En el Diario Oficial Nº 26.094 de fecha 17 de setiembre de 2002, se
publicó el Decreto 360/002 del Ministerio de Industria, Energía y Minería
de fecha 11 de setiembre de 2002 por el cual se aprueba el Reglamento del
Mercado Mayorista de Energía Eléctrica, omitiéndose la publicación de sus
anexos, omisión imputable al original.
Queda hecha la salvedad.
REGLAMENTO DEL MERCADO MAYORISTA DE ENERGIA ELECTRICA
ANEXOS
INDICE
ANEXO I. INFORMACION OPERATIVA PARA LA PROGRAMACION, EL DESPACHO Y LA
OPERACION 1
TITULO I. OBJETO 1
TITULO II. PLAZOS PARA EL SUMINISTRO DE INFORMACION 1
TITULO III. PROGRAMACION ESTACIONAL DE LARGO PLAZO 2
CAPITULO I. AGENTE O PARTICIPANTE PRODUCTOR 2
CAPITULO II. AGENTE O PARTICIPANTE CONSUMIDOR 3
CAPITULO III. AGENTE TRASMISOR 3
TITULO IV. PROGRAMACION SEMANAL 3
CAPITULO I. AGENTE O PARTICIPANTE PRODUCTOR 3
CAPITULO II. AGENTE O PARTICIPANTE CONSUMIDOR 4
CAPITULO III. AGENTE TRASMISOR 4
TITULO V. PREDESPACHO 5
CAPITULO I. CRITERIO GENERAL 5
CAPITULO II. AGENTE O PARTICIPANTE PRODUCTOR 5
CAPITULO III. AGENTE O PARTICIPANTE CONSUMIDOR 5
CAPITULO IV. AGENTE TRASMISOR 5
TITULO VI. POSDESPACHO 6
ANEXO II. INFORMACION COMERCIAL 7
TITULO I. OBJETO 7
TITULO II. DATOS BASICOS 7
TITULO III. INFORMACION COMERCIAL DE OTROS PAISES 7
TITULO IV. PLAZOS 8
CAPITULO I. PLAZOS PARA EL SUMINISTRO DE INFORMACION 8
CAPITULO II. PLAZOS PARA RECLAMOS 8
TITULO V. INFORMACION BASICA DEL MERCADO DE CONTRATOS A TERMINO 8
TITULO VI. PROGRAMACION ESTACIONAL DE LARGO PLAZO 10
CAPITULO I. PARTICIPANTE PRODUCTOR 10
CAPITULO II. PARTICIPANTE CONSUMIDOR 10
TITULO VII. PROGRAMACION SEMANAL 10
CAPITULO I. PARTICIPANTE PRODUCTOR 10
CAPITULO II. PARTICIPANTE CONSUMIDOR 11
CAPITULO III. RESULTADOS 11
TITULO VIII. PREDESPACHO 12
CAPITULO I. PARTICIPANTE PRODUCTOR 12
CAPITULO II. PARTICIPANTE CONSUMIDOR 12
CAPITULO III. RESULTADOS 12
TITULO IX. POSDESPACHO 13
ANEXO III. MANTENIMIENTOS 14
TITULO I. OBJETO 14
TITULO II. CRITERIO DE COORDINACION DE MANTENIMIENTO DE LARGO PLAZO 14
TITULO III. PROGRAMA ANUAL DE MANTENIMIENTO (PAM) 14
TITULO IV. SOLICITUD DE MANTENIMIENTOS CORRECTIVOS Y PREVENTIVOS 16
TITULO V. EJECUCION DEL MANTENIMIENTO 17
ANEXO IV. PROGRAMACION, OPTIMIZACION Y DESPACHO 19
TITULO I. OBJETO 19
TITULO II. DATOS A UTILIZAR 19
CAPITULO I. BASES DE DATOS 19
CAPITULO II. ESCENARIOS A CONSIDERAR 19
CAPITULO III. GENERACION 19
CAPITULO IV. DEMANDA 20
CAPITULO V. RED DE TRASMISION 20
CAPITULO VI. RESTRICCIONES 20
TITULO III. OPTIMIZACION DE EMBALSES Y VALOR DEL AGUA 20
CAPITULO I. CRITERIOS GENERALES 20
CAPITULO II. ETAPAS DE OPTIMIZACION 21
TITULO IV. MODELO DE LARGO PLAZO 22
CAPITULO I. MODULOS 22
CAPITULO II. DESCRIPCION DEL MODELO 22
CAPITULO III. MODULO DE OPTIMIZACION Y VALOR DEL AGUA 24
CAPITULO IV. MODULO DE SIMULACION 25
CAPITULO V. MODELADO DE CENTRALES HIDROELECTRICAS 25
CAPITULO VI. DATOS DE ENTRADA 25
CAPITULO VII. IMPORTACION Y EXPORTACION 26
CAPITULO VIII. RESULTADOS 26
CAPITULO IX. PRECIO SPOT DE REFERENCIA 27
TITULO V. MODELOS DEL SISTEMA DE MEDIANO Y DE CORTO PLAZO 27
TITULO VI. MODELO DE MEDIANO PLAZO 28
CAPITULO I. CRITERIOS GENERALES 28
CAPITULO II. CARACTERISTICAS 29
CAPITULO III. FUNCION OBJETIVO 30
CAPITULO IV. MODELADO DE LA GENERACION TERMICA 31
CAPITULO V. MODELADO DE LA GENERACION HIDROELECTRICA 32
CAPITULO VI. MODELADO DE LA IMPORTACION 33
CAPITULO VII. MODELADO DE LA DEMANDA Y RESERVA 33
CAPITULO VIII. MODELADO DE LA TRASMISION Y RESTRICCIONES DE AREA 34
CAPITULO IX. TRATAMIENTO DE LA INCERTIDUMBRE 34
CAPITULO X. OPTIMIZACION Y VALOR DEL AGUA 35
CAPITULO XI. RESULTADOS 37
TITULO VII. DESPACHO DIARIO 37
ANEXO V. DISPONIBILIDAD 38
TITULO I. OBJETO 38
TITULO II. DISPONIBILIDAD Y REMUNERACION DE LA POTENCIA FIRME 38
TITULO III. VERIFICACION DE LA DISPONIBILIDAD 38
TITULO IV. DISPONIBILIDAD DIARIA 39
ANEXO VI. INFORMACION TECNICA DE GENERACION, COSTOS VARIABLES Y COSTOS
DE ARRANQUE TERMICOS 40
TITULO I. METODOLOGIA DE CALCULO 40
TITULO II. VALORES TECNICOS CARACTERISTICOS 40
CAPITULO I. MINIMO TECNICO DE LA UNIDAD 40
CAPITULO II. TIEMPO DE ARRANQUE RECONOCIDO (EN FRIO Y EN CALIENTE) 40
CAPITULO III. CURVA DE CONSUMO ESPECIFICO PARA GENERACION NETA 41
TITULO III. VALORES RECONOCIDOS 41
TITULO IV. AJUSTES A LOS VALORES RECONOCIDOS 41
TITULO V. PRUEBAS Y ENSAYOS PARA DETERMINAR PARAMETROS TECNICOS 42
TITULO VI. PRECIOS DE REFERENCIA DE COMBUSTIBLES 42
CAPITULO I. COMPOSICION DEL PRECIO DE REFERENCIA de combustibles EN
una CENTRAL 42
CAPITULO II. TIPOS DE COMBUSTIBLE 43
CAPITULO III. CRITERIOS DE CALCULO DEL PRECIO DE REFERENCIA 43
CAPITULO IV. COMBUSTIBLES LIQUIDOS 43
CAPITULO V. PRECIO RECONOCIDO DE FLETE DEL COMBUSTIBLE LIQUIDO A LA
CENTRAL 44
CAPITULO VI. PRECIO DE REFERENCIA DE GAS NATURAL EN UNA CENTRAL 45
TITULO VII. DECLARACION DE PRECIOS DE COMBUSTIBLES 45
TITULO VIII. COSTOS DE ARRANQUE 45
TITULO IX. COSTO VARIABLE DE OPERACION Y MANTENIMIENTO 46
TITULO X. CALCULO DEL COSTO VARIABLE 47
ANEXO VII. GENERACION FORZADA 48
TITULO I. OBJETO 48
TITULO II. TIPOS DE RESTRICCIONES 48
TITULO III. RESTRICCIONES DE TENSION 48
TITULO IV. RESTRICCIONES DE UNIDADES GENERADORAS 49
CAPITULO I. CARACTERISTICAS GENERALES 49
CAPITULO II. TIEMPOS DE ARRANQUE Y PARADA 49
CAPITULO III. RESTRICCIONES DE MINIMO TECNICO 50
CAPITULO IV. ENSAYOS 50
TITULO V. RESTRICCIONES DE TRASMISION 51
TITULO VI. ADMINISTRACION DE LA GENERACION FORZADA 51
ANEXO VIII. DESPACHO Y PRECIO DE LA ENERGIA EN EL MERCADO SPOT 52
TITULO I. OBJETO 52
TITULO II. DESPACHO 52
TITULO III. DATOS A UTILIZAR PARA EL CALCULO DEL PRECIO DE LA ENERGIA
EN EL MERCADO SPOT 53
CAPITULO I. DEMANDA (INCLUYENDO EXPORTACION) 53
CAPITULO II. DISPONIBILIDAD DE GENERACION (INCLUYENDO IMPORTACION) 53
CAPITULO III. DISPONIBILIDAD DE TRASMISION 53
CAPITULO IV. ENERGIA NO SUMINISTRADA Y RACIONAMIENTO PROGRAMADO 53
CAPITULO V. COSTOS VARIABLES PARA EL DESPACHO 54
TITULO IV. PRECIO DE LA ENERGIA ANTE EVENTOS 54
ANEXO IX. INGRESO COMO PARTICIPANTE DEL MERCADO 56
TITULO I. OBJETO 56
TITULO II. SOLICITUD PARA INGRESAR AL MERCADO 56
TITULO III. REGISTRO 57
ANEXO X. INCUMPLIMIENTOS A LOS PROGRAMAS DE GENERACION O RACIONAMIENTO 58
ANEXO XI. SISTEMA DE PRECIOS ESTABILIZADOS PARA DISTRIBUIDORES 59
ANEXO XII. RESERVA NACIONAL Y RESERVA ANUAL 61
TITULO I. RESERVA NACIONAL 61
TITULO II. RESERVA ANUAL 61
ANEXOS DEL REGLAMENTO DEL MERCADO MAYORISTA
ANEXO I. INFORMACION OPERATIVA PARA LA PROGRAMACION, EL DESPACHO Y LA
OPERACION
TITULO I. OBJETO
Artículo 1. El presente Anexo establece los procedimientos y plazos para
el intercambio de la información requerida para la programación de la
operación, el despacho y la operación en tiempo real, entre el DNC, los
Agentes o el Comercializador que los comercializa y los Agentes
Trasmisores.
Artículo 2. Toda referencia a un Agente en este Anexo se aplica también a
su Comercializador cuando un Agente delega en un Comercializador su
participación comercial en el MMEE y también el intercambio de
información técnica y operativa con el DNC.
TITULO II. PLAZOS PARA EL SUMINISTRO DE INFORMACION
Artículo 3. Para la coordinación de los mantenimientos, los plazos para
el suministro de información serán los indicados en el Anexo:
"Mantenimientos".
Artículo 4. Salvo en lo que hace a mantenimientos, la información
requerida para la Programación Estacional de Largo Plazo deberá ser
entregada por cada Agente o su Comercializador al DNC dentro de los
plazos que éste establezca, que no podrán ser mayores que dos meses antes
del comienzo del período semestral a programar.
Artículo 5. La información técnica para la Programación Semanal deberá
ser suministrada por cada Participante al DNC antes de la hora 13 del
penúltimo día hábil de la semana anterior.
Artículo 6. La información requerida para el predespacho diario deberá
ser suministrada por cada Participante al DNC todos los días hábiles
antes de la hora 10. De ser el día siguiente un día hábil, se deberá
suministrar la información para dicho día hábil. Para el caso en que el
día siguiente sea feriado, se deberá suministrar la información para cada
día hasta el primer día hábil siguiente inclusive.
Artículo 7. Antes de la hora 18 de cada día hábil, el DNC deberá informar
a los Participantes los resultados del posdespacho del día anterior.
Cuando el día anterior fue feriado, deberá suministrar también los
resultados de todos los días anteriores hasta el último día hábil
anterior inclusive.
Artículo 8. Los plazos definidos en el presente Anexo podrán ser
redefinidos por el DNC con la aprobación del Directorio de la ADME. En
dicho caso los plazos así redefinidos deberán ser incorporados a los
Anexos del Reglamento del Mercado Mayorista de Energía Eléctrica e
informados a todos los Participantes.
TITULO III. PROGRAMACION ESTACIONAL DE LARGO PLAZO
CAPITULO I. AGENTE O PARTICIPANTE PRODUCTOR
Artículo 9. La información sobre indisponibilidad prevista por
Mantenimientos Mayores se tomará del Programa Anual de Mantenimiento
vigente.
Artículo 10. Cada Agente Productor o el Comercializador que lo
comercializa suministrará sus previsiones de disponibilidad y
restricciones que afectan su operación y despacho para los subsiguientes
cinco años, debiendo aportar la siguiente información:
a) Para cada unidad y Grupo a Despachar (GD):
i. Restricciones a su mínimo técnico y/o capacidad máxima de
generación;
ii. Indisponibilidad programada prevista;
iii. Tasa de indisponibilidad forzada prevista.
b) Para las centrales hidroeléctricas:
i. Previsión de cota en el embalse al comienzo del período;
ii. Caudales afluentes previstos a los embalses, en las semanas
previas al inicio de la programación de la operación a realizar,
para considerar la condición hidrológica;
iii. Pronósticos de afluentes, de existir, o pronóstico de clase
hidrológica esperada, junto con la documentación o información
que lo fundamenta;
iv. Compromisos y restricciones aguas abajo que afectan su despacho
(cota de operación máxima en embalses, limitaciones al caudal
erogable, caudal mínimo aguas abajo, etc.);
v. Cualquier observación que sea relevante sobre posibles desvíos en
sus restricciones o afluentes previstos.
c) Para unidades generadoras térmicas:
i. Capacidad de almacenamiento y restricciones previstas a
disponibilidad de combustibles, de existir;
ii. Limitaciones a la potencia máxima neta que puede inyectar a la
red;
iii. Cualquier observación que sea relevante sobre posibles desvíos en
su disponibilidad prevista.
d) Para Autoproductores:
i. Rango de potencia que prevé ofertar;
ii. Los excedentes de energía previstos, y que se considerarán en el
estudio como oferta al Mercado.
CAPITULO II. AGENTE O PARTICIPANTE CONSUMIDOR
Artículo 11. Cada Agente Consumidor o el Comercializador que lo
comercializa suministrará sus proyecciones para los meses restantes del
año y estimaciones preliminares para los subsiguientes 5 (cinco) años,
debiendo aportar la siguiente información:
a) Hipótesis consideradas para cada proyección de demanda y caso al
que corresponden (demanda más probable, demanda alta, demanda baja);
b) Consumo de energía y demanda máxima previstos, en períodos mensuales,
semanales y diarios, bajo diferentes hipótesis, a nivel de conexión a
la red.
c) Adiciones de cargas, indicando fecha de ingreso, tipo, energía y
potencia a demandar, curvas de carga típicas.
d) Características de curvas de carga típica por nodo de compra.
e) Demanda de punta.
f) Para un Autogenerador, los faltantes de energía previstos, y que se
considerarán en el estudio como demanda.
g) Cualquier observación que considere relevante sobre posibles desvíos
en los valores suministrados.
CAPITULO III. AGENTE TRASMISOR
Artículo 12. La información sobre indisponibilidad prevista por
Mantenimientos Mayores se tomará del Programa Anual de Mantenimiento
vigente.
Artículo 13. Cada Agente Trasmisor suministrará la indisponibilidad
prevista para los meses restantes del año y estimaciones preliminares
para los subsiguientes 5 (cinco) años, debiendo aportar la siguiente
información:
a) Tasa de indisponibilidad forzada prevista para cada vinculo;
b) Restricciones previstas que pueden limitar la capacidad de trasmisión.
TITULO IV. PROGRAMACION SEMANAL
CAPITULO I. AGENTE O PARTICIPANTE PRODUCTOR
Artículo 14. Cada Agente Productor o el Comercializador que lo
comercializa suministrará sus previsiones de disponibilidad y
restricciones que afectan su operación y despacho para los siguientes 6
(seis) meses, debiendo aportar la siguiente información:
a) Para cada unidad y grupo a despachar (GD):
i. Potencia máxima disponible (neta inyectada), indicando
restricciones operativas e indisponibilidades previstas que
afecten su máxima generación y/o limiten su despacho;
ii. Restricciones a su potencia mínima;
iii. Indisponibilidad prevista, programada y forzada.
b) Para unidades generadoras térmicas: restricciones previstas a
disponibilidad de combustibles.
c) Para las centrales hidroeléctricas:
i. La cota inicial prevista de los embalses;
ii. Caudales afluentes registrados en la última semana;
iii. Pronósticos de afluentes para las siguientes semanas, de
existir;
iv. Restricciones aguas abajo que afecten su despacho;
v. Previsión de vertimientos debidos al control de crecidas en las
primeras dos semanas.
d) Para un Autoproductor, los excedentes de energía previstos, y que se
considerarán en la programación como generación disponible para el
Mercado.
