Buenos Aires, 28 de diciembre de 1995

Secretaría de Energía, Transporte y Comunicaciones
ENERGIA ELECTRICA
Modifícase el Anexo I de la Resolución N° 61/92 de la ex - Secretaría de Energía Eléctrica en lo referente a los procedimientos para el cálculo de precios en el Mercado Eléctrico Mayorista.
Bs. As., 28/12/95
VISTO el Expediente N° 750-003548/95 del Registro del MINISTERIO DE ECONOMÍA Y OBRAS Y SERVICIOS PÚBLICOS, y
CONSIDERANDO:
Que de lo dispuesto en el Artículo 36 del Marco Regulatorio Eléctrico surge que corresponde a esta Secretaría regular los procedimientos para el cálculo de precios en el Mercado Spot sobre la base del costo económico del sistema.
Que la existencia de pérdidas en la red eléctrica afecta las transacciones de energía y potencia en el MEM.
Que si bien las pérdidas de energía por potencia activa son tenidas en cuenta en el cargo variable por energía eléctrica transportada a través de los factores de nodo, no sucede lo mismo con las pérdidas de energía por potencia reactiva y las pérdidas no variables de Transporte.
Que las pérdidas no pagadas son tomadas actualmente por el fondo respectivo, Fondo de Estabilización para la energía y Fondo de Apartamiento de la Potencia para la potencia, que absorben las diferencias entre los montos a cobrar y los montos a pagar.
Que los fondos se ven afectados negativamente por motivos ajenos al cálculo en sí mismo del Precio Estacional de la Energía y de la Potencia.
Que la reducción en el Fondo de Estabilización incrementa el Precio Estacional de la Energía y como consecuencia las tarifas de usuarios finales que compran a nivel minorista.
Que la reducción en el Fondo de Apartamiento de la Potencia incrementa el Precio Estacional de Servicios Asociados a la Potencia, y como consecuencia las tarifas de usuarios finales que compran a nivel minorista, principalmente las tarifas minorista de grandes consumidores.
Que es necesario realizar precisiones acerca de las distintas maneras de establecer los compromisos de abastecimiento en los contratos a término.
Que el precio de punta debe reflejar adecuadamente el real gasto incurrido por el Generador por ser despachado en tal banda horaria.
Que el generador puede evaluar los costos a adicionar al sobrecosto de referencia de punta en cada una de sus máquinas turbovapor.
Que cabe precisar la forma en que deben declararse los datos en la Base de Datos Estacional.
Que las facultades para el dictado del presente acto surgen de lo dispuesto en los Artículos 35, 36 y 85 de la Ley N° 24.065 y el Artículo 1° del Decreto N° 432 del 25 de agosto de 1982.
Por ello,
EL SECRETARIO DE ENERGÍA, TRANSPORTE Y COMUNICACIONES
RESUELVE:
Artículo 1°- Sustitúyese el punto 2.4.5. "Fondo de Estabilización" del capítulo 2. "PRECIOS ESTACIONALES" de los "Procedimientos para la Programación de la Operación, el Despacho de Cargas y el Cálculo de Precios en el Mercado Eléctrico Mayorista" (LOS PROCEDIMIENTOS), que como Anexo I integran la Resolución ex-SEE N° 61 del 29 de abril de 1992 con sus modificatorias y complementarias, por el texto que con igual numeración y denominación se incluye en el Anexo I de esta Resolución de la que forma parte integrante.
Art. 2°- Agrégase el punto 2.4.7. "CARGO POR ENERGÍA ADICIONAL" al capítulo 2. "PRECIOS ESTACIONALES" de los "Procedimientos para la Programación de la Operación, el Despacho de Cargas y el Cálculo de Precios en el Mercado Eléctrico Mayorista" (LOS PROCEDIMIENTOS), que como Anexo I integran la Resolución ex-SEE N° 61 del 29 de abril de 1992 con sus modificatorias y complementarias, por el texto que se incluye en el Anexo II de esta Resolución de la que forma parte integrante.
Art. 3°- Sustitúyense los puntos 2.5.3.2. "PRECIO DE LA POTENCIA DESPACHADA", 2.5.3.3. "PRECIO DE LA RESERVA DE POTENCIA", 2.5.3.4. "PRECIO POR SERVICIOS ASOCIADOS A LA POTENCIA" y 2.5.3.6. "FONDO DE APARTAMIENTO DE LA POTENCIA" del Capítulo 2. "PRECIOS ESTACIONALES" de los "Procedimientos para la Programación de la Operación, el Despacho de Cargas y el Cálculo de Precios en el Mercado Eléctrico Mayorista" (LOS PROCEDIMIENTOS), que como Anexo I integran la Resolución ex-SEE N° 61 del 29 de abril de 1992 con sus modificatorias y complementarias, por el texto que con igual numeración y denominación se incluye en el Anexo III de esta Resolución de la que forma parte integrante.
Art. 4°- Sustitúyese el punto 2.13.2. "PRECIOS DE REFERENCIA DE LA ENERGÍA PARA LAS TARIFAS DE DISTRIBUIDORES" del Capítulo 2. "PRECIOS ESTACIONALES" de los "Procedimientos para la Programación de la Operación, el Despacho de Cargas y el Cálculo de Precios en el Mercado Eléctrico Mayorista" (LOS PROCEDIMIENTOS), que como Anexo I integran la Resolución ex-SEE N° 61 del 29 de abril de 1992 con sus modificatorias y complementarias, por el texto que con igual numeración y denominación se incluye en el Anexo IV de esta Resolución de la que forma parte integrante.
Art. 5°- Sustitúyese los puntos 4.4.2. "CONTRATOS DE ABASTECIMIENTO" y 4.4.2.1. "Curva de Carga Representativa" del Capítulo 4. "MERCADO A TERMINO" de los "Procedimientos para la Programación de la Operación, el Despacho de Cargas y el Cálculo de Precios en el Mercado Eléctrico Mayorista" (LOS PROCEDIMIENTOS), que como Anexo I integran la Resolución ex-SEE N° 61 del 29 de abril de 1992 con sus modificatorias y complementarias, por el texto que con igual numeración y denominación se incluye en el Anexo V de esta Resolución de la que forma parte integrante.
Art. 6°- Sustitúyese el punto 4.9. "DISTRIBUIDORES Y GRANDES USUARIOS CON CONTRATOS DE ABASTECIMIENTO" del Capítulo 4 "MERCADO A TERMINO" de los "Procedimientos para la Programación de la Operación, el Despacho de Cargas y el Cálculo de Precios en el Mercado Eléctrico Mayorista" (LOS PROCEDIMIENTOS), que como Anexo I integran la Resolución ex-SEE N° 61 del 29 de abril de 1992 con sus modificatorias y complementarias, por el texto que con igual numeración y denominación se incluye en el Anexo IV de esta Resolución de la que forma parte integrante.
Art. 7°- Sustitúyese el Anexo 2: "BASE DE DATOS ESTACIONAL" de los "Procedimientos para la Programación de la Operación, el Despacho de Cargas y el Cálculo de Precios en el Mercado Eléctrico Mayorista" (LOS PROCEDIMIENTOS), que como Anexo I integran la Resolución ex-SEE N° 61 del 29 de abril de 1992 con sus modificatorias y complementarias, por el texto que con igual numeración y denominación se incluye en el Anexo VII de esta Resolución de la que forma parte integrante.
Art. 8°- Sustitúyese el punto 6.2. "DECLARACIÓN DEL SOBRECOSTO DE PRODUCCIÓN DE UNA MÁQUINA DE BASE TURBOVAPOR OPERANDO DE PUNTA" del Anexo 13: "VALORES DE REFERENCIA Y MÁXIMOS RECONOCIDOS PARA COMBUSTIBLES, FLETES Y COSTOS VARIABLES DE PRODUCCIÓN" de los "Procedimientos para la Programación de la Operación, el Despacho de Cargas y el Cálculo de Precios en el Mercado Eléctrico Mayorista" (LOS PROCEDIMIENTOS), que como Anexo I integran la Resolución ex-SEE N° 61 del 29 de abril de 1992 con sus modificatorias y complementarias, por el texto que con igual numeración y denominación se incluye en el Anexo VIII de esta Resolución de la que forma parte integrante.
Art. 9°- Lo dispuesto en los artículo precedentes del presente acto será de aplicación a partir de la Programación Estacional que comienza el 1° de febrero de 1996.
Art. 10.- Notifíquese a la COMPAÑÍA ADMINISTRADORA DEL MERCADO MAYORISTA ELÉCTRICO SOCIEDAD ANÓNIMA (CAMMESA).
Art. 11.- Comuníquese, publíquese, dése a la Dirección Nacional del Registro Oficial y archívese.- Ing. Carlos M. BASTOS.
ANEXO I
CAPÍTULO 2.- PRECIOS ESTACIONALES
2.4.5. Fondo de Estabilización
Cada mes surgirá una diferencia entre lo recaudado por compras de energía y lo abonado por ventas de energía y por variables de transporte en el MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA (MEM) que se acumula en el Fondo de Estabilización, excluídas las diferencias que surgen atribuibles a las pérdidas. La evolución de este fondo refleja la diferencia acumulada entre el Precio Estacional de la Energía y el Precio Spot medio de la energía.
La recaudación a asignar está dada por la suma de:
* los montos pagados por los Distribuidores por su compra de energía realizada al Precio Estacional de la energía;
* los montos pagados por la compra de energía realizada a Precio Spot por Grandes Usuarios y Autogeneradores;
* los montos pagados al correspondiente Precio Spot por las centrales de bombeo por su compra de energía para bombear;
* los montos pagados por los Contratos del Mercado a Término en concepto de cargo variable del Transporte;
* los montos pagados por las exportaciones a países interconectados realizadas en el Mercado Spot;
* el Monto Mensual de Diferencia por Energía que se retira de la Cuenta de Energía Adicional;
El total pagado está dado por la suma de:
* los montos remunerados a Generadores, Autogeneradores y Cogeneradores por las ventas de energía en el Mercado Spot;
* los montos remunerados por las ventas de energía en el Mercado Spot a Distribuidores y Grandes Usuarios con contratos;
* el monto asignado a la Cuenta de Apartamiento del Transporte como remuneración variable por energía eléctrica transportada (RVTE);
* los montos abonados por las importaciones Spot de energía de países interconectados.
El fondo requiere contar con un monto mínimo para cubrir el pago a los vendedores de resultar los precios Spot durante el trimestre superiores al Precio Estacional. Para cada trimestre, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe calcular el Apartamiento Máximo Previsto (APMAX) como la diferencia que resultaría si la demanda total prevista abastecer a Distribuidores al Precio Estacional se debe generar a un precio que resulte mayor en un determinado porcentaje, denominado Porcentaje de Apartamiento (%AP), que el correspondiente a una probabilidad de ocurrencia de 50 %. El Porcentaje de Apartamiento se define en el 15%. El ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe calcular dicho precio medio como el promedio de los precios por banda horaria para una probabilidad de ocurrencia del 50% (PROBb, 50%) ponderado por la demanda prevista abastecer a precio estacional en cada banda horaria.
El Apartamiento máximo resulta entonces:

siendo:
* b = banda horaria de pico, valle y resto.
* DEMESTBbj = demanda prevista abastecer a Precio Estacional al Distribuidor "j" durante el trimestre en la banda horaria "b".
Para la Programación Estacional y Reprogramación Trimestral se definirá la condición en que se encuentra el fondo de acuerdo al monto disponible calculado como el monto acumulado en el Fondo de Estabilización al 1 de abril de tratarse de la Programación Estacional de Invierno, al 1 de octubre de cada año de ser la Programación Estacional de Verano, y al 1 de julio y al 1 de enero para la reprogramación de invierno y de verano respectivamente, más el monto con su correspondiente signo a asignar en el trimestre al precio de Distribuidores por el apartamiento por Precio Local (APTOTPL).
Se definen las siguientes condiciones:
* El fondo se encuentra en situación adecuada si el monto disponible no es inferior al Apartamiento Máximo ni lo supera en más de un 10%.
* El Fondo se encuentra en situación de probable sobrante si el monto supera al Apartamiento Máximo previsto dentro de una banda que oscila entre un 10% y un 25%.
* El Fondo cuenta con recursos en exceso si el monto disponible supera al Apartamiento Máximo previsto en más de un 25%.
* El Fondo se encuentra en situación de probable faltante si el monto calculado es inferior al Apartamiento Máximo Previsto pero mayor que el 85% de dicho valor.
* El Fondo tiene falta de recursos si el monto disponible es inferior al 85% pero mayor que el 40% del Apartamiento Máximo Previsto.
* El Fondo no tiene recursos si el monto disponible es inferior al 40% del Apartamiento Máximo Previsto.
ANEXO II
2.4.7. CARGO POR ENERGÍA ADICIONAL
2.4.7.1. Cálculo de las Diferencias por Pérdidas.
Para abastecer la demanda, la red eléctrica tiene un nivel de pérdidas y, como resultado, en todo momento la generación de energía y potencia requerida para abastecer a los agentes consumidores es superior a su demanda de energía y potencia. Dichas pérdidas afectan el pago y cobro de energía y de potencia.
Las pérdidas son atribuibles a los siguientes motivos:
* Pérdidas variables por energía activa transportada.
* Pérdidas variables de energía reactiva transportada.
* Pérdidas de energía no variables del Transporte (pérdidas en vacío de transformador y efecto corona)
Para un período "p", se denomina Diferencia por Energía (DIFE^p, en MWh) al valor de pérdidas de energía medidas en dicho período debidoa las pérdidas variables por energía reactiva transportada y las pérdidas no variables de Transporte que afectan las transacciones de energía. Al finalizar cada semana "s" el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe realizar el cierre entre generación y demanda de energía medidas. Al valor resultante como pérdidas totales de energía le debe restar las pérdidas variables de Transporte por energía que resulta el cálculo de los Factores de Nodo horarios. El resultado de esta resta se considera la Diferencia por Energía de la semana.
La Diferencia por Energía de un mes "m" (DIFE^m, en MWh) se calcula totalizando las diferencias correspondientes a las semanas del mes, asignando a aquellas semanas que no estén comprendidas totalmente dentro del mes la parte de su Diferencia por Energía proporcional a la energía abastecida en los días de la semana que pertenecen al mes dentro de la demanda total de energía abastecida en la semana.
Para cada semana "s", se denomina Monto Semanal de Diferencia por Energía (SEMDIFE^s en $) al monto faltante que surge en las transacciones de energía debido a la Diferencia por Energía. Este monto se calcula:
* totalizando el monto que correspondería pagar por energía a los Generadores, valorizando la generación al precio de nodo de la energía, y al Transporte, como el monto asignado a la Cuenta de Apartamiento del Transporte en concepto de remuneración variable por energía eléctrica transportada (RVTE) y el monto asignado a la Cuenta de Restricciones a la Capacidad de Transporte en concepto de Recaudación Variable por Precio Local de Energía (RVPLE).
* y restando el monto que se recaudaría en concepto de energía si toda la demanda se comprara en el Mercado Spot, valorizando la demanda abastecida a su precio de nodo de la energía.
Para un mes "m", se denomina Monto Mensual de Diferencia por Energía ($DIFE^m) a la suma del Monto Semanal de Diferencia por Energía (SEMDIFE^s) de las semanas del mes, asignando a aquellas semanas que no estén comprendidas totalmente dentro del mes una parte del monto calculado proporcional a la energía abastecida en los días de la semana que pertenecen al mes dentro de la demanda total de energía abastecida en la semana.
Para un mes "m", se denomina Precio Spot Mensual de la Energía (PMMES^m) al promedio del precio Spot de la energía en el Mercado de las horas del mes, ponderado por la demanda abastecida.
Para un mes "m", se denomina Porcentaje de Diferencia por Energía (%DIFE^m) a la proporción del Precio Spot Mensual de la energía que representa el precio que resulta para las pérdidas medidas en la Diferencia por Energía. Dicho precio de las pérdidas se calcula dividiendo el Monto Mensual de Diferencia por Energía ($DIFE^m) por la Diferencia por Energía (DIFE^m).

Para un período "p", se denomina Diferencia por Potencia (DIFP^p, en MW en horas fuera de valle de días hábiles) al valor de pérdidas de energía medidas en horas fuera de valle de días hábiles del período y que afectan a las transacciones de potencia. Al finalizar cada semana "s" el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe calcular la Diferencia por Potencia de la semana realizando el cierre entre la integración de la potencia generada y la integración de la potencia demandada medidas en horas fuera de valle de días hábiles.
La Diferencia por Potencia de un mes "m" (DIFP^m, en MW en horas fuera de valle de días hábiles) se calcula totalizando las diferencias de las semanas del mes, asignando a aquellas semanas cuyos días hábiles no estén comprendidos totalmente dentro del mes una parte de su Diferencia por Potencia proporcional a la energía abastecida en las horas fuera de valle de los días hábiles del mes que pertenecen a la semana dentro de la demanda total de energía abastecida en las horas fuera de valle de días hábiles de la semana.
Para una semana "s" se denomina Monto Semanal de Diferencia por Potencia (SEMDIFPs) al monto faltante que surge en las transacciones de potencia debido a la Diferencia por Potencia. Este monto se calcula:
* totalizando el monto que corresponde pagar por potencia generada a los Generadores, valorizando la potencia generada en horas fuera de valle de días hábiles al precio de la potencia en el nodo, y al Transporte, como el monto definido como Sobrecostos (SC) para el cálculo de los Factores de Adaptación.
* y restando el monto que se recaudaría en concepto de potencia demandada, si toda la demanda se comprara en el Mercado Spot, valorizando la demanda abastecida en horas fuera de valle de días hábiles al precio de la potencia en el nodo.
Para un mes "m", se denomina Monto Mensual de Diferencia por Potencia ($DIFP^m) a la suma del Monto Semanal de Diferencia por Potencia (SEMDIFP^s) de las semanas del mes, asignando a aquellas semanas cuyos días hábiles no estén comprendidos totalmente dentro del mes de la parte de la correspondiente Diferencia por Potencia proporcional a la energía abastecida en las horas fuera de valle de los días hábiles del mes que pertenecen a dicha semana dentro de la demanda total de energía abastecida en las horas fuera de valle de los días hábiles de la semana.
Para un mes "m", se denomina Porcentaje de Diferencia por Potencia (%DIFP^m) al porcentaje que representa dentro del Precio de la Potencia en el Mercado ($PPAD) el precio que resulta de dividir el Monto Mensual de Diferencia por Potencia ($DIFP^m) por la Diferencia por Potencia del mes.
%DIFP^m = ($DIFP^m / DIFP^m) / $PPAD
2.4.7.2. Precio Estacional por Energía Adicional.
Junto con la Progranmación Estacional y Reprogramación Trimestral, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe incluir un informe, histórico, de la energía correspondiente a Diferencia por Energía (DIFE^m) y a Diferencia por Potencia (DIFP^m) registradas mensualmente, indicando valores medios, máximos y mínimos, tendencia observada y su análisis. En base a este informe, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe proponer la Diferencia Trimestral Prevista por Energía (DIFE^t) y la Diferencia Trimestral Prevista por Potencia (DIFP^t) a utilizar en la Programación.
Debe incluir también en dicho informe el Porcentaje de Diferencia por Energía (%DIFE^m) y de Diferencia por Potencia (%DIFP^m) que resulta históricamente de los cálculos, indicando valores medios, máximos y mínimos, tendencia observada y su análisis. En base a ello, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe proponer el Porcentaje Previsto por Energía (%DIFE^t) y el Porcentaje Previsto por Potencia (%DIFP^t) a utilizar en la Programación.
El ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe informar el estado previsto al comienzo de cada período a programar de la Cuenta por Energía Adicional, que se define en el punto 2.4.7.4. Para el primer trimestre del período a programar ("t1"), el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe considerar como ajuste al Precio Estacional por Energía Adicional el saldo previsto en dicha cuenta al comienzo del período a programar (SALADIC), con signo invertido, dividido por la demanda de energía prevista abastecer a Distribuidores (DEMDIST) en el trimestre.
AJUSA^t1 ($/MWh) = - SALADIC / DEMDIST^t1
Para el segundo trimestre ("t2") del Período Estacional, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe considerar que el ajuste es cero.
El ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe calcular para cada Período Trimestral "t":
a) el Porcentaje Previsto de la Diferencia por Energía (%PERDE), como el producto del porcentaje que representa la Diferencia Trimestral Prevista por Energía (DIFE^t) dentro de la demanda prevista abastecer en el trimestre (DEMPREV), por el Porcentaje Previsto por Energía (%DIFE^t).
DIFE^t
%PERDE^t = ------------------------------------* % DIFE^t
DEMPREV^t
b) el Porcentaje Previsto de la Diferencia por Potencia (%PERDP), calculado como el producto del porcentaje que representa la Diferencia Trimestral Prevista por Potencia (DIFP^t) dentro de la demanda prevista abastecer en horas fuera de valle de días hábiles en el trimestre (DEMPREVHFV), por el Porcentaje Previsto por Potencia (%DIFP^t).
DIFP^t
%PERDP^t = -------------------------------------- * % DIFP^t
DEMPREVHFV^t
El ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe calcular el Precio Estacional por Energía Adicional (PERDEST^tb) que corresponde a caba banda horaria "b" en cada trimestre "t" del período a programar totalizando los siguientes valores:
a) El precio de la Diferencia por Energía, calculado como el producto del Porcentaje Previsto de la Diferencia por Energía (%PERDE^t) por el Precio de Referencia de la Energía en el Mercado (PREF) en dicha banda para el trimestre.
b) Para las bandas horarias de pico y resto, el precio en horas de valle de días hábiles de la Diferencia por Potencia multiplicando el Porcentaje Previsto de la Diferencia por Potencia (%PERDP^t) por el Precio de la Potencia en el Mercado ($PPAD), convertido en horas de pico y resto multiplicando por el porcentaje que representan las horas fuera de valle de días hábiles en el total de horas fuera de valle del trimestre.
c) el ajuste calculado (AJUSA^t) dado el monto a recuperar en el trimestre del saldo de la Cuenta por Energía Adicional.
Para "b" horas restantes o pico,
PERDEST^tb($/MWh) = PREF^tb * %PERDE^t + $PPAD * %PERDP^t * NHFVT^t/NFVT^t + AJUSA^t
Para "b" horas de valle,
PERDEST^tb ($/MWh) = PREF^tb * %PERDE^t + AJUSA^t
siendo:
* NHFVT^t = cantidad de horas fuera de valle de días hábiles del trimestre "t".
* NFVT^t = cantidad de horas fuera de valle del trimestre "t".
2.4.7.3. Cálculo del Cargo por Energía Adicional.
Los Distribuidores, Grandes Usuarios y Autogeneradores como consumidores del MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA (MEM) comparten el pago de las diferencias que surgen debido a las pérdidas. Para ello, pagan mensualmente un Cargo por Energía Adicional de acuerdo a la energía consumida en el mes.
2.4.7.3.1. Valor Semanal de la Energía Adicional
Al finalizar cada semana "s", el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe evaluar el saldo de las pérdidas en el Mercado calculando la Diferencia por Energía y la Diferencia por Potencia que resulta y el monto semanal correspondiente, de acuerdo a la metodología establecida en el punto 2.4.7.1.
Los montos calculados se deben repartir entre la demanda total del MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA (MEM) abastecida en dicha semana. El ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe calcular:
a) el Valor Semanal de la Diferencia por Energía (VALSEME), dividiendo el Monto Semanal de Diferencia por Energía (SEMDIFEs) por la integración de la demanda horaria (PDEM) total abastecida en la semana.






SEMDIFEs






VALSEMEs ($/MWh) = ----------------------------------

















siendo:
* h = horas de la semana
* j = agentes consumidores
b) el Valor Semanal de la Diferencia por Potencia (VALSEMP), dividiendo el Monto Semanal de Diferencia por Potencia (SEMDIFPs) por la integración de la demanda horaria total abastecida (PDEM) en horas fuera de valle de días hábiles.






SEMDIFP^s






VALSEMPs ($/MW hfv) = -------------------------------------------

















siendo:
* h1 = horas fuera de valle de días hábiles de la semana
* j = agentes consumidores
2.4.7.3.2. Cargo por Energía Adicional para Grandes Usuarios y Autogeneradores.
Al finalizar cada mes "m", el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe calcular el Cargo por Energía Adicional (CARADIC) de cada Autogenerador y Gran Usuario "j" en función a su demanda horaria abastecida (PDEM), totalizando el cargo que resulta para cada semana incluida en el mes en función de los correspondientes Valor Semanal de la Diferencia por Energía y por Potencia.

siendo:
* s = semanas que incluyen días del mes "m"
* h(s) = horas de la semana "s" que se encuentran en días del mes "m".
* h1(s) = horas fuera de valle de los días hábiles de la semana "s" que se encuentran en el mes "m".
2.4.7.3.3. Cuenta por Energía Adicional.
La diferencia mensual que surge entre lo que deberían pagar los Distribuidores de acuerdo al Valor Semanal de la Diferencia por Energía y por Potencia de las semanas del mes y su energía consumida, y lo efectivamente recaudado de dichos agentes en concepto de Cargo por Energía Adicional, se acumula dentro del Fondo de Estabilización en una subcuenta denominada Cuenta por Energía Adicional.
Al finalizar cada mes, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe asignar a esta cuenta lo recaudado de los agentes consumidores en concepto de Cargo por Energía Adicional, y le debe retirar el Monto Mensual de Diferencia por Energía para asignarlo al Fondo de Estabilización y el Monto Mensual de Diferencia por Potencia para asignarlo al Fondo de Apartamiento de la Potencia.
El ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED), junto con la información de seguimiento de estado del Fondo de Estabilización, debe realizar el seguimiento de la Cuenta por Energía Adicional. El monto acumulado en esta cuenta es transferido al cálculo del Precio Estacional por Energía Adicional del siguiente Período Trimestral, como se indica en el punto 2.4.7.2.
Para la evaluación del estado del Fondo de Estabilización en lo que hace a definir la probabilidad a utilizar para definir el Precio de Referencia de la Energía en el Mercado, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) no debe incluir el resultado de la Cuenta por Energía Adicional.
ANEXO III
2.5.3.2. PRECIO DE LA POTENCIA DESPACHADA
En la Programación Estacional, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe calcular el Precio Estacional de la Potencia Despachada.
El Precio Base de la Potencia Despachada (PHRBAS) refleja el precio base horario de la potencia para cada MW generado en las horas fuera de valle de los días hábiles del trimestre programado. El ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe definir dicho precio igual al Precio Base de la Potencia.
Este precio se expresará también como un valor por MW medio mes comprado a Precio Estacional en las horas fuera de valle de días hábiles. Para ello, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe multiplicar el Precio Base de la Potencia Despachada (PHRBAS) por el número de horas fuera de valle de días hábiles promedio mes en el trimestre.
PMESBAS^t ($/MW mes) = PHRBAS^t * NHFVT / 3
siendo NHFVT el total de horas fuera de valle de días hábiles del trimestre.
El Precio por Confiabilidad (PHRCONF) refleja el precio horario por confiabilidad asignado a la potencia generada en las horas fuera de valle de los días hábiles. El ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe definir dicho precio igual al Precio por Confiabilidad de la Potencia.
El ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe calcular además el correspondiente precio por MW medio mes comprado a Precio Estacional en las horas fuera de valle de días hábiles debe multiplicar el Precio por Confiabilidad (PHRCONF) por el número de horas fuera de valle de días hábiles promedio mes en el trimestre.
PMESCONF^t ($/MW mes) = PHRCONF^t * NHFVT^t / 3
Al finalizar cada mes "m" del trimestre "t", el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe calcular la compra de potencia a Precio Estacional realizada por cada Distribuidor, Autogenerador y Gran Usuario descontando de su demanda registrada en las horas fuera de valle de días hábiles la demanda cubierta en dichas horas por sus Contratos del Mercado a Término. La correspondiente potencia media representa la compra de potencia en el mes de cada Distribuidor, Autogenerador y Gran Usuario "j" en las horas fuera de valle de días hábiles.
S h máx (PDEM^hj - S k PCONT^hkj , 0)
COMPOTmj (MW)= --------------------------------------------------------------------------------
NHFVMES
dónde:
* h = horas fuera de valle de días hábiles del mes "m"
* PDEM^hj = demanda de potencia en la hora "h" del Distribuidor, Autogenerador o Gran Usuario "j".
* PCONT^hkj = potencia cubierta para la hora "h" por el contrato del Mercado a Término entre el agente "k" y el Distribuidor, Autogenerador o Gran Usuario "j".
* NHFVMES = total de horas fuera de valle de días hábiles del mes.
Para cada mes "m", el Distribuidor, Autogenerador y Gran Usuario "j" debe pagar un Cargo por Potencia Despachada (CARGOPDESP) que el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe calcular multiplicando la compra de potencia realizada en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) durante el mes por el Precio Base por Potencia Despachada más el Precio por Confiabilidad del correspondiente trimestre "t", transferido a su nodo a través del Factor de Adaptación.
CARGOPDESP^mj($) = COMPOT^mj * (PMESCONF^t + PMESBAS^t) * FAj
2.5.3.3. PRECIO DE LA RESERVA DE POTENCIA.
Cada mes los Distribuidores, Autogeneradores y Grandes Usuarios pagan un cargo por reserva no regulante que debe alcular el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) multiplicando el Precio de la Reserva que corresponde al agente consumidor, por el requerimiento de reserva de dicho agente. Este requerimiento es calculado con el Requerimiento Máximo de Potencia en el mes (REQMAX) definido en el punto 2.5.3.1., salvo en el caso de Grandes Usuarios Interrumpibles en que es cero.
Para cada Período Trimestral, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe definir un Precio Estacional por Reserva de Potencia para Distribuidores en función de la reserva no regulante prevista para el período, el Precio de la Potencia en el Mercado y el estado de la Cuenta de Apartamiento de la Reserva. A su vez, cada mes debe definir un Precio Mensual por Reserva en función de la reserva no regulante real de dicho mes, el Precio de la Potencia en el Mercado y los precios que resulten para la reserva fría.
2.5.3.3.1. Precio Estacional por Reserva de Potencia.
En la Programación Estacional, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe calcular la Remuneración de la Reserva No Regulante (REMRES) totalizando para cada trimestre del período los siguientes conceptos.
a) La integración de la potencia en reserva prevista en las horas fuera de valle de días hábiles en las máquinas previstas generando multiplicada por el Precio de la Potencia en el Mercado. El ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe calcular la reserva térmica esperada como la suma de las diferencias que resulta en cada máquina térmica en la semana pronosticada generando entre la potencia puesta a disposición prevista y la potencia prevista generar. La reserva hidráulica se debe calcular como un porcentaje de la potencia prevista generar en cada central hidroeléctrica. Dicho porcentaje se define en el 10% y podrá ser ajustado por el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) en función de la reserva rotante hidráulica típica que se registre en la operación real. En la Programación Estacional, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe informar si el porcentaje ha sido modificado, el nuevo valor utilizado y su justificación. En todos los casos, de existir en un área restricciones de transporte, se debe limitar la reserva de las máquinas del área para que la generación prevista exportar más la reserva calculada no supere la máxima potencia transmisible.
b) La integración de la remuneración por potencia base mensual, multiplicando la venta prevista de potencia base en reserva en las máquinas térmicas para cada mes del período, por el Precio de la Potencia en el Mercado y por el número de horas fuera de valle de día hábil del mes.
c) La integración de la remuneración por reserva fría en horas fuera de valle de días hábiles calculada como el nivel de potencia en reserva fría previsto multiplicado por el Precio de la Potencia en el Mercado y por el número de horas fuera de valle de días hábiles del trimestre.
d) Un descuento correspondiente a la reserva rotante prevista para regulación de frecuencia, que se incluye en el Cargo por Servicios Asociados a la Potencia, multiplicado el porcentaje establecido en la Programación Estacional para regulación de frecuencia por la demanda prevista en horas fuera de valle de días hábiles y por el Precio de la Potencia en el Mercado.
Por otra parte debe estimar el monto previsto al comienzo del período a programar acumulado en la Cuenta de Apartamiento de la Reserva (CUENRES), resulta de la metodología indicada en el punto 2.5.3.3.4. Para el primer trimestre (t1) del período a programar se debe tomar como ajuste necesario al precio el monto previsto en la cuenta con signo contrario.
AJUSR^t1 = -CUENRES
En la Programación Estacional, para el cálculo del precio del segundo trimestre, debe considerar que el ajuste es cero.
Se denomina Compra de Reserva (COMPRES) de un Distribuidor, Autogenerador o Gran Usuario a su participación prevista en el requerimiento de reserva en el MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA (MEM). Se considera que los Grandes Usuarios interrumpibles ofertan su propio consumo reserva, por lo que su compra prevista de reserva es nula.
Para "j" Gran Usuario Interrumpible,
COMPRES^tj (MW) = 0
Se considera que el resto de los Grandes Usuarios, todos los Autogeneradores y todos los Distribuidores participan en la compra de la reserva que resulta en el MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA (MEM), como consecuencia de su operación y para mantener los niveles de calidad establecidos, en función de su demanda máxima prevista calculada como la suma de sus Potencias Declaradas para el trimestre.
Para "j" Distribuidor, Autogenerador o Gran Usuario no interrumpible,

COMPREStj (MW) =

PDECLjm

dónde "m" son los meses del trimestre "t".
En la Programación Estacional, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe calcular el Precio Estacional por Reserva de Potencia (PESTRES) para cada Período Trimestral dividiendo la Remuneración de la Reserva entre el total de la compra de reserva prevista para todos los agentes consumidores, y dividiendo el ajuste necesario (AJUSR) entre la compra de reserva prevista de los Distribuidores y sumando ambas divisiones.

REMRESt

AJUSRt

PESTRESt ($/MW mes) = ------------------------------------ + ------------------------------------

(COMPREStj)

(COMPREStjj)

siendo:
* j = agente Distribuidor, Gran Usuario o Autogenerador
* jj = agente Distribuidor.
2.5.3.3.2. Precio Mensual por Reserva de Potencia
Al finalizar cada mes "m", el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe calcular la remuneración ($MESRES) correspondiente a la potencia en reserva, excluida la Reserva Rotante Para Regulación, que resultó para dicho mes. Para ello debe totalizar los siguientes valores.
a) La integración de la remuneración en horas fuera de valle de días hábiles de la potencia neta rotante no regulante (operada menos generada menos Reserva Rotante Para Regulación) vendida al Mercado Spot ($MESROT).
b) La remuneración por potencia base del mes ($MESBAS).
c) La integración de la remuneración por reserva fría en horas fuera de valle de días hábiles multiplicando la potencia neta puesta a disposición en las máquinas no generando y consideradas en reserva, por el precio que resultó del concurso de reserva fría ($MESFRIA).
$MESRES^m ($) = $MESROT^m + $MESBAS^m + $MESFRIA^m
Se denomina Compra Mensual de Reserva (COMESRES) de un Distribuidor, Autogenerador o Gran Usuario a su Requerimiento Máximo de Potencia en el mes (REQMAX), salvo en el caso de Grandes Usuarios Interrumpibles en que se considera que la compra es cero.
El ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe calcular el Precio Mensual de la Reserva (PMESRES) de un mes "m" dividiendo la valorización de la reserva en el Mercado por la Compra Mensual de Reserva total de los agentes consumidores "j".
$MESRES^m
PMESRES^m ($/MW mes) = ------------------------------------------------------------------------------------

(COMESRESmj)

2.5.3.3.3. Cargo Mensual por Reserva de Potencia
Al finalizar cada mes "m" de un Período Trimestral, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe calcular el Cargo por Reserva (CARGORES) que debe pagar cada Distribuidor, Autogenerador y Gran Usuario "j" multiplicando el precio de la reserva que corresponda, Precio Estacional para Distribuidores y Precio Mensual para Grandes Usuarios y Autogeneradores, transferido a su nodo a través del Factor de Adaptación por su Compra Mensual de Reserva (COMESRES).
Para "j" Distribuidor,
CARGORES^mj ($) = COMESRES^mj * PESTRES^t * FAj
Para "j" Autogenerador o Gran Usuario,
CARGORES^mj ($) = COMESRES^mj * PMESRES^m * FAj
2.5.3.3.4. Cuenta de Apartamiento de