, que se consideran las de referencia. Si para algún Distribuidor o Gran Usuario la demanda informada supera la de referencia en más de un 5%, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe reemplazarla por el pronóstico del modelo e informar a la empresa correspondiente. Con las demandas así convalidas, se realiza el despacho semanal y se establece si existe riesgo de déficit.
El ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe determinar a los requerimientos de potencia para cubrir la demanda de pico de días hábiles, teniendo en cuenta la oferta, haciendo competir las máquinas de punta (turbogas y ciclos combinados) con su costo variable de producción estacional con las máquinas turbovapor con sus costos variables de producción estacional más sobrecostos estacional de punta. Como resultado, obtendrá la lista de máquinas turbovaapor incluidas en la Programación Semanal exclusivamente por requerimiento de punta para cubrir la banda horaria de pico de días hábiles. Esta lista sólo podrá ser modificada mediante una Reprogramación Semanal. A su vez, debe determinar las máquinas turbovapor forzadas por el despacho el fin de semana por resultar más económico que pararlas dada la remuneración que resulta por su arranque y parada. Junto con el envío de los resultados de la Programación o Reprogramación Semanal, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe informar a los Generadores las máquinas turbovapor que resultan en estas condiciones.
El despacho se realiza en el mercado teniendo en cuenta las pérdidas marginales del Transporte a través de los factores de nodo. Para los Generadores vinculados directamente a la Red de Transporte, se utiliza el factor de nodo. Para aquellos que se vinculan al MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM) a través de instalaciones de un Distribuidor, los factores de nodo son los de su barra de ingreso al Sistema Argentino de Interconexión (SADI).
Si el Generador se vincula a través de varios puntos de conexión, los factores de nodo se calcularán como el promedio de los correspondientes factores de nodo ponderados por la energía que entrega en cada uno.
En función de la configuración prevista en la red y composición de la oferta, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) determinará las restricciones de Transporte y generación forzada vigentes.
Como resultado del despacho el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) obtendrá por cada día típico y banda horaria la previsión de:
* el precio de Mercado (PM);
* las áreas que resultan desviculadas del Mercado y el correspondiente precio local.
Del modelo resultará además la previsión por tipo de día y banda horaria de:
* paquetes de energía por central hidráulica;
* energía no suministrada;
* operación prevista de bombeo semanal;
* paquetes de generación térmica y consumo de combustibles;
* paquetes de intercambios para Autogeneradores y Cogeneradores;
* paquetes de importación y/o exportación con países interconectados.
3.1.3.1. Previsión de Restricciones a la Demanda
De resultar en la Programación Semanal una previsión de déficit, se considerará necesario prever un programa de restricciones al abastecimiento. En este caso el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) definirá un programa tentativo de cortes para la próxima semana, que informará conjuntamente con la programación semanal.
Se realizará en primer lugar la parte de la demanda que no se podrá abastecer por restricciones en el Sistema de Transmisión o Distribución (ENSTRANS). De contar alguna de estas demandas con contrato de abastecimiento, se informará al Generador correspondiente la parte de su demanda contratada que se prevé no poder abastecer por imposibilidad de llevar la energía hasta el punto convenido.
El ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) considerará luego el déficit de generación (ENSGEN), o sea el déficit restante luego de descontar a la energía no suministrada total (ENS) la demanda no abastecida por restricciones de transporte.
ENS = ENSTRANS + ENSGEN
Se excluirá de aplicar restricciones por déficit de generación a la demanda de Distribuidores y Grandes Usuarios cubierta por contratos de abastecimiento del Mercado a Término con garantías de suministro, siempre que el Generador correspondiente que debe abastecerlo cuente con la disponibilidad necesaria para cubrir todos sus contratos, ya sea con generación en sus máquinas o en máquinas de terceros con los que tenga contrato de reserva y que hayan sido convocadas.
A su vez, se excluirá de aplicar restricciones por déficit de generación a la demanda de Distribuidores y Grandes Usuarios cubierta por contratos de reserva fría siempre que la máquina controlada esté disponible y haya sido convocada. A un Distribuidor o Gran Usuario con contratos de reserva fría convocados se descontará de su demanda la parte cubierta con generación de sus máquinas contratadas en reserva fría. En consecuencia, se considerará como demanda propia su demanda total menos la potencia entregada al contrato por sus máquinas contratadas como reserva.
En caso de aplicar restricciones en el MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM), la potencia total comprometida de un Distribuidor o Gran Usuario por sus contratos de abastecimiento no podrá superar a su demanda propia. Si el Distribuidor o Gran Usuario resulta sobrecontratado, o sea si la suma de las potencias de sus contratos de abastecimiento supera su demanda propia, se considera que el compromiso de suministro en cada contrato se reduce en forma proporcional al nivel de sobrecontrato.
Para cada Distribuidor o Gran Usuario "j" con una potencia contratada (PCONT) y una demanda propia (DPROPIA) se calculará el nivel de sobrecontrato

Donde PCONTkj es la potencia comprometida en el contrato de abastecimiento entre el Generador "k" y el Distribuidor o Gran Usuario "j".
De estar sobrecontratado, o sea de resultar esta diferencia mayor que cero, el compromiso de abastecimiento entre el Generador "k" y el Distribuidor o Gran Usuario "j" se entenderá que se reduce y no corresponder aplicar penalidades por faltante, al no genera restricciones al abastecimiento.
La demanda comprometida en cada contrato al aplicarse restricciones en el MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM) resulta entonces:

Cuando un Generador con contratos por falta de generación propia, dada como la suma de la disponibilidad de sus máquinas más la de los grupos convocados con quienes tenga contratos por reserva fría, no alcanza a cubrir todos sus contratos de abastecimiento, teniendo en cuenta los ajustes realizados en caso de Distribuidores y /o Grandes Usuarios sobrecontratados, se convierte en un demandante en el Mercado Spot por la diferencia entre la potencia comprometida y su generación propia.
A los efectos de evaluar la compra en el Mercado Spot de un Distribuidor o Gran Usuario, se descontará de la demanda propia la demanda comprometida a ser cubierta en contratos de abastecimiento.
El ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe programara las restricciones al abastecimiento suponiendo en primer lugar que se retira la demanda interrumpible de los Grandes Usuarios comprometidos, De resultar el déficit menor que la demanda total comprometida a retirarse del MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM), se repartirá entre los Grandes Usuarios comprometidos involucrados en forma proporcional a su participación en la demanda ofertada como reserva del MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM). En el caso de ser esta reserva insuficiente, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe distribuir el déficit restante previsto (ENSRES) proporcionalmente a la demanda de cada comprador en el Mercado Spot, incluyendo:
- toda la demanda sin contratos que no sea interrumpible, o sea la demanda restante en los Distribuidores y Grandes Usuarios luego de descontar la potencia de sus contratos de reserva fría convocados y la potencia comprometida en sus contratos de abastecimiento, y la potencia interrumpible en caso de Grandes Usuarios;
- la compra de los generadores que no pueden cumplir sus contratos de abastecimiento.
Para la Programación Semanal, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe calcular el corte que le corresponde a una Generador con contratos de abastecimiento que sale a comprar al Mercado Spot, o sea la parte de su solicitud de compra que no se cubrirá. El ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) supondrá que este corte se reparte en primer lugar entre sus contratos de abastecimiento sin garantía de suministro. Si la potencia comprometida en dichos contratos es mayor o igual que el corte programado para el Generador comprador, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) repartirá el corte entre estos contratos proporcionalmente a la potencia comprometida en cada uno de ellos.
Si en cambio es insuficiente, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) repartirá el corte restante entre los Distribuidores y Grandes Usuarios con los que el Generador está ligado contractualmente con garantía de suministro en forma proporcional a sus demandas contratadas. La potencia entregada a cada contrato está dada por la potencia comprometida menos el corte calculado. Resultará como si el demandante comprara en el Mercado Spot la parte proporcional de la compra total del Generador con quien tiene contrato.
De este modo se obtendrá una previsión de abastecimiento a cada Distribuidor y Gran usuario dad por la suma de:

• su potencia comprada en el MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM);


• su demanda abastecida por contratos de reserva fría;


• su demanda abastecida por contratos de abastecimiento.

El ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) calculará el programa de restricciones a aplicar la semana siguiente a cada Distribuidor y Gran Usuario como la diferencia entre su demanda total prevista y su demanda abastecer.
3.1.3.3. Envío de la Programación Semanal.
Antes de las 14.00 hs del penúltimo día hábil de cada semana, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) informará a cada central:
a) su programa de producción semanal, aclarando si no está previsto su despacho, e incluyendo en el caso de centrales de bombeo con capacidad de bombeo semanal su bombeo previsto;
b) el precio del Mercado previsto;
c) los períodos en que está previstos quedará desvinculado del Mercado y el correspondiente Precio Local;
d) el nivel de falla previsto en su área;
e) el valor del agua en los embalses estacionales y mensuales;
f) para los Generadores térmicos su previsión de consumo de combustibles;
g) la lista de máquinas turbovapor incluidas por requerimientos previstos de punta, y las máquinas turbovapor forzadas el fin de semana por costo de arranque y parada;
h) la utilización de energía importada y su precio;
i) la exportación prevista;
j) las restricciones vigentes de Transporte y distribución, y operativas, indicando el parque forzado previsto por requerimientos de transporte o a pedido de un Distribuidor;
Junto con esta información se señalarán los datos utilizados que fueron observados por el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) y el motivo de cada observación.
A los países interconectados que hayan ofertado energía, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHOA (OED) les informará si se la tomará, mientras que a aquellos que hayan solicitado comprar les indicará si existe el excedente y el precio al que se vendería.
De definirse restricciones programados a la demanda, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) enviará a los Compradores del Mercado Spot las restricciones previstas, indicando para los Grandes Usuarios interrumpibles los períodos en que se hace uso de su oferta de retiro de demanda y el motivo que lo justifica. Los Distribuidores podrán indicar hasta las 10.00 hs del último día hábil requerimientos a tener en cuenta en la programación diaria de las restricciones (horarios más convenientes, duración, etc.). Los Grandes Usuarios podrán presentar los mismos tipos de requerimientos dentro de los mismos plazos pero solo respecto a restricciones a aplicar fuera de su oferta de potencia interrumpible. Por su parte, los Generadores con contratos que también resulten compradores por falta de disponibilidad propia, podrán informar dentro del mismo plazo su requerimiento en cuanto al modo de repartir entre sus contratos el corte programado para su compra. De no recibir estos requerimientos especiales, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) deberá considerar que se acepta el criterio de, en la operación diaria, repartir las restricciones en forma proporcional a la compra.
3.2.2. MODELO UTILIZADO
La programación diaria es realizada por el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) con un modelo de despacho hidrotérmico del MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM), que optimizará la ubicación horaria de los paquetes de energía hidráulica diarios, La función objetivo es minimizar el costo total, medio como la suma de costos de producción llevados al centro de carga más el costo de la energía no suministrada.
El modelo debe permitir:

• representar la configuración de la red con el nivel de detalle necesario para tener en cuenta las restricciones que afecten el despacho diario, garantizar que el despacho es realizable y que se ajusta a las restricciones de Transporte y Operación vigentes;


• realizar los flujos de carga de la red y determinación de las pérdidas, precios de nodo y correspondientes factores de nodos horarios;


• representar el paquete térmico y nuclear en detalle, indicando disponibilidad por tipo de combustibles por central o máquina y sus correspondientes costos variables de producción estacional, para definir la mezcla óptima, el consumo específico para definir el costo marginal, el consumo propio para definir su potencia neta, las restricciones de la variación de carga horaria máxima, y las posibilidades de aportar a la regulación de frecuencia primaria y secundaria;


• representar el tiempo mínimo que debe transcurrir entre la parada y rearranque de la máquina, y el costo de arranque y parada de máquinas turvobapor y nuclear;


• representar los requerimientos de banda de potencia como reserva para regulación y la penalización en caso de su no cumplimiento;


• representar los requerimientos de reserva rotante para mantener la operatividad del sistema eléctrico y contar con capacidad de respuesta rápida ente contingencias;


• representar distintos tipos de cuencas y centrales hidroeléctricas (de pasada, con capacidad de embalse, centrales encadenadas y la influencia entre ellas, diques compensadores o reguladores, centrales de bombeo, etc.) y las restricciones aguas abajo que afectan el despacho horario hidráulico;


• representar solicitudes de venta de Autogeneradores y Cogeneradores;


• representar solicitudes de compra de Autogeneradores;


• incluir con respecto a los países interconectados, ofertas de exportación con sus precios solicitados como generación adicional disponible, y requerimientos de importación como demanda adicional que se puede no abastecer si no existe el excedente requerido, o sea no provoca falla.

El modelo a utilizar así como cualquier modificación en el mismo o la metodología utilizada deberá contar con la aprobación de la SECRETARIA DE ENERGIA del MINISTERIO DE ECONOMIA Y OBRAS Y SERVICIOS PUBLICOS. Su descripción, manual de uso y base de datos estará a disposición de todos los agentes del MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM). El ORGANISMO ECNARGADO DEL DESAPCHO (OED) deberá suministrar el modelo a un agente que lo requiera siempre que el mismo previamente haya abonado las licencias de uso que correspondan, y se comprometa en forma escrita a las condiciones establecidas en dichas licencias y a no suministrar el modelo a un tercer.
3.2.3 PREDESPACHO
3.2.3.1. Despacho de Cargas y Determinación del Precio de Mercado.
El despacho diario es realizado todos los días por el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED). Los viernes y los días hábiles previos a un feriado se informan a las centrales hidroeléctricas el despacho previsto para el fin de semana o días feriado y el primer días hábil subsiguiente. Este despacho será indicativo.
Se debe realizar en primer lugar un redespacho semanal para definir los paquetes de energía hidráulicas a ubicar en el día a despachar, teniendo en cuenta el horizonte semanal y las modificaciones que puedan haber surgido en las previsiones.
Utilizando la Base de Datos Diaria y la energía hidráulica a despachar resultado del redespacho semanal, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPCHO (OED) debe realizar el despacho hidrotérmico diario del MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM).
Las máquinas turbovapor no se sacarán de servicio por despacho si la salida despachada resulta con una duración inferir al Tiempo Mínimo Requerido entre Parada y Rearranque (TMIN) informado por el Generador en la Base de Datos del Sistema. De no informarse dicho valor para alguna máquina turbovapor, se considerará 12 horas. Si la duración prevista de la salida (TS) es mayor que el mínimo correspondiente, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) sólo la mantendrá en servicio de resultar económico un vez computado su remuneración por arranque y parada.
Con respecto a la generación hidroeléctrica, se admitirá un apartamiento de hasta el 5% en la energía despachada para un central con respecto al óptimo definido en despacho o rededpacho semanal vigente.
Al realizar el predespacho de un día hábil, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe determinar, dentro de la lista de máquinas turbovapor incluidas en la Programación Semanal vigente, las máquinas turbovapor requeridas por el despacho solamente para la banda horaria de pico de dicho día, denominadas turbovapor de punta (TVP). Toda otra máquina turbovapor que resulte en servicio por haber determinado en el despacho semanal vigente se considera turbovapor forzada (TVF). Si se requiere entrar en servicio una máquina turbovapor que no está prevista en la programación semanal vigente, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe realizar previamente una Reprogramación Semanal.
El ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) calcula el Precio Mínimo de Pico (PMINPI) con el costo de punta (COPI) más caro entre las máquinas turbovapor de punta (TVP) determinadas en el predespacho. Si no existe ninguna máquina turbovapor requerida en esta condición, el Precio Mínimo de ico PMINPI) se considera cero
dónde:
siendo:

• q3 : máquinas turbovapoer de punta (TVP).


• u : combustible o mezclas de combustibles declarado por el Generador en su previsión semanal.


• CVPE : costo variable de producción estacional de la central para la correspondiente máquina turbovapor y el combustible o mezcla de combustible declarado.


• SCPE : sobrecosto estacional de punta para la correspondiente máquina turbovapor y el combustible o mezcla de combustible declarado.

El precio de la energía en el MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM) refleja el costo del siguiente MW de demanda a abastecer por despacho teniendo en cuenta las restricciones vigentes, asociadas al transporte y al mantenimiento del nivel de calidad del servicio y seguridad establecidos, calculando de acuerdo a la metodología descripta en el Anexo 5 de LOS PROCEDIMIENTOS.
De resultar el predespacho de un día hábil una o más máquinas turbovapor despachadas como turbovapor de punta (TVP), durante la banda horaria de pico de dicho día el precio Spot de la energía no podrá ser inferior al Precio Mínimo de Pico (PMINPI).
En base al despacho realizado, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) determina la previsión de precios de la energía y para cada hora establece:
a) el Precio de Mercado previsto;
b) la máquina térmica o central hidráulica que margina;
c) para días hábiles, las máquinas turbovapor definidas como turbovapor de punta y el correspondiente precio mínimo de pico;
d) las máquinas turbovapor definidas como turbovapor forzadas;
e) las áreas desvinculadas, indicando las máquinas incluidas dentro de dicha área.
3.2.3.2. Programas de Cargas y Definición de Precios Locales.
Una restricción activa de transporte se manifiesta como una saturación del vínculo y provoca diferencias en el despacho de máquinas de un área respecto del despacho óptimo sin restricciones de transporte, evidenciando las limitaciones impuesta al MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM). Para las horas en que en un área las restricciones de transporte afectan el despacho económico, el área se considera desvinculada del Mercado. Su precio local es determinado de acuerdo a la metodología indicada en el Anexo 26 de LOS PROCEDIMIENTOS.
La operación de las centrales de bombeo con capacidad de bombeo semanal se despacha teniendo en cuenta la energía prevista como generación y bombeo entre semanas y entre días de la semana en la programación semanal vigente. La operación de generación y bombeo dentro del días se determina con el rendimiento económico de bombeo definido por el Generador en función de la diferencia de los precios de compra y de venta de la energía.
3.2.3.3. DESPACHO DE COMBUSTIBLE
En el programa de despacho diario se incluirá la previsión de disponibilidad de combustibles por central suministrada por los Generadores (cuota de gas, stock de combustibles líquidos y/o carbón) y la información respecto a restricciones en las posibilidades de quemado de los distintos tipos de combustibles en las máquinas.
El programa de despacho optimizará la disponibilidad de máquinas y la disponibilidad de combustibles por central con sus correspondientes precios, y obtiene como resultado, junto con los precios de la energía y programas de cargas, una previsión de consumo de combustible en cada máquina. De este modo se determinará la distribución dentro de cada central de la cuota de gas prevista, que corresponde al despacho óptimo y que se utilizará para la fijación de precios de la energía.
3.2..3.9 Envío de la Programación Diaria.
Antes de las 13.00 hs del día de cierre para recabar la información, el ORGANIMSO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe enviar los resultados del predespacho. Los mismos representarán un compromiso por parte del ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED de respetar en la operación la programación prevista, salvo apartamientos respecto a las condiciones previstas, pero además supondrá del Generador un compromiso de cumplir los programas indicados y aceptar los precios que de ello resulten. La información enviada es la correspondiente a los precios resultantes en función de las máquinas despachadas con los combustibles previstos y las limitaciones activas que resultan de acuerdo al predespacho. En tanto las empresas no informen modificaciones y/o el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) realice un redespacho, en la operación en tiempo real el precio queda determinado de acuerdo a lo que indica el despacho vigente para la hora correspondiente.
a) A Generadores : Para cada hora, el Precio de Mercado previsto y la máquina térmica o central hidroeléctrica que lo define, y el correspondiente Precio Local cuando su nodo esté previsto desvinculado del Mercado
b) A Generadores : las máquinas generando forzadas por restricciones eléctricas o hidráulicas y las máquinas turbovapor de punta y turbovapor forzadas.
c) A Generadores : Los días hábiles el nivel de reserva fría y el precio resultante, y las máquinas previstas en reserva.
d) A Generadores : Valor del agua de las centrales hidroeléctricas que no están generando forzadas.
e) A Generadores con máquinas despachadas : Para cada máquina el programa horario de generación tipo de combustible previsto y la discriminación de los períodos en que se considera forzada.
f) A Generadores con máquinas no despachadas : Para cada una, la indicación de que no resultó despachado su se la considera den reserva fría.
g) A Países Interconectados : Se responderá si se aceptan las ofertas de venta. A las solicitudes de compra, se indicará si es posible suministrar la energía perdida y el precio requerido. En ambos casos, se suministrará el programa de cargas horario previsto para la interconexión.
h) A Distribuidores : De existir una previsión de déficit, la programación de las restricciones a aplicar al abastecimiento.
i) A los agentes que participen en el control de tensión aporte de reactiva : las consignas de tensión en barras y requerimientos particulares de reactiva que difieran de los compromisos acordados.
j) A todos los agentes : Las restricciones activas previstas, tanto del Transporte como máquinas forzadas.
k) A Grandes Usuarios . De existir una previsión de déficit, la programación de las restricciones a aplicar al abastecimiento indicado los períodos en que se hace uso de su oferta de potencia interrumpible, de existir, y el motivo que lo justifica.
Los Distribuidores contarán hasta las 16.00 hs para acordar modificaciones a su programa de restricciones.
 
3.3. OPERACIONES EN TIEMPO REAL
Durante la ejecución de la operación en tiempo real, tanto el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) como los Generadores deberán respetar la programación vigente. De seguir alguna modificación en las condiciones previstas para un Generador, la misma será tenida en cuenta para el redespacho y afectará la definición de precios a partir del momento que la empresa lo notifique al ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED).
El despacho vigente se utilizará para la definición de los precios horarios de la energía, la previsión de áreas desvinculadas y sus precios locales, y la reserva fría acordada.
La definición de las máquinas en reserva fría se fija con el predespacho, resultando así una remuneración para la reserva fría programada para cada hora. El precio de la reserva fría no se modifica en la operación real salvo que se realice un redespacho que redefina las máquinas en reserva, pero sí se modificará su composición entre potencia generada y en reserva. Si una máquina prevista en servicio en el predespahco estando disponible se saca de servicio, se considera que pasa a integrar la reserva incrementándola. Si por el contrario, se debe entrar en servicio una máquina de la reserva fría, en tanto no se realice un redespacho se mantendrá una menor proporción de potencia en reserva fría.
Si alguna máquina de la lista aceptada en reserva fría se ve forzada a entrar en servicio por restricciones de operación, deja de integrar el conjunto en reserva para pasar a ser considerada máquina forzada. El ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) decidirá si es necesario redespachar la reserva para agregar una nueva máquina. De ser así, el precio de la reserva fría se calculará teniendo en cuenta la incorporación de esta nueva máquina.
Cuando un Generador con contratos en el Mercado a Término resulta despachado por encima de su potencia contratada, venderá la potencia excedente en el Mercado Spot al correspondiente precio para la potencia en su nodo.
Cada hora el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPAHCO (OED) calculará el Precio de Mercado con la metodología indicada en el punto 3.2.3.1.3. de LOS PROCEDIMIENTOS y en las áreas desvinculadas su precio local de acuerdo a la metodología indicada en el Anexo 26 de LOS PROCEDDIMIENTOS. Además, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) informará para cada hora la lista de las máquinas forzadas discriminando el motivo (a requerimiento de un Distribuidor, por transporte, por requerimientos de punta).
En caso de cambios intempestivos (ej. Disparo de una máquina), el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) podrá solicitar apartamientos temporarios respecto a la programación prevista sin realizar un redespacho, pero respetando las restricciones incluidas por las empresas en la información suministrada para realizar el predespacho que pueda afectar su seguridad, o en caso de centrales hidroeléctricas sus compromisos aguas abajo.
De ser necesaria la entrada de máquinas térmicas, debe primero solicitar la máquina de menor costo en el Mercado. Cuando desaparezca la perturbación, debe volver a la programación original. De mantenerse la anormalidad, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) deberá realizar un redespacho.
Los Generadores debe informar al ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) cualquier modificación en su parque térmico, ya sea en la disponibilidad de alguna máquina o en el tipo de combustible que está consumiendo. A los efectos de la operación, el cambio sólo pasará a ser tenido en cuenta a partir de su notificación al ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED).
Si una máquina que participa en la regulación de frecuencia tiene una disminución en su potencia máxima operable, debe informar al ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) el cual podrá modificar su potencia despachada para mantener el margen de regulación. Si queda imposibilitado de seguir participando en la regulación de frecuencia debe informarlo al ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED), quien podrá decidir a partir de ese momento pasar a despacharla a máxima potencia.
El ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe ser informado de las indisponibilidades de equipamientos de transporte, como de cualquier apartamiento de lo comprometido con respecto al reactivo por parte de los Generadores, Transportistas, Distribuidores y Grande Usuarios.
El ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO es el responsable de que la configuración de la red se adecue a los requerimientos del despacho vigente. En consecuencia, en cumplimiento de sus funciones, podrá solicitar maniobras sobre el equipamiento del Sistema Interconectado. En todos los casos se considera que un requerimiento del ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) es de cumplimiento obligatorio por las empresas integrantes del MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM). Sin embargo, la seguridad de los equipos y personas involucradas será responsabilidad de las empresas propietarias. Solamente de significar un riesgo para la seguridad de sus instalaciones y/o personas bajo su responsabilidad, la empresa podrá negarse a acatar las instrucciones del ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPAHCO (OED).
El Gran Usuario que oferta parte de su demanda como reserva a ser retirada del Mercado Spot ante déficit y/o emergencias, se compromete, frente a una solicitud del OED de reducir su demanda con la correspondiente justificación, a realizar hasta no más de su potencia ofertada dentro de los tiempos comprometidos.
Ante emergencias en el MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM) que requieran realizar en una o más áreas reducciones operativas de la demanda, el operador del ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) deberá solicitar en primer lugar la reducción comprometida de los Grandes Usuarios del área siempre que ello sea operativamente posible. El Gran Usuario podrá rehusarse al pedido en la medida que el preaviso sea con un tiempo inferior al ofertado.
3.3.3. REDESPACHO
Durante la operación en tiempo real, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe realizar los redespacho que sean necesarios para garantizar que el despacho vigente corresponde a la operación óptima para las condiciones existentes de oferta y demanda, y recalcular los nuevos precios que resultan. Debe realizar un redespacho de presentarse alguna de las siguientes condiciones.
a) Se modifica la demanda o la oferta, vinculada al Mercado o en un área desvinculada según corresponda, prevista en el despacho vigente en una magnitud que resulta significativa para el cálculo del precio de la energía
b) Se modifica la composición del parque vinculado al Mercado por más de una hora, resultando máquinas térmicas no forzadas generando que no está prevista en el despacho vigente con un precio de nodo inferior a su costo operativo.
Si en condiciones extraordinarias, transitoriamente en una hora resulta una máquina térmica generando que no está en el despacho vigente, será remunerada a costo operativo si su precio de nodo resulta inferior a dicho costo. Dicha condición transitoria se podrá mantener a lo sumo una hora, requiriendo para un período mayor un redespacho y nuevo cálculo de precios por parte del ORGANISMO ENCARGADO DEL DESAPCHO (OED)
Cuando el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPAHCO (OED) realiza un redespacho para resto de un día, debe enviar a cada central sus nuevos programas de carga y consumos de combustibles, junto con los nuevos precios horarios previstos. La información se enviará en forma similar a la indicada para el predespacho. De no ser necesario despachar las máquinas que estaban en reserva fría, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) podrá definir nueva reserva de acuerdo al indicado en la lista de mérito del día.
Toda máquina aceptada como reserva fría en el predespacho, será remunerada por su potencia puesta a disposición salvo que quede indisponible o falla al pedirse su entrada en servicio. El ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) no podrá en el redespacho eliminar de la lista, máquinas definidas en el predespacho, salvo que la máquina quede indisponible.
 
3.4.1. DETERMINACION DE LOS INTERCAMBIOS
Antes de las 10.00 hs del primer día hábil siguiente, los agentes deben enviar al ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) la siguiente información:

• Cada central, Autogenerador y Cogenerador, la energía horaria generada al MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM).


• Cada Distribuidor y Gran Usuario, la energía consumida al MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM) y la potencia máxima resultante.

EL ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) informará a cada central el precio resultante para cada hora en su nodo, su volumen de venta de energía y el precio y remuneración correspondiente por reserva fría en el Mercado. Informará además los períodos en que cada máquina de la central se considera forzada y la correspondiente energía.
Para las centrales de bombeo, informará a su vez el volumen de compra de energía y su valorización a los precios en su nodo (precio de la energía más precio de la potencia en su nodo).
3.5.1 REMUNERACION DE LA ENERGIA.
Cada hora "h", el precio de la energía (PEN) en un nodo "n" depende si dicho nodo está o no en un área desvinculada.

• Si resulta en un área vinculada del Mercado, el precio de nodo de la energía se calcula con el Precio de Mercado (PM) transferido hasta el nodo a través del factor nodo (FN)

• Si resulta despachada en un área Desvinculada "a", el precio de nodo se calcula con el Precio Local (PL) del área transferido hasta el nodo a través del correspondiente factor de nodo.

 

Cada hora la energía vendida por una máquina al MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM) se remunera al precio de la energía en el nodo salvo en los siguientes casos:

• Máquina generando forzada a requerimiento de un Distribuidor: Su generación no resulta de despacho sino del cubrimiento de demanda no despachada, tal como se indica en el punto 3.2.3.1.1. Es remunerada a su consto operativo.


• Máquina generando forzada a requerimiento del Transporte: Es remunerada a su costo operativo.


• La energía de una máquina turbovapor de punta (TVP) en las horas fuera de pico de días hábiles en que resulta operando forzada al mínimo técnico, es remunerada al Precio de la Energía de Máquinas Forzadas por Requerimiento de Pico ($FORPI), definido en el Anexo 13 de LOS PROCEDIMIENTOS, salvo que dicho precio resulte mayor que su costo operativo en cuyo caso es remunerada a su costo operativo.


• La energía de una máquina térmica forzada en las horas que resulta operando forzada al mínimo técnico, es remunerada a su costo operativo.

El precio de la energía tiene en cuenta la reserva adoptada para regulación y, por lo tanto, en la remuneración total horaria de la energía a los Generadores ya está incluida una remuneración adicional debido a la reserva rotante con que opera el MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM).
El ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) calcula para cada hora la remuneración que corresponde a cada Generador por su venta de energía al Mercado Spot. De la integración de estos valores se obtiene la remuneración mensual del Generador por venta de energía al MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM).
3.5.3. REMUNERACION DE LA POTENCIA
3.5.3.1. Potencia Puesta a Disposición.
La potencia generada se remunera al Precio de la Potencia en el Mercado ($PPAD) transferido a nodo a través del Factor de Adaptación (FA) los días hábiles fuera del período de valle. En cada máquina que resulte generado en una hora, incluyendo las máquinas forzadas, se remunera la potencia entregada al mercado Spot, calculada como la potencia neta operada menos la potencia contratada.
En cada máquina térmica que no resulta despachada a pesar de estar prevista en servicio en el predespacho, se remunera la potencia puesta a disposición siempre que la máquina esté disponible todo el día y arranque al ser requerida.
En los días hábiles fuera del período de valle, se remunera la reserva fría acordada, o sea las máquinas de punta aceptadas en el concurso de reserva fría más las agregadas en los redespachos, al precio resultante del concurso de reserva fría ($PRES), o sea el precio (MWPPAD) de la máquina más cara en la lista de mérito entre las aceptadas como reserva fría diaria en el predespacho más las que se hayan agregado en los redespachos, trasladado al nodo a través del factor de adaptación. Las máquinas en reserva fría cobran por su potencia neta ofertada en el concurso de reserva fría.
La potencia neta se calcula descontando los servicios auxiliares. Para el cálculo de la potencia neta operada y la potencia neta puesta a disposición se debe tener en cuenta las restricciones de transporte y/o distribución que limiten su potencia máxima generable.
 
En caso de que en la operación real una máquina en reserva fría al ser convocada no responda (no entre en servicio y alcance su potencia dentro de los tiempos ofertados) perderá la remuneración correspondiente a ese día. El ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) podrá solicitar la entrada de otra máquina de la lista de mérito del día y como consecuencia aumentar el precio de las reservas para ese día. En caso de que ésta no pueda entrar en servicio, no será penalizada si no estaba comprometida como reserva fría para ese día. En ningún caso el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) podrá bajar el precio de la reserva por debajo del valor definido en el predespacho.
Toda falla en la entrada de una máquina en reserva afectará negativamente sus posibilidades futuras, desplazándola al final de la lista de orden de mérito si se ofrece nuevamente como reserva. Si se repite la falla en el cumplimiento de su compromiso de reserva tres veces en el transcurso de dos meses, se aplicará una penalización mayor: no podrá presentarse al concurso de reserva fría durante los siguientes seis meses. En el Anexo 15 se adjunta la correspondiente reglamentación.
3.5.3.2. Potencia Base
Cada mes el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe determinar la potencia vendida para cada máquina (VENDEPBASq) al MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM) con la metodología establecida en el Anexo 21 de LOS PROCEDIMIENTOS
La remuneración por potencia base en reserva de una máquina (REMPBAS) se determina multiplicando la potencia base en reserva mensual que vende el Precio de la Potencia en el Nodo por el número total de horas fuera de valle de día hábil del mes.

Siendo:

• $PPAD : Precio e la Potencia en el Mercado.


• Faq : Factor de Adaptación.


• NHFVMES : número de horas fuera de valle de días hábiles del mes.

 
3.7. ARRANQUE Y PARADA DE MAQUINAS
Los arranques de turbinas de vapor o centrales nucleares solicitada por el ORGANIMSO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) serán remunerados por el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED). La remuneración correspondiente se calcula de acuerdo a lo indicado en el Anexo 14 de LOS PROCEDIMIENTOS.
Para cada parada no programada de una máquina turbovapor o nuclear, o sea que no es solicitada por el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) ni corresponde a una salida por mantenimiento programado o correctivo en días u horas no hábiles, se descontará al Generador una Suma correspondiente al costo de arranque de una máquina turbovapor substitutiva de módulo equivalente. Sin embargo, si la máquina entrara nuevamente en servicio dentro de las 48 horas, este descuento no se hará efectivo.
4.4.2. CONTRATOS DE ABASTECIMIENTO
En los contratos de abastecimiento un Generador comprometa el abastecimiento de energía y potencia a un cliente (Distribuidor o Gran Usuario) mediante un compromiso horario. Para el cubrimiento de esta energía podrá utilizar:

• Generación propia (PPROPIAk), entendiéndose como tal la energía generada por sus máquinas (PGENk) y las máquinas "r" de otros Generadores con los que haya suscrito contratos de reserva fría y que hayan sido convocadas por dichos contratos (PGENr);

• Energía comprada en Mercado Spot, de resultar la generación propia insuficiente al despacho que requiera el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) o a la falta de disponibilidad propia y/o de sus máquinas contratadas como reserva.

Un contrato de abastecimiento entre un Generador y un Distribuidor o Gran Usuario deberá especificar:
a) su período de vigencia
b) el compromiso de demanda a abastecer y una fórmula de pago por la energía y por la potencia;
c) las penalidades, de existir, de no abastecer la energía comprometida.
El compromiso de abastecimiento podrá indicarse de dos maneras distintas.
d) Se establece una curva horaria a abastecer a lo largo de la duración del contrato, expresada ya sea como valores de potencia (PABAST) o como un porcentaje de la demanda horaria (%POBAST) En el caso de expresarse como valores de potencia, la potencia media comprometida para días hábiles no podrá ser inferior a la medida comprometida para días sábado, domingos y feriados. En caso de expresarse como un porcentaje, dicho porcentaje debe ser el mismo para toda la demanda de cada Período Trimestral.
e) Se define como compromiso abastecer toda la demanda no contratada de un Distribuidor o Gran Usuario, o sea toda su demanda de no tener ningún otro contrato de abastecimiento o, de contar con contratos previos, la demanda restante luego de descontar su demanda total la cubierta por sus otros contratos de abastecimiento. El compromiso se entenderá como el cubrimiento de la demanda prevista más/menos un apartamiento no superior al 5% en energía mensual.
En caso en que el compromiso se fije como un porcentaje de la demanda o como un requerimiento de cubrir toda la demanda restante, en el contrato se podrá especificar un apartamiento máximo admisible respecto a la demanda prevista, o sea que el contrato en la operación real se considerará como una banda dada por el valor más/menos una tolerancia.
Los Generadores deben informar al ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) dentro de los plazos indicados los contratos de abastecimiento suscritos indicando:

• El Distribuidor o Gran Usuario correspondiente,


• vigencia,


• la demanda a abastecer contratada,


• precios y garantías de abastecimiento.

En el informe de la programación estacional que se enviará a todos los agentes del MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM) y la SECRETARIA DE ENERGIA del MINISTERIO DE ECONOMIA Y OBRAS Y SERVICIOS PUBLICOS se adjuntará una enumeración de estos contratos para el período, la generación comprometida, y la demanda prevista cubierta por contratos.
A los efectos de su administración en el MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM) y la comercialización de los faltantes o sobrantes, todo contrato de abastecimiento del MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM) deberá poder ser convertido por el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (MEM) en una curva horaria de demanda representativa, determinándose así una prestación del compromiso horario entre cada Generador "k" y cada Distribuidor o Generador Usuario "j" (PCONTkj).
4.7.4. OPERACIÓN EN TIEMPO REAL
Los contratantes se comprometerán a aceptar las normas de despacho que se describen en estos procedimientos. Por consiguiente, la producción real de un Generador dependerá del despacho económico y las restricciones vigentes en el MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM), pudiendo resultar despachado por encima o por debajo de la potencia comprometida por sus contratos de abastecimiento. La máquina contratada como reserva fría de un agente del MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM) sólo podrá suministrar energía a su contrato al ser convocado en la medida en que resulte despachado.
Durante la operación, el Generador, Distribuidor y Gran Usuario con contratos debe cumplir con las normas establecidas en estos Procedimientos y las normas de operación del ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) vigentes.
Si durante la operación, por indisponibilidad propia imprevista, la generación propia de un Generador con contratos de abastecimiento resulta insuficiente para cumplir sus compromisos, podrá solicitar comprar energía en el Mercado Spot. La misma será abastecida, en la medida que exista el excedente solicitado, al Precio de Mercado y Precio de la Potencia en el Mercado.
 
4.8. DETERMINACIÓN Y VALORIZACIÓN DE LOS APARTAMENTEO DE UN GENERADOR EN LOS CONTRATOS DE ABASTECIMIENTO.
El contrato de abastecimiento se interpretará como si cada hora el Generador debe entregar en el Mercado, Centro de Carga del Sistema, la energía contratada, que cobrará al precio acordado, independientemente de cual sea el requerimiento real de la demanda con quien realizó el contrato o la generación realmente realizada por el vendedor.
Se entiende por generación propia de un Generador con contratos de abastecimiento a la suma de:

• la potencia despachada en sus máquinas;


• a suma de la potencia generada por las máquinas en reserva fría que hayan sido convocadas por el Generador, al cumplirse la cláusula de convocatoria establecida en su respectivo contrato.

A los efectos de estos contratos, se considera potencia despachada de una máquina térmica de un Generador con contrato de abastecimiento a la resultante del despacho óptimo sin incluir restricciones de costo de arranque y parada. En las máquinas térmicas con contratos se entenderá como potencia forzada por despacho a aquella que queda en servicio forzada por restricciones de arranque y parada.
Para cada hora en la potencia térmica totalizada por un Generador se pueden diferenciar tres valores:

Para el cálculo de la generación propia aportada a sus contratos de abastecimiento cada hora "h" por un Generador "k" con máquinas térmicas se considerará:
a) su potencia despachada sin tener en cuenta restricciones de arranque y parada (PDESPhk);
b) su potencia forzada en servicio (al mínimo técnico) debido al tiempo mínimo requerido entre su parada y arranque (PTMINhk), o sea debido a una restricción propia de la máquina;
c) la potencia generada por las máquinas con las que tenga contratos de reserva fría (PREShr) que haya resultado despachada y haya sido convocada por el Generador de acuerdo a la cláusula indicada en su contrato.

El seguimiento de los apartamientos a su compromiso contratado se hará respecto a su generación propia. El resto de su generación (PCAPhk), o sea la forzada por requerimientos del MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM) por resultar más económico para el despacho teniendo en cuenta el costo a pagar por su arranque, se considerará forzada y, en consecuencia, se comercializará fuera del contrato en el Mercado Spot.
Se considera que el compromiso horario de un Generador está dado por la suma de las curvas de carga representativas de todos sus contratos de abastecimiento vigentes. Sólo para el caso de déficit en el MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM) se inclinará además el nivel de pérdidas correspondientes evaluadas en función de los factores de nodo para determinar si el Generador es capaz de abastecer su demanda contratada.
Cada hora, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) realizará el seguimiento de los apartamientos de los contratos de abastecimiento (diferencia entre generación contratada y la generación propia entregada) y su comercialización en el Mercado Spot.
Si la generación propia de un Generador resulta superior a la requerida por sus contratos, el excedente se tratará como un Generador sin contratos del MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM), vendiendo la energía excedente al precio Spot en su nodo de conexión según corresponda y la potencia excedente al precio de la potencia en su nodo.

Si el Generador resulta entregando por debajo de su potencia contratada, el faltante lo comprará en el Mercado, la energía al Precio de Mercado y la potencia al precio de la potencia en el Mercado

En caso de resultar su generación propia inferior a la contratada por indisponibilidad propia (o sea de sus máquinas y/o máquinas contratadas como reserva) y no por requerimientos del despacho, el Generador también podrá solicitar comprar el faltante para cumplir su contrato en el MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM) , que lo entregará en la medida que exista el excedente solicitado. El precio de la energía será el Precio de Mercado y el de la potencia el precio de la potencia en el Mercado.
En caso de déficit en el MERCADO ELECTROCO MAYORISTA (MEM) y aplicarse restricciones en el abastecimiento, los Generadores resultarán despachados a su máxima carga posible. Por lo tanto, para analizar su compra/venta con el MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM) se comprará su generación propia con la demanda efectivamente abastecida de sus contratos.
En resumen, un Generador que debe cubrir una energía contratada (PTOTCONT):

• genera una parte a costo propio (PPROPIA), con generación propia (sus máquinas y/o generación de la máquina que contrató como reserva), para vender al precio contratado;


• compra el faltante en el Mercado Spot, la energía al Precio de Mercado y la potencia al precio de la potencia en el Mercado, y la vende al precio contratado;


• de no existir suficiente excedente en el MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM) y/o estar aplicándose restricciones a la demanda, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) calculará la parte no abastecida (PNOABAST) en proporción a la compra requerida dentro del total del Mercado Spot y al déficit existente en el MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM)

Al finalizar el mes, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) realizará la integración de la comercialización en el Mercado Spot de los apartamientos y el Generador resultará acreedor o deudor con respecto al MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM) según resulte positiva o negativa la suma de los montos horarios comprados o vendidos.
ANEXO II
ANEXO 1 : BASE DE DATOS DEL SISTEMA
1.1 INFORMACIÓN BASICA DE GENERADORES
Cada Generador debe suministrar la información necesaria para:
programar la producción y realizar el despacho de cargas;
calcular los costos marginales y otros costos necesarios para fijar los precios estacionales a distribuidores y el precio horario con que se remunerará a los productores.
El conjunto de datos técnicos y característicos del parque generador conforma la Base de Datos de Generación del Sistema e incluye como mínimo la siguiente información.
a) Potencia efectiva a plena carga y consumo de servicios auxiliares expresado como porcentaje de la potencia efectiva a plena carga.
b) Tiempo estimado de arranque desde parada fría hasta sincronismo y desde sincronismo hasta plena carga. Para las máquinas turbovapor, tiempo mínimo requerido en la operación entre su parad y rearranque.
c) Características de regulación de frecuencia: contribución posible a la regulación primaria y secundaria.
d) Capacidad para regulación de tensión : curva de capacidad, márgenes de subexitación y sobrexitación.
e) Máquinas Térmicas y Nucleares: Consumo específico medio bruto, coeficientes A, B y Ce de la recta representativa del Consumo Específico bruto.
f) Máquinas Térmicas : tipos de combustibles que puede consumir, posibilidades de trabajar con mezcla, y capacidad de almacenamiento.
g) Centrales Hidroeléctricas con Capacidad de Embalse: curva de volumen embalsado en función del nivel, cota mínima y máxima operativa, y datos de evaporación.
h) Centrales de Bombeo: El rendimiento económico de bombeo a utilizar en el despacho diario para definir el bombeo y generación de la central en función de la diferencia de los precios horarios de compra y de venta de la energía. Para el embalse y contraembalse, curva de volumen embalsado en función del nivel, cota mínima y máxima operativa. Datos de evaporación.
i) Centrales Hidroeléctricas en General : Número de grupos, función para conversión energética (m3 por kwh), caudal máximo y mínimo turbinable por grupo, serie histórica de caudales semanales desde 1943.
ANEXO III
ANEXO 2 : BASE DE DATOS ESTACIONAL
 
Para cada período estacional los agentes deben suministrar la información necesaria para el período a estudiar y una estimación aproximada de los mismos datos para los próximos 3 años.
a) Generadores y Transportistas: Tasa de indisponibilidad forzada prevista para las máquinas y la red.
b) Centrales Térmicas: Previsiones de disponibilidad de combustible (stok inicial y entregas previstas de carbón y/o combustibles líquidos, y cuota prevista de gas). Costos variables de Producción y precio de referencia de fleta, tal como se indica en el Anexo 13 de LOS PROCEDIMIENTOS
c) Centrales Hidroeléctricas: Pronósticos de aportes o de energía, según corresponda, o de tipo de años hidrológico de existir una previsión al respecto. Restricciones aguas abajo que afectarán su despacho (cota de operación máxima en embalses, limitaciones al caudal erogable, etc.). Para las centrales con embalse de capacidad estacional, valores del agua tal como se indican en el Anexo 22 de LOS PROCEDIMIENTOS.
d) Distribuidores y Grandes Usuarios: Pronósticos de demanda de energía y potencia con su correspondiente hipótesis de crecimiento. Curvas típicas de carga horaria para cada semana, discriminadas a nivel de cada barra de la red de transporte. Carga máxima prevista. Requerimiento de reactivo. Carta típica prevista por barra en cada banda horaria.
e) Transportistas: Restricciones en el intercambio permitido.
f) Agentes con compromisos en el Control de Tensión y suministro de Reactiva: (Generadores, Distribuidores, Grandes Usuarios y Transportistas). Previsión de disponibilidad en el equipamiento requerido para cumplir su compromiso.
g) Países Interconectados: Requerimientos de exportación. Ofertas de importación de energía y/o potencia y precios.
h) Autogeneradores y Cogeneradores: Rango de potencia que pueden intercambiar. Saldo neto de energía previsto con su precio de venta requerido.
ANEXO IV
ANEXO 5: CALCULO DE PRECIO SPOT DE LA ENERGIA Y COSTO OPERATIVO
1. DEMANDA
Se define como Demanda no Despachada (DEMONODESP) a la demanda de un área de distribución cuyo cubrimiento es forzado por el Distribuidor a determinadas máquinas por motivos asociados a la calidad y seguridad en el área y/o a restricciones operativas de transporte (por ejemplo, mantenimiento de tensión). Su cubrimiento es predeterminado por el Distribuidor y es independiente de las condiciones de oferta en el MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM) y su despacho.
Para una hora "h", la demanda de un Distribuidor "j" (DEM) resulta en parte cubierta con generación forzada a requerimiento del Distribuidor y el resto a ser abastecida con la generación que determine el despacho, denominada Demanda de Abastecer por Despacho (DEMDESP).
 

De no existir restricciones de máquinas forzadas por el Distribuidor, la totalidad de su demanda resulta cubierta por despacho.
Se denomina demanda a abastecer en le Mercado (DEMMERC) para una hora "h" a la suma de las demandas a abastecer por despacho en las áreas vinculadas al Mercado, o sea sin restricciones activas de transporte.

Estando "j 1" en un área vinculada al Mercado.
 
Análogamente, en cada área "A" desvinculada del Mercado, se denomina demanda local a abastecer por despacho (DEMLOC) a la suma de las demandas a abastecer por despacho en el área.

Estando "j 2" en el área desvinculada al Mercado "A".
 
2 REQUERIMIENTOS DE POTENCIA PARA EL ABASTECIMIENTO DE LA DEMANDA
Cada hora, el requerimiento de potencia para satisfacer la demanda a abastecer por despacho dentro de los niveles de calidad establecida necesita que:
- se genere la potencia requerida para cubrir la demanda, teniendo en cuenta las pérdidas de transporte y red de distribución;
- se mantenga adicionalmente dentro del parque de generación del MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM) en su conjunto un nivel de reserva rotante de potencia para regulación de frecuencia y para garantizar la operatividad del sistema eléctrico y la capacidad de respuesta rápida en caso de contingencias para mantener la continuidad del servicio.
La potencia regulante en cada máquina térmica y central hidroeléctrica se define de acuerdo al nivel de reserva regulante establecido en la Programación Estacional, la disponibilidad para regular ofertada por los generadores y el despacho de reserva regulante. El nivel de reserva rotante adicional necesaria se determina en la Programación Estacional de acuerdo a los requerimientos para la operatividad del sistema eléctrico y el nivel de calidad pretendido. En la operación real esta reserva es adjudicada por el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) a las máquinas de respuesta rápida, principalmente centrales hidroeléctricas.
En la operación real, cada hora una máquina térmica generando resulta con la siguiente composición de su potencia.
- Potencia neta generada.
- Potencia neta rotante regulante, que puede ser cero, definida de acuerdo a la disponibilidad para regulación ofertada por el Generador y el despacho de reserva regulante.
- Potencia neta rotante operativa, que puede ser cero, definida de acuerdo a los requerimientos de reserva rotante establecidos para mantener la operatividad del sistema eléctrico y las características de respuesta de la máquina.
- Potencia neta operada, entendiéndose como tal la potencia neta máxima que podría generar en eso hora teniendo en cuenta la potencia efectiva instalada en la máquina, restricciones operativas propias de las máquinas o la central, y restricciones de transporte y/o distribución que limiten sus posibilidades de entregar esa potencia. Para las máquinas forzadas a requerimiento de un agente consumidor y/o restricciones de transporte, se considerará como potencia neta operada a su potencia neta generada.
Se define potencia disponible en reserva de una máquina térmica a la potencia que resulta luego de restar de la potencia neta operada la potencia neta generada, la potencia neta rotante regulante y la potencia neta rotante operativa.
La falla se modela en escalones como máquinas térmicas adicionales, tanto como escalones de falla se consideren, denominada cada una de ellas Máquina Falla. A los efectos del despacho y la definición del precio de la energía, las máquinas fallas se condideran como parte del parque térmico disponible en el MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA (MEM). Cada máquina falla se define con una potencia máxima, que se representa como un porcentaje de la demanda de la potencia en cada hora, y un costo de producción correspondiente al costo de falla que representa. La última máquina falla tiene como costo el Costo de la Energía no Suministrada (CENS). De resultar una o más máquinas falla despachadas, se calculará su potencia disponible en reserva considerando como potencia operada la potencia máxima del escalón para esa hora.
A su vez cada central hidroeléctrica generando resulta con la siguiente composición de su potencia:
* Potencia neta generada.
* Potencia neta rotante regulada, que puede ser cero, definida de acuerdo a la disponibilidad para regulación ofertada por la central y el despacho de reserva regulante.
* Potencia neta rotante operativa, que puede ser cero, definida de acuerdo a los requerimientos de reserva rotante establecidos para mantener la operatividad del sistema eléctrico y su distribución dentro del parque del MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA (MEM).
* Potencia neta operada, entendiéndose como tal la potencia neta máxima que podría generar en esa hora la central con las máquinas que están generando teniendo en cuenta la potencia neta nominal de las máquinas generando, restricciones operativas de la central o de salto en el embalse, restricciones aguas abajo, y restricciones de transporte que limiten sus posibilidades de entregar potencia donde lo requiera la demanda. Para las máquinas forzadas a requerimiento de un agente consumidor y/o restricciones de transporte, se considerará como potencia neta operada a su potencia neta generada.
Se define potencia disponible en reserva de una central hidroeléctrica a la potencia que resulta luego de restar de la potencia neta operada la potencia neta generada, la potencia neta rotante regulante y la potencia neta rotante operativa.
3 CALCULO DEL COSTO MARGINAL Y PRECIO DE MERCADO
El ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe calcular el costo medio de producción de una máquina térmica ($ / kwh) para cada tipo de combustible que puede consumir a partir del costo variable de producción de la central para el tipo de máquina con dicho combustible ($ / unidad de combustible), el poder calorífico inferior del combustible (Kcal / unidad de combustible, y el consumo específico bruto medio (Kcal / kWh) que mide su eficiencia calórica. El costo medio de producción de una máquina térmica queda definido en consecuencia con tantos valores como tipos de combustibles pueda consumir. Para las máquinas turbovapor se debe utilizar el costo variable de producción estacional de la central para dicho tipo de máquina para el despacho y, si está prevista su operación forzada para cubrir requerimiento de punta, en la banda horaria de pico el costo de punta estacional en lo que hace al cálculo del costo térmico y precio Spot de la energía.
Se define el Costo Marginal (CM) de una máquina térmica en una hora "h" a su costo variable de producción estacional de el o los combustibles utilizados. Se denomina Costo Marginal en el Mercado (CMM) de una máquina térmica en una hora "h" al costo marginal transferido al Mercado dividiendo el costo marginal por el correspondiente factor de nodo horario.
Se denomina Costo Marginal Térmico (CMTERM) al costo que tendría que abastecer con el parque térmico el siguiente MW de demanda por despacho. Para una Hora "h" se calcula como el mínimo entre los siguientes valores.
- El menor Costo Marginal en el Mercado entre las máquinas térmicas generando vinculadas al Mercado, incluyendo las máquinas falla, que cuenten con potencia disponible en reserva o, de resultar el parque térmico generando sin potencia disponible en reserva, el Costo de la Energía No Suministrada (CENS)
- El menor Costo Marginal en el Mercado con que resultarían generando las máquinas térmicas disponibles vinculadas al Mercado, incluyendo las máquinas falla, que no están generando y que podrían entrar en servicio y entregar potencia durante el transcurso de la hora "h" o, de no existir ninguna máquina en estas condiciones, el Costo de la Energía No Suministrada (CENS).

siendo:

• q1 = máquina térmica generando vinculada al Mercado o máquina Falla despachada, con potencia disponible en reserva en la hora "h".


• q2 = máquina térmica vinculada al Mercado que no está generando y podría entrar en servicio y entregar potencia en la hora "h" de ser requerida, o máquina falla no despachada en la hora "h". No resultan incluidas dentro de este grupo las máquinas indisponibles, máquinas disponibles paradas que no podrían entregar su potencia por falta de capacidad de transporte, y las máquinas disponibles paradas cuyo tiempo requerido para arrancar y tomar carga sea superior a una hora.

Se denomina Costo marginal Hidráulico (CMHID) al costo que representa abastecer con las centrales hidroeléctricas consideradas de capacidad estacional y mensual siguiente MW de demanda por despacho. Para una hora "h" se calcula como el menor valor del agua (VA) entre las centrales hidroeléctricas de capacidad estacional y mensual generando con potencia disponible en reserva y cuya potencia generada corresponda, aunque sea parcialmente, a requerimientos de despacho y no exclusivamente a potencia forzada por restricciones hidráulicas y/o restricciones de Transporte. De no existir ninguna central hidroeléctrica en estas condiciones, el Costo Marginal Hidráulico se considerará cero si en el parque térmico generado existe potencia térmica en reserva disponible, o el Costo de la Energía No Suministrada (CENS) si en el parque térmico generado no existe potencia en reserva disponible.

siendo :

• cl = central hidroeléctrica generando por despacho, no exclusivamente forzada por restricciones, y con potencia disponible en reserva en la hora "h".

El precio Piso (PMMIN) para una hora "h" se calcula con el Precio de Mercado de la hora anterior (PM(h-1), salvo que la demanda esté disminuyendo (DEMMEM(h)<DEMMEM(h-1)) y/o que en la hora "h" se modifique la oferta, ya sea por quedar disponible una máquina o por incrementarse la oferta de gas, o se realice un redespacho en cuyo caso es cero. Para la banda horaria de pico de un día hábil, si el valor así calculado resulta menor que el Precio Mínimo de Pico (PMINPI) definido en el predespacho, el Precio Piso será dicho precio mínimo.
El Precio Techo (PMMAX) para una hora "h" se calcula con el Precio de Mercado de la hora anterior (PM(h-1)), salvo que la demanda esté creciendo (DEMMEM(h) Cada hora, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) calcula el precio Spot de la energía en el Mercado, denominado Precio de Mercado (PM) calcula el precio Spot de la energía en el Mercado, denominado Precio de Mercado (PM), con el despacho vigente, resultado del modelo de despacho diario o redespacho, en base al costo del siguiente MW de demanda a abastecer en el Mercado dentro de las restricciones existentes y los requerimientos de calidad y reserva establecidos, con la siguiente metodología.
a) Si en el parque térmico generado, incluidas las máquinas falla despachadas, existe potencia térmica en reserva disponible, el precio de la energía por despacho (PD) está dado por el máximo entre el Costo marginal Térmico y el Costo Marginal Hidráulico.
 

b) Si el parque térmico generado incluidas las máquinas fallas despachadas está completo, o sea no existe potencia térmica en reserva disponible, el precio de la energía por despacho está dado por el mínimo entre el Costo Marginal Térmico y el Costo Marginal Hidráulico

c) El Precio de Mercado está dado por el precio de la energía por despacho que resulta para la hora "h", salvo que dicho valor quede fuera del rango definido por el precio piso y el precio techo en cuyo caso el precio está dado por el valor límite que corresponda.

4. COSTO OPERATIVO
El costo operativo de una máquina térmica se calcula con su precio de referencia de combustible en la central salvo que el costo variable de producción declarado por la central para el tipo de máquina que corresponde sea inferior a este valor, en cuyo caso se calcula con el valor declarado.
El Costo Operativo de una máquina hidráulica se calcula con:
a) el nivel en el embalse;
b) el valor del agua calculado por el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) con los modelos de optimización vigentes, salvo que el valor del agua que resulta de la declaración del Generador para la semana y nivel de embalse es inferior a este valor en cuyo caso es el valor del agua declarado.
ANEXO V
ANEXO 6. SOBREPRECIO ESTACIONAL POR RIESGO DE FALLA
Como resultado de los programas de simulación de la operación del MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM), el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) obtendrá las previsiones de energía no suministrada para cada escalón de falla "f", modelado con su costo asociado (CFALLA).
Dado un escenario correspondiente a una probabilidad de excedencia "p", para las semanas "s" del período en que resulta energía no suministrada (ENS) el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe calcular el correspondiente Sobreprecio Semanal por Riesgo del Falla (SSRF) con la siguiente fórmula:

Siendo:

• ENS s,p f = déficit de energía semanal previsto para la probabilidad de excedencia "p" en el escalón "f".


• PMSEM s,p = Precio en el Mercado (PM) previsto para la banda horaria de pico de la semana "s" para la probabilidad de excedencia "p".


• DEMABAST s,p = Demanda prevista abastecer en la banda horaria de pico de la semana connsiderada para la probabilidad de excedencia "p".

Para las restantes semanas del período en que resulta toda la demanda abastecida, o sea sin energía no suministrada (ENS), el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe calcular el correspondiente Sobreprecio Semanal por Riesgo de Falla (SERF) utilizando el método del Montecarlo de sorteos para la demanda de pico de día hábil, la disponibilidad del parque y la disponibilidad de la red con las siguientes consideraciones.
 
* Demanda: Se utilizan las demandas de la Base de Datos Estacional para definir la potencia representativa de una hora de pico de día hábil en cada región. Se aplican sorteos para una banda de apartamiento de posible ocurrencia entre la realidad y el valor previsto.
* Generación: Se utiliza el mantenimiento programado. Se utilizan las tasas de indisponibilidad forzada de la Base de Datos Estacional para realizar los sorteos que definen la disponibilidad de parque.
* Red de Transporte: Se utiliza la topología de la red y el mantenimiento programado. Se utilizan las tasas de falla de los vínculos para realizar los sorteos que definen la configuración de la red dadas las líneas que resultan disponibles.
Para cada estado que resulta, definido por la disponibilidad de la red, la disponibilidad del parque y el requerimiento de demanda en cada región, se analiza las disponibilidades con que se puede contar efectivamente y la demanda sobre la que se efectuarán los posibles cortes, salvando las limitaciones de transporte, para determinar el déficit de potencia en el Mercado. Se calcula, teniendo en cuenta la probabilidad de ocurrencia de cada estado, el correspondiente sobreprecio semanal como la diferencia entre el costo de la falla, dada la profundidad del mismo y el costo definido para los escalones de falla de la Base de Datos Estacional, y el Precio en el Mercado (PM) previsto para la banda horaria de pico de la semana "s" para la probabilidad de excedencia "p".
El ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) calcula el correspondiente Sobreprecio Estacional por Riesgo de Falla (SERF) para la probabilidad de excedencia "p" como el promedio ponderado de los sobreprecios semanales.
ANEXO VI
ANEXO 7: INFORME ESTACIONAL
El informe con la propuesta de precio estacional a aplicar a los Distribuidores, debe incluir como mínimo la siguiente información.
a) Requerimiento de la demanda: Pronósticos de energía y potencia, y crecimiento esperado por agente consumidor, por región total.
b) Características de la oferta: Programada de mantenimiento, indisponibilidad forzada prevista, indisponibilidad total, pronósticos de aportes hidroeléctricos.
c) Previsión de abastecimiento de la demanda: Generación por tipo y por empresa, consumo de combustible, evolución del nivel de los grandes embalses, evolución semanal del riesgo de falla.
d) Precio de la Energía: evolución semanal prevista del Precio en el Mercado (PM) y Sobreprecio Estacional por Riesgo de Falla (SERF), previsión de áreas que resultan desvinculadas y correspondientes precios locales. Precio en el Mercado (PM) estacional para distintas probabilidades de ocurrencia.
e) Precio de Potencia. Criterio acordado para determinación de la reserva fría necesaria y reserva rotante operativa. Evolución semanal de la remuneración de la potencia a Generadores operada y en reserva. Precio Estacional de la Potencia.
f) Estudios de flujos de carga y factores de nodo estacionales que resultan. Factores de adaptación.
g) Para cada Distribuidor: Precio Estacional de la energía por banda horaria y cargos fijos por potencia.
h) Calidad de servicio acordada (banda para regulación).
i) Listado de los contratos del Mercado a Término, tanto de abastecimiento como de reserva fría.
j) Previsión de intercambio con otros países.
k) Previsión de compra/venta de Autogeneradores.
ANEXO VII
ANEXO 8: INFORME MENSUAL
El ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) analizará los resultados mensuales de la operación identificando los apartamientos significativos observados respecto a la programación con que se definió el precio a Distribuidores, junto con sus consecuencias sobre el resultado económico del MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM) así como los posibles motivos de estas diferencias. En ese informe se indicarán loas observaciones realizadas por las empresas y/o el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED), adjuntadas en el informe inicial para el cálculo del precio del período, que estén relacionados con los apartamientos que se registrarán.
Se señalará la evolución de:
* la disponibilidad del parque;
* la reserva rotante y reserva fría;
* los precios medios de la energía, en el Mercado y precios locales, por semana y mes por banda horaria;
* el precio de la Potencia en Reserva Fría;
* el nivel en los grandes embalses;
* la demanda por agentes, región y total;
* el Fondo de Estabilización y el Fondo de la Potencia.
Se indicará el apartamiento que resulta entre la recaudación de los Compradores y la remuneración a los Vendedores.
ANEXO VIII
ANEXO 9: BASE DE DATOS SEMANAL
La información a suministrar consistirá en los datos para la semana siguiente y una estimación aproximada para la semana subsiguiente.
a) Distribuidores y Grandes Usuarios: demandas prevista para días típicos (lunes, hábil, sábado, domingo, feriado).
b) Generadores Hidráulicos: nivel previsto en los grandes embalses al finalizar la semana actual, pronósticos de aportes de los ríos para las centrales más importantes y oferta de energía prevista para las restantes, restricciones que afecten su despacho (caudal mínimo y máximo erogable, posibilidades de empuntamiento, etc.). Para las centrales consideradas de capacidad semanal, declaración del valor del agua tal como se indica en el Anexo 22 de LOS PROCEDIMIENTOS. Para las centrales de bombeo, declaración del valor de bombeo tal como se indica en el Anexo 22 de LOS PROCEDIMIENTOS.
c) Generadores Térmicos. Cuota de gas prevista con la Empresa abastecedora de gas, disponibilidad de otros combustibles (stock inicial más entregas programadas). De no Suministrares información sobre disponibilidad de algún combustible, se la tomará de la base de datos estacional. Deberá informar además cualquier restricción que surja en las posibilidades de quemado de distintos tipos de combustible en las máquinas. Combustible o mezcla de combustibles prevista consumir en sus máquinas turbovapor de ser requeridas a operar como de punta.
d) Generadores en general: disponibilidad prevista para sus equipos que representen una modificación respecto a los supuesto en la programación estacional (modificaciones al mantenimiento programado estacional, solicitudes de mantenimiento correctivo semanal, tasa prevista de indisponibilidad forzada) y cualquier restricción en su capacidad de regulación (frecuencia, secundaria y de tensión).
e) Empresas Transportistas. Disponibilidad programada para su equipamiento de transmisión, transformación y compensación, y restricciones de transmisión.
f) Países Interconectados: requerimientos de exportación, ofertas de energía y/o potencia y precio.
g) Autogeneradores y Cogeneradores registrados: previsión de intercambio de potencia, saldo neto de energía previsto, y precio de venta requerido.
h) Empresas con compromisos en el Control de Tensión y suministro de Reactiva: (Generadores, Distribuidores, Grandes Usuarios y Transportistas) indisponibilidad prevista del equipamiento involucrado;
i) Generadores y/o Transportistas: cualquier restricción que afecte el despacho, así como los motivos de dicha restricción.
j) Cualquier modificación para el resto del período con respecto a los datos acordados para realizar la programación estacional (demandas, mantenimiento programado, pronósticos de aportes en los ríos y oferta hidroeléctrica, oferta de combustible, etc.).
ANEXO IX
ANEXO 13: VALORES DE REFERENCIA Y MÁXIMOS RECONOCIDOS PARA COMBUSTIBLES, FLETES Y COSTOS VARIABLES DE PRODUCCION
1. PRECIOS DE REFERENCIA DE COMBUSTIBLES.
Los tipos de combustibles considerados en el MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA (MEM) se establecen teniendo en cuenta los combustibles que consume el parque térmico existente. Los tipos vigentes son: gas, carbón, Fuel Oil y nuclear. Se denomina Precio de Referencia de combustible al precio previsto en el MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA (MEM) para dicho combustible, que se calcula para cada tipo de combustible vigente con la metodología establecida en el presente anexo.
Los precios de combustibles se consideran definidos en uno o más puntos físicos de referencia.
* Fuel Oil : en La Plata / San Lorenzo
* Gas Oil : en La Plata / Luján de Cuyo
* Carbón : en San Nicolás
* Nuclear : en cada central nuclear.
A los efectos de este anexo, para el Fuel Oil los puntos de referencia se denominan La Plata.
El precio de referencia de un combustible líquido "u" en una central "c" se calcula sumando al precio en el punto de referencia (REFCOMB) el costo de transporte hasta la central dado por el precio de referencia del flete (REFFLETE).

El precio de referencia en central para los restantes combustibles se calcula:
a) para el gas, con la metodología indicada en el punto 5.3. del presente anexo;
b) para el carbón y combustible nuclear, con el precio de referencia del combustible.
Antes del día 10 de cada mes "m", los Generadores deben informar al ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) los volúmenes consumidos en sus centrales para los distintos tipos de combustibles así como los precios a los que fueron adquiridos y transportados, durante el transcurso del mes anterior "m"-1.
2. COSTO VARIABLE DE PRODUCCIÓN DE UNA CENTRAL TÉRMICA
Se denomina costo variable de producción (CVP) de una central térmica, convencional o nuclear, al costo variable previsto por el Generador para la producción de energía eléctrica a lo largo de un período, e incluye el costo de combustibles, el costo asociado a los consumos propios de las máquinas, el costo de los insumos variables distintos de los combustibles, los costos asociados a los ciclos de arranque y parada para las máquinas de semibase y de punta, y cualquier otro costo variable requerido.
Este costo se expresa como un conjunto de valores, uno por tipo de máquina instalada en la central, estableciéndose cuatro tipos posibles (turbovapor, turbogas o motores, ciclo combinado y nuclear), y para cada tipo de combustible que puede consumir la máquina, considerándose como tipo de combustible los establecidos para la definición de precios de referencia de combustibles. Los valores que definen el costo variable de producción se expresan en equivalente de unidades de combustible a consumir para producir energía eléctrica ($ / unidad de combustible). El número de valores que definen el costo variable de producción de una central térmica depende en consecuencia de la cantidad de tipos de máquinas instaladas en la central y la cantidad de distintos tipos de combustibles que puedan consumir.
 

Costo variable de producción previsto en la central "c" en el subperíodo "m" del período considerado, para las máquinas "t" consumiendo el combustible tipo "u".
3. VALORES MÁXIMOS RECONOCIDOS.
Se denomina Valor Máximo Reconocido a aquel que define el valor tope reconocido en el MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA (MEM) para el precio de combustible, el precio de flete y los costos variables de producción.
Para los combustibles y el flete, los Valores Máximos Reconocidos están dados por el correspondiente Precio de Referencia.
Para el costo variable de producción, el valor máximo reconocido de una central térmica para un combustible se obtiene incrementando el precio de referencia para dicho combustible en un porcentaje denominado Porcentaje para el Costo Variable de Producción (%CVP). Para el MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA (MEM) el Porcentaje para el Costo Variable de Producción se define en el 15 %.
4. PRECIOS DE REFERENCIA DE FLETES.
4.1. DEFINICIÓN
Los precios de referencia de fletes definen el costo de transporte de combustible para una central, que depende de la ubicación geográfica de la central, el combustible involucrado, el origen del mismo y el tipo de transporte a utilizar. En la programación y el despacho se utiliza como precio de flete de una central para un tipo de combustible el precio de referencia estacional vigente.
Para los combustibles líquidos, el precio de combustible puesto en central estará dado por el precio en el punto de referencia más el costo de transporte hasta la central dado por el precio de referencia de flete.
4.2. VALORES VIGENTES DE LOS PRECIOS DE REFERENCIA DE FLETE.
Para cada central se debe considerar el costo que constituye, según corresponda, el transporte fluvial, ferroviario, por ducto o carretero desde el punto de referencia definido. Los precios de referencia de fletes actualmente vigentes son los indicados para el Fuel Oil en el Cuadro 1 y para Gas Oil en el Cuadro 2. En el Cuadro 1 se indica un precio menor de flete para aquellas centrales que durante la época invernal pueden recibir producto directamente del alijo del buque que trae Fuel Oil de importación.
4.3. DEFINICIÓN ESTACIONAL DE LOS PRECIOS DE REFERENCIA DE FLETES.
Los precios de flete se definen junto con la Programación Estacional y se modifican durante el semestre. En la programación semanal y diaria el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe utilizar los mismos valores que en la programación estacional.
Antes del 10 de febrero y 10 de agosto de cada año, los Generadores deben suministrar las modificaciones requeridas para el próximo período estacional a los precios de referencia de flete vigentes, junto con la justificación del cambio. El ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) contará con 10 días hábiles para analizar los pedidos, considerando su coherencia respecto a otros fletes para centrales en ubicaciones y condiciones similares, y el valor de referencia del transporte vigente. De no expedirse dentro de este plazo, se considera aceptada la modificación requerida por el Generador.
De considerar el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) que el cambio es válido, informará su aceptación al Generador y lo introducirá como nuevo precio de referencia dentro de la base de datos. De lo contrario, deberá informar al Generador que no considera justificada la modificación solicitada, explicando el motivo, y deberá intentar llegar a un acuerdo. De no surgir acuerdo entre las partes, el Generador podrá solicitar pasar el pedido a la SECRETARÍA DE ENERGÍA del MINISTERIO DE ECONOMÍA Y OBRAS Y SERVICIOS PÚBLICOS. En este caso el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) deberá elevar a la SECRETARÍA DE ENERGÍA del MINISTERIO DE ECONOMÍA Y OBRAS Y SERVICIOS PÚBLICOS el pedido del Generador con su justificación y el motivo del rechazo.
Los pedidos elevados a la SECRETARÍA DE ENERGÍA del MINISTERIO DE ECONOMÍA Y OBRAS Y SERVICIOS PÚBLICOS serán analizados en base a la información suministrada, los valores de flete vigentes y los precios de referencia para el transporte vigentes. Dentro de los 5 días hábiles, la SECRETARÍA DE ENERGÍA del MINISTERIO DE ECEONOMÍA Y OBRAS Y SERVICIOS PÚBLICOS definirá en última instancia el precio a utilizar e informará al ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) y al Generador. De no emitir una respuesta dentro de este plazo, se considerará aceptado el nuevo precio de flete pedido por el Generador.
El conjunto de precios así establecidos conformará los Precios de Fletes de Referencia y serán incluidos en las bases de datos para ser utilizados en la programación, despacho y definición de precios del siguiente Período Estacional.
4.4. MODIFICACIÓN DE LOS PRECIOS DE REFERENCIA DE FLETE DURANTE SU SEMESTRE DE VIGENCIA.
Si a lo largo de un Período Estacional se presenta una situación extraordinaria que modifica el flete de un Generador en más del 20 % respecto del valor de referencia vigente, el Generador podrá solicitar su ajuste al ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) con la correspondiente justificación.
El ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) contará con un plazo de hasta 10 días hábiles para analizar el pedido. El valor solicitado será aceptado como nuevo Precio de Referencia de Flete si el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) considera que la modificación requerida es válida, que el motivo que produce el cambio tendrá permanencia, y que se justifica realizar el cambio antes del próximo Período Estacional. En este caso, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe informar al Generador su aceptación. Si el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) no se expide sobre el pedido dentro del plazo establecido, se considera automáticamente aceptada la modificación requerida.
De rechazar el pedido, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) deberá informar al Generador junto con el motivo del rechazo. En caso que el Generador no considere aceptable dicho motivo, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) deberá elevar el pedido junto con la justificación de su rechazo a la SECRETARÍA DE ENERGÍA del MINISTERIO DE ECONOMÍA Y OBRAS Y SERVICIOS PÚBLICOS, que definirá dentro de los 5 días hábiles si mantiene el precio vigente o si se debe modificar. Al término de los 5 días hábiles, de no haberse expedido la SECRETARÍA DE ENERGÍA del MINISTERIO DE ECONOMÍA Y OBRAS Y SERVICIOS PÚBLICOS se considerará automáticamente aceptado el nuevo precio solicitado.
El ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) deberá incorporar las modificaciones realizadas a los precios de referencia de flete, que pasará a utilizar a partir de esa fecha en la programación, despacho y definición de precios. En ningún caso se aplicará un cambio con fecha retroactiva.
5. PRECIOS DE REFERENCIA DE COMBUSTIBLES
5.1. PRECIOS ESTACIONALES Y MENSUALES
Se definen precios de referencia de combustibles estacionales y mensuales.
Antes del 1 de febrero y 1 de agosto, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe calcular e informar a los Generadores del MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA (MEM) los precios de referencia estacionales de combustibles en los puntos de referencia y en centrales correspondientes al próximo Período Estacional.
Antes del 25 de mayo y 25 de noviembre el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe calcular los precios de referencia de combustible que resultan para el siguiente Período Trimestral.
El día 25 de cada mes el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe informar a los Generadores los precios de referencia mensuales de combustibles en los puntos de referencia y en centrales para el mes siguiente. A los efectos de no modificar el precio de referencia utilizado durante una semana, se considerará que el mes comienza en la primera semana en que por lo menos 4 días pertenecen a ese mes y termina en la primera semana en que por lo menos 4 días no pertenecen a ese mes. En consecuencia, el mes para la definición de precios de referencia mensuales de combustibles no coincidirá necesariamente con el mes calendario.
A partir de la primera semana de cada mes, el precio de referencia estacional de combustibles en los puntos de referencia y en centrales se considera como el máximo entre el precio estacional vigente el mes anterior y el precio de referencia mensual calculado para el mes en curso.
5.2. COMBUSTIBLES LIQUIDOS
Los precios de referencia de los combustibles líquidos se calculan a partir del precio del combustible en el Mercado Internacional, precios registrados y precios futuros, al cual se le adiciona:
a) para combustible importado, el costo de importación del producto hasta La Plata;
b) para el combustible de origen nacional, un sobreprecio al valor FOB que representa gastos de comercialización.
En situaciones extraordinarias en que se presentan condiciones en los mercados de combustibles que se aparten significativamente de las condiciones normales, el cálculo de los precios de referencia de combustibles líquidos podrá ser modificado por la SECRETARÍA DE ENERGÍA del MINISTERIO DE ECONOMÍA Y OBRAS Y SERVICIOS PÚBLICOS. La SECRETARÍA DE ENERGÍA del MINISTERIO DE ECONOMÍA Y OBRAS Y SERVICIOS PÚBLICOS notificará al ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) de dicha modificación con anticipación a la fecha en que se debe informar a los Generadores los precios de referencia.
5.2.1. PRECIOS LA PLATA
Los precios de referencia para cada combustible líquido se calculan teniendo en cuenta los precios pasados registrados en el Mercado Internacional, la tendencia del Mercado Internacional futuro, y el transporte hasta el punto de referencia denominado La Plata.
Se utilizan los precios correspondientes a características específicas de combustibles y en un puerto de comercialización internacional, definido en Nueva York.
Los combustibles seleccionados son los más representativos en cuanto a la referencia de precios de los utilizados por las centrales térmicas en el MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA (MEM). Sólo son válidos a los efectos de la fijación de precios de referencia y corresponden a contenidos máximos de azufre, no implicando definición alguna sobre el combustible que deben consumir las centrales a fin de cumplir con los requerimientos operativos y ambientales.
a) Fuel Oil:
Puerto: Nueva York
Publicación: PLATT"S US MARKETSCAN
Combustible: KPAR * COMB1 + (1-KPAR) * COMB2
siendo:
* COMB1 = Fuel Oil 1.0 PCT S MAX.
* COMB2 = Fuel Oil 2.2 PCT S MAX.
* KPAR : Coeficiente de participación del combustible COMB1, que se define igual a 0,5.
En caso que el comportamiento de los precios o tipos de Fuel Oil consumidos en el parque se altere significativamente, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) podrá requerir a la SECRETARÍA DE ENERGÍA del MINISTERIO DE ECONOMÍA Y OBRAS Y SERVICIOS PÚBLICOS la modificación del coeficiente de participación de combustible del Fuel Oil KPAR, con la correspondiente justificación. La SECRETARÍA DE ENERGÍA del MINISTERIO DE ECONOMÍA Y OBRAS Y SERVICIOS PÚBLICOS analizará dicha presentación y, de considerarlo necesario, podrá modificar dicho coeficiente indicando el período de validez de dicha modificación. El ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) deberá notificar del cambio a los Generadores junto con la correspondiente justificación.
b) Gas Oil
Puerto : Nueva York
Especificación : N° 2
Publicación: PLATT"S US MARKETSCAN
c) Crudo:
Puerto : Nueva York
Especificación : WTI
Publicación: PLATT"S US MARKETSCAN
Para un combustible "u" en un mes "m", se considera como Precio Medio Mensual en New York (PMESNYmu) al promedio de los valores diarios entre el día 21 del mes anterior, o sea el "m"-1, y el día 20 del mes "m", ambos inclusive. Los valores diarios se calculan promediando los valores mínimo y máximo registrados ese día.
Para el cálculo del precio del combustible importado, a estos precios se debe adicionar el costo de internación, que se calcula de acuerdo a valores de referencia que se definen para el flete, seguro, tasa de estadísticas, alije y otros gastos.
a) El Flete New York - La Plata (FL) es el correspondiente a buques de 45.000t a 80.000t de porte bruto, ajustado con el AFRA LR1 que se publica mensualmente.
b) El costo del seguro (CSEG) se considera como un porcentaje del valor CYF (costo FOB del producto más flete) que se toma como 0,5%.
c) La tasa de estadística (TE) se toma como una alícuota del 3% del valor CYF.
d) Dado que las embarcaciones consideradas no pueden ingresar a puertos centrales, se las considera alijadas en zonas destinadas a tal fin, como ser el punto alfa o zona Charly, se considera como valor representativo del alije (ALIJE) a 7,22 u$s/m3.
e) Se considera 1% del valor CYF como gastos administrativos y bancarios (G1), y 0,041 u$s/m3 como gastos por inspección (G2).
f) Para el Fuel Oil se considera además un costo por aditivación (AD) de acuerdo a la participación supuesta del combustible COMB1.
Para el mes "m", el precio en el Puerto de La Plata para el combustible "u" de importación resulta:

siendo:
* PORC = CSEG + TE + G1 = 0,5% + 3% + 1% = 4,5%
* GI = ALIJE + G2 = 7,22 + 0,041 = 7,261 u$s/m3
* AD = 0 u$s/t para el Gas Oil, y para el Fuel Oil si KPAR es mayor o igual que 0,5
3 u$s/t para el Fuel Oil si KPAR es menor que 0,5
El precio de La Plata para combustible local se calcula con el precio FOB Nueva York más un adicional (PR) por gastos de comercialización que se define en 6 u$s/t para el Fuel Oil y 4 u$s/m3 para el Gas Oil. Para el mes "m" y el combustible "u" resulta:

Para el Fuel Oil en el período octubre a abril el Precio La Plata está dado por el precio para combustible local, mientras que para el período mayo a septiembre está dado por el Precio en La Plata para combustible importado.
Para el Gas Oil el Precio La Plata está dado por el precio para combustible importado en todos los meses del año.
5.2.2. PRECIOS NEW YORK A FUTURO.
Para el Gas Oil se toman los valores correspondientes al combustible indicado en las cotizaciones registradas a futuro en el mercado internacional señalado.
Para el Fuel Oil (FO), al no existir un mercado a futuro consolidado de este producto, su precio futuro se calcula relacionado con el comportamiento del Mercado Futuro del crudo (CR) y del Gas Oil (GO). Se considera para determinar esta relación una participación (KCR) del 20% del Mercado Futuro del crudo, y el resto del Mercado Futuro de Gas Oil. Para un mes futuro "m" resulta:

siendo "m1" el último mes transcurrido a la fecha de realizar el cálculo.
5.2.3. PRECIOS DE REFERENCIA ESTACIONAL.
El precio de referencia estacional es el promedio del PRECIO LA PLATA de los meses futuros, donde los meses a considerar para los precios New Yok son los meses comprendidos entre el mes anterior al primer mes del período y el mes anterior al último mes del período, ambos inclusive.
5.2.4. PRECIO DE REFERENCIA MENSUAL
El precio de referencia mensual para un mes "m" es el precio La Plata (PLAP) para dicho mes, promediando los precios Nueva York calculados entre el día 21 del mes m-2 y el día 20 del mes m-1, ambos inclusive, para todos aquellos días en que hubo operaciones.
5.3. PRECIOS DE REFERENCIA DEL GAS
El Precio de Referencia Estacional del Gas en centrales está dado por las correspondientes tarifas vigentes para el período semestral para las licenciatarias del Transporte y Distribución del gas que informa el ENARGAS para suministro interrumpible (I) en los cuadros denominados "Grandes Usuarios - Cargos por m3 consumido, régimen ID o IT". Para cada central el Precio de Referencia estará dado por el tipo de vinculación a la red de gas, ya sea directamente al Transportista (T) o a la Distribuidora (D). El Precio de Referencia de Gas en el punto de referencia está dado por la tarifa correspondiente para Capital. Si un Generador presenta un contrato de gas ininterrumpible, se le aplicará la tarifa correspondiente a suministro ininterrumpible.
Las tarifas de gas tienen una vigencia semestral, a partir de mayo y de noviembre, por lo que se define el precio de referencia de gas mensual igual al precio de referencia estacional del Período Estacional al que pertenece el mes.
5.4. PRECIOS DE REFERENCIA DEL CARBÓN
Se define el precio de referencia del carbón con el precio de referencia del combustible considerado que sustituye, a igualdad calórica. En los meses de mayo a octubre, se considera como combustible sustituto al Fuel Oil. Para los meses de noviembre a abril, se considera el gas.
5.5. PRECIOS DE REFERENCIA DEL COMBUSTIBLE NUCLEAR.
En tanto se realice la privatización de las centrales nucleares, el precio de referencia estacional del combustible nuclear en centrales será el declarado estacionalmente por cada central nuclear con aprobación de la SECRETARÍA DE ENERGÍA del MINISTERIO DE ECONOMÍA Y OBRAS Y SERVICIOS PÚBLICOS. De no realizar declaración, se considera que sigue vigente el precio de referencia del Período Estacional anterior.
El precio de referencia mensual se considera igual al precio de referencia estacional del Período Estacional al que pertenece el mes.
6. COSTOS VARIABLES DE PRODUCCIÓN ESTACIONAL.
6.1. DECLARACIÓN ESTACIONAL DEL COSTO VARIABLE DE PRODUCCIÓN.
Junto con el envío de los datos requeridos para la Programación Estacional, los Generadores deben declarar los costos variables de producción de las centrales térmicas.
El Generados debe declarar el costo variable de producción de cada central térmica como un conjunto de valores, que corresponden a cada tipo de máquina y cada tipo de combustible que pueden consumir, tal como se define en el punto 3 de este Anexo. Dentro del período, el Generador puede discriminar subperíodos de uno o más meses de forma tal que los subperíodos cubran la totalidad del período, cada uno con sus propios costos declarados.
La declaración de costo variable de producción de una central térmica, ya sea convencional o nuclear, debe indicar:
* la identificación de la central y el o los tipos de combustibles disponibles a consumir en el período;
* la definición de los subperíodos en que se divide el período;
* para cada subperíodo definido, el costo variable de producción para cada tipo de máquina instalada en la central y cada combustible que puede consumir, definido en $ por unidad de combustible.
El ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe definir en cada central térmica el costo variable de producción estacional (CVPE), para cada tipo de máquina térmica instalada en la central y para cada tipo de combustible que puede consumir, con la siguiente metodología.
* Si el Generador declaró el costo variable de producción de la central el valor correspondiente al tipo de máquina y tipo de combustible, el costo variable de producción estacional es el costo declarado salvo que el mismo supere el correspondiente tope, en cuyo caso el valor máximo reconocido de la central para el combustible.
* Si el Generador en su declaración de costo variable de producción en la central no indicó valor para el correspondiente tipo de máquina y tipo de combustible, el costo variable de producción estacional es el precio de referencia de dicho combustible en la central.
El ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe incorporar los costos variables de producción estacional de las centrales térmicas en las Bases de Datos de forma tal que estos valores sean utilizados para la Programación Estacional (indicativa, provisoria y definitiva), definiciónde precios estacionales, programación semanal y diaria, y sanción de los precios horarios de la energía.
6.2. DECLARACIÓN DEL SOBRECOSTO DE PRODUCCIÓN DE UNA MÁQUINA DE BASE TURBOVAPOR OPERANDO DE PUNTA.
El despacho económico de mínimo costo puede requerir, dada la variación de la demanda a lo largo de un día hábil, operar una máquina turbovapor como una máquina de punta, o sea saliendo fuera de servicio en horas de baja demanda para luego volver a entrar en horas de pico. Este tipo de operación no es posible en este tipo de máquina y puede obligar a forzar la potencia de la máquina en las horas que por despacho no debería estar generando.
Se denomina Precio de la Energía de Máquinas Forzadas por Requerimientos de Pico ($FORPI) al precio máximo al que es remunerada en un día hábil la energía de una máquina turbovapor de punta en las horas que no pertenecen a la banda horaria de pico y que resulta forzada al mínimo técnico. Dicho precio se define con el Precio Estacional de la energía para la banda horaria de valle.
Junto con la Programación Estacional, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe calcular para cada máquina turbovapor "q" y cada tipo de combustible "u" el sobrecosto de referencia y valor máximo reconocido de ser requerida a operar en un día hábil por requerimientos de la banda horaria pico. Para ello se asume que en las horas fuera de pico de día hábil resulta forzada y remunerada al Precio de la Energía de Máquinas Forzadas por Requerimientos de Pico ($FORPI) salvo que dicho precio resulte mayor que su costo operativo en cuyo caso es remunerada a su costo operativo.
a) Sobrecosto de referencia de punta (REFPI): se calcula como sobrecosto por combustible que representa su operación forzada en un día hábil por requerimientos de punta.

siendo:
* CO: costo operativo de la máquina turbovapor operando a mínimo técnico consumiendo el combustible.
* PMIN: mínimo técnico de la máquina.
* PMAX: potencia máxima operable de la máquina.
* NHPI: número de horas en la banda horaria de pico.
* NHFPI: número de horas del día que no pertenecen a la banda horaria de pico.
b) El valor máximo reconocido del sobrecosto de punta (MAXPI): se calcula como el sobrecosto por combustible incrementando en el Porcentaje para el Costo Variable de Producción (%CVP) establecido que representa su operación forzada en un día hábil por requerimientos de punta.

Junto con los datos para la programación semanal de la primera semana de un período estacional, el Generador térmico debe informar al ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) el sobrecosto de cada una de sus máquinas turbovapor para cada tipo de combustible cuando las mismas sean requeridas por el despacho en un día hábil exclusivamente para la banda horaria de pico, denominado sobrecosto de punta, expresado en equivalente de combustible, considerando que sólo resulta despachada en la banda horaria de pico y en el resto del día está forzada al mínimo técnico con la remuneración indicada.
El ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe fijar el sobrecosto estacional de punta (SCPE) en cada máquina turbovapor para cada tipo de combustible que pueda consumir, con la siguiente metodología.
* Si el Generador declaró en el sobrecosto de punta de la máquina el valor correspondiente al tipo de combustible, el sobrecosto estacional de punta es el costo declarado salvo que supere el correspondiente tope, en cuyo caso es el valor máximo reconocido de la máquina para el combustible.
* Si el Generador en su declaración de costo de punta indicó valor para la máquina y/o el tipo de combustible, el sobrecosto estacional de punta es el correspondiente sobrecosto de referencia de punta para el (REFPI).
6.3. MODIFICACIÓN DE LOS COSTOS DE PRODUCCIÓN DECLARADOS.
Si se verifica que el precio de referencia mensual para un combustible, en su punto de referencia, informado por el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) resulta con un incremento de por lo menor 5% respecto del valor vigente como precio de referencia estacional del combustible en la central, las centrales térmicas que hayan declarado para el período costos variables de producción podrán requerir junto con el envío de los datos para la programación semanal de la primera semana del mes incrementar para dicho combustible su costo variable de producción estacional y/o costo de punta estacional en un porcentaje que no podrá ser mayor que el porcentaje de incremento registrado entre el precio de referencia mensual y el estacional. El ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe rechazar el pedido si el incremento solicitado supera el porcentaje al que está habilitado el Generador. Los costos variables de producción y costos de punta para el combustible en la central que resulten de este tipo de ajuste requerido por el Generador se considerarán los costos variables de producción estacional y costos de punta estacional a partir de la primera semana definida como perteneciente al mes en que se verifica el apartamiento. El ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe notificar junto con los resultados de la programación semanal de la primera semana del mes las modificaciones que resulten en los precios de referencia estacionales de combustibles y en los costos variables de producción estacional.
ANEXO X
ANEXO 21: POTENCIA BASE EN RESERVA
1. DETERMINACIÓN DE LA CAPACIDAD DE POTENCIA BASE EN RESERVA.
Dado el componente hidráulico de la oferta del MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA (MEM), el abastecimiento de la demanda requiere contar con una reserva técnica para cubrir la energía hidráulica faltante en caso de daños secos. Junto con la Programación Estacional de Invierno, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe determinar el año extraseco, tomando el año de la serie hidrológica considerada en la Base de Datos Estacional en que resulta despachada la menor generación hidroeléctrica total en el MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA (MEM). Se denomina Potencia Base en Reserva de una máquina térmica convencional o nuclear del MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA (MEM) a la potencia media con que es requerida en el año extraseco para abastecer la demanda dentro de los niveles de calidad y seguridad pretendidos. Dicho valor se calcula como la potencia media correspondiente a la energía anual con que resultaría despachada la máquina en el año extraseco para condiciones de disponibilidad del parque establecidas.
Junto con la Programación Estacional de Invierno, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe realizar el despacho que resultaría para los siguientes doce meses a partir del primero de mayo, con el modelo de programación estacional vigente en el MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA (MEM), utilizando la Base de Datos Estacional con las siguientes modificaciones y consideraciones.
* Demanda: Se toma como demanda la definida en la Base de Datos Estacional más un requerimiento de reserva rotante para regulación de frecuencia, contingencias y operatividad del sistema eléctrico. Dicho requerimiento es establecido por la SECRETARÍA DE ENERGÍA del MINISTERIO DE ECONOMÍA Y OBRAS Y SERVICIOS PÚBLICOS con el objeto de establecer un nivel pretendido de calidad de acuerdo al riesgo de falla que se busca no superar dado el aleatorio hidráulico y el costo de la energía no suministrada. Se incluyen las exportaciones a países interconectados consideradas en la Programación Estacional que correspondan a un compromiso en firme, ya sea por contratos de abastecimiento con obligación de suministro u otro tipo de compromiso que obliga su abastecimiento.
* Capacidad de Transporte: Se deben representar las restricciones que afectan la capacidad de intercambio y las posibilidades de llegar con la oferta disponible a los nodos que lo requiere la demanda, de acuerdo a las restricciones incluidas para la Programación Estacional y otras restricciones que resulten necesarias para representar adecuadamente las condiciones correspondientes al año extraseco definido.
* Oferta Térmica: Se considera el parque definido en la Base de Datos Estacional. Se elimina el mantenimiento programado. Se define como factor de utilización 1. Se considera una tasa de indisponibilidad forzada, denominada porcentaje de indisponibilidad reconocida. Dicho porcentaje es propuesto por el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) en función de las condiciones existentes en el parque térmico del MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA (MEM) y las tasas de indisponibilidad características internacionales, y definido por la SECRETARÍA DE ENERGÍA del MINISTERIO DE ECONOMÍA Y OBRAS Y SERVICIOS PÚBLICOS en función de dicha propuesta y su propia evaluación dentro de un rango entre el 5% y el 15%. La potencia máxima de cada máquina se define con la potencia máxima operable teniendo en cuenta las restricciones de transporte y/o distribución, menos el porcentaje de indisponibilidad reconocida. Se utiliza el costo variable de producción estacional definido para cada combustible en cada central.
* Oferta Hidroeléctrica: Para las centrales hidroeléctricas de capacidad estacional, el nivel inicial de los embalses será el previsto al primero de mayo. Se consideran como aportes los correspondientes al año extraseco definido. Los valores del agua serán calculados por el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) con los modelos de optimización vigentes. La potencia máxima de cada máquina de una central debe ajustarse de existir restricciones de transporte y/o distribución que limitan la potencia máxima operable de la central.
* Oferta de otros países: Se incluyen las importaciones de países interconectados consideradas en la Programación Estacional que correspondan a un compromiso firme, ya sea por contratos de abastecimiento con obligación de suministro u otro tipo de compromiso que garantiza su abastecimiento.
Con estos datos, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe obtener la programación de la operación para los siguientes doce meses a partir del primero de mayo para el caso de año extraseco definido, con el modelo de simulación vigente.
Como resultado de la aplicación de los modelos, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) obtendrá para cada máquina térmica convencional y nuclear "q" la energía media con que resulta despachada en el período mayo a abril (ESECO). Con este valor el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe determinar la potencia base en reserva (PBAS) mensual de la máquina como la potencia media de dicha energía requerida en el despacho del año extraseco.

siendo NHA el número de horas en el período de doce meses considerado.
Para las máquinas hidráulicas la potencia base se considera cero.
Junto con la Programación Estacional de Invierno el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) informará la Potencia Base de Reserva resultante para los siguientes doce meses en el parque térmico del MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA (MEM).
2. VENTA MENSUAL DE POTENCIA BASE
Cada mes el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe determinar la potencia vendida por cada máquina al MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA (MEM) en función de su oferta de potencia aceptada, ya sea como potencia neta operada o reserva fría, en horas fuera de valle de días hábiles, la potencia base establecida y la disponibilidad total de la máquina en el mes.
Para ello, al finalizar el mes, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe determinar los siguientes valores para cada máquina térmica "q".
* La potencia neta media operada (PMOP) en horas fuera de valle de días hábiles.
* La potencia comprometida en contratos de reserva fría (PCONTF).
* La potencia media en reserva fría (PMFRIA) en horas fuera de valle de días hábiles y el precio mensual de la reserva fría ($RESMES) calculado como el promedio del precio de la reserva fría en las horas fuera de valle de los días hábiles del mes.
* La potencia neta representativa mensual de la reserva fría (PMESFRIA), afectando la potencia neta media en reserva fría por la relación entre el precio mensual de la reserva fría ($RESMES) y el Precio de la Potencia en el Mercado

* La potencia neta disponible media para la máquina resultante en el mes (PDISP).
* El porcentaje de indisponibilidad forzada de la máquina registrado en el mes (%INDREG). Se entiende como indisponibilidad forzada a toda indisponibilidad de la máquina que no estaba prevista en el mantenimiento programado incluido en la Base de Datos Estacional ni en el mantenimiento preventivo semanal, y toda reducción en su potencia máxima generable por debajo de la potencia máxima declarada por el Generador para la Base de Datos Estacional.
* La indisponibilidad mensual de la máquina (%INDMES) a los efectos del cálculo de la máxima potencia base reconocida para el mes, definida como:
a) cero si la indisponibilidad forzada registrada resultó menor que el porcentaje de indisponibilidad reconocida;
b) igual a la diferencia entre la indisponibilidad forzada registrada y el porcentaje de indisponibilidad reconocida si la indisponibilidad forzada registrada es mayor que el porcentaje de indisponibilidad reconocida pero no mayor que el doble de la reconocida:
c) la indisponibilidad forzada real registrada si dicha indisponibilidad es mayor que el doble que el porcentaje de indisponibilidad reconocida.
* La potencia base máxima reconocida mensual de la máquina, que se calcula descontando de su potencia base en reserva el porcentaje de indisponibilidad definido para el mes, salvo que dicho valor resulte mayor que la potencia neta disponible mensual de la máquina en cuyo caso es este el último valor.

La máquina se considera vendiendo como potencia en reserva al MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA (MEM) la potencia restante, de existir, luego de descontar de la potencia base máxima reconocida mensual en la máquina la potencia media operada, la potencia media en reserva fría y potencia comprometida en contratos de reserva fría (PCONTF).

ANEXO XI
ANEXO 22: PROGRAMACIÓN Y DESPACHO DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS
3. PROGRAMACIÓN ESTACIONAL DE LA OPERACIÓN.
Todas la centrales hidroeléctricas del MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA (MEM) deben informar al ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) para la programación estacional la información indicada en el Anexo 2 de LOS PROCEDIMIENTOS.
De resultar definidas para el despacho estacional un conjunto de centrales encadenadas a ser modeladas como un equivalente y por lo menos una de ellas estar clasificada como de capacidad estacional, para las restantes del grupo que sean por lo menos de capacidad mensual se considerarán también de capacidad estacional para la declaración del valor del agua.
El ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) realizará en primer lugar una programación indicativa cuyos resultados informará a los Generadores con centrales hidroeléctricas de capacidad estacional, tal como se indica en el punto 2.3.1.2.2. de LOS PROCEDIMIENTOS.
Los Generadores deben declarar antes del 27 de febrero y 27 de agosto el valor del agua para el período semestral para las centrales hidreléctricas cuyos embalses resultan considerados de capacidad estacional, y para las centrales hidráulicas de bombeo en lo que hace a su embalse aguas arriba si dicho embalse es de capacidad estacional. Dichos valores serán el resultado de la optimización realizada por el Generador de sus embalses, considerando los datos y precios suministrados con la programación indicativa.
El rango de valores del agua que pueden declarar es entre cero y un valor del agua máximo, denominado valor del agua máximo declarable, calculado como un porcentaje, denominado Porcentaje para el Valor del Agua (%VA), del primer nivel de riesgo de falla establecido para la Programación Estacional. En el MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA (MEM) el Porcentaje para el Valor del Agua se define en el 50%.
El ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe informar a los Generadores las centrales hidroeléctricas consideradas de capacidad estacional junto con los resultados de la Programación Indicativa la curva de nivel del embalse que corresponde a dicho valor del agua para cada semana del mes, denominado nivel de reserva del embalse. Dichos niveles se determinan de la optimización realizada en la programación indicativa. De este modo el Generador conoce la parte de su embalse asignada a lo largo del período a valores del agua mayores al valor del agua máximo declarable. El Generador debe valorizar el embalse restante.
El Generador puede considerar su embalse dividido en una o hasta 10 bandas, denominadas bandas de embalse, de forma tal que cubran desde el nivel de reserva del embalse hasta el nivel máximo, con un valor de agua distinto por banda y monótonamente decreciente, o sea que va disminuyendo al incrementar el nivel de embalse. La última banda, o sea la superior del embalse, debe corresponder al valor del agua cero. Dentro del período el Generador podrá discriminar subperíodos de una o más semanas de forma tal que el conjunto de subperíodos cubran la totalidad del período, con sus propios valores del agua declarados por banda de embalse.
La declaración del valor del agua debe indicar:
* la identificación de la central y embalse;
* los subperíodos en que se considera dividido el período;
* las bandas en que se considera dividido el embalse;
* para cada subperíodo el valor del agua definido como una tabla que relaciona las bandas del embalse con su valor del agua en el Mercado ($ por m3/s) por caudal turbinado exclusivamente en la central, sin tener en cuenta la incidencia de las centrales aguas abajo de existir.
 

	= Valor del agua en el Mercado de la central hidroeléctrica "c" durante el
Subperíodo "s" cuando su embalse se encuentra en la banda "e".

El ORGANISMO EN CARGADO DEL DESPACHO (OED) debe fijar el valor del agua estacional en cada embalse considerado de capacidad estacional con:
* los valores del agua declarados entre el nivel máximo y el nivel de reserva si el Generador declaró valor del agua;
* el calculado por el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) entre el nivel máximo y el nivel de reserva en la Programación Estacional indicativa si el Generador no declaró su valor del agua,
* el calculado por el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) entre el nivel de reserva y el nivel mínimo para todos los embalses.
El ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe incorporar los valores del agua estacionales para los embalses considerados de capacidad estacional a la Base de Datos Estacional de forma tal que sean utilizados para la Programación Estacional (provisoria y definitiva) y definición de precios estacionales.
La Programación Estacional la hará el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) mediante el modelo de simulación de la operación vigente en el MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA (MEM), que realiza el despacho hidrotérmico de cada semana teniendo en cuenta la aleatoriedad de las variables involucradas y representando las centrales hidroeléctricas de acuerdo a la clasificación indicada en el punto 1 de este anexo.
Para cada Central considerada como de Capacidad Estacional se tendrá en cuenta las siguientes condiciones:
* El ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe modelar, en acuerdo con el Generador hidroeléctrico, las restricciones a la operación del embalse de acuerdo a lo establecido por su Contrato de Concesión y compromisos aguas abajo.
* Los modelos utilizarán como datos de entrada las series históricas de aportes, salvo para aquellos períodos en que el Generador informe pronósticos.
* El modelo de simulación utilizará las curvas de valor del agua estacional.
El modelado utilizado no se podrá modificar durante el transcurso del período, salvo a pedido de alguno de los generadores hidráulicos o del ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) con la debida justificación (por ejemplo de verificarse el apartamiento de alguno de los datos objetados). De considerarse válido el motivo y estar de acuerdo ambas partes, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe realizar la modificación correspondiente de acuerdo al procedimiento indicado en el punto 2.3.1.1. de LOS PROCEDIMIENTOS.
Para cada una de las centrales hidráulicas restantes, la representación dependerá de la dispersión de sus aportes en la serie histórica y su energía firme. Si la energía firme es mayor que el 1% de la energía demandada en el MEM y el embalse se encuentra en un río cuya dispersión en los aportes es importante, se utilizará como dato de entrada la serie histórica, salvo para aquellos períodos en que el Generador indique aportes pronosticados. Los datos de caudal se convertirán en energía semanal con el rendimiento medio de la central. Si no es así, se tomará como dato la energía semanal correspondiente a un año hidrológico medio.
Para las centrales que no son de capacidad estacional las restricciones aguas abajo se modelarán como las posibilidades de empuntamiento de la energía disponible dentro de la semana y los requerimientos de potencia base. Toda la energía semanal ofertada se deberá ubicar en la semana, o sea que se considera con valor del agua cero.
Para cada semana del período, el modelo de simulación determina la programación de la operación mediante un despacho hidrotérmico haciendo competir la oferta hidroeléctrica, con sus valores del agua y sus posibilidades de empuntamiento, con la oferta térmica con sus costos de producción y características de máquinas de base o de punta.
En caso de haber el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) definido embalses equivalentes a optimizar, una vez realizado el despacho conjunto del MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA (MEM) , hará el despacho dentro de la cuenca de la energía semanal asignada al equivalente, teniendo en cuenta la participación de la capacidad de cada embalse y sus aportes previstos dentro del equivalente, los compromisos hidráulicos de cada uno, y las interrelaciones hidráulicas entre ellos. De pertenecer todas las centrales de un equivalente al mismo Generador, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) podrá realizar sólo el despacho total, o sea el resultado del equivalente, y suministrar este dato al Generador quién podrá considerar que se reparte esta energía de la manera que le sea más conveniente entre las centrales involucradas.
Es responsabilidad de los Concesionarios de las centrales hidroeléctricas optimizadas verificar en la Programación Provisoria que la programación de sus centrales es realizable, o sea que se ajusta a los requerimientos establecidos por su Concesión y compromisos aguas abajo. De detectar incompatibilidades al respecto, deberá informar al ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) para que realice la correspondiente corrección y/o ajuste, y reprograme en correspondencia el período estacional.
El ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) tendrá la responsabilidad de realizar los ajustes necesarios en base a las observaciones realizadas por los Generadores de las centrales hidroeléctricas con el objetivo que la programación estacional, y como consecuencia el precio estacional que resulte para el período, sea acorde con el despacho hidráulico posible.
4. PROGRAMACIÓN MENSUAL
Antes del día 10 de cada mes, el ORGANISMO ENCRAGADO DEL DESPACHO (OED) debe realizar con los modelos de optimización y simulación vigentes la programación para las 52 semanas a partir de la primera semana del mes siguiente, denominada programación mensual, y enviarla a los agentes del MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA (MEM). Para las centrales de capacidad estacional que hayan declarado valores del agua, debe utilizar los valores de declaración estacional, el ORGANISMO ENCRAGADO DEL DESPACHO (OED) debe considerar como curvas de valor del agua las obtenidas del modelo de optimización como resultado de la programación mensual realizada.
De resultar definidas para la programación mensual un conjunto de centrales encadenadas a ser modeladas como un equivalente y por lo menos una de ellas estar clasificada como de capacidad mensual, para las restantes del grupo que sean por lo menos de capacidad semanal se considerarán también de capacidad mensual para la declaración del valor del agua.
El ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe realizar la optimización de las centrales hidroeléctricas y de bombeo consideradas de capacidad mensual, poniendo como función objetivo minimizar el costo de operación y falla, para determinar las cotas en cada uno de estos embalses que corresponde al valor del agua máximo declarable, definido tal como se indica en el punto 3 del presente anexo. Esta evaluación se hará considerando aportes hidrológicos con una probabilidad del 80% de ser superados (años secos) y teniendo en cuenta la aleatoriedad en la disponibilidad térmica.
En caso de haber el ORGANISMO ENCRAGADO DEL DESPACHO (OED) definido embalses equivalentes a optimizar, una vez realizado el despacho mensual conjunto del MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA (MEM) debe realizar el despacho dentro de la cuenca de la energía asignada al equivalente para cada semana del mes, teniendo en cuanta la participación de la capacidad de cada embalse y sus aportes previstos dentro del equivalente, los compromisos hidráulicos de cada uno, y las interrelaciones entre ellos. Sin embargo, de pertenecer todas las centrales del equivalente a un mismo Generador, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) podrá no realizar el despacho particular de las centrales involucradas sino suministrar al Generador el despacho conjunto del grupo de centrales consideradas en el equivalente. En este caso, para su análisis, el Generador podrá realizar por su cuenta el despacho de dicha energía entre sus centrales y determinar la operación prevista en cada embalse.
El ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) enviará la programación mensual a todos los agentes del MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA (MEM), incluyendo la evolución prevista de los precios para las 52 semanas. Para los Generadores con centrales hidroeléctricas con capacidad mensual adjuntará además el nivel de reserva de su embalse, o sea el nivel que corresponde en su embalse al valor del agua máximo declarable.
Las centrales hidroeléctricas de capacidad mensual y semanal contarán de esta manera con la evolución esperada futura de los precios semanales en el MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA (MEM) para determinar la operación óptima de sus embalses. Además, las centrales de capacidad mensual conocerán la parte de su embalse asignada al cubrimiento del riesgo de falla y el Generador podrá valorizar el embalse restante, que se denomina embalse a optimizar por el Generador.
Junto con los datos para la programación de la tercera semana de cada mes, las centrales hidroeléctricas consideradas de capacidad mensual y las centrales hidráulicas de bombeo cuyo embalse aguas arriba es de capacidad mensual podrán declarar al ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) el valor del agua en el Mercado para el siguiente mes de la parte del embalse que le corresponde optimizar. Dichos valores serán el resultado de la optimización realizada por el Generador de sus embalses, contando como señal del MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA (MEM) en su conjunto la provisión de precios suministrada por el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED).
El Generador puede considerar su embalse dividido en un hasta 10 bandas, denominadas bandas de embalse, de forma tal que cubran desde el nivel de reserva del embalse hasta el nivel máximo, con un valor del agua distinto por banda y monótonamente decreciente, o sea que va disminuyendo al incrementar el nivel del embalse. La última banda, o sea la superior del embalse, debe corresponder al valor del agua cero. Dentro del mes el Generador podrá discriminar subperíodos de una o más semanas de forma tal que el conjunto de subperíodos cubran la totalidad del mes, con sus propios valores del agua declarados por banda de embalse.
La declaración del valor del agua debe indicar:
* la identificación de la central y embalse;
* los subperíodos en que se considera dividido el mes;
* las bandas en que se considera dividido el embalse;
* para cada subperíodo, el valor de agua definido como una tabla que relaciona las bandas del embalse con su valor del agua en el Mercado ($ por m3/s) por caudal turbinado exclusivamente en la central, sin tener en cuenta la incidencia de las centrales aguas abajo de existir.
El ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe fijar el valor del agua mensual en cada embalse considerado de capacidad mensual con:
* los valores del agua declarados entre el nivel máximo y el nivel de reserva si el Generador declaró valor del agua;
* el calculado por el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) entre el nivel máximo y el nivel de reserva en la programación mensual si el Generador no declaró su valor del agua;
* el calculado por el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) entre el nivel de reserva y el nivel mínimo para todos los embalses.
El ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe incorporar los valores del agua mensuales para los embalses considerados de capacidad mensual a la Base de Datos Semanal de forma tal que sean utilizados para la Programación Semanal, despacho y definición de precios horarios.
Toda central con capacidad mensual que no declara su valor del agua no podrá objetar los valores del agua que calcule para su embalse el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED).
A los efectos de esta programación y para definir una sola política para una semana aunque en la misma haya días de dos meses distintos, se define que el mes comienza en la primera semana en que por lo menos cuatro días pertenecen a ese mes y termina en la primera semana en que por lo menos cuatro días no peretenecen a ese mes. La política de operación de las centrales hidroeléctricas con capacidad mensual deberá ser utilizada por el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) para la programación semanal de todas las semanas definidas como pertenecientes a dicho mes.
De surgir de la programación mensual situaciones extraordinarias en las que el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) prevé conveniente para el MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA (MEM) modificar alguna de las restricciones hidráulicas que afecta el despacho de una central hidroeléctrica, podrá notificar al correspondiente Generador dicho requerimiento para que cuente con la suficiente anticipación y, de ser posible, lograr el cambio transitorio de la restricción.
5.1. OFERTA HIDROELÉCTRICA.
Junto con los datos para la programación semanal, las centrales hidroeléctricas con capacidad semanal y las centrales hidráulicas de bombeo cuyo embalse aguas arriba es de capacidad semanal podrán declarar al ORGANISMO ENCRAGADO DEL DESPACHO (OED) su valor del agua en el Mercado para la siguiente semana y una estimación para la semana subsiguiente. La metodología para realizar esta declaración será la misma que para las centrales con capacidad mensual.
Es responsabilidad del ORGANISMO ENCRAGADO DEL DESPACHO (OED) definir los valores del agua de aquellas centrales hidroeléctricas con capacidad semanal que no declaren valores del agua, con la misma metodología que la definida para las centrales de capacidad mensual que no declaren valores del agua mensuales. El Generador no podrá objetar los valores del agua calculados por el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED).
Junto con los datos de la programación semanal, las centrales de bombeo con capacidad de embalse estacional o mensual y con capacidad de bombeo semanal que hayan declarado valor del agua deben declarar semanalmente el valor del bombeo de su contraembalse aguas abajo. Para ello, pueden considerarlo dividido en una o hasta 10 bandas, denominadas bandas del contraembalse, de forma tal que cubran desde el nivel mínimo hasta el máximo, con un valor de bombeo distinto por banda y creciente, o sea mayor cuanto mayor sea el nivel del contraembalse.
La declaración del valor del bombeo debe indicar:
* la identificación de la central y contraembalse;
* las bandas en que se considera dividido el contraembalse;
* el valor del bombeo definido como una tabla que relaciona las bandas del contraembalse con el precio de Mercado al que está dispuesto a bombear ($ por m3/s);
El ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe fijar el valor del bombeo semanal en cada contraembalse de una central de bombeo con:
* los valores del bombeo declarados si el Generador declaró el valor del agua estacional o mensual y el valor de bombeo semanal;
* el calculado por el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) si el Generador no declaró el valor del agua, o declaró el valor del agua pero no declaró el valor de bombeo semanal.
El ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe incorporar los valores de bombeo semanal a la Base de Datos Semanal de forma tal que sean utilizados para la Programación Semanal y despacho diario.
Toda central de bombeo que no declara su valor de bombeo semanal no podrá objetar los valores de bombeo que calcule para su contraenbalse el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED).
Las centrales de pasada deben informar su previsión de generación diaria.
Es responsabilidad del Generador informar al ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED), junto con los datos para la programación diaria, sus restricciones previstas aguas abajo para las semanas en estudios. De no recibir información al respecto, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) supondrá que están vigentes las normas y restricciones establecidas en los Contratos de Concesión más los compromisos aguas abajo considerados en la programación de la semana en curso.
De considerar el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) que en la semana a programar se puede presentar una condición extraordinaria que podría ser solucionada con un cambio en restricciones hidráulicas al despacho de alguna central hidroeléctrica, podrá solicitar su modificación al Generador hasta las 10:00 hrs. del día miércoles de la semana anterior.
Para realizar la programación semanal, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe en primer lugar recalcular el valor del agua en los embalses con capacidad estacional y mensual que no hayan realizado declaración de su valor del agua, mediante los modelos de optimización vigentes en el MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA (MEM) tomando como dato las condiciones previstas para las dos semanas siguientes.
Luego, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe realizar el despacho hidrotérmico semanal representando la oferta hidroeléctrica de acuerdo a sus características.
a) Para las centrales con capacidad estacional, mensual y semanal, su oferta se representará como un volumen embalsado (función del nivel inicial y aportes previstos) y su correspondiente curva de valor del agua.
b) Para las centrales de pasada, su oferta se representará como la energía disponible informada (función de sus pronósticos de aportes o de los caudales erogados por otras centrales aguas arriba) con valor de agua cero.
c) Para las centrales en diques compensadores o centrales con poca capacidad de embalse aguas abajo de otra central, su oferta se modelará como una función del caudal medio semanal previsto erogar por la central aguas arriba.
d) Para las centrales de bombeo, su requerimiento de bombeo se representará como un volumen en el contraembalse (función del nivel inicial) y su correspondiente curva de valor de bombeo. Su oferta de representará como un volumen embalsado (función del nivel inicial y aprotes previstos) y su correspondiente curva de valor del agua.
Para el despacho posible de esta oferta hidráulica, en el programa hidrotérmico semanal se deberán modelar los requerimientos previstos aguas abajo de cada central hidroeléctrica, tales como:
* restricciones a sus posibilidades de empuntamiento semanal y diario;
* potencia y/o energía mínima forzada, por requerimientos de un caudal base o volumen mínimo aguas abajo;
* limitaciones a su generación máxima diaria y/o semanal, para no superar el caudal máximo permitido aguas abajo;
* cualquier otra restricción o norma de operación, representada como su efecto sobre el despacho energético y de potencia.
El despacho hará competir las distintas ofertas hidráulicas, definidas por el volumen disponible, el valor de agua asignado a cada embalse con la oferta térmica, dada por el parque disponible, con sus costos variables de producción. De este modo, la energía de la central hidroeléctrica se despachará como una central del MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA (MEM) que será utilizada en la medida que su valor del agua resulte menor que el costo marginal. La programación semanal determinará así el volumen a turbinar, o lo que es lo mismo el paquete de energía a generar, en cada central hidroeléctrica. Para un despacho óptimo sin restricciones, el agua en un período tenderá a tratar de ser utilizada hasta el nivel de embalse correspondiente a un valor del agua igual al medio previsto en el Mercado. En consecuencia, de definir un Generador hidráulico una valorización alta del agua en su embalse podrá resultar, en función de la oferta en el MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA (MEM), no despachado, o sea turbinado cero.
Las restricciones hidráulicas podrán forzar apartamientos al despacho hidrotérmico óptimo, llevando a que una central resulte despachada turbinando por demás, hasta un valor del agua superior al precio medio de la energía, o de menos, hasta un nivel con valor del agua menor.
En situaciones extraordinarias en el MEM, de surgir de la programación semanal que el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) considera que sería conveniente modificar transitoriamente para la semana en estudio restricciones hidráulicas (por ejemplo, caudal mínimo y/o máximo permitido aguas abajo) que limitan el despacho de alguna central hidroeléctrica y que representan un apartamiento significativo del óptimo, deberá realizar el pedido de modificación al Generador antes de las 10:00 hrs. del día viernes de la semana anterior. El Generador podrá no aceptar el pedido de modificación, con la correspondiente justificación. De ser aceptado el pedido, ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) reprogramará la semana.
En caso de haberse definido embalses equivalentes a optimizar, una vez realizado el despacho conjunto del MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA (MEM), se modelará el despacho dentro de la cuenca de la energía semanal y diaria asignada al equivalente, teniendo en cuenta la participación de la capacidad de cada embalse y sus aportes previstos dentro del equivalente, los compromisos aguas abajo de cada uno, y las interrelaciones hidráulicas entre ellos. Si las centrales dentro de un equivalente pertenecen todas al mismo Generador, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) podrá no realizar el despacho particular de cada una de ellas sino suministrar como resultado de la programación semanal el despacho del conjunto equivalente. En este caso, el Generador podrá por su cuenta definir la operación más conveniente para determinar el reparto entre sus centrales de la energía semanal y diaria.
Como resultado del despacho semanal realizado, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) obtendrá para cada central hidroeléctrica paquetes de energía representativos a ubicar dentro de cada tipo de la semana y el total resultante para la semana. En caso de exceso de oferta en el MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA (MEM), el despacho podrá resultar menor que el caudal mínimo requerido erogar por las centrales hidroeléctricas, debiendo el Generador erogar el sobrante por vertedero.
Para ajuste de los resultados y de acuerdo a la situación vigente en el MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA (MEM), el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) podrá realizar modificaciones a estos paquetes de energía despachados para las centrales con capacidad estacional y mensual pero no en más de un 5% respecto de la energía semanal despachada. En casos extremos y condiciones especiales en el MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA (MEM), el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) podrá solicitar a un Generador hidráulico un paquete de energía semanal distinto en más de un 5% al resultante del despacho, con la correspondiente justificación. Sólo si el Generador accede a dicho pedido, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) podrá modificar en más del 5% su despacho semanal pero deberá informar este cambio a todos los Generadores del MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA (MEM) junto con los resultados de la programación semanal.
Durante el transcurso de la semana, de presentarse cambios significativos en las hipótesis de cálculo, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) deberá realizar el redespacho del resto de la semana y calcular la reprogramación semanal.
Será responsabilidad de los Concesionarios de centrales hidroeléctricas verificar, en base a la programación semanal, que los caudales que resultarán aguas abajo, de sus embalses o de sus diques Compensadores según corresponda, se encuentren dentro del caudal mínimo requerido y el caudal máximo admisible y que se cumplan todos sus requerimientos aguas abajo. En caso de verificar que el cumplimiento del despacho semanal significaría vulnerar alguno de sus compromisos aguas abajo, deberá notificar al ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) dentro de las dos horas de recibida la programación semanal y solicitar su reprogramación, justificándolo debidamente. En caso de que el caudal medio semanal a turbinar resule inferior al caudal mínimo requerido aguas abajo, deberá hacer notar al ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) que el programa solicitado le obligará a erogar el faltante por vertedero.
6. DESPACHO DIARIO.
La programación semanal determina los paquetes de energía a utilizar de cada central hidroeléctrica, discriminada por tipo de día de la semana, en función de la política de operación óptima definida para el correspondiente embalse, o sea de la valorización del agua embalsada. El valor del agua define así la operación óptima del embalse, pero no corresponde al precio que se pagará al Generador por la energía producida con dicha agua ya que su generación será remunerada al precio Spot en su nodo.
El despacho diario tiene como objetivo ubicar estos paquetes diarios de energía hidráulica en forma óptima dentro de las horas de día, de forma tal de minimizar el costo de operación del MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA (MEM). En consecuencia, la energía hidráulica se intentará ubicar lo más empuntada posible en las horas de mayor demanda, reemplazando las máquinas más caras o iclusive la falla. Las restricciones hidráulicas y requerimientos aguas abajo así como la capacidad del sistema de transporte podrán producir apartamientos respecto este óptimo.
Junto con los datos para el despacho diario, las centrales hidráulicas de pasada deberán informar al ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) su pronóstico para el día siguiente y una estimación para el día subsiguiente. Estas centrales serán despachadas con el programa horario de carga que informe el Generador o, de no suministrar esta información, como una potencia base constante. Las centrales en diques compensadores recibirán un tratamiento distinto. Su generación diaria habrá quedado fijada en la programación semanal de la central aguas arriba y su programa de carga se considerará como una potencia constante.
Para el resto de las centrales hidroeléctricas se toma como su oferta el paquete de energía despachado para ese día en la programación o reprogramación semanal. De considerarlo justificado en vista de las condiciones existentes en el MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA (MEM), el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) podrá en las centrales de capacidad mensual y estacional colocar una oferta de energía distinta a la que resulte del despacho semanal, siempre que difiera en menos del 10% con la programada. En condiciones extraordinarias, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) podrá solicitar a un Generador hidráulico una modificación de su oferta despachada superior al pedido. De ser así, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) deberá informar con los resultados del despacho diario las centrales hidroeléctricas cuya energía despachada difiera en más del 10% del óptimo establecido en el despacho semanal vigente. En todos los casos que se programe una energía diaria distinta de la resultante del despacho semanal, el OED deberá intentar compensar este apartamiento en lo que resta de la semana de forma tal de terminar la semana con un apartamiento no mayor que el 5% entre la generación realizada y la prevista en la programación y redespachos de la semana.
Es responsabilidad del Generador informar cualquier cambio en sus normas de operación y/o compromisos aguas abajo previstos para el día a despachar. Salvo que el Generador informe alguna modificación, el OED supondrá que se mantienen vigentes las restricciones hidráulicas al despacho consideradas para la programación semanal.
En el modelo de despacho diario el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) deberá incluir las restricciones al despacho horario posible de las centrales hidroeléctricas debido a sus obligaciones aguas abajo, de una manera similar que en el despacho semanal, representando principalmente:
* sus posibilidades de empuntamiento;
* la necesidad de forzar una potencia base por requerimientos de un caudal base mínimo aguas abajo;
* duración máxima permitida a una salida programada de paralelo sin operar vertedero;
* restricciones a la potencia máxima despachable por restricciones al caudal máximo aguas abajo;
* variación máxima horaria admisible por requerimientos de regulación del caudal.
En situaciones extraordinarias en el MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA (MEM), de considerar el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) justificado modificar transitoriamente para el día siguiente restricciones de caudal que afectan el despacho de alguna central hidroeléctrica, deberá solicitar el pedido al Generador antes de las 8.00 hrs. del día anterior. El Generador podrá rechazar el pedido, con la correspondiente justificación.
Se considerarán centrales hidroeléctricas a empuntar a aquellas en que las restricciones aguas abajo no representen limitaciones significativas al despacho horario, o sea con libertad para producir oscilaciones aguas abajo y seguir la forma de la curva de demanda.
El despacho de la energía hidráulica se realizará ubicando en primer lugar la energía de base (centrales de pasada, potencia forzada por requerimientos de caudal mínimo, etc.). El despacho de la energía hidráulica restante, o sea la empuntable, se ubicará sobre la demanda restante, o sea la demanda total descontada la potencia hidráulica de base despachada.
La energía empuntable se ubicará en la curva de demanda restante con el objetivo de minimizar el costo de operación total del MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA (MEM), o sea buscando reemplazar la potencia térmica más cara y/o reducir el nivel de potencia no suministrada en caso de déficit. Las centrales empuntables compiten por el cubrimiento del pico de demanda. Esta situación queda resuelta por el orden en que se despacharán las centrales a empuntar.
En primer lugar, se considerará el sistema de Transporte. Dada la red de Transmisión, las centrales hidroeléctricas quedan agrupadas en Regiones Hidráulicas. Se entiende como tal a un conjunto de nodos a los que se vinculan centrales hidroeléctricas que utilizan las mismas líneas de transmisión para vincularse con el Mercado (Región Comahue, Cuyo, NOA, Litoral, etc.). Cada una de estas regiones quedará calificada de acuerdo a las pérdidas que representa el transporte de su energía hasta el Mercado, o sea su factor de nodo. El orden en que se irán despachando las Regiones Hidráulicas estará dado por factor de nodo decreciente, o sea comenzando con la de mayor factor de nodo hasta llegar por último a la de menor factor de nodo.
De este modo, se definirá el orden en que se irán despachando las Regiones Hidráulicas. La oferta de cada región se modelará como la suma de la oferta hidráulica empuntable (de energía y de potencia) de las centrales hidroeléctricas incluidas en la misma. La oferta se ubicará sobre la curva de demanda teniendo en cuenta las restricciones de Transporte en su vinculación con el Mercado. Este despacho de los paquetes hidroeléctricos de las regiones hidráulicas definirá el predespacho hidráulico.
Dentro de cada Región Hidráulica, las centrales hidroeléctricas a empuntar se ordenarán en orden creciente de acuerdo a la relación que represente su factor de carga (FC), o sea la relación entre su energía y su potencia ofertada.

donde:
* EPICk = energía empuntable a despachar en la central hidroeléctrica "k";
* PPICk = potencia disponible para empuntar en la central hidroeléctrica "k", o sea la potencia total disponible menos la potencia base despachada por requerimientos aguas abajo.
De este modo quedará definido un orden en que se irán despachando las centrales hidroeléctricas empuntables dentro del despacho de la Región, resultado del predespacho hidráulico. El modelo intentará ubicar la energía de la central a despachar en el pico despachado para la región, reduciendo en consecuencia el pico restante para las centrales hidroeléctricas que faltan despachar.
Para cada central empuntable se despachará su energía hidráulica en la demanda restante, o sea la demanda a despachar en la Región descontada la demanda cubierta por las centrales hidroeléctricas ya despachadas en vista del orden definido, partiendo del pico y hacia las demandas menores, teniendo en cuenta sus restricciones operativas por requerimientos aguas abajo y restricciones técnicas definidas por las características de sus máquinas. La central resultará, en consecuencia, más o menos empuntada de acuerdo a su energía y potencia disponible, los requerimientos aguas abajo que limiten sus posibilidades de empuntamiento y al orden en que resulte para ser despachada.
De este modo se obtendrá el despacho hidráulico de la Región, que podrá diferir parcialmente del predespacho en vista de tenerse en cuenta las restricciones particulares de cada central.
En caso de haber el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) definido embalses equivalentes a optimizar, una vez realizado el despacho hidráulico, se modelará el despacho horario dentro de la cuenca de la energía diaria asignada al equivalente, teniendo en cuenta la participación de la capacidad de cada embalse y sus aportes previstos dentro del equivalente, los compromisos aguas abajo de cada uno, y las interrelaciones hidráulicas entre ellos. Si las centrales dentro de un equivalente pertenecen a un sólo Generador, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) podrá no realizar el despacho particular de cada una sino suministrar como resultado el despacho de cargas del equivalente. En este caso, el Generador podrá por su cuenta definir el despacho más conveniente para determinar el programa de cargas para cada una de sus centrales dentro del equivalente.
En consecuencia, el programa de cargas de un Generador hidráulico es el resultante de las distintas etapas del despacho hidrotérmico del MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA (MEM) que definen:
* la valorización del agua embalsada, ya sea declarada por el Generador o calculada por el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED);
* paquetes de energía, para cada tipo de día y total semanal, obtenidos con el programa de despacho hidrotérmico semanal en función de la valorización del agua disponible;
* programas de cargas horarios de acuerdo al despacho óptimo diario y sus modificaciones en tiempo real, ubicando la energía hidráulica despachada a lo largo de las horas del día de forma tal de minimizar el costo total de operación del MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA (MEM).
El Generador hidráulico resulta despachado con toda su energía disponible salvo:
* restricciones de Transmisión que limiten la capacidad de exportación de su Región;
* excedentes hidráulicos en el MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA (MEM) que obliguen a competir en el despacho su energía ofertada con la ofertada por las otras centrales hidroeléctricas.
Los Generadores de centrales hidroeléctricas deben verificar en el despacho diario realizado por el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) que los caudales que resultan erogados aguas abajo, de sus embalses y/o de los Diques Compensadores según corresponda, cumplan los compromisos establecidos en su Concesión. En caso de verificar que no respeta alguna de sus restricciones, el Generador debe notificar al ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) dentro de las dos horas de recibido el programa de cargas y solicitar la correspondiente reprogramación, justificándolo debidamente. Si el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) decide no realizar la reprogramación solicitada, debe informar el motivo al Generador.
Toda vez que, como consecuencia del programa de cargas requerido por el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED), el caudal turbinado resultara insuficiente para cumplir con su compromiso de caudal mínimo aguas abajo, el Generador deberá erogar el faltante por sus obras de alivio. En ningún caso está autorizado a aumentar su carga para cubrir su requerimiento de caudal mínimo con generación en vez de vertido si no es despachado por el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED).
Si, en cambio, del despacho resulta un caudal aguas abajo superior al máximo permitido, el Generador podrá no respetar el programa de generación indicado por el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED). En este caso, podrá limitar su generación para garantizar no vulnerar el caudal máximo, e informar al ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) cómo quedará limitado su programa de cargas, debiendo dejar constancia fehaciente de que su comportamiento se origina en que el programa del ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) resulta violatorio de su Contrato de Concesión e indicando la restricción que vulnera.
ANEXO 26: CÁLCULO DEL PRECIO LOCAL
2. MÁQUINAS FORZADAS.
Los requerimientos operativos de Transporte o de control de tensión propios de un área, pueden forzar una máquina en servicio que no requiere el despacho óptimo sin restricciones, o sea con un costo superior al Precio de Nodo de la energía. Si el área se encuentra dentro de la correspondiente a un Prestador de la Función Técnica de Transporte de Energía Eléctrica, con exclusión del Sistema de Transporte en Alta Tensión, cuyos cargos por Capacidad de Transporte son abonados por los Distribuidores y Grandes Usuarios, se considerará que el área continúa vinculada al Mercado, o sea sin un precio local debido a la máquina forzada. La máquina forzada no intervendrá en la definición del Precio de Mercado pero será remunerada a su costo operativo. El sobrecosto que produce será evaluado por el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) y deberá ser abonado por los Grandes Usuarios conectados a un Transportistas y por los Distribuidores del área afectada.
3. DEFINICIÓN DEL COSTO DEL AGUA.
La programación de la operación a mediano y largo plazo del MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA (MEM) tiene como objetivo operar los embalses hidroeléctricos de forma tal que en la operación el agua, dentro de lo posible, quede reemplazando la demanda cuyo cubrimiento requiere la generación más cara, inclusive la falla. De este modo se minimiza el costo total de operación del MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA (MEM) a mediano y largo plazo.
El valor del agua (VA) representa para el agua embalsada el costo futuro esperado de reemplazo, calculado en el Mercado, y permite definir en cada semana el volumen óptimo a turbinar en cada embalse, o sea la energía óptima a despachar de cada central hidroeléctrica. En condiciones normales, de no estar activas restricciones sobre el despacho, ya sea de tipo hidráulico y de requerimientos aguas abajo como de Transporte y operación, el nivel de un embalse con central hidroeléctrica tenderá al costo medio previsto para el período en estudio. En principio, un embalse cuyo nivel esperado en el período a despachar, o sea nivel inicial más aportes previstos, corresponde a un valor del agua inferior al costo en el Mercado no resulta despachado.
De estar activas restricciones relacionadas al embalse y/o requerimientos aguas abajo, un embalse podrá resultar despachado hasta un nivel cuyo valor del agua es mayor que el costo en el Mercado. Esto significa que está turbinando más agua de la que le requiere el Mercado, y que parte o toda su generación está forzada por restricciones hidráulicas ajenas al MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA (MEM).
Las restricciones que actúan sobre la operación de una central hidroeléctrica pueden tener el efecto opuesto. Al estar activas, podrá resultar el embalse despachado hasta un nivel superior al óptimo, en que el valor del agua es todavía inferior al costo en el Mercado. En este caso, la central estará entregando menos generación que la correspondiente al despacho óptimo, o sea que no se puede ubicar todo el agua que requiere el Mercado por restricciones ajenas a la central en sí misma, ya sea falta de capacidad de Transporte o restricciones a la erogación máxima admisible aguas abajo.
Para la definición del precio local de la energía en un área desvinculada, se define el costo del agua (CA) de una central hidroeléctrica con capacidad de embalse que se calcula en cada hora de acuerdo a la condición en que se encuentra el embalse y las restricciones que están activas.
3.1. CENTRAL HIDROELÉCTRICA VINCULADA AL MERCADO
En una condición normal, para una central hidráulica vinculada al Mercado y sin restricciones activas, o sea que no está forzada por restricciones del embalse ni requerimientos aguas abajo, ni está limitada por capacidad de Transporte o restricciones aguas abajo, el costo del agua se define como :
* el precio de nodo de la energía para dicha hora si se trata de un embalse considerado de capacidad semanal;
* el valor del agua si se trata de un embalse considerado de capacidad estacional o mensual.
Si la central hidroeléctrica "c" se encuentra en una hora "h" con generación limitada por restricciones aguas abajo, o sea que no puede entregar toda la energía que le requiere el despacho por restricciones ajenas al MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA (MEM) en sí mismo, está reteniendo agua en el embalse que sería más conveniente generar para el despacho económico. Aunque disminuya el precio en el Mercado, la central será despachada con la misma energía en tanto que el precio no resulte inferior al valor del agua (VA). En este caso, se define que la central se encuentra en una condición limitada y el costo del agua está dado :
a) para un embalse considerado de capacidad estacional o mensual, por su valor del agua;
b) para un embalse considerado de capacidad semanal, por el Precio de Mercado hasta el cual sería despachada con la misma energía, trasladado a su nodo a través del Factor de Nodo (FN).
Si el embalse no cuenta con capacidad libre para almacenar el agua o se encuentra con el embalse en un nivel con valor del agua cero, el costo del agua está dado por el Costo Medio Representativo de Operación y Mantenimiento de una Central Hidroeléctrica (COMH). Este valor se establece en 2 u$s/MWh. En este caso, la generación se considera forzada por falta de capacidad propia para embalsar el agua, ya sea por estar a cota máxima o porque las restricciones de atenuación de crecidas fuerzan mantener una reserva libre en el embalse. Se define que entonces se encuentra en condición de embalse lleno.
En una hora "h", se considera que la central se encuentra en una condición forzada si tiene capacidad libre de almacenamiento pero su generación está forzada por encima del óptimo por estar activa alguna restricción. Desde el punto de vista de capacidad propia, cuenta con el embalse necesario para almacenar el agua que no le requiere el MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM). Sin embargo, la central se ve forzada a erogar el agua (si no la generara, debería verterla) para cumplir los compromisos aguas abajo, por lo que se valorizaría al costo medio de operación y mantenimiento. En esta condición, se define el costo del agua como :
* el promedio entre el precio de nodo de la energía para dicha hora y el Costo Medio Representativo de Operación y Mantenimiento de una Central Hidroeléctrica, si se trata de un embalse considerado de capacidad semanal;
* el promedio entre el valor del agua y el Costo Medio Representativo de Operación y Mantenimiento de una Central Hidroeléctrica, si se trata de un embalse considerado de capacidad estacional o mensual.
3.2. CENTRAL HIDROELÉCTRICA EN AREA DESVINCULADA
En tanto no surjan restricciones que afecten el despacho energético, la operación de los embalses irá respondiendo a los requerimientos del MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM). En consecuencia, salvo restricciones hidráulicas, el nivel en los mismos estará tendiendo hacia el Precio de Mercado vigente. Su costo del agua representará, en consecuencia, su condición frente al Mercado.
En el momento de surgir una restricción que limita la vinculación con el Mercado, la central queda en una área desvinculada dónde la relación entre demanda y oferta puede ser distinta a la del Mercado. Su embalse podrá quedar en consecuencia desajustado, respondiendo su nivel a la señal del Mercado en vez de a los requerimientos locales.
En este caso, se define el costo del agua en cada embalse de acuerdo a la condición en que se encontraba en el momento de la desvinculación, el efecto sobre el embalse de la permanencia de la restricción, y el efecto sobre el despacho de las restricciones aguas abajo.
De contar la central hidroeléctrica "c" en la hora "h" con capacidad libre de embalse y resultar sin restricciones activas de tipo hidráulico, la energía despachada responderá a los requerimientos del área. En este caso, se considerará que el embalse se encuentra en una condición normal y el costo del agua está dado por :
* un Precio de Nodo Representativo (PNRc), si se trata de un embalse considerado de capacidad semanal;
* el valor del agua si se trata de un embalse considerado de capacidad estacional o mensual.
Si la central hidroeléctrica "c" se encuentra en la hora "h" con generación limitada por requerimientos aguas abajo, o sea que las restricciones de caudal son mayores que la restricción del Transporte, se considerará en una condición limitada y el costo del agua estará dado:
a) para un embalse considerado de capacidad estacional o mensual, por su valor del agua;
b) para un embalse considerado de capacidad semanal, el mínimo entre el precio de nodo representativo y el valor del agua trasladado a su nodo a través del Factor de Nodo (FN).
Si en el momento de la desvinculación el embalse se encuentra en condición de embalse lleno, el costo del agua está dado por el Costo Medio Representativo de Operación y Mantenimiento de una Central Hidroeléctrica (COMH).
Para el caso de restricciones forzadas, si debido a la permanencia de la limitación, la menor generación requerida por el despacho a una central hidroeléctrica lleva a que, a pesar de contar con embalse libre para almacenamiento al producirse la desvinculación, dicha capacidad se completa y queda con embalse lleno, se considerará que la restricción es la que forzó llegar a una condición de riesgo de vertimiento. En este caso, el costo del agua se definirá suponiendo una condición forzada, o sea que el agua pasó a está forzada debido a la restricción de Transporte u operación por la emergencia, y se calculará como:
* el promedio entre el precio de nodo representativo (PNR) y el Costo Medio Representativo de Operación y Mantenimiento de una Central Hidroeléctrica, si se trata de un embalse considerado de capacidad semanal;
* el promedio entre el valor del agua y el Costo Medio Representativo de Operación y Mantenimiento de una Central Hidroeléctrica, si se trata de un embalse considerado de capacidad estacional o mensual.
Para las centrales con capacidad libre de almacenamiento pero con generación forzada por restricciones aguas abajo, también se considera que se encuentran en una condición intermedia y el costo del agua se calcula con los valores promedios indicados en el párrafo anterior.
4.1. DEFINICIÓN DEL PRECIO DE NODO REPRESENTATIVO.
En caso de restricciones programadas, para el cálculo del costo del agua en áreas desvinculadas se tomará como precio nodal representativo el precio de nodo en la hora anterior a activarse la restricción. O sea que, si un área se desvincula en la hora "h", resulta para una central "c" :

4.2. PRECIO LOCAL
De resultar en la programación y/o en la operación real un área desvinculada del Mercado por resultar activa alguna restricción programada, el cálculo del Precio Local (PL) se calcula con la misma metodología que la definida para el cálculo del Precio de Mercado, que se indica en el punto 3.2.3.1.3. de LOS PROCEDIMIENTOS, con las siguientes diferencias.
* La potencia considerada en reserva se adecuará a los requerimientos de la demanda en el área desvinculada.
* La potencia de las máquinas falla se define en correspondencia con la demanda en el área desvinculada.
* Se incluyen las restricciones hidráulicas.
* Para el cálculo del Costo Marginal Hidráulico se utiliza el Costo del Agua definido en vez del Valor del Agua de las centrales hidroeléctricas de capacidad estacional, mensual y semanal.
5. RESTRICCIONES FORZADAS
La aparición de restricciones forzadas, o sea contingencias que pueden generar limitaciones superiores a las programadas con una permanencia hasta la reparación de la falla, tendrá un efecto sobre el despacho programado. En consecuencia, el cálculo de precios dentro del área debe tener en cuenta esta condición extraordinaria y el hecho que el despacho refleja un apartamiento respecto a la programación deseada, o sea la correspondiente a una condición de restricciones normales.
Las restricciones forzadas prolongadas pueden generar excedentes hidráulicos y/o dejar máquinas, que hubieran sido requeridas por el MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM) de no haber surgido la limitación a la vinculación del área, sin generar durante uno o más días.
5.1. DEFINICIÓN DEL PRECIO DE NODO REPRESENTATIVO
En caso de restricciones forzadas el Precio de Nodo Representativo (PNR) empleado para el cálculo del costo del agua, es una evaluación del precio que tendría la energía producida en ese nodo de no haber existido la restricción forzada. Dentro de cada período horario, se definirá un Precio de Nodo Representativo (PNR) calculado como el precio de nodo promedio previsto sin la falla, tomado de la última programación realizada por el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) sin restricciones forzadas en el MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM).
Para el primer día en que surge la restricción, se tomarán como Precios de Nodo Representativos los precios de nodo horarios previstos (PNPREV) en el despacho realizado para ese mismo día antes de producirse la restricción forzada. O sea que si la falla se produce el día "d1", para todas las horas de ese día posteriores a la hora de falla se utilizará el precio de nodo resultante del último despacho o redespacho diario realizado antes de producirse la falla. Para la hora "h" del día "d1" resulta para la central "c" :

Con la programación semanal, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) realiza el despacho previsto de la semana en estudio y de la semana subsiguiente, obteniendo una previsión de los precios medios esperados dentro de cada período horario en cada día de dichas semanas.
Se denominará "z" a la última semana normal, o sea sin ninguna restricción forzada, que programó el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) para el MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM). De la última programación o reprogramación semanal realizada para esa semana, se tomarán los precios medios de nodo previstos. Para una banda horaria "b" (pico, valle o resto) en cada central "c" resulta:

O sea que dentro de cada período de los días de las primeras dos semanas con restricciones forzadas en el MEM, el Precio de Nodo Representativo refleja el costo representativo de lo que estaba previsto reemplazar en ese día. Por ejemplo, para las horas del período de pico de un día sábado se utilizará el precio nodal promedio previsto antes de producirse la contingencia para el pico de ese sábado.
Para las semanas subsiguientes (z+2, z+3, etc.) de continuar habiendo restricciones forzadas, se tomarán los Precios de Mercado (PM) medios semanales previstos, como resultado del modelo de simulación de la operación del MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM) para mediano y largo plazo, en la última programación semanal realizada sin restricciones forzadas, o sea en la semana "z". Para definir el Precio de Nodo de cada período horario en cada día de estas semanas, se definirán porcentajes de participación característicos en base a lo registrado en las últimas semanas registradas en el MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM) sin restricciones forzadas. De ello se obtendrá el factor de participación (FACPER) del Precio de Nodo medio de cada período horario de un tipo de día respecto del Precio de Nodo medio semanal (PNS).
 

dónde PNPp,dk es el precio de nodo medio para la banda horaria "b" de los días tipo "d" registrado en las últimas cuatro semanas sin restricciones forzadas en el MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM).
Se tomará como precios de nodo representativos para cada banda horaria a los resultantes de aplicar los factores calculados a los Precios de Mercado (PM) semanales previstos. Para cada día "d" de una semana "s" (dónde "s" es mayor o igual que "z+2") en cada banda horaria "b" para la central "k" resulta :

De este modo se mantendrá la señal de precios entre distintos tipos de día y, dentro de cada día, entre distintos períodos horarios, en base al costo representativo de lo que estaba previsto reemplazar en la programación a mediano plazo, manteniendo la relación que se venía registrando entre los precios de nodo y el Precio de Mercado.
5.2. PRECIO LOCAL
El despacho del área desvinculada se realiza teniendo en cuenta la restricción forzada y, en consecuencia, las máquinas que resulten despachadas responderán a la condición temporaria que tiene en cuenta los requerimientos del área desvinculada, que pueden no ser coincidentes con los del Mercado. Así, ante la desvinculación del área, puede surgir una situación de faltante en el Mercado, incluso con falla, y excedentes, incluso con vertimientos, en el área desvinculada, o viceversa.
El Precio Local se calcula con el despacho previsto utilizando la misma metodología que la definida para restricciones programadas en el punto 4.2 de este Anexo.