CAPITULO II. AGENTE O PARTICIPANTE CONSUMIDOR
Artículo 15. Cada Agente Consumidor o el Comercializador que lo
comercializa suministrará sus previsiones para los siguientes 6 (seis)
meses, debiendo aportar la siguiente información:
a) Previsiones de demanda de energía diaria;
b) Curva de demanda horaria prevista;
c) Hipótesis consideradas;
d) Cualquier observación que considere relevante sobre posibles
desviaciones en los valores suministrados;
e) Para un Autogenerador, los faltantes de energía previstos, y que se
considerarán para la programación como demanda.
CAPITULO III. AGENTE TRASMISOR
Artículo 16. Cada Agente Trasmisor suministrará, para los siguientes 6
(seis) meses, la información sobre indisponibilidades y restricciones
previstas para cada vínculo y equipamiento.
TITULO V. PREDESPACHO
CAPITULO I. CRITERIO GENERAL
Artículo 17. Al realizar el predespacho o redespacho, el DNC no
programará paradas o arranques de una unidad cuya duración sea menor que
60 (sesenta) minutos.
CAPITULO II. AGENTE O PARTICIPANTE PRODUCTOR
Artículo 18. Cada Agente Productor o su Comercializador suministrará,
para los días restantes de la semana, la siguiente información relativa a
modificaciones en las restricciones operativas o indisponibilidades
informadas en la Programación Semanal:
a) Para unidades generadoras térmicas: restricciones previstas a
disponibilidad de combustibles.
b) Para las centrales hidroeléctricas:
i. la cota inicial prevista de los embalses;
ii. ajuste a pronósticos de caudales afluentes;
iii. modificaciones en las restricciones aguas abajo que afectan su
despacho respecto de las informadas en la Programación Semanal;
iv. plan de vertimientos debidos a control de crecidas, incluyendo el
plan de aperturas de compuertas.
c) Para un Autoproductor, generación que oferta al Mercado.
CAPITULO III. AGENTE O PARTICIPANTE CONSUMIDOR
Artículo 19. Cada Agente Consumidor o el Comercializador que lo
comercializa suministrará, para los días restantes de la semana, la
siguiente información:
a) Curva de demanda horaria prevista;
b) Cualquier observación que considere relevante sobre posibles
desviaciones en los valores suministrados.
c) Para un Autogenerador, los faltantes de energía previstos, y que se
considerarán en el estudio como demanda que se requiere del Mercado.
CAPITULO IV. AGENTE TRASMISOR
Artículo 20. Cada Agente Trasmisor suministrará, para los días restantes
de la semana, información sobre modificación en las restricciones y/o
indisponibilidades informadas en la Programación Semanal.
TITULO VI. POSDESPACHO
Artículo 21. Dentro de los plazos establecidos para el envío de la
información del posdespacho, el DNC debe enviar a los Participantes y
Agentes Trasmisores los resultados técnicos de la operación, indicando:
a) Generación realizada por Grupo a Despachar (GD) y por Participante
Productor;
b) Demanda registrada, y en caso de demanda flexible o Reserva Fría en
consumo, reducción voluntaria realizada, por Agente y por Participante
Consumidor;
c) Condiciones de Generación Forzada, indicando el motivo, energía,
sobrecosto y responsable de su pago;
d) Condiciones de vertimiento, de existir;
e) Energía no suministrada por racionamientos programados, de existir;
f) Intercambios en interconexiones internacionales;
g) Energía no suministrada por fallas o condiciones no previstas, de
existir;
h) Contingencias.
ANEXO II. INFORMACION COMERCIAL
TITULO I. OBJETO
Artículo 1. El presente Anexo establece los procedimientos y plazos para
el intercambio entre el DNC, los Agentes o el Comercializador que los
comercializa, de la información requerida para la administración
comercial del Mercado Spot y su interacción con contratos, la
administración comercial de servicios y procesos de ofertas asociados,
los costos variables y ofertas para el Despacho Económico.
Artículo 2. Toda referencia a un Agente en este Anexo se aplica también a
su Comercializador cuando un Agente delega en su Comercializador su
participación comercial en el MMEE y también el intercambio de
información comercial con la ADME.
TITULO II. DATOS BASICOS
Artículo 3. Para ingresar como Participante, se deberá presentar a la
ADME una solicitud con una anticipación no menor a 1 (un) mes a la fecha
requerida de ingreso al MMEE.
Junto con la solicitud se deberá suministrar a la ADME la información
comercial indicada en el Anexo "Ingreso Como Participante del Mercado".
La información deberá ser entregada a la ADME, en medio magnético e
impresa.
Artículo 4. El Participante deberá informar a la ADME cada vez que se
modifiquen los datos básicos comerciales. Los datos de costos térmicos se
podrán modificar con la periodicidad y en las condiciones que se indica
en el Anexo del Reglamento del Mercado Mayorista de Energía Eléctrica:
"Costos Variables y Costos de Arranque Térmicos".
TITULO III. INFORMACION COMERCIAL DE OTROS PAISES
Artículo 5. Las ofertas al Mercado Spot provenientes de otros países sólo
podrán ser realizadas de acuerdo al siguiente procedimiento:
a) De existir en dicho país un Mercado Mayorista en operación, a través
del organismo responsable de la administración del Mercado Spot;
b) De no existir en dicho país un Mercado Mayorista en operación, a
través del organismo responsable de la operación y despacho del
sistema.
Artículo 6. El DNC acordará con dicho organismo los procedimientos de
detalle para la coordinación de las operaciones Spot. Estos
procedimientos de detalle se incluirán, una vez acordados, como un
Procedimiento Técnico del DNC, que contendrá como mínimo plazos y modos
para el suministro de ofertas al Mercado Spot y para acordar y ajustar
importación y exportación Spot.
Artículo 7. Cada oferente informará el precio y la cantidad de potencia
máxima ofertada a este precio. Opcionalmente la oferta también podrá
indicar una limitación a la energía máxima diaria o semanal a entregar a
ese precio.
Artículo 8. Cada día, dentro de los plazos para el suministro de los
datos para el predespacho, el organismo responsable del otro país
informará al DNC la potencia disponible para cada oferta.
Artículo 9. El DNC acordará también con el organismo responsable de otro
país, el intercambio de la información sobre Precios Spot previstos del
otro país, necesaria para la Programación Estacional de Largo Plazo y
para la Programación Semanal.
Artículo 10. En condición de déficit o emergencias, el DNC deberá
requerir ofertas a los otros países, de existir excedentes, informando la
condición de déficit previsto.
TITULO IV. PLAZOS
CAPITULO I. PLAZOS PARA EL SUMINISTRO DE INFORMACION
Artículo 11. La información comercial para la Programación Estacional de
Largo Plazo, Programación Semanal y Despacho Económico deberá ser
suministrada por cada Participante al DNC dentro de los mismos plazos que
para el suministro de la información técnica correspondiente a la
programación o despacho, de acuerdo a lo que se indica en el Anexo:
"Información Operativa para la Programación, el Despacho y la
Operación".
Artículo 12. Dentro de los plazos para el envío del posdespacho, el DNC
deberá enviar a los Participantes los correspondientes resultados
comerciales de los días anteriores, hasta el último día hábil anterior.
CAPITULO II. PLAZOS PARA RECLAMOS
Artículo 13. Los Participantes o Agentes sólo podrán presentar reclamos a
los resultados comerciales de un día dentro de los plazos que establece
el Reglamento del Mercado Mayorista de Energía Eléctrica.
TITULO V. INFORMACION BASICA DEL MERCADO DE CONTRATOS A TERMINO
Artículo 14. Para que la ADME autorice un contrato como perteneciente al
Mercado de Contratos a Término, el Participante deberá suministrar la
información denominada Información Básica del Contrato.
Artículo 15. Junto con la solicitud de autorización para que un contrato
pertenezca al Mercado de Contratos a Término, el Participante debe
suministrar a la ADME la Información Básica del Contrato en medio impreso
y copia electrónica. La solicitud podrá incluir también cualquier otra
información especial adicional que el Participante considere relevante
para su administración comercial.
Artículo 16. La solicitud de autorización de un nuevo contrato o
renovación de uno existente debe incluir la siguiente Información Básica
del Contrato:
a) Identificación del Participante o Comercializador que es la parte
vendedora;
b) Identificación del o los Participantes o Comercializadores que
corresponden a la parte compradora, adjuntando una nota de cada
comprador en que declara conocer y estar de acuerdo con la información
presentada en la solicitud, firmada por su representante legal;
c) Tipo de Contrato;
d) Período de vigencia, condiciones de prórroga y de rescisión del
contrato;
e) Descripción de los compromisos de energía y Potencia Firme de Largo
Plazo para la vigencia del contrato. Estos compromisos deben ser
informados de modo que quede claramente establecido la energía horaria
y la Potencia Firme mensual contratada para que el DNC pueda
administrar el Mercado Spot y el Servicio Mensual de Garantía de
Suministro, de acuerdo a los criterios definidos en el Reglamento del
Mercado Mayorista de Energía Eléctrica;
f) Descripción de la Potencia Firme de Largo Plazo total contratada por
el Participante Productor que resultará con este nuevo contrato, para
verificar que el Agente vendedor no superará la máxima potencia que
está autorizado contratar;
g) Una declaración firmada por los representantes legales de cada parte
en que declaran aceptar las disposiciones comerciales definidas en los
Reglamentos, y el compromiso a notificar todo cambio, modificación o
enmienda a la información suministrada sobre el contrato así como el
cese, suspensión o resolución del contrato o su prórroga;
h) Toda otra información que resulte relevante a la administración del
contrato en el Mercado Spot y el Servicio Mensual de Garantía de
Suministro.
Artículo 17. Los Participantes comunicar toda modificación a la
Información Básica del Contrato informada, indicando:
a) Identificación del contrato;
b) Nota de cada comprador en que declara conocer y estar de acuerdo con
la información presentada en la solicitud de modificación, firmada
por su representante legal;
c) Modificaciones a la información básica;
d) De modificarse los compromisos de Potencia Firme de Largo Plazo,
descripción de la potencia total contratada que resultará con esta
modificación, para verificar que el vendedor no superará la máxima
potencia que está autorizado a contratar, de acuerdo a los criterios
definidos en el Reglamento del Mercado Mayorista de Energía Eléctrica.
TITULO VI. PROGRAMACION ESTACIONAL DE LARGO PLAZO
CAPITULO I. PARTICIPANTE PRODUCTOR
Artículo 18. Los participantes Productores deberán informar:
a) Condiciones de venta por contratos de exportación, incluyendo
intercambios esperados;
b) Condiciones de compra por contratos de importación, incluyendo
intercambios esperados;
c) Oferta de venta de excedentes de Potencia Firme al Servicio Mensual de
Garantía de Suministro, con el precio ofertado para cada mes del
semestre en caso de resultar con excedentes.
d) Para unidades generadoras térmicas, los datos para costos variables.
Estos datos se deben ajustar a lo que establece el Anexo del
Reglamento del Mercado Mayorista de Energía Eléctrica: "Costos
Variables y Costos de arranque térmicos":
i. Costo variable de operación y mantenimiento;
ii. Precios de combustibles previstos.
e) Para Autoproductores, precios previstos de oferta de excedentes de
energía.
CAPITULO II. PARTICIPANTE CONSUMIDOR
Artículo 19. Los participantes Consumidores deberán informar:
a) Condiciones de compra por contratos de importación, incluyendo
intercambios esperados.
b) Oferta de venta de excedentes de Potencia Firme al Servicio Mensual
de Garantía de Suministro, con el precio ofertado para cada mes del
semestre en caso de resultar con excedentes.
TITULO VII. PROGRAMACION SEMANAL
CAPITULO I. PARTICIPANTE PRODUCTOR
Artículo 20. Los Participantes Productores deberán informar:
a) Para unidades generadoras térmicas, modificación a los datos para
costos variables, de existir, junto con el motivo que lo justifica;
b) Ofertas de Reserva Fría, indicando:
i. Identificación del Grupo a Despachar (GD)
ii. Capacidad máxima de generación ofertada;
iii. Tiempo máximo comprometido para arranque, sincronismo y alcanzar
la carga máxima ofertada;
iv. Precio requerido expresado en unidad monetaria por MW/día en
Reserva Fría disponible.
c) Para Autoproductores, precios previstos de oferta de excedentes de
energía.
d) Condiciones de venta por contratos de exportación, incluyendo
intercambios esperados.
e) Condiciones de compra por contratos de importación, incluyendo
intercambios esperados.
CAPITULO II. PARTICIPANTE CONSUMIDOR
Artículo 21. Los Participantes Consumidores deberán informar:
a) Condiciones de compra por contratos de importación.
b) Ofertas de Reserva Fría, indicando:
i. Identificación del nodo de conexión;
ii. Porcentaje máximo de demanda ofertado como flexible en Reserva
Fría;
iii. Tiempo máximo comprometido para reducir la demanda;
iv. Precio requerido expresado en unidad monetaria por MW/día en
Reserva Fría disponible.
CAPITULO III. RESULTADOS
Artículo 22. Junto con los resultados de la Programación Semanal, el DNC
debe enviar a los Participantes las condiciones comerciales previstas
para la semana siguiente, indicando:
a) Precios de combustible y costos variables para el despacho en cada
central;
b) Valor del agua en cada embalse;
c) Ofertas de otros países;
d) Ofertas de exportación
e) Precios horarios de energía previstos en el Mercado Spot.
Artículo 23. Junto con los resultados de la Programación Semanal de la
primera semana de cada mes, el DNC debe enviar a los Participantes los
resultados de Potencia Firme del mes anterior indicando:
a) Precio del Servicio Mensual de Garantía de Suministro;
b) Transacciones de Potencia Firme en el Servicio Mensual de Garantía de
Suministro.
TITULO VIII. PREDESPACHO
CAPITULO I. PARTICIPANTE PRODUCTOR
Artículo 24. Los participantes Productores deberán informar:
a) Reserva rotante máxima ofertada para el Servicio de Reserva Operativa;
b) Disponibilidad de potencia para Reserva Fría, de haber ofertado dicho
servicio en la Programación Semanal, dentro de la potencia máxima
indicada en dicha oferta;
c) Para Autoproductores, precio al que oferta excedentes de energía;
d) Ofertas de otro Mercado Mayorista en una interconexión internacional,
indicando bloques horarios de energía con su precio;
e) Precio y condiciones de venta en contratos de exportación, incluyendo
intercambios esperados;
f) Precio y condiciones de compra en contratos de importación, incluyendo
intercambios esperados.
CAPITULO II. PARTICIPANTE CONSUMIDOR
Artículo 25. Los Participantes Consumidores deberán informar:
a) Precio y condiciones de compra en contratos de importación, incluyendo
intercambios esperados;
b) Porcentaje de demanda para Reserva Fría, de haber ofertado dicho
servicio en la Programación Semanal, dentro del porcentaje máximo
indicado en dicha oferta.
CAPITULO III. RESULTADOS
Artículo 26. Junto con los resultados del predespacho, el DNC debe enviar
a los Participantes las condiciones comerciales previstas para el día
siguiente, indicando:
a) Ofertas de otros países y de Autoproductores;
b) Precios horarios de energía previstos en el Mercado Spot;
c) Ofertas de Reserva Fría;
d) Asignación de servicios auxiliares que se remuneran.
TITULO IX. POSDESPACHO
Artículo 27. Dentro de los plazos establecidos para el envío de la
información del posdespacho, el DNC debe enviar a los Participantes los
resultados comerciales de la operación, indicando:
a) Valores preliminares de los precios horarios de energía en el Mercado
Spot, identificando la generación marginal;
b) Cuando corresponda, precios para exportación spot;
c) Cuando corresponda, precios para importación spot;
d) Para cada condición de Generación Forzada, estimación preliminar de la
compensación (sobrecosto) que corresponde al Grupo a Despachar (GD) e
identificación del o los Participantes a los que se asignará su pago;
e) Precios de la Reserva Fría;
f) Remuneración y costo total de la Reserva Fría y de Reserva Operativa;
g) Remuneración y costo diario del Servicio de Seguimiento de Demanda.
ANEXO III. MANTENIMIENTOS
TITULO I. OBJETO
Artículo 1. El presente Anexo establece los procedimientos de detalle y
plazos para la coordinación y programación de mantenimientos, dentro de
los principios, criterios y procedimientos generales que define el
Reglamento del Mercado Mayorista de Energía Eléctrica.
Lo establecido aplica al DNC, los Agentes Productores o sus
Comercializadores y los Agentes Trasmisores.
TITULO II. CRITERIO DE COORDINACION DE MANTENIMIENTO DE LARGO PLAZO
Artículo 2. Para verificar los Criterios de Coordinación de
Mantenimientos de largo plazo, el DNC realizará un estudio con
características similares al de la Programación Estacional de Largo Plazo
definiendo, de ser necesario, posibles escenarios que tengan en cuenta:
a) Aleatorios de demanda, tales como demanda media, demanda alta y
demanda baja;
b) Aleatorios de hidrología;
c) Aleatorios de disponibilidad de generación y de Trasmisión.
Artículo 3. Para definir los escenarios anteriores, el DNC deberá
utilizar:
a) La información de generación y demanda de la Base de Datos de la
Programación Estacional de largo plazo;
b) Estimaciones de modelos propios de posibles desvíos en la demanda
prevista;
c) Posibles desvíos en la disponibilidad prevista por demoras o problemas
en el ingreso de nuevo equipamiento o prolongación de mantenimientos o
problemas detectados en el equipamiento;
d) Desvíos en la importación o exportación prevista.
Artículo 4. Junto con la presentación a los Participantes de la propuesta
de mantenimiento anual, el DNC debe incluir una descripción de los
escenarios considerados y su justificación.
TITULO III. PROGRAMA ANUAL DE MANTENIMIENTO (PAM)
Artículo 5. Antes del 1º de marzo y 1º de setiembre de cada año, cada
Agente Productor o su Comercializador y cada Agente Trasmisor debe
informar al DNC sus solicitudes de Mantenimientos Mayores para los doce
meses a partir del comienzo del siguiente período semestral y un
preliminar de los requerimientos de mantenimiento para los siguientes 36
(treinta y seis) meses.
La información debe ser suministrada por escrito y en formato
electrónico.
Artículo 6. Dentro de los plazos indicados, cada Agente Productor o su
Comercializador y cada Agente Trasmisor deberá suministrar para cada
Mantenimiento Mayor programado la siguiente información:
a) Identificación del Participante o Agente solicitante;
b) Identificación del o los equipos que estarán indisponibles;
c) Tipo de mantenimiento, motivo y objetivos del trabajo a realizar;
d) Ensayos a realizarse que pueden afectar la confiabilidad o seguridad
del sistema, de existir;
e) Fecha prevista de inicio y fin del mantenimiento;
f) Estimación de las restricciones que resultan del mantenimiento (por
ejemplo en la capacidad de generación o de trasmisión);
g) Identificación de otros equipos que pueden verse afectados por la
indisponibilidad;
h) Si el mantenimiento involucra equipos de otra empresa, constancia del
acuerdo con la otra empresa. En el caso de Trasmisores,
identificación de los Distribuidores y Grandes Consumidores, si los
hubiere, que resultarán afectados;
i) Observaciones que a juicio del Agente o Participante, se consideren
relevantes y de interés, tales como motivos que dificultan cambiar las
fechas solicitadas.
Artículo 7. Dentro de los mismos plazos, el DNC debe requerir de cada
Participante Consumidor los ajustes que considere necesarios a sus
proyecciones de demanda informadas para la última Programación Estacional
de Largo Plazo.
Artículo 8. Antes del 10 de marzo y 10 de setiembre de cada año, el DNC
deberá:
a) realizar los estudios necesarios y elaborar su propuesta del PAM
(versión preliminar del PAM) en etapas semanales y mensuales, que
cumpla los Criterios de Coordinación de Mantenimientos, dando
prioridad a los mantenimientos por garantías;
b) enviar a cada Agente Productor o su Comercializador y cada Agente
Trasmisor la propuesta del PAM (versión preliminar del PAM). El DNC
adjuntará las modificaciones realizadas a las solicitudes y su
justificación, fundamentadas en el Criterio de Coordinación de
Mantenimiento, y la descripción y justificación de los escenarios
considerados para su evaluación.
Artículo 9. Dentro de los 10 (diez) días hábiles siguientes al envío de
la propuesta del PAM, el DNC coordinará una reunión del Grupo de Trabajo
de Mantenimiento en que se buscará acordar el Programa Anual de
Mantenimiento dentro de los Criterios de Coordinación de Mantenimiento.
Artículo 10. Antes del 5 de abril y 5 de octubre de cada año, el DNC
informará a cada Participante Productor y Agente Trasmisor el PAM
autorizado.
TITULO IV. SOLICITUD DE MANTENIMIENTOS CORRECTIVOS Y PREVENTIVOS
Artículo 11. Junto con la información para la Programación Semanal o con
una anticipación no inferior a 4 (cuatro) días hábiles, cada Agente
Productor o su Comercializador y cada Agente Trasmisor enviará una
solicitud escrita de mantenimiento al DNC, para mantenimientos previstos
en el PAM o mantenimientos adicionales preventivos o correctivos.
La solicitud deberá incluir la siguiente información:
a) Identificación del Agente Productor o su Comercializador o del Agente
Trasmisor que solicita el mantenimiento;
b) Fecha y hora de inicio y fin del mantenimiento;
c) Tipo de mantenimiento y descripción de los trabajos a efectuar;
d) Equipos que estarán indisponibles;
e) Identificación de otros equipos que pueden verse afectados por la
indisponibilidad;
f) Ensayos a realizar que pueden afectar la confiabilidad del sistema;
g) Las maniobras que deberá realizar el DNC, para efectuar el trabajo;
h) Estimación de las restricciones que resultan del mantenimiento (por
ejemplo en la capacidad de generación o de trasmisión);
i) Si el mantenimiento involucra equipos de otra empresa, la aprobación
de dicha empresa.
j) En el caso de Trasmisores, identificación de los Distribuidores y
Grandes Consumidores, si los hubiere, que resultarán afectados;
k) Nombre de la persona a cargo y firma del responsable del
mantenimiento;
l) Observaciones que considere relevante y de interés.
Artículo 12. El DNC podrá requerir modificaciones del período de
mantenimiento solicitado, para acordar un Programa de Mantenimiento que
cumpla los Criterios de Coordinación de Mantenimientos de corto plazo o,
si el trabajo implica riesgo de disparos que provoquen desconexión de
carga o la continuidad del servicio, ubicarlos fuera de los períodos de
mayor demanda.
Artículo 13. El DNC, antes de transcurridas 48 (cuarenta y ocho) horas
corridas de presentada la solicitud, deberá informar al Participante
Productor o Agente Trasmisor, la autorización o rechazo de la solicitud
de mantenimiento. En caso de rechazo, deberá
informar el motivo que lo fundamenta.
TITULO V. EJECUCION DEL MANTENIMIENTO
Artículo 14. La persona responsable identificada por el Agente Productor
o su Comercializador o el Agente Trasmisor en su solicitud deberá
requerir al DNC el inicio del mantenimiento.
Artículo 15. El DNC coordinará con el responsable la salida del o los
equipos involucrados.
Artículo 16. El DNC sólo autorizará el comienzo del trabajo cuando el
responsable le informe las medidas tomadas para asegurar que no pueda
volver a energizarse, mediante algún medio que bloquee su operación.
Artículo 17. Durante el mantenimiento sólo se podrán realizar los
trabajos informados. El Participante informará al DNC de la estimación,
en función del grado de avance de los trabajos, del tiempo necesario para
restituir al servicio el equipo afectado. En caso de ser necesarios otros
trabajos, deberá solicitarse una autorización para los mismos.
Artículo 18. En caso de que como resultado del mantenimiento se modifique
alguno de los datos suministrados en la información técnica del sistema,
incluyendo los datos para estudios de redes, el Participante Productor o
Agente Trasmisor deberá informarlo al DNC suministrando la nueva
información.
Artículo 19. Si de dicha información o de la operación real, luego de
finalizado el mantenimiento, surge que las condiciones de respuesta y
características de operación del o los equipos involucrados son peores
que las existentes previo al inicio del mantenimiento (tales como, cuando
en una unidad o Grupo a Despachar, se produce reducción de su carga
máxima o incremento de su carga mínima o una rampa de toma de carga más
lenta, etc.), el período en mantenimiento será calificado como
indisponibilidad forzada.
Artículo 20. Una vez finalizados los trabajos, la persona responsable
identificada por el Participante Productor o Agente Trasmisor en su
solicitud de mantenimiento deberán requerir al DNC poner el o los equipos
nuevamente en operación o en disponibilidad según corresponda.
Para ello, se coordinará con el DNC un procedimiento de verificación, por
ejemplo a través de la señalización de la posición de equipos y alarmas
del Sistema de Supervisión y Control a Distancia (SCADA), sala de control
y subestación, según corresponda. El equipo no será considerado por el
DNC como liberado para la operación hasta que se finalicen las pruebas y
verificaciones que sean necesarias.
ANEXO IV. PROGRAMACION, OPTIMIZACION Y DESPACHO
TITULO I. OBJETO
Artículo 1. El presente Anexo establece las etapas, procedimientos y
datos a utilizar para la optimización de embalses y cálculo del valor del
agua, y las programaciones y el despacho definidos por el Reglamento del
Mercado Mayorista de Energía Eléctrica.
TITULO II. DATOS A UTILIZAR
CAPITULO I. BASES DE DATOS
Artículo 2. Las programaciones se realizarán utilizando las Bases de
Datos que organice el DNC con la información suministrada por los
Participantes y Agentes, y las modificaciones realizadas a dicha
información ante una situación de datos a verificar o datos faltantes.
CAPITULO II. ESCENARIOS A CONSIDERAR
Artículo 3. Se entiende por escenario a una condición de las variables
aleatorias (hidrología, disponibilidad, demanda, etc.) que representa una
hipótesis de cálculo (por ejemplo, hipótesis de demanda media, hipótesis
hidrología seca, hipótesis de restricciones en la importación, etc.)
Artículo 4. En los estudios a realizar para la Programación Estacional de
largo plazo y la Programación Semanal se deberán incluir para la variable
hidrológica, suficientes escenarios como para que el resultado sea
representativo de las hidrologías probables.
Artículo 5. La Programación Estacional de largo plazo se determinará con
los siguientes escenarios:
a) Escenario de demanda media. El DNC podrá incluir adicionalmente un
análisis de sensibilidad para la condición de demanda alta y de
demanda baja;
b) Opcionalmente, se podrán incluir escenarios de variación en los
precios de combustibles o de disponibilidad térmica o de importación o
disponibilidad de gas.
Artículo 6. La Programación Semanal se determinará para el escenario de
demanda media.
CAPITULO III. GENERACION
Artículo 7. La generación se considerará de acuerdo con los siguientes
criterios:
a) Se incluirán los costos variables vigentes;
b) Se tendrán en cuenta los mantenimientos e indisponibilidades
previstos. Cada mantenimiento o indisponibilidad se podrá presentar de
dos maneras:
i. Definiendo la capacidad de generación que queda disponible al
realizar el mantenimiento;
ii. Definiendo la capacidad de generación que se debe descontar al
realizar el mantenimiento.
CAPITULO IV. DEMANDA
Artículo 8. La demanda se considerará de acuerdo con los siguientes
criterios:
a) La demanda de cada Participante se representará en bloques de energía.
Cada bloque corresponde a una duración en horas y consumo en GWh.
b) La demanda se deberá modelar en por lo menos 3 (tres) bloques por
etapa semanal o mensual, según corresponda. Estos tres bloques
corresponden a horas de punta, horas de valle y horas de media.
CAPITULO V. RED DE TRASMISION
Artículo 9. La red de trasmisión se considerará de acuerdo con los
siguientes criterios:
a) Se modelará la red con el nivel de detalle que sea necesario y se
tendrán en cuenta sus pérdidas.
b) Se identificará cada barra mediante:
i. Nombre
ii. Carga conectada
iii. Generación conectada
c) Se identificará cada circuito (línea de trasmisión) mediante:
i. Nombre
ii. Límites de flujo de potencia y límites a la inyección del sistema
de trasmisión a un área.
CAPITULO VI. RESTRICCIONES
Artículo 10. Se incluirán las restricciones a la máxima capacidad
trasmisible de las líneas y de Generación Forzada por Criterios de
Desempeño Mínimo cuyo impacto pueda afectar los resultados de manera
significativa.
TITULO III. OPTIMIZACION DE EMBALSES Y VALOR DEL AGUA
CAPITULO I. CRITERIOS GENERALES
Artículo 11. El valor del agua de un embalse representa el ahorro
esperado de costos futuros de generación térmica y falla, asociado a
contar con una unidad adicional de agua en ese embalse. El cálculo del
valor del agua se realizará junto con la Programación Estacional de largo
plazo y la Programación Semanal, con los modelos de largo, mediano y
corto plazo que se indican en este Anexo y la información organizada en
la Base de Datos de dichos modelos.
CAPITULO II. ETAPAS DE OPTIMIZACION
Artículo 12. Dado que existen embalses con distinta capacidad de
regulación (represa hidroeléctrica Gabriel Terra: tres meses; represa
hidroeléctrica Constitución: dos semanas; represa hidroeléctrica de Salto
Grande: menos de una semana; y represa hidroeléctrica de Baygorria: pocas
horas), la optimización de embalses y cálculo de los valores del agua se
realizará en varias etapas, a través de programaciones sucesivas:
Programación Estacional de largo plazo (etapa estacional cada seis
meses), Programación Semanal y Despacho Económico diario.
Artículo 13. En la Programación Estacional de Largo Plazo (modelo de
largo plazo desarrollado en conjunto con Electricité De France - "EDF"),
se considerará un horizonte de optimización de 5 (cinco) años, con paso
de tiempo semanal y solamente se optimiza el embalse de Terra.
Artículo 14. En la Programación Semanal se utilizarán los modelos de
mediano y corto plazo "OPERGEN". Se considerará un horizonte de
optimización de 3 (tres) meses, con paso de tiempo de algunas horas y se
optimizan los embalses de las centrales hidroeléctricas de G. Terra,
Constitución y Salto Grande.
Artículo 15. En el Despacho Económico diario se utilizará un modelo de
corto plazo, con un horizonte de una semana y paso de una hora. En esta
programación todas las centrales hidráulicas están modeladas con
embalses.
Artículo 16. En la Programación Estacional de largo plazo se obtendrá una
previsión de la optimización y programación a realizar, con los datos e
hipótesis disponibles a la fecha en que se realiza, y el valor del agua
del embalse de la central Gabriel Terra.
Artículo 17. Como empalme entre el modelo de largo plazo y el de mediano
plazo, se utilizará el valor de agua del embalse de la central Gabriel
Terra. En la Programación Semanal y con el modelo de mediano plazo
"OPERGEN MP" se obtendrá el valor del agua en todos los embalses para el
período de análisis (Salto Grande, Constitución y también G. Terra, ahora
con una mayor precisión y detalle que en la Programación Estacional), con
los datos e hipótesis disponibles a la fecha en que se realiza.
Artículo 18. En el modelo de corto plazo se despacha el parque térmico
con sus costos variables, la importación y exportación, y la energía
hidroeléctrica a través del valor del agua de embalse obtenidos en el
modelo de mediano plazo.
TITULO IV. MODELO DE LARGO PLAZO
CAPITULO I. MODULOS
Artículo 19. La Programación Estacional de largo plazo se realizará con
el modelo de largo plazo "EDF".
El modelo consta de dos módulos:
a) Modelo de optimización de la gestión (MURVAGUA): calcula los valores
de agua del embalse estacional (G. Terra), para cada semana del
período estudiado, en función de la cota del embalse y del "estado de
hidraulicidad" general de las centrales hidroeléctricas del sistema,
medido en función de los aportes a cada uno de los embalses de las
centrales hidráulicas y ponderado de acuerdo a la energía que cada una
de ellas puede aportar al sistema.
b) Modelo de simulación (MURDOC): Calcula o reconstruye la operación del
sistema que resulta de la política de operación óptima, utilizando
como entrada los valores de agua ya calculados con el modelo de
optimización.
Artículo 20. Con el modelo se determinará la política operativa del
embalse de la central G. Terra que minimice el costo total esperado de
operación del sistema, suma del costo variable de generación más costos
por energía no abastecida.
Se realizará considerando:
a) Una etapa de cálculo de una semana calendario;
b) Condiciones representativas de la demanda prevista;
c) Condiciones representativas de la aleatoriedad prevista de los
caudales afluentes;
d) Condiciones representativas de la disponibilidad esperada de las
unidades generadoras y sus costos variables;
e) Condiciones representativas de los intercambios esperados en las
interconexiones internacionales.
CAPITULO II. DESCRIPCION DEL MODELO
Artículo 21. El modelo tiene las siguientes características:
a) Se representan diferentes tipos de generación:
i. Centrales térmicas a vapor, con la restricción de su mínimo
técnico.
ii. Turbinas de gas y de ciclo combinado.
iii. Centrales hidráulicas con embalse de regulación : Gabriel Terra
y Constitución.
iv. Centrales hidráulicas sin embalse de regulación: Rincón de
Baygorria y Salto Grande.
b) La generación térmica se define con su costo variable de producción
(US$/MWh) y con restricciones a su rango de operación válido: la
potencia generada debe estar comprendida entre un mínimo y un máximo
definido.
c) Las centrales hidráulicas también tienen restricciones de potencia
mínima y máxima a generar. Se incluyen también restricciones de
turbinado y vertido máximo. Las centrales de Gabriel Terra, Rincón de
Baygorria y Constitución están ligadas por restricciones que modelan
el pasaje de agua entre las tres centrales, ubicadas en serie sobre el
río Negro.
d) La red de transmisión no está modelada.
e) Se modela la importación y exportación de energía con países
interconectados, que se representa como series de potencia máxima
demandada (exportación) u ofrecida (importación) a un precio
determinado para cada paso de tiempo considerado.
f) La energía no suministrada (o energía de falla) se modela en bloques
de restricciones crecientes. Cada bloque está definido por la cantidad
de energía no suministrada, con costos crecientes a medida que es
mayor la cantidad de energía no suministrada.
g) Define la política óptima de embalses que minimiza la esperanza
matemática frente a las incertidumbres existentes del costo total de
gestión en un período de tiempo dado. Las incertidumbres modeladas
son: demanda, disponibilidad de generación, comportamiento hidrológico
e intercambios con países vecinos. El costo total de gestión es la
suma del costo de explotación (consumo de combustibles) y el costo de
energía no suministrada.
h) Las variables de control del sistema son: la generación de Salto
Grande, los volúmenes turbinados en las centrales del Río Negro, el
nivel de generación térmica, el intercambio con otros sistemas y la
energía no suministrada.
i) Se trabaja con un paso de tiempo semanal.
j) El consumo se modela semanalmente en cuatro escalones: dos períodos de
mayor demanda (pico) y dos de menor demanda (media y valle). Para cada
semana, el modelo clasifica la demanda horaria por potencia
decreciente (monótona de carga) y la agrupa en los cuatro escalones
horarios indicados. A cada escalón se asigna la potencia media de la
energía requerida (consumo) de forma tal que la energía total sea la
entrada como dato. Cada semana representada en el modelo se divide de
este modo en cuatro bloques no consecutivos, ya que estos intervalos
agrupan todas las horas de la semana en las que hubo una demanda
similar al período de pico, de valle, etc.
k) El modelo considera las siguientes restricciones:
i. Restricción de demanda: consumo a abastecer en cada semana.
ii. Balance de agua en los embalses.
iii. Restricción de energía máxima semanal en Salto Grande.
iv. Límites superior e inferior de las variables.
CAPITULO III. MODULO DE OPTIMIZACION Y VALOR DEL AGUA
Artículo 22. Se utiliza el siguiente modelado de las centrales
hidroeléctricas:
a) Se considera a la central Gabriel Terra como el embalse cuyo uso se
optimiza (mediante el cálculo de su valor del agua) por ser el único
capaz de transferir energía estacionalmente.
b) Se modela la central Rincón de Baygorria sin embalse con capacidad de
regulación estacional, con valor de agua cero. En consecuencia, todo
el volumen de agua erogado por la central G. Terra en una semana "t",
es erogado también por la central Rincón de Baygorria en la misma
semana, porque el tiempo de tránsito entre las represas es
despreciable con paso semanal.
c) Se modela la central Constitución con un valor de agua entrado al
modelo como parámetro (no se calcula). Este valor puede ser ajustado
en sucesivas corridas del modelo, de forma de aproximarse al Despacho
Económico de dicha central. Inicialmente, no se utilizará esta opción
y se asume valor del agua igual a cero.
d) Se modela la central de Salto Grande, por su característica de
compartida con la República Argentina, como series de energía. Dichas
series se calculan con las series hidrológicas de entrantes, el
coeficiente energético medio de Salto Grande y el porcentaje
correspondiente a la parte uruguaya de la represa.
Artículo 23. El método utilizado para el cálculo del valor de agua es la
programación dinámica estocástica, basándose en el "principio de Bellman"
y la "identificación markoviana" de los procesos de aportes en los ríos.
Artículo 24. La evolución óptima de los estados del sistema se calcula
eligiendo para cada paso de tiempo "t" la transición entre los estados
del sistema previos (en el paso de tiempo "t-1") que minimice el costo
total de la transición más el costo acumulado total en el estado
correspondiente en el paso "t-1" ("valor de Bellman").
Artículo 25. El valor de la "variable de Bellman" en un estado dado en el
instante "t", es el mínimo de la esperanza de los costos de explotación
futuros desde "t" hasta el final del período considerado. La derivada
(con signo cambiado) de la "variable de Bellman" respecto al volumen del
embalse será el valor de agua y se mide en unidades monetarias por unidad
de volumen de agua en el embalse considerado.
Artículo 26. En cada paso de tiempo, el estado del sistema se define por
el valor del nivel del embalse de Terra y el valor de la clase
hidrológica. Se considera el embalse de la central G. Terra dividido en
10 (diez) niveles. Se consideran 5 (cinco) clases hidrológicas.
Artículo 27. El concepto de clase hidrológica se introduce para
representar en forma conjunta y resumida el valor de los aportes de agua
en todas las centrales hidroeléctricas del sistema, evitando así tener
que trabajar con los aportes en cada una de ellas. La variable de estado
hidrológica resume el estado hidrológico del sistema y se calcula para
cada paso de tiempo (semana), como la media de los aportes registrados en
las 12 (doce) semanas precedentes para cada una de las represas,
ponderadas con los coeficientes energéticos medios de cada central. Se
clasifica en 5 (cinco) clases hidrológicas que van de muy secas a
fuertemente hidráulicas, que contienen un porcentaje de las crónicas de
aportes históricas y son estas clases hidrológicas las que definen el
estado del sistema.
Artículo 28. El módulo de optimización produce como resultado la tabla de
valores de agua para la central G. Terra, que define la política óptima
de uso del embalse.
CAPITULO IV. MODULO DE SIMULACION
Artículo 29. El módulo de simulación permite obtener el resultado
esperado de la operación del sistema, para los aportes que se ingresen
como dato. En particular se pueden utilizar la serie de crónicas
existente que abarca el período desde 1909 o crónicas especialmente
elegidas o construidas según la situación que se desee analizar. Se
obtiene como resultados valores medios, probabilidades de excedencia,
etc. de las diferentes variables de control: generación térmica e
hidráulica, agua usinada, agua vertida, energía no suministrada, etc.
Artículo 30. La operación del sistema que obtiene la simulación resulta
de la competencia entre costos térmicos, costos de importación, de
exportación, costos de falla (energía no suministrada) y valores de agua,
mediante programación lineal en cada paso de tiempo (semana). La función
objetivo es minimizar el costo total de operación suma de los costos de
gestión térmicos, hidráulicos (valor del agua que representa los costos
futuros), costo de falla, de exportación e importación, teniendo en
cuenta las restricciones operativas de generación.
CAPITULO V. MODELADO DE CENTRALES HIDROELECTRICAS
Artículo 31. El valor de agua de los embalses de las centrales
Constitución y de Salto Grande se asume cero, y se ingresa como dato la
cota inicial para los embalses de Terra y Constitución.
CAPITULO VI. DATOS DE ENTRADA
Artículo 32. Los datos de entrada se consideran del siguiente modo:
a) Se ingresa la energía demandada total en GWh del año anterior y las
tasas de crecimiento consecutivas previstas para cada año.
b) El conjunto de registros correspondientes a un año se denomina crónica
de aportes. El DNC actualizará esta serie una vez al año, cuando se
incorpora un nuevo año completo de aportes hidrológicos.
c) Los generadores térmicos e hidráulicos deberán suministrar sus
previsiones de mantenimiento forzado y estimaciones de fallas en el
arranque de los generadores. El DNC podrá utilizar también la
información estadística de disponibilidad.
CAPITULO VII. IMPORTACION Y EXPORTACION
Artículo 33. Cada tipo de intercambio de importación o exportación se
modela en base a tres conceptos básicos:
a) Potencia máxima que se puede intercambiar.
b) Precio del intercambio.
c) Disponibilidad: coeficiente que indica la probabilidad de ser
concretada una operación de intercambio cuando ésta es convocada.
Estos coeficientes se definen para diferentes períodos del año.
Artículo 34. La importación puede corresponder a compra por crónica. De
este modo se modelan los contratos de importación acordados con
Generadores argentinos previos a la puesta en marcha del MMEE. Se ingresa
como precio de energía valores calculados a partir de los precios Spot
previstos en el mercado mayorista argentino por crónica de hidraulicidad,
por semana y por bloque horario de demanda, que suministra la Compañía
Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A. (CAMMESA). Con estos
valores y las condiciones de los contratos (potencia y precios en función
de los marginales) se modela cada contrato.
Artículo 35. La importación Spot (ocasional) se modela con la tendencia
observada, como un precio y potencia máxima como su disponibilidad.
Artículo 36. La exportación puede corresponder a compra por crónica, de
manera análoga a los contratos de importación acordados previos a la
puesta en marcha del MMEE. Inicialmente, no se utilizará este modelado.
Artículo 37. La exportación Spot (ocasional) se modela con precio,
potencia (MW), condición de hidraulicidad y nivel mínimo necesario del
lago en Terra (nivel de seguridad).
CAPITULO VIII. RESULTADOS
Artículo 38. Los resultados son los siguientes:
a) Como resultado, se determinará para cada etapa de cálculo la
previsión inicial del valor del agua semanal del embalse de la central
G. Terra.
b) Como resultado de la simulación se obtendrá del modelo la generación
prevista en cada Grupo a Despachar (GD), en particular para cada
central hidroeléctrica, y se calcularán los precios previstos de la
energía en el Mercado Spot.
c) Se obtendrá la tabla de valores de agua del embalse de la central G.
Terra: Para cada nivel de discretización considerado para el embalse y
para cada clase hidrológica se obtiene el valor de agua
correspondiente en US$/MWh de cada semana.
d) Semana a semana y para cualquier crónica o conjunto de crónicas, se
obtiene la operación del sistema esperada, que minimiza los costos
totales de operación del mismo. Incluye la energía generada y los
costos por cada central (térmica o hidráulica), energía importada y
exportada (ya sea por contrato u ocasional), el nivel de agua en los
embalses de las centrales Terra y Constitución al final de cada semana
y la energía demandada no suministrada, discriminada por nivel de
falla de acuerdo a su profundidad que se mide en porcentaje de esa
demanda no entregada.
e) A partir de estos datos se pueden obtener probabilidades de excedencia
en costos o en energía, a nivel de detalle, para cada Generador o
conjunto de ellos.
f) El modelo calcula la potencia representativa de cada Generador a
partir de su generación esperada para el año (doce meses siguientes).
La potencia representativa resulta entonces, de asociar a la
generación esperada una potencia de acuerdo con el factor de carga del
Sistema Interconectado Nacional resultante del último año, siendo este
valor limitado por la potencia instalada del Generador.
CAPITULO IX. PRECIO SPOT DE REFERENCIA
Artículo 39. El Precio Spot de referencia:
a) conceptualmente es el valor esperado del costo marginal promedio del
sistema para un período determinado y se obtiene, ponderando por la
demanda de energía, el costo marginal del sistema. Se expresa en
dólares por megavatio hora (US$/MWh);
b) se calcula como el promedio para el período considerado de los costos
marginales previstos de generación (CM), por crónica (c), por semana
(s) y por banda horaria (i), ponderados con la demanda a suministrar
(DS).
"Ver información adicional en el Diario Oficial impreso o en la imagen
electrónica del mismo."
TITULO V. MODELOS DEL SISTEMA DE MEDIANO Y DE CORTO PLAZO
Artículo 40. La modelación de los sistemas de mediano y de corto plazo se
realizará de la siguiente forma:
a) El DNC realizará la Programación Semanal, el predespacho y el
redespacho diario mediante modelos de Despacho Económico. Estos
modelos minimizarán el costo variable de operación para el
abastecimiento de la demanda prevista, dentro de las prioridades que
establecen las restricciones vigentes.
b) El modelo para la Programación Semanal deberá minimizar el costo
variable de operación de la semana, incluyendo costo por
racionamientos.
c) El modelo de despacho diario asignará el despacho de las unidades
generadoras térmicas y ofertas en Interconexiones Internacionales
conforme al orden creciente de costos variables de generación,
incluyendo las Unidades falla, dando prioridad a los Criterios de
Desempeño Mínimo y teniendo en cuenta restricciones y la optimización
del arranque y parada de unidades. El objetivo es minimizar el costo
diario total de la operación del sistema, suma del costo variable
térmico y costos de compra de ofertas internacionales más el costo de
la energía asignada a las Unidades falla.
d) Estos modelos deberán asignar el uso de los recursos de generación
para cubrir el abastecimiento de la demanda teniendo en cuenta las
restricciones de trasmisión, los Criterios de Desempeño Mínimo, las
restricciones operativas de las Unidades Generadoras y la optimización
del arranque y parada.
e) La función objetivo a minimizar es el costo variable de operación
total del período, dentro de las restricciones vigentes. Dicho costo
se calculará teniendo en cuenta:
i. El costo de generación térmica, dado por el consumo de
combustibles (por arranque y parada, y por generar), y los costos
variables de operación y mantenimiento.
ii. El costo de la generación hidroeléctrica a través del valor del
agua de las centrales hidroeléctricas.
iii. Los costos de racionamiento a través de las unidades falla.
iv. El costo de la generación de Autoproductores, teniendo en cuenta
los precios de compra.
v. Los costos de importación y exportación Spot, teniendo en cuenta
sus precios.
f) Se usará el sistema "OPERGEN", que es un conjunto de modelos de
optimización y simulación para mediano y corto plazo que consta de los
siguientes módulos:
i. MP (modelo de mediano plazo): tiene un horizonte de optimización
de 3 (tres) meses. Es un modelo de optimización estocástico que
calcula los valores de agua del los embalses de las centrales de
Salto Grande, G. Terra y Constitución;
ii. SO (simulación operativa): simula la operación óptima calculada
por el MP;
iii. CPC (modelo de corto plazo completo) y CPS (modelo de corto plazo
simple): son modelos de corto plazo que optimizan la operación de
una semana, calculando el despacho óptimo. Se trata de modelos
deterministas.
TITULO VI. MODELO DE MEDIANO PLAZO
CAPITULO I. CRITERIOS GENERALES
Artículo 41. Los criterios generales del modelo de mediano plazo son los
siguientes:
a) La Programación Semanal utilizará el modelo de mediano plazo
actualizando los datos a utilizar y la optimización;
b) De acuerdo a la disponibilidad de agua (estado de los embalses y
escenarios de afluentes), se obtiene el valor del agua de cada embalse
y el despacho previsto de las unidades generadoras dentro de los
Criterios de Desempeño Mínimo;
c) Como resultado se obtendrá para cada día de la semana y por hora o
bloques horarios las siguientes previsiones:
i. El costo de operación del sistema, que incluye el costo de la
energía no suministrada;
ii. Los valores del agua y generación prevista en cada central
hidroeléctrica;
iii. Generación térmica por Grupo a despachar (GD);
iv. Compras de Autoproductores;
v. Abastecimiento de demanda;
vi. Racionamientos programados, de existir;
vii. Vertimientos;
viii.Intercambios en interconexiones internacionales;
ix. El costo variable total de operación.
x. Precios previstos para la energía
d) Si durante la semana se modifican las hipótesis consideradas de forma
tal que afectan el valor del agua y la optimización del agua, el DNC
realizará una reprogramación semanal para recalcular los valores del
agua, ajustar la energía hidroeléctrica asignada a la semana y
mantener la optimización del uso del recurso hidroeléctrico.
CAPITULO II. CARACTERISTICAS
Artículo 42. Las características del modelo de mediano plazo son las
siguientes:
a) El modelo de mediano plazo usado en la Programación Semanal es uno de
los módulos del sistema "OPERGEN": el modelo MP. Es un modelo de
optimización estocástico que calcula los valores de agua de las
centrales hidráulicas de Terra, Salto Grande y Constitución en forma
conjunta. El valor de agua de cada central dependerá del "estado" o
volumen del embalse propio y el de las otras dos centrales
hidroeléctricas indicadas (nivel de referencia).
b) Para el tratamiento de la incertidumbre utiliza la técnica de análisis
(simultáneo) de escenarios.
c) La obtención de la curva del valor del agua en función del volumen
almacenado se realiza utilizando una metodología basada en
"programación dinámica dual estocástica". Ello permite contemplar un
gran número de variables de estado (en este caso los niveles de
referencia de los embalses). Para realizar el cálculo se usa un
esquema de "atrás hacia delante" en el árbol de escenarios
considerado.
d) El volumen de agua almacenable en cada embalse se discretiza en un
conjunto de niveles. Por ejemplo, si se definen 5 (cinco) niveles de
almacenamiento, podrían ser 100%, 80%, 60%, 45%, 30% (cien por ciento,
ochenta por ciento, sesenta por ciento, cuarenta y cinco por ciento,
treinta por ciento) sobre el almacenamiento máximo. El sistema permite
que el usuario decida el número de niveles a considerar en cada
embalse para cada etapa
e) Para el cálculo de las curvas de valores de agua y costos futuros, se
define como paso de cálculo, la semana
f) Cada semana se subdivide en períodos de un día. Ello iinfluye en el
árbol de escenarios. Los balances de agua y combustible se hacen
período a período. Cada período se divide en bloques de una o más
horas contiguas. Se utilizan 3 (tres) bloques horarios consecutivos en
el período (día) correspondientes a las horas de pico, valle y resto.
Un bloque es la mínima unidad de tiempo que se considera en el modelo
y al cual se le atribuye el mismo volumen de demanda, la misma
utilización de agua en los embalses y otros atributos. La demanda debe
cerrar con la generación en cada bloque horario.
g) El período de optimización considerado es 3 (tres) meses.
h) Para la Programación Semanal se utilizarán la Base de Datos de la
Programación Estacional de largo plazo ajustando los datos de demanda
para tener en cuenta la demanda prevista que surge de la información
suministrada por los Participantes en la Programación Semanal y
verificación del DNC, así como otros ajustes que resulten necesarios,
en caso de verificarse que se están presentando desvíos significativos
respecto de los datos utilizados en la Programación Estacional de
largo plazo.
CAPITULO III. FUNCION OBJETIVO
Artículo 43. El objetivo consiste en minimizar la función de costos
esperado con respecto al conjunto de escenarios en
"Ver información adicional en el Diario Oficial impreso o en la imagen
electrónica del mismo."
correspondientes al árbol de escenarios cuyo nodo raíz es el nodo a, en
la etapa e. Esta función incluye los siguientes componentes:
a) Costo unitario de importación por contratos: Unitariamente constante
para cada bloque de cada periodo en cada área.
b) Costo de producción hidro: Unitariamente constante e idéntico para
cada periodo en cada embalse.
c) Costo de arranque térmico: Unitariamente constante (aproximado) para
cada unidad térmica. Para las unidades térmicas de vapor, recoge el
costo de un arranque asociado a la fracción máxima de potencia a
generar a lo largo del horizonte de planificación. Para las otras
unidades térmicas recoge el costo de arranque prorrateado para la
potencia a utilizar y la duración del horizonte de planificación.
Existen opciones que, para ciertos casos, permiten considerar
acopladas las unidades térmicas a vapor (y, por tanto, costo de
arranque nulo).
d) Costo de combustible consumido: Unitariamente constante e idéntico
para cada periodo en cada tipo de combustible.
e) Costo de importación spot: Unitariamente constante para cada bloque de
cada periodo en cada área para cada escenario.
f) Penalización por incumplimiento del límite máximo en el stock de
combustible a almacenar en las centrales térmicas: Unitariamente
constante para cada central y tipo de combustible.
g) Penalización por incumplimiento del límite mínimo en la
importación de energía (concertada mediante contratos): Unitariamente
constante para cada bloque de cada periodo en cada área.
h) Penalización del exceso de volumen de agua almacenada en los
embalses sobre el volumen de seguridad de cada embalse: Unitariamente
constante para cada embalse. Este concepto no se utilizará en el
modelado.
i) Penalización escalonada por segmentos lineales por falla en la
satisfacción de la demanda para cada bloque de cada periodo en cada
área.
j) Penalización escalonada por segmentos lineales por falla en la
satisfacción de la demanda concertada mediante contratos para cada
bloque de cada periodo en cada área.
k) Precio de venta de energía para satisfacer la demanda en el mercado
spot asociado a cada área para cada bloque de cada periodo para cada
escenario.
l) Costo futuro esperado en función del volumen de agua almacenada en los
embalses al final de la etapa sobre el conjunto de escenarios.
CAPITULO IV. MODELADO DE LA GENERACION TERMICA
Artículo 44. El modelado de la generación térmica sigue los siguientes
criterios:
a) Las unidades térmicas pueden ser de tres tipos: unidades de gas,
unidades de vapor y unidades de ciclo combinado. Las unidades térmicas
se agrupan en centrales.
b) Para las centrales térmicas con combustible almacenable, se modela un
almacenamiento de combustible con capacidad finita y posibilidades de
reaprovisionamiento en fechas indicadas.
c) Se contempla (de forma aproximada) el mantenimiento programado. Se
puede modelar la indisponibilidad forzada.
d) Se pueden representar los siguientes datos:
i. Potencia máxima por unidad térmica y niveles de potencia.
ii. Posibilidad de uno o varios tipos de combustible, distinguiendo
entre almacenables y no almacenables.
iii. Disponibilidad de los tipos de combustible por periodo y
escenario.
iv. Ecuación de balance del stock de los tipos de combustible
almacenable en cada central térmica y limitación máxima con su
correspondiente violación por periodo y escenario.
CAPITULO V. MODELADO DE LA GENERACION HIDROELECTRICA
Artículo 45. El modelado de la generación hidroeléctrica sigue los
siguientes criterios:
a) Se modelan las centrales de Salto Grande, Gabriel Terra, Rincón de
Baygorria y Constitución.
b) Para la central de Salto Grande, se considera que la energía
producida en Salto Grande se reparte al 50% (cincuenta por ciento)
entre Argentina y Uruguay, sin tener en cuenta el modelado de la
diferencia embalsada.
c) La central de Rincón de Baygorria se considera como central de agua
fluyente (valor único de coeficiente energético en todas las etapas).
d) Incluye el siguiente modelado de detalle:
i. Ecuación de balance de los embalses para cada periodo y
escenario, tal que la aportación exógena de agua más el volumen
de agua almacenada al final del período anterior, más el volumen
de agua turbinado y vertido en los embalses aguas arriba en cada
bloque del periodo ha de ser igual al volumen de agua que se
extrae del embalse (turbinado y vertido en cada bloque del
periodo, además de evaporado y filtrado para el caso de la
central G. Terra) más el volumen de agua a almacenar en el
embalse al final del periodo.
ii. Limitación máxima y mínima del volumen de agua a almacenar en
cada embalse para cada periodo y escenario.
iii. Limitación máxima y mínima en el volumen de agua fluyente
(erogado) a través de las conducciones del sistema hidro en cada
periodo y escenario.
iv. Producción de energía por cada central hidro, expresada como una
función no lineal dependiente del salto y del volumen de agua a
turbinar para cada bloque, periodo y escenario, salvo la central
de Baygorria. La central de Baygorria se considera fluyente, lo
cual supone utilizar un único coeficiente energético
(unitariamente constante) para toda la etapa.
v. Limitación máxima y mínima en la potencia hidro a generar por
cada central en cada bloque, periodo y escenario.
vi. Limitación máxima y mínima fija en el vertido por cada embalse
para cada bloque de cada periodo.
vii. Cota máxima de seguridad en los embalses. Se permite su
violación pero ello lleva a la correspondiente penalización en la
función objetivo por periodo.
viii.Costo de operación unitariamente constante para cada central
hidro y periodo.
ix. Utilización paritaria de la energía producida por la central de
Salto Grande.
x. Limitación máxima del vertido en cada embalse, expresada como una
función dependiente del volumen de agua almacenada. Un caso
particular consiste en la exigencia de no vertimiento en Terra
por debajo de la cota de 76m.
xi. Se permite forzar vertido independientemente del turbinado.
e) Con la información de pronósticos y previsiones hidrológicas que se
dispongan, se acordarán entre el Generador hidroeléctrico y el DNC los
escenarios de hidrologías a utilizar.
f) Cada Participante con generación hidroeléctrica informará el nivel
inicial previsto en el embalse.
Artículo 46. Cada vez que se consideren necesarias mejoras al modelado de
las centrales hidroeléctricas y embalses, el Generador hidroeléctrico o
el DNC presentará una propuesta de mejora. Otros Participantes también
podrán presentar propuestas de cambios si demuestran que el modelado
vigente no representa la realidad de las centrales hidroeléctricas y que
el cambio propuesto se ajusta más a dicha realidad. En cada caso, la
propuesta deberá incluir un informe que la describe en detalle, junto con
su justificación y corridas comparativas que la avalan. La propuesta será
analizada en un Grupo de Trabajo conjunto del DNC con los Participantes,
que en un plazo no mayor que 3 (tres) semanas emitirá un documento de
conclusiones y recomendaciones a tratar en el Directorio de la ADME. Todo
cambio en el modelado requerirá del acuerdo del Generador hidroeléctrico
y el DNC. De no haber acuerdo, se considerará que existe un conflicto y
se elevará al Directorio.
CAPITULO VI. MODELADO DE LA IMPORTACION
Artículo 47. El modelado de la importación sigue los siguientes
criterios:
a) Se considerará la importación de energía como un nuevo generador para
cada área, con las siguientes características:
i. Máximo y mínimo de energía a importar por unidad de cada bloque
en cada periodo.
ii. Costo unitario de energía a importar por unidad de cada bloque en
cada periodo.
iii. Penalización de la violación del límite mínimo de energía a
importar.
b) La importación Spot se modela con un límite mínimo de cero y, por
tanto, no da lugar a ningún tipo de penalización. Tiene un costo
unitario y una potencia máxima a contratar por bloque y periodo,
dependiendo del escenario considerado.
CAPITULO VII. MODELADO DE LA DEMANDA Y RESERVA
Artículo 48. El modelado de la demanda y reserva sigue los siguientes
criterios:
a) Se asume que el sistema eléctrico está dividido en áreas geográficas.
El modelo asigna la generación, de tal modo que se satisfaga la
demanda de energía en cada área para cada periodo.
b) Se contemplan tres tipos de demanda, a saber, demanda con regulación
tarifaria, demanda concertada mediante contratos bilaterales y
demanda a satisfacer en el Mercado Spot (asumiendo un Precio Spot dado
dependiente del escenario) por unidad de cada bloque en cada periodo.
Los dos últimos tipos permiten la modelización de intercambios con
países vecinos, con diferentes precios y limitaciones.
c) La demanda no satisfecha (excepto la correspondiente al mercado spot)
será penalizada mediante una función convexa escalonada por segmentos
lineales.
d) La demanda a satisfacer en cada área se efectuará, básicamente, con la
energía generada por las centrales encuadradas en el área (cada
central sólo pertenece a un área). En caso contrario, podrá utilizarse
el flujo de energía generado por otras áreas, teniendo en cuenta
pérdidas y restricciones de intercambio entre áreas en el modelo de
red. Las pérdidas en el sistema de transmisión se reflejarán a través
de coeficientes unitariamente constantes. Se asume que no hay pérdidas
en la transmisión de flujo de energía dentro del área.
e) Se exige satisfacer un mínimo de reserva para cada bloque de cada
periodo. La contribución de cada central hidro o unidad térmica
preseleccionadas para ello consiste en una fracción dada de su
potencia máxima, excepto para aquellas situaciones en las que la
diferencia entre su potencia máxima y la potencia utilizada sea menor
que dicha fracción. En este último caso, dicha contribución sólo
consistirá en la diferencia indicada para la correspondiente central
hidro o unidad térmica.
CAPITULO VIII. MODELADO DE LA TRASMISION Y RESTRICCIONES DE AREA
Artículo 49. El modelado de la trasmisión y restricciones de área sigue
los siguientes criterios:
a) El sistema eléctrico está organizado por áreas geográficas,
interconectadas con estructura de árbol o "radial"
b) Las pérdidas se reflejan a través de coeficientes unitariamente
constantes. Se asume que no hay pérdidas en la transmisión de flujo de
energía dentro de la misma área.
c) Las áreas están interconectadas por líneas y cada línea tendrá
asociado un coeficiente lineal de pérdidas y una capacidad máxima de
transporte, pudiendo ser ambos distintos en función del sentido del
flujo.
CAPITULO IX. TRATAMIENTO DE LA INCERTIDUMBRE
Artículo 50. Los siguientes datos pueden tener asociada una probabilidad
de ocurrencia:
a) Aportes en las represas
b) Demanda
c) Indisponibilidades en centrales hidráulicas y térmicas
d) Disponibilidad de combustibles no almacenables
e) Intercambios ocasionales
f) Precio de compraventa de energía
g) Potencia máxima de importación/exportación
h) Contratos con incertidumbre en los precios
Artículo 51. Los datos inciertos se representan mediante escenarios. Un
escenario es un conjunto de realizaciones posibles de una variable
aleatoria. Por ejemplo, si el horizonte de optimización es de 12 (doce)
semanas, un escenario de aportes será una secuencia de 12 (doce) valores
determinados de aportes. Un escenario "i" tiene asociado un cierto peso
"wi"
Artículo 52. El modelo trabaja con árboles de escenarios que son
conjuntos de escenarios con determinada estructura. Considera estructuras
de árboles simétricas y escenarios equiprobables. El módulo "ARES" es el
que se encarga del tratamiento de los datos estocásticos.
Artículo 53. El modelo ARES contiene dos submódulos:
a) ARES 1: Aportes, demanda, indisponibildades de máquinas,
disponibilidad de combustible
b) ARES 2: Precios de importación/exportación y potencias máximas de
importación/exportación
CAPITULO X. OPTIMIZACION Y VALOR DEL AGUA
Artículo 54. Para la optimización y cálculo del valor del agua se siguen
los siguientes criterios:
a) El costo futuro se representa por una función lineal por tramos,
dependiendo de tres variables: volumen del embalse en Salto Grande,
volumen del embalse en Terra y volumen del embalse en Constitución.
Los coeficientes de los términos lineales son los costos marginales:
Costo futuro = µ+ãSG*VSG+ãTE*VTE+ãPA*VPA
Donde:
* ã= valor de agua (US/Hm3),
* µ= constante,
* v= volumen de agua en un embalse,
* TE= Terra, SG= Salto Grande y PA= Constitución
b) El valor de agua en cada embalse está representado por las
variables duales de las restricciones de balance de agua en cada una
de las represas. Al tratarse de varios escenarios el costo esperado
futuro corresponde al promedio ponderado de las curvas de costo futuro
obtenidas para cada escenario.
c) A efectos del cálculo se discretiza el volumen del embalse de cada
central en un número de valores o niveles de stock. Un nivel de
referencia es una terna de valores que corresponde a una combinación
posible de niveles de embalse para Salto, Terra y Constitución. El
usuario define la cantidad de niveles de referencia en cada paso de
tiempo.
d) El costo futuro es una poligonal convexa, con tantos tramos como
niveles de referencia.
e) Fijado el escenario, la optimización es determinista y se resuelven
tantos problemas de optimización como niveles de referencia se hayan
definido.
f) Si se consideran varios escenarios, para cada etapa se resuelven
tantos problemas de optimización como niveles de referencia haya por
la cantidad de escenarios que se consideren.
g) Para cada escenario "i", para cada nivel de referencia al comienzo de
la etapa, se calcula la operación de mínimo costo total en esa etapa,
con los datos de ese escenario fijos y con volúmenes iniciales en los
embalses al comienzo de la etapa "E" fijados en el nivel de
referencia.
h) Hecho el cálculo para todos los escenarios, se tiene una curva de
costos totales óptimos, para cada uno de los escenarios al comienzo de
la etapa "E".
i) Al final de la etapa "E-1", se unifica el resultado obtenido en cada
uno de sus escenarios en una única curva (si así lo indica la
estructura del árbol) realizando promedios ponderados de las curvas
con sus respectivos pesos "wi".
j) Se considera un único escenario de demanda. A estos efectos se utiliza
un modelo de previsión de demanda que utiliza pronósticos de
temperatura para predecir la demanda de las siguientes 12 (doce)
semanas.
k) Cada tipo de intercambio de importación o exportación se modela en
base a tres conceptos básicos:
i. Potencia máxima que se puede intercambiar.
ii. Precio del intercambio.
l) En caso de reprogramación semanal, el DNC calculará el nuevo valor del
agua de cada embalse para la semana en curso.
CAPITULO XI. RESULTADOS
Artículo 55. El modelo proporciona los siguientes resultados para las
centrales hidráulicas:
a) Se obtiene la tabla de valores de agua de las centrales hidráulicas
Gabriel Terra, Constitución y Salto Grande.
b) Para cada nivel de referencia se proporciona, semanalmente para el
período considerado, el valor de agua correspondiente en US$/Hm3.
TITULO VII. DESPACHO DIARIO
Artículo 56. Los requisitos generales para el despacho diario son los
siguientes:
a) Mediante el modelo de corto plazo se realizará el despacho diario y se
asignará el programa de generación horario de las unidades generadoras
térmicas y las centrales hidroeléctricas, y se determinará las
entregas en las interconexiones internacionales.
b) El predespacho considerará información de más detalle que la utilizada
en la Programación Semanal, en particular todas las restricciones que
afectan la operación, los requerimientos de reserva rotante, los
posibles desvíos de demanda y de caudales entrantes a los embalses.
c) Como resultado se obtendrá para cada hora del día:
i. El balance de generación y consumo, incluyendo importación y
exportación;
ii. La energía hidroeléctrica;
iii. Programas de generación por Grupo a Despachar (GD);
iv. Programas de abastecimiento de demanda;
v. Programas de racionamientos, de existir;
vi. Vertimientos previstos;
vii. Programas de intercambios en interconexiones internacionales;
viii.Costo variable total de operación;
ix. Precios previstos para la energía.
d) Si durante el día se modifican significativamente las hipótesis
consideradas en el predespacho, el DNC realizará un redespacho con
características similares al predespacho pero ajustando los datos a
las nuevas condiciones previstas.
ANEXO V. DISPONIBILIDAD
TITULO I. OBJETO
Artículo 1. El objeto del presente Anexo es establecer las metodologías
mediante las cuales el DNC verificará y determinará la disponibilidad de
las unidades generadoras.
TITULO II. DISPONIBILIDAD Y REMUNERACION DE LA POTENCIA FIRME
Artículo 2. El ingreso neto por potencia que reciba un Participante
Productor dependerá de:
a) las remuneraciones que resulten de sus contratos y su aporte al
Servicio de Reserva Nacional, considerando el cumplimiento de los
compromisos de Potencia Firme asociados;
b) la remuneración por potencia en Reserva Operativa;
c) las compras y ventas de potencia que realice en el Servicio
Mensual de Garantía de Suministro en función de su disponibilidad, de
acuerdo a lo que establece el Reglamento del Mercado Mayorista de
Energía Eléctrica.
Artículo 3. La disponibilidad horaria se calculará como la potencia
efectiva neta menos la suma de la indisponibilidad programada y la
indisponibilidad forzada, incluyendo limitaciones propias de los Grupos a
Despachar (GD) tales como restricciones a la máxima potencia generable y
disponibilidad de combustibles. No se incluirán restricciones de
trasmisión, salvo para equipamientos de conexión y trasmisión que
pertenecen al Generador para conectarse al sistema, en cuyo caso también
se descontará el efecto de estas restricciones. Para las centrales
hidroeléctricas no incluirá restricciones por falta de salto.
Se entiende por potencia efectiva la potencia máxima que la unidad puede
entregar en condiciones normales de operación. Este valor corresponderá a
lo sumo a su potencia nominal de chapa. Se entiende por potencia neta la
que la unidad entrega a la red, descontados los consumos propios.
TITULO III. VERIFICACION DE LA DISPONIBILIDAD
Artículo 4. El DNC tiene la responsabilidad de realizar el seguimiento y
determinar la disponibilidad real de cada unidad o Grupo a Despachar (GD)
para poder calcular la Potencia Firme de corto plazo y administrar las
transacciones de potencia en el Servicio Mensual de Garantía de
Suministro.
Artículo 5. Cada Participante o Agente tiene la obligación de informar al
DNC toda indisponibilidad, ya sea programada o forzada, de sus unidades
generadoras así como toda limitación que afecte su capacidad máxima
generable.
Artículo 6. El cálculo de la disponibilidad la realizará el DNC sobre la
base de la información suministrada por los Participantes o Agentes
Productores, los resultados de la operación real y verificaciones propias
de disponibilidad, en particular cuando la unidad generadora o central no
está generando. Para ello, el DNC podrá requerir sin preaviso arranques
de unidades o, de estar generando, incrementar la carga programada para
verificar su disponibilidad máxima. Asimismo podrá controlar los
registros propios de la central en cuanto a horas de marcha, limitaciones
e indisponibilidad, inconvenientes y trabajos realizados, para verificar
si la disponibilidad real se corresponde con la informada.
Artículo 7. En el caso en que el DNC verifique una disponibilidad menor
que la informada por el Participante o Agente Productor, se considerará
que la indisponibilidad verificada está vigente desde la última vez en
que la unidad o Grupo a Despachar (GD) se puso en marcha o entregó una
potencia mayor o igual que la disponibilidad verificada, salvo que este
período resulte mayor que 30 (treinta) días en cuyo caso la
indisponibilidad se considerará como de 30 (treinta) días.
Artículo 8. En caso de verificar el DNC una disponibilidad menor, la
disponibilidad se mantendrá reducida hasta que el Agente o Participante
Productor informe el modo en que resolvió el problema y demuestre, ya sea
generando o mediante un nuevo ensayo, con la supervisión de personal
designado por el DNC, que puede alcanzar una potencia mayor.
La nueva disponibilidad a utilizar será la que resulte de dicha
generación o ensayo.
TITULO IV. DISPONIBILIDAD DIARIA
Artículo 9. Al finalizar cada mes, para cada Grupo a Despachar (GD) el
DNC determinará la Potencia Firme de corto plazo mensual como el promedio
de la disponibilidad en las horas del mes para el Período Firme
considerado para el cálculo de la Potencia Firme y el requerimiento de
Garantía de Suministro.
Artículo 10. Si más tarde el DNC verifica una disponibilidad menor que la
informada por el Agente o Participante Productor y debe modificar la
disponibilidad de un día cuyas transacciones de potencia ya fueron
liquidadas, la ADME deberá calcular la reliquidación de las transacciones
de potencia firme que resulta de esta modificación e incluirla en la
liquidación del mes en que se verificó la diferencia.
ANEXO VI. INFORMACION TECNICA DE GENERACION, COSTOS VARIABLES Y COSTOS DE
ARRANQUE TERMICOS
TITULO I. METODOLOGIA DE CALCULO
Artículo 1. El DNC calculará los costos variables y costos de arranque
térmicos de acuerdo a las metodologías que establece el presente Anexo.
Para ello utilizará valores referenciales, valores característicos,
valores reconocidos y valores informados por los Agentes o Participantes
Productores, de acuerdo a los criterios y metodologías que describe el
presente Anexo.
Las obligaciones de suministrar información técnica (por ejemplo mínimo
técnico) se aplica a la generación térmica despachable, o sea aquella
cuyo programa de generación resultará del Despacho Económico centralizado
que realiza el DNC.
TITULO II. VALORES TECNICOS CARACTERISTICOS
CAPITULO I. MINIMO TECNICO DE LA UNIDAD
Artículo 2. Al entrar en operación una unidad despachable, el Agente
Productor o su Comercializador deberá informar el mínimo técnico de
diseño con la documentación que lo avala.
Artículo 3. Toda vez que una unidad requiera un mínimo mayor que el
mínimo técnico vigente, este incremento se considerará una restricción
forzada por el Agente Productor.
CAPITULO II. TIEMPO DE ARRANQUE RECONOCIDO (EN FRIO Y EN CALIENTE)
Artículo 4. El DNC definirá los tiempos de arranque estándar (en frío y
en caliente) por tipo de unidad, pudiendo diferenciar de acuerdo al tipo
de tecnología, o de acuerdo a la cantidad de años desde la entrada en
operación de la unidad. Inicialmente, se establecen los siguientes
tiempos estándar
Tipo Arranque en Frío Arranque en Caliente
Turbovapor 12 horas 2 horas
Turbina de gas 20 minutos 20 minutos
Hidroeléctrica 10 minutos 10 minutos
Artículo 5. Un Agente Generador o el Comercializador que lo comercializa
podrá requerir justificadamente ajustes en los tiempos de arranque
estándar o agregar otros tipos de tecnología o diferenciar antigüedad. En
este caso deberá presentar su solicitud con un estudio y documentación de
fabricantes y pruebas auditadas que lo justifique. El DNC deberá analizar
la solicitud y podrá proponer ajustes y mejoras, incluyendo pruebas a
cargo del Participante solicitante en el caso en que dicha solicitud no
las incluya. Sobre la base de este análisis y la información adicional
que pueda surgir durante el transcurso del mismo, se acordará la nueva
tabla de tiempos estándar de arranque a utilizar.
Artículo 6. El tiempo de arranque reconocido para una unidad generadora
será el mínimo entre el tiempo de arranque informado por el Agente
Generador, o el Comercializador que lo comercializa, y el tiempo de
arranque estándar.
CAPITULO III. CURVA DE CONSUMO ESPECIFICO PARA GENERACION NETA
Artículo 7. La curva de consumo se deberá informar para generación neta a
mínimo técnico, a máxima carga, en uno o más puntos intermedios y consumo
específico medio. La información se deberá suministrar al ingresar como
Agente o Participante y cada vez que ingrese una unidad nueva.
TITULO III. VALORES RECONOCIDOS
Artículo 8. Para una unidad que ingresa al Mercado, los valores previstos
de los parámetros técnicos indicados deberán ser informados por el Agente
Generador, o el Comercializador que lo comercializa, adjuntando la
documentación del fabricante que lo avala.
Artículo 9. Para una unidad nueva, en la puesta en servicio el Agente
Generador deberá realizar las pruebas y mediciones requeridas para
verificar y, de ser necesario ajustar, los valores previstos de los
parámetros técnicos informados. Las pruebas deberán cumplir los
requisitos definidos en el presente Anexo. El Agente Generador, o el
Comercializador que lo comercializa, deberá presentar los valores que
resultan para los parámetros técnicos requeridos, adjuntando los
resultados de las pruebas que lo avalan. El DNC deberá rechazar el ensayo
si no se cumplen los requisitos establecidos en este Anexo. En tanto no
sean aprobados los resultados de la prueba, los valores reconocidos de
los parámetros técnicos serán los valores previstos. Una vez aprobados
los resultados del ensayo, los valores reconocidos serán los que resultan
como conclusión de dicho ensayo.
TITULO IV. AJUSTES A LOS VALORES RECONOCIDOS
Artículo 10. Los valores reconocidos de los parámetros técnicos sólo
podrán ser ajustados sobre la base de los resultados de pruebas que
cumplan los requisitos definidos en el presente Anexo.
Artículo 11. El Generador al que pertenece la unidad o el Comercializador
que lo comercializa o el DNC podrán requerir las pruebas. El solicitante
de las pruebas es quien se hará cargo de su costo. En el caso del DNC,
será a cargo de lo que recaude en concepto de Tasa del Despacho Nacional
de Cargas.
Artículo 12. El Agente Generador deberá realizar las pruebas y presentar
los valores que resultan para los parámetros técnicos requeridos,
adjuntando los resultados que lo avalan. El Agente Generador deberá tomar
los recaudos necesarios para que las pruebas cumplan los requisitos
definidos en este Anexo.
Artículo 13. El DNC deberá rechazar la información suministrada por el
Agente Generador, o el Comercializador que lo comercializa, y requerir
nuevas pruebas si no se cumplen los requisitos para pruebas definidos en
este Anexo. En este caso, las nuevas pruebas serán a costo del Agente
Generador o el Comercializador que lo comercializa.
En tanto no se realicen pruebas que cumplan los requisitos definidos y
sean aprobados en consecuencia sus resultados, no se modificarán los
valores reconocidos de los parámetros técnicos.
Una vez aprobados los resultados de pruebas, los nuevos valores
reconocidos serán los que resultan como conclusión de dichas pruebas.
TITULO V. PRUEBAS Y ENSAYOS PARA DETERMINAR PARAMETROS TECNICOS
Artículo 14. Las pruebas deberán ser realizadas por personal
especializado. El DNC podrá proponer al Directorio de la ADME para su
aprobación, un Procedimiento Técnico con las normas y protocolos a
cumplir por cada tipo de prueba.
Artículo 15. En el caso de que el solicitante de las pruebas sea el DNC,
deberá presentar el requerimiento al Agente Generador o al
Comercializador que lo comercializa, con una anticipación no menor que 15
(quince) días hábiles.
Artículo 16. El Agente Generador, o el Comercializador que lo
comercializa, deberá notificar al DNC la fecha de realización de las
pruebas con una anticipación no menor que 5 (cinco) días hábiles. El DNC
tiene el derecho de presenciar las pruebas con personal propio o
contratado al efecto. En caso de que el DNC no haga uso de este derecho,
no podrá rechazar los resultados de las pruebas.
Artículo 17. Al finalizar las pruebas, el personal especializado que las
realizó deberá elaborar un acta con los principales resultados. El
representante del DNC tendrá el derecho a incluir en el acta sus
observaciones, en especial, de considerar que las condiciones en que
fueron realizadas las pruebas no son las correctas, justificándolo
debidamente.
Artículo 18. En el caso en que el DNC haya dejado constancia en el acta,
de objeciones al ensayo, queda habilitado a rechazar los resultados del
mismo. De considerar el Agente o su Comercializador, injustificado el
rechazo, el conflicto será elevado al Directorio de la ADME.
Artículo 19. El DNC deberá rechazar los resultados de pruebas si el
Agente Generador no cumplió con el requisito de notificación al DNC o no
permitió la presencia de representantes del DNC como establece este
Anexo. En este caso, el Agente Generador deberá realizar nuevas pruebas a
su costo.
TITULO VI. PRECIOS DE REFERENCIA DE COMBUSTIBLES
CAPITULO I. COMPOSICION DEL PRECIO DE REFERENCIA DE COMBUSTIBLES EN UNA
CENTRAL
Artículo 20. El precio de referencia de un combustible en una central
está dado por la suma de un precio de referencia de ese combustible en
origen, más el precio reconocido por traer el combustible a esa central.
CAPITULO II. TIPOS DE COMBUSTIBLE
Artículo 21. Para cada tipo de combustible empleado en el Mercado
Mayorista se definirá un precio de referencia.
Artículo 22. Teniendo en cuenta los combustibles que consume el parque
térmico existente y el previsto, inicialmente se definen como tipos de
combustible, los siguientes:
a) Gas natural;
b) Fuel Oil;
c) Diesel Oil
CAPITULO III. CRITERIOS DE CALCULO DEL PRECIO DE REFERENCIA
Artículo 23. En cada mes, los precios de referencia de cada combustible
se calculan teniendo en cuenta los precios pasados.
Artículo 24. Para la Programación Estacional de largo plazo, el DNC
deberá estimar los precios de referencia medios mensuales para los meses
a programar considerando la metodología para los precios de referencia,
la información de precios suministrada por los Participantes Productores
y la tendencia futura de precios de combustibles.
Artículo 25. Antes del comienzo de cada semana, el DNC deberá calcular el
precio de referencia de cada combustible para la semana siguiente y
enviarlo a los Participantes. Este precio será usado para la Programación
Semanal y para el despacho diario.
CAPITULO IV. COMBUSTIBLES LIQUIDOS
Artículo 26. Los precios de referencia en el país para cada combustible
líquido se calculan teniendo en cuenta los precios pasados registrados en
el Mercado Internacional, y de considerarse necesario la tendencia del
Mercado Internacional futuro, el transporte por barco hasta un puerto de
referencia en Uruguay, y los costos de importación.
Para cada central de generación, el precio de referencia medio de un
combustible en esa central se calcula cada semana como la suma del
correspondiente precio de referencia medio del combustible en el país,
más el precio reconocido de flete del combustible a la central dentro del
país.
Artículo 27. Se utilizarán los precios correspondientes a características
específicas de combustibles, en el puerto de comercialización
internacional Nueva York. Para un combustible en un mes, se considera
como precio de referencia en Nueva York, al promedio de los valores
diarios entre el día 21 del mes anterior y el día 20 de ese mes, ambos
inclusive. Los valores diarios se calculan promediando los valores mínimo
y máximo registrados ese día. Este valor se podrá ajustar con la
tendencia esperada en el mercado de combustibles, de considerarse
necesario. A estos precios se sumará el costo de flete, seguro, y otros
gastos de importación que correspondan. El flete de referencia a utilizar
será el correspondiente a buques de 30.000t (treinta mil toneladas) de
porte bruto, ajustado con el índice "AFRA LR1" que se publica
mensualmente.
Artículo 28. Los combustibles seleccionados serán los más representativos
en cuanto a la referencia de precios de los utilizados por las centrales
térmicas en el MMEE, según el criterio siguiente:
Fuel Oil:
* Puerto: Nueva York
* Publicación: PLATT'S US MARKETSCAN
* Tipo: Fuel Oil de bajo azufre, Indicador Nº 6, 1%S.
Gas Oil
* Puerto: Nueva York
* Publicación: PLATT'S US MARKETSCAN
* Tipo: Indicador Nº 2
Crudo:
* Puerto Nueva York
* Especificación: WTI
* Publicación: PLATT'S US MARKETSCAN
CAPITULO V. PRECIO RECONOCIDO DE FLETE DEL COMBUSTIBLE LIQUIDO A LA
CENTRAL
Artículo 29. - Precio inicial: Al ponerse en operación el MMEE, el precio
reconocido de flete de combustible líquido a las centrales existentes de
la empresa UTE, será el vigente a esa fecha.
Para el ingreso de una central al Mercado, el Agente Generador o su
Comercializador deberá presentar al DNC la constancia del acuerdo de
flete de combustible a la central, con el precio correspondiente. Dicho
valor pasará a ser el precio reconocido.
Artículo 30. - Ajustes al precio reconocido: Junto con el suministro de
la información para una Programación Estacional de largo plazo, el Agente
Generador o el Comercializador que lo comercializa podrá requerir ajustes
a su precio reconocido por flete de combustible a la central. El Agente
Generador, o su Comercializador según corresponda, deberá tener en cuenta
que, una vez ajustado un flete de combustible a la central, el Generador
o su Comercializador no podrá requerir un nuevo ajuste para los
siguientes seis meses.
Para solicitar ajustes al precio reconocido por flete de combustible a la
central, el Agente Generador o el Comercializador que lo comercializa
deberá presentar al DNC la constancia del acuerdo de flete de combustible
a la central, con el precio correspondiente.
El DNC, dentro de un plazo no mayor que 10 (diez) días hábiles, deberá
evaluar las diferencias que surgen respecto del precio reconocido vigente
y respecto del precio reconocido informado por las centrales en
condiciones similares. De existir diferencias significativas, el DNC
deberá considerarlo como un dato a verificar e informar al Agente
Generador o al Comercializador que lo comercializa.
Transcurrido el plazo indicado sin que el DNC informe al Participante
Productor la necesidad de verificar el dato, se considerará que el ajuste
ha sido aprobado.
De no resultar una condición de dato a verificar, el DNC deberá informar
al Participante Productor que el ajuste ha sido aprobado.
De resultar una condición de dato a verificar, el DNC deberá requerir al
Agente Generador o al Comercializador que lo comercializa la verificación
del ajuste solicitado, explicando el motivo. El DNC y el Agente
Generador, o el Comercializador que lo comercializa según corresponda,
deberán intentar llegar a un acuerdo. De no llegar a un acuerdo el
conflicto será elevado al Directorio de la ADME, para resolver la
aprobación o rechazo del ajuste.
En todas las condiciones en que el ajuste se considere aprobado, el DNC
deberá pasar a utilizar como precio reconocido el precio informado.
CAPITULO VI. PRECIO DE REFERENCIA DE GAS NATURAL EN UNA CENTRAL
Artículo 31. El precio de referencia del gas natural en una central se
calcula como el mínimo entre el precio unitario del gas que figura en el
contrato de compra del Agente Generador y el resultante de adicionar al
precio de compra medio del gas en boca de pozo en el país de origen, los
costos de transporte hasta la frontera del territorio nacional, y los
cargos de importación y los costos de transporte en el territorio
nacional.
TITULO VII. DECLARACION DE PRECIOS DE COMBUSTIBLES
Artículo 32. Para la Programación Estacional de largo plazo, los
Participantes Productores deberán presentar sus estimaciones de evolución
del precio del combustible en la central. En caso de que el Participante
no suministre algún precio, el DNC deberá completar el dato faltante con
el costo variable vigente para la correspondiente unidad.
Artículo 33. Para la Programación de Mediano Plazo y el despacho, los
Participantes Productores sólo podrán ajustar sus precios de combustible
previstos demostrando el cambio de precios o situación que lo justifica.
Artículo 34. El precio de combustible para el despacho en cada central
estará dado por el mínimo entre el precio declarado y el correspondiente
precio de referencia del combustible en la central para la semana.
TITULO VIII. COSTOS DE ARRANQUE
Artículo 35. El Agente Generador o el Comercializador que lo comercializa
debe informar el consumo de combustible por arranque dentro de los
tiempos de arranque reconocido (en frío, en caliente y otros que se
consideren necesarios), sobre la base de los resultados de pruebas
realizadas cumpliendo los requisitos que define este Anexo.
Artículo 36. El DNC calculará el costo de arranque de una unidad como el
producto del consumo de combustible por el precio de combustible en la
central para el despacho.
Artículo 37. En el despacho de mínimo costo para la Programación de
Mediano Plazo y el despacho diario el DNC deberá tener en cuenta los
costos de arranque y parada.
Artículo 38. Para las unidades existentes a la entrada en operación del
Mercado, pertenecientes a la empresa UTE, inicialmente se considerarán
los costos de arranque y parada vigentes.
TITULO IX. COSTO VARIABLE DE OPERACION Y MANTENIMIENTO
Artículo 39. El costo variable de operación y mantenimiento corresponde a
los costos asociados a los mantenimientos e insumos no combustibles.
Artículo 40. Para las unidades existentes a la entrada en operación del
Mercado, pertenecientes a la empresa UTE, inicialmente se considerarán
los costos variables de operación y mantenimiento vigentes.
Artículo 41. Para una unidad que ingresa al Mercado, el Agente Generador
o el Comercializador que lo comercializa deberá presentar al DNC los
costos de mantenimientos menores previstos y la documentación que lo
avala, y el costo variable de operación y mantenimiento resultante.
Artículo 42. De requerir un Participante Productor, un cambio en el costo
variable de operación y mantenimiento de una unidad, deberá presentar una
solicitud indicando el ajuste a realizar y el motivo que lo justifica,
los costos de mantenimientos previstos y la documentación que lo avala, y
el nuevo costo variable de operación y mantenimiento resultante.
Artículo 43. En el caso de que ingrese una unidad, o un Agente Generador
o el Comercializador que lo comercializa solicite una modificación a su
costo variable de operación y mantenimiento, el DNC deberá evaluar la
información suministrada respecto de valores de unidades de
características y condiciones similares y valores estándar, dentro de un
plazo no mayor de 10 (diez) días hábiles. De tratarse de una
modificación, deberá analizar también la diferencia con el valor vigente
y el motivo que justifica la solicitud de cambio. De existir diferencias
significativas, el DNC deberá considerarlo como un dato a verificar e
informar al Agente Generador o al Comercializador que lo comercializa,
según corresponda.
Artículo 44. Transcurrido el plazo indicado sin que el DNC informe al
Agente Generador o el Comercializador que lo comercializa la necesidad de
verificar el dato, se considerará que el costo variable de operación y
mantenimiento ha sido aprobado.
Artículo 45. De no resultar una condición de dato a verificar, el DNC
deberá informar al Agente Generador o al Comercializador que lo
comercializa, según corresponda, que el dato ha sido aprobado.
Artículo 46. De resultar una condición de dato a verificar, el DNC deberá
requerir al Agente Generador o al Comercializador que lo comercializa la
verificación del dato solicitado, explicando el motivo. El DNC y el
Generador, o su Comercializador, de corresponder, deberán intentar llegar
a un acuerdo. De no llegar a un acuerdo, el conflicto será puesto a
consideración del Directorio de la ADME, para resolver la aprobación o
rechazo del dato.
Artículo 47. En todas las condiciones en que el dato se considere
aprobado, el DNC deberá pasar a utilizarlo en la programación y el
despacho.
TITULO X. CALCULO DEL COSTO VARIABLE
Artículo 48. Para el cálculo de precios de la energía, el costo variable
de una unidad térmica se calcula como el consumo de combustible que
resulta de la curva de consumo específico o rendimiento medio, según
corresponda, por el precio del combustible para el despacho más el costo
variable de operación y mantenimiento. Para el despacho se utilizará el
consumo medio, salvo que el modelo requiera una representación de mayor
detalle. Para el sobrecosto de Generación Forzada se utilizará la curva
de consumo específico. En las bases de datos de acceso abierto a los
Participantes el DNC deberá incluir los datos de curva de consumo
específico y rendimiento medio, precios de combustibles vigentes (para el
despacho y de referencia) y costos variables de operación y
mantenimiento,
Artículo 49. El DNC debe informar junto con los resultados del
posdespacho, el costo variable para el despacho resultante en cada unidad
térmica.
ANEXO VII. GENERACION FORZADA
TITULO I. OBJETO
Artículo 1. El objeto del presente Anexo es identificar las condiciones
que llevan a la Generación Forzada y establecer las metodologías que
determinan el o los responsables a quienes se asignarán los sobrecostos
asociados.
TITULO II. TIPOS DE RESTRICCIONES
Artículo 2. Los tipos de restricciones que pueden llevar a la necesidad
de Generación Forzada son los siguientes:
a) Mantenimiento de Tensión dentro de los niveles requeridos por los
Criterios de Desempeño Mínimo.
b) Restricciones de unidades generadoras.
c) Restricciones de capacidad de trasmisión por características
técnicas o Criterios de Desempeño Mínimo.
d) Otras que se definan en el Reglamento del Mercado Mayorista de
Energía Eléctrica.
TITULO III. RESTRICCIONES DE TENSION
Artículo 3. El DNC está habilitado a despachar Generación Forzada para
mantener la tensión dentro de los parámetros que establecen los Criterios
de Desempeño Mínimo en las condiciones definidas en el Reglamento del
Mercado Mayorista de Energía Eléctrica para el despacho y administración
del reactivo.
Artículo 4. Cuando el DNC deba obligar a generar para mantener la tensión
dentro de los Criterios de Desempeño Mínimo, la responsabilidad de esta
restricción será asignada al o los Agentes o Participantes responsables
de acuerdo a los criterios que se indican a continuación.
Si a los nodos en que se presenta el problema de tensión se conecta un
Participante consumidor, dicho Participante será considerado responsable
de la restricción si el Participante no cumple con el factor de potencia
requerido en dicho punto de conexión.
Si a los nodos en que se presenta el problema de tensión se conecta un
Participante productor, dicho Participante será considerado responsable
de la restricción si tiene restricciones al cumplimiento del aporte
requerido por su Curva de Capabilidad P-Q nominal de acuerdo a lo
establecido en el Reglamento de Trasmisión.
Artículo 5. El Agente Trasmisor será considerado responsable de la
Generación Forzada por tensión si:
a) El nodo está conectado a su sistema de trasmisión.
b) Tiene indisponible equipamiento de trasmisión requerido para el
mantenimiento de la tensión en el nodo en que se presenta el problema
y tanto los Participantes Consumidores como Productores conectados a
los nodos no presentan incumplimientos en sus obligaciones de
reactivo.
En todo otro caso los Participantes Consumidores en su conjunto serán
considerados responsables de la Generación Forzada por tensión.
TITULO IV. RESTRICCIONES DE UNIDADES GENERADORAS
CAPITULO I. CARACTERISTICAS GENERALES
Artículo 6. Se consideran restricciones de una unidad generadora:
a) Mínimo técnico;
b) Sus tiempos de arranque y parada;
c) Requerimientos de ensayos.
CAPITULO II. TIEMPOS DE ARRANQUE Y PARADA
Artículo 7. El Despacho Económico puede requerir el arranque y parada de
unidades térmicas. Para determinar los programas de carga de las unidades
generadoras dicho Despacho Económico tendrá en cuenta las restricciones
en los tiempos de arranque y parada de las unidades. De acuerdo al tiempo
requerido para arrancar nuevamente una unidad luego de haber sido
detenida, el Despacho Económico, para minimizar el costo total de
operación, podrá mantener generando en algunas horas una unidad térmica
que, de ser parada en la hora que lo requeriría un despacho, por tiempos
de arranque y parada, no podría entrar nuevamente en servicio generando
en la hora que la requeriría nuevamente el despacho. En este caso, en las
horas en que la unidad generadora se mantiene generando aunque el
despacho no la requeriría, se considerará a la unidad generadora como
Generación Forzada. También se incluye en este tipo de Generación Forzada
la debida a tiempos mínimos de operación.
Artículo 8. Para cada hora en que resulta obligada la unidad por este
motivo, la Generación Forzada asociada a esta restricción se calculará
con el mínimo técnico reconocido. Si la unidad generadora informara que
por restricciones propias se debe mantener por encima de su mínimo
técnico reconocido, la Generación Forzada adicional por este incremento
del mínimo técnico será tratada de acuerdo a lo que se establece en este
Anexo para Generación Forzada por restricciones de mínimo técnico.
Artículo 9. El causante de la Generación Forzada por tiempos de arranque
y parada se determinará de acuerdo al siguiente criterio:
a) Si el Participante Productor al que pertenece la unidad forzada
requiere un tiempo de arranque y parada mayor que el reconocido, las
horas en que resulte forzada por este tiempo adicional serán asignadas
como responsabilidad del Participante Productor.
b) Para las horas obligadas por el tiempo de arranque y parada
reconocido, el motivo que justifica esta Generación Forzada es el
Despacho Económico, o sea la minimización del costo total de
operación, logrando así la reducción del costo marginal en las horas
en que dicha unidad generadora no resulta obligada.
Artículo 10. El sobrecosto de la Generación Forzada por un tiempo de
arranque y parada mayor que el reconocido será asignado al Generador
propietario de la unidad generadora o su Comercializador, según
corresponda.
Artículo 11. La responsabilidad de pago del sobrecosto de la Generación
Forzada por Despacho Económico, o sea por el tiempo de arranque y parada
reconocido de una unidad generadora, será asignado al servicio de
seguimiento de demanda.
CAPITULO III. RESTRICCIONES DE MINIMO TECNICO
Artículo 12. Cada vez que el despacho requiera obligar una unidad
generadora en su mínimo técnico por Criterios de Desempeño Mínimo u
obligarla por criterios de Despacho Económico teniendo en cuenta los
tiempos de arranque y parada, se considerará Generación Forzada por
limitaciones en su mínimo técnico a cualquier requerimiento de dicha
unidad que obligue a operarla por encima de su mínimo técnico
reconocido.
En este caso la Generación Forzada estará dada por la diferencia entre el
mínimo técnico requerido y el mínimo técnico reconocido.
Artículo 13. El responsable de pago del sobrecosto de esta Generación
Forzada será el Participante Productor propietario de la unidad
generadora con la restricción de mínimo técnico.
CAPITULO IV. ENSAYOS
Artículo 14. Si el Participante Productor requiere un ensayo para una de
sus unidades generadoras y dicho ensayo requiere mantenerla generando en
alguna hora por encima de la energía con que resultaría requerida por el
Despacho Económico, en cada hora se considerará Generación Forzada la
diferencia entre la energía requerida por el ensayo y la energía
requerida por el Despacho Económico sin dicho ensayo.
Artículo 15. El responsable de esta Generación Forzada es el Participante
Productor que requiere el ensayo.
Artículo 16. En una hora la Generación Forzada por el ensayo puede
desplazar generación más eficiente. En este caso, si un Participante
productor al que pertenece generación desplazada, como resultado, se ve
obligado a comprar energía en dicha hora para cumplir obligaciones de
entrega a Contratos de Abastecimiento en el Mercado Spot a un precio
mayor que su costo variable para el despacho, recibirá una compensación.
La compensación horaria se calculará con la generación desplazada
valorizada a la diferencia entre el precio del Mercado Spot y su costo
variable reconocido para el despacho (el costo variable utilizado en el
despacho, ya sea valor del agua o costo variable térmico o precio de la
energía en un contrato preexistente).
En este caso, la compensación horaria a pagar por el Participante
Productor responsable que requiere el ensayo será la suma de:
a) El sobrecosto por Generación Forzada;
b) La suma de las compensaciones a pagar, de existir, a los
Participantes Productores que resultan desplazados.
TITULO V. RESTRICCIONES DE TRASMISION
Artículo 17. Las restricciones de capacidad de trasmisión en Trasmisión
Zonal, ya sea por restricciones de diseño o de Criterios de Desempeño
Mínimo, que obliguen generación serán consideradas responsabilidad de la
demanda.
Artículo 18. El sobrecosto correspondiente a dicha Generación Forzada se
asignará al Servicio de Administración de Restricciones de Transporte a
pagar por los Participantes Consumidores en su conjunto.
TITULO VI. ADMINISTRACION DE LA GENERACION FORZADA
Artículo 19. En el despacho y la operación del sistema el DNC asignará la
Generación Forzada que resulte requerida de acuerdo a lo establecido en
la Reglamento del Mercado Mayorista y el presente Anexo.
Artículo 20. En los Informes que elabore el DNC deberá identificar las
restricciones que afectaron el despacho y la Generación Forzada
resultante de cada restricción. Para cada restricción deberá identificar
la cantidad de horas en que la restricción provocó Generación Forzada,
las unidades afectadas, la energía forzada y el sobrecosto
correspondiente, sumando, de corresponder a ensayos, las compensaciones a
Participantes Productores desplazados.
Artículo 21. Cada hora en que la Generación Forzada de una unidad
generadora sea asignada como responsabilidad del Participante productor
al que pertenece dicha unidad (por ejemplo, ante restricciones por encima
de los valores reconocidos para la unidad), si bien a la unidad le
corresponderá para esas horas adicionales la compensación del sobrecosto,
dicho sobrecosto será pagado por el mismo Participante Productor. El
resultado de esta condición es que la remuneración neta horaria de la
unidad generadora será la valorización de la Generación Forzada asignada
como responsabilidad del Participante Productor al precio de la energía
en el Mercado Spot. En el caso de Generación Forzada por ensayos la
remuneración neta del Participante Productor podrá resultar menor si
resulta que debe pagar compensaciones a Participantes Productores
desplazados, de acuerdo a lo que se establece en este Anexo.
ANEXO VIII. DESPACHO Y PRECIO DE LA ENERGIA EN EL MERCADO SPOT
TITULO I. OBJETO
Artículo 1. El objeto del presente Anexo es describir la metodología de
detalle para la implementación del despacho y el cálculo del precio de la
energía en el Mercado Spot.
TITULO II. DESPACHO
Artículo 2. El despacho para el cálculo del Precio Spot incluirá la
disponibilidad real, tanto de generación como de trasmisión. La demanda y
generación que no pueda conectarse por una indisponibilidad (programada o
forzada), no resultará despachada o abastecida.
Artículo 3. Se entiende por restricciones de Criterios de Desempeño
Mínimo a las restricciones de tensión y seguridad de áreas. La Generación
Forzada por este motivo no participará en la formación del precio de la
energía en el Mercado Spot.
Artículo 4. La Generación Forzada por restricciones de la red de
distribución (problemas de tensión) será incluida como forzada en el
despacho y no participará en la formación del precio de la energía en el
Mercado Spot.
Artículo 5. Se entiende por restricciones operativas a las restricciones
de una unidad generadora que se apartan de sus condiciones reconocidas,
los tiempos de arranque y parada, y los requerimientos de Generación
Forzada por ensayos.
Artículo 6. En el despacho se incluirán los mínimos técnicos y potencias
máximas reconocidos, de acuerdo a lo que establece el Anexo. Se
considerará restricción operativa todo lo que se aparta de los valores
reconocidos (por ejemplo una restricción en la unidad informada por el
Generador que obligue un mínimo técnico mayor que el reconocido).
Artículo 7. Los tiempos de arranque y parada, y los requerimientos de
Generación Forzada por ensayos se incluirán en el despacho.
Artículo 8. El despacho será tal que mantenga la reserva operativa
requerida.
Artículo 9. El despacho tendrá en cuenta las restricciones de trasmisión,
tales como la máxima capacidad trasmisible y máximo a entregar por la red
a un área (restricciones de seguridad de área).
Artículo 10. El despacho se realizará con paso horario, representando la
condición al inicio de cada hora.
TITULO III. DATOS A UTILIZAR PARA EL CALCULO DEL PRECIO DE LA ENERGIA EN
EL MERCADO SPOT
CAPITULO I. DEMANDA (INCLUYENDO EXPORTACION)
Artículo 11. Para el cálculo del valor definitivo del precio de la
energía en el Mercado Spot, a cada hora se asignará la demanda horaria
registrada en el SMEC.
Artículo 12. De no contarse con los datos del SMEC dentro de los plazos
previstos para enviar a los Participantes la información a suministrar
con el posdespacho, la ADME utilizará los datos horarios de demanda de la
operación para obtener la estimación preliminar del precio.
Artículo 13. En caso de requerirse la evaluación de precios dentro de la
hora, debido a eventos que llevan a un cambio que afecta el precio de la
energía, se utilizará como dato de demanda total para la discriminación
menor que la horaria, la integración de la generación según las
mediciones del sistema de telecontrol y medida (SCADA). En caso de no
disponerse de medición SCADA, se utilizará la mejor información
disponible de la operación.
CAPITULO II. DISPONIBILIDAD DE GENERACION (INCLUYENDO IMPORTACION)
Artículo 14. Se utilizará la disponibilidad real resultado de la
operación.
Artículo 15. Se tomará como disponibilidad inicial la correspondiente a
la hora 0:00.
Artículo 16. Para cada cambio de disponibilidad (tales como disparo,
comienzo y fin de mantenimiento, etc.) se tendrá en cuenta la hora del
evento.
Artículo 17. Una unidad en prueba se considerará forzada para el
despacho.
CAPITULO III. DISPONIBILIDAD DE TRASMISION
Artículo 18. Se utilizará la disponibilidad registrada de la operación.
Artículo 19. Se tomará como disponibilidad inicial la correspondiente a
la hora 0:00.
Artículo 20. Para cada cambio de disponibilidad (incluyendo contingencia,
comienzo y fin de mantenimiento), se tendrá en cuenta la hora en que se
produjo.
CAPITULO IV. ENERGIA NO SUMINISTRADA Y RACIONAMIENTO PROGRAMADO
Artículo 21. Se tendrán en cuenta las condiciones de racionamiento
registradas de la operación, incluyendo para cada condición de energía no
abastecida:
a) Hora y fin de cada restricción al suministro, sea programado o por
actuación de esquemas de desconexión de cargas.
b) Estimación de demanda no abastecida.
CAPITULO V. COSTOS VARIABLES PARA EL DESPACHO
Artículo 22. Se utilizarán los costos variables para el despacho
suministrados, excepto los valores del agua que utilizarán los calculados
por el DNC.
Artículo 23. Para cada Grupo a Despachar (GD) térmico, se podrá utilizar
para el despacho un único valor de costo variable, dado por el
correspondiente a consumo específico medio.
Artículo 24. Para el cálculo del precio de la energía y de resultar la
unidad marginal un Grupo a Despachar (GD) térmico, se utilizará el costo
variable disponible para la condición de carga que resulta del despacho.
De no existir curva de consumo, se utilizará el único valor disponible.
TITULO IV. PRECIO DE LA ENERGIA ANTE EVENTOS
Artículo 25. Se entiende por evento, a la pérdida o recuperación de carga
(incluyendo exportación), y a una pérdida o recuperación de generación
(incluyendo importación).
Artículo 26. Si ocurre un sólo evento dentro de una hora, se tomará como
precio representativo del evento al precio al comienzo de la siguiente
hora. De este modo, el precio representativo desde el comienzo de la hora
hasta el minuto anterior al evento es el que resulta del despacho para la
hora, y el precio representativo desde el evento hasta el comienzo de la
siguiente hora al precio que resulta del despacho para la hora siguiente.
Así, si un evento sucede a las 7:19, el despacho determinará el precio
para las 7:00 y para las 8:00. El precio de las 7:00 se considerará hasta
las 7:18 asumiendo que es el primer evento que ocurre desde el inicio de
la hora, y el precio de las 8:00 como precio entre las 7:19 y las 8:00.
Si en cambio se presenta más de un evento dentro de una hora, se
calcularán los precios dentro de la hora para cada evento de acuerdo a la
siguiente metodología:
a) Se tomará el precio y despacho al comienzo de la hora, y se ordenará
la generación despachada (centrales hidroeléctricas, generación
térmica, ofertas en la interconexión internacional y unidades
racionamiento) por costos variables para el despacho crecientes. Se
ordenará también la generación restante prevista, no generando pero
disponible (o sea generación hidroeléctrica, generación térmica,
ofertas en la interconexión internacional y unidades de racionamiento)
ordenada por costos variables para el despacho crecientes.
b) Se tomará como precio previo al evento el correspondiente al despacho
del inicio de la hora. Se consideran los eventos por orden de hora de
ocurrencia.
c) Para el siguiente evento, se corregirá la lista de unidades
despachadas para representar el efecto del evento, de acuerdo a los
siguientes criterios:
i. Para el caso de pérdida de generación o recuperación de demanda,
se eliminarán de la lista de unidades despachadas las que
resulten indisponibles (de existir) y se agregarán en el orden de
la lista de unidades previstas, no generando, despachadas, tantas
como sean necesarias para cubrir la demanda prevista en el
evento, más pérdidas y reserva, incluyendo de ser necesario las
unidades racionamiento.
ii. Para el caso de recuperación de generación o pérdida de demanda,
se agregará a la lista de unidades despachadas la generación
recuperada (de corresponder) y eliminará por orden de costos
variables para el despacho decreciente tanta generación como sea
necesaria para cubrir la demanda prevista en el evento, más
pérdidas y reserva.
d) El precio representativo del evento se calculará con el siguiente
procedimiento:
i. De corresponder el evento a una condición de racionamiento o ser
insuficiente la reserva, el precio lo dará la primera unidad
falla.
ii. De no existir una condición de racionamiento y resultar reserva
mayor o igual que la requerida por los Criterios de Desempeño
Mínimo, el precio estará dado por la unidad más cara incluida en
la lista corregida de unidades que se prevé despachar, salvo que
el valor del agua sea mayor que este costo variable para el
despacho, en cuyo caso el precio será el valor del agua.
e) Se considerará el siguiente evento de la hora, repitiendo lo
establecido en c) y d), hasta haber determinado el precio en cada
evento dentro de la hora.
Artículo 27. La hora se dividirá en subintervalos de acuerdo a la hora en
que se produjo cada evento. El precio del subintervalo inicial estará
dado por el precio de la hora que resulta del despacho. El precio de cada
uno de los siguientes subintervalos estará dado por el precio
representativo definido para la condición del evento.
Artículo 28. El precio horario de la energía se obtendrá ponderando los
precios representativos de cada subintervalo de acuerdo a la duración del
subintervalo.
ANEXO IX. INGRESO COMO PARTICIPANTE DEL MERCADO
TITULO I. OBJETO
Artículo 1. Las disposiciones de este Anexo tienen por objeto describir
los pasos a seguir para la inscripción de los Participantes en el MMEE.
TITULO II. SOLICITUD PARA INGRESAR AL MERCADO
Artículo 2. Toda persona jurídica, que desee adquirir la categoría de
Participante en el MMEE, deberá presentar la solicitud de ingreso a la
ADME.
Esta solicitud será revisada y evaluada de conformidad con lo dispuesto
en el Reglamento del Mercado Mayorista, dentro del plazo de un mes a
partir de la fecha de recepción de la solicitud.
Artículo 3. La solicitud de ingreso deberá incluir al menos la siguiente
información:
a) Identificación de la persona, incluyendo domicilio, con acreditación
del representante legal que firma la solicitud.
b) Identificación de las actividades que desarrollará en el MMEE.
c) Identificación de cada nodo de la red en el que se conectará al
sistema, así como constancia de la existencia de los convenios de
conexión con el Transmisor correspondiente.
d) Identificación del equipamiento que se incorpora al sistema eléctrico,
de corresponder.
e) Identificación de los sistemas de medición, comunicación y protección,
según lo que establece el Reglamento del Mercado Mayorista.
f) Constancia de las garantías de pago requeridas en el Reglamento del
Mercado Mayorista.
g) Identificación de cuenta bancaria para la administración de los
créditos y débitos que surjan de las transacciones económicas en el
Mercado.
h) Fecha requerida para comenzar a operar en el Mercado, y fechas
previstas de entrada en servicio del equipamiento a instalar, en los
casos que corresponda.
Artículo 4. Para Generadores Térmicos se requerirá además la siguiente
información:
a) Para cada unidad generadora térmica, y para cada Grupo a Despachar
(GD) térmico que se acuerde con el DNC, los datos para costos
variables. Estos datos se deben ajustar a lo que establece el Anexo
del Reglamento del Mercado Mayorista de Energía Eléctrica: "Costos
Variables y Costos de Arranque Térmicos";
b) Costo variable de operación y mantenimiento, expresado en unidad
monetaria por MW hora;
c) Costos de arranque, en frío y en caliente, expresados en unidad de
combustible por arranque. Si el Grupo a Despachar (GD) corresponde a
un agrupamiento de unidades, el costo debe corresponder al arranque y
parada de una unidad;
d) Curva de rendimiento (o consumo específico) medio y en diferentes
niveles de carga por Grupo a Despachar (GD), expresada en unidad de
combustibles por MW neto. Se deberá incluir por lo menos el valor para
carga mínima y carga máxima. Si el Grupo a Despachar (GD) corresponde
a un agrupamiento de unidades, se deberá indicar el consumo
correspondiente a cada carga en que se modifica el número de unidades
generando;
e) Precios previstos de combustibles.
Artículo 5. La ADME verificará que el solicitante haya proporcionado la
información requerida. En caso contrario, le notificará por escrito las
deficiencias de la solicitud, para que sean resueltas. El solicitante
deberá proporcionar a la ADME constancia de que ha superado las
deficiencias. Todo rechazo por la ADME deberá ser notificado al
solicitante, con copia al Regulador.
Artículo 6. Una vez aceptada la solicitud, la ADME le notificará y pasará
a ser considerado Participante del Mercado.
Artículo 7. La modificación de cualquier dato técnico deberá hacerse
dentro de los plazos indicados en el Anexo Información Operativa para la
Programación, el Despacho y la Operación. Cualquier otro dato incluido en
la solicitud de ingreso que vaya a ser modificado, deberá notificarse a
la ADME con una anticipación de al menos 2 (dos) semanas antes de entrar
en aplicación.
TITULO III. REGISTRO
Artículo 8. La ADME deberá contar con un registro con los Participantes
del Mercado habilitados, y la información suministrada en su solicitud de
ingreso y posteriores actualizaciones.
ANEXO X. INCUMPLIMIENTOS A LOS PROGRAMAS DE GENERACION O RACIONAMIENTO
Artículo 1. La banda de tolerancia para medir el cumplimiento de los
programas de generación, tanto en condiciones de operación normal como en
condición de racionamiento forzado, se define como el máximo entre ±3
(más menos tres) MW de la potencia despachada por punto de conexión y el
±5% (más menos cinco por ciento) de la energía a inyectar o retirar de la
red en cada hora, según corresponda, de acuerdo a las instrucciones del
DNC.
Artículo 2. De inyectar, un GD, por encima de la generación asignada por
el DNC en más de la banda de tolerancia definida, habiendo sido advertido
por el DNC de su falta, no será remunerado por la energía inyectada en
exceso. El valor resultante de multiplicar dicha energía por el precio
del Mercado Spot será asignado como un crédito a los Agentes que
disminuyeron su generación asignada de energía en la hora en que ocurrió
la falta.
Artículo 3. En caso de incumplimiento de un Agente en mantenerse dentro
de una banda de tolerancia en caso de programas de racionamiento, deberá
pagar la energía retirada en exceso al precio ofertado por el GD que
estaba inmediatamente superior a la unidad marginal en el orden de mérito
de despacho. El monto cobrado al Participante del Mercado que incumple
será asignado como un crédito a los Participantes del Mercado que
retiraron energía en la hora en que ocurrió la falta.
ANEXO XI. SISTEMA DE PRECIOS ESTABILIZADOS PARA DISTRIBUIDORES
Artículo 1. Junto con la Programación Estacional de largo plazo y con los
escenarios definidos para dicha programación, el DNC determinará la serie
de Precios Spot esperada por bloque horario y de compra Spot horario. Con
dichos resultados, el DNC calculará para cada Distribuidor, en cada mes y
total del semestre, la energía Spot que se prevé comprar y el costo de
compra Spot (en cada bloque horario y total), para condición media
(probabilidad 50% - cincuenta por ciento), condición seca (probabilidad
de excedencia 80% - ochenta por ciento), condición extra seca
(probabilidad de excedencia 95% - noventa y cinco por ciento) y condición
húmeda (probabilidad de excedencia 20% - veinte por ciento).
Artículo 2. Para cada condición, se calcularán los correspondientes
precios estabilizados por bloque horario, mensual y semestral, dividiendo
el costo de compra Spot previsto por la energía Spot que se prevé
comprar.
Artículo 3. El DNC calculará el fondo requerido en cada mes del semestre
para condición seca y extra seca de acuerdo a lo establecido en el
Reglamento del Mercado Mayorista.
Artículo 4. El DNC calculará el ajuste del fondo a transferir a tarifas
de acuerdo al siguiente procedimiento:
a) El DNC calculará el estado inicial previsto del Fondo de
Estabilización al comienzo del siguiente período semestral de
estabilización.
b) Si el estado inicial previsto del Fondo es menor que el fondo
semestral requerido para la condición seca, el ajuste del Fondo será
igual al faltante, pero con signo positivo, para contar con el fondo
requerido.
c) Si el estado inicial del Fondo es mayor que el fondo semestral
requerido para la condición seca pero menor que para la condición
extra seca, el ajuste del Fondo será cero.
d) Si el estado inicial del Fondo es mayor que el fondo semestral
requerido para la condición extra seca, el ajuste del Fondo será el
sobrante con signo negativo.
Artículo 5. De acuerdo al ajuste calculado, el DNC calculará para cada
Distribuidor el costo de compra para distintas condiciones hidrológicas:
a) Condición de media: El costo total en sus nodos como el costo de
compra Spot para probabilidad 50% (cincuenta por ciento) más el ajuste
del Fondo.
b) Condición húmeda: El costo total en sus nodos como el costo de compra
Spot para probabilidad 20% (veinte por ciento).
c) Condición seca: El costo total en sus nodos como el costo de compra
Spot para probabilidad 80% (ochenta por ciento) más el ajuste del
Fondo.
d) Condición extra seca: El costo total en sus nodos como el costo de
compra Spot para probabilidad 95% (noventa y cinco por ciento) más el
ajuste del Fondo.
Artículo 6. En cada condición, el ajuste del Fondo se distribuirá entre
los tres bloques en forma proporcional al costo de compra Spot en cada
uno. El DNC calculará los correspondientes precios estabilizados por
bloque horario, mensual y semestral, dividiendo el costo total (Spot más
ajuste) por la energía Spot que se prevé comprar.
ANEXO XII. RESERVA NACIONAL Y RESERVA ANUAL
TITULO I. RESERVA NACIONAL
Artículo 1. En el cálculo del requerimiento de Potencia Firme Nacional,
se considerará como módulo razonable para la instalación de nueva
generación 100 (cien) MW.
Artículo 2. La licitación de Reserva Nacional se realizará previo al
inicio de cada año, dentro de lo posible con posterioridad a la
licitación de contratos de Distribuidores.
TITULO II. RESERVA ANUAL
Artículo 3. La licitación de Reserva Anual se realizará previo al inicio
de cada año, luego de la licitación de Reserva Nacional. De no haber
requerimiento de Reserva Nacional, será dentro de lo posible con
posterioridad a la licitación de contratos de Distribuidores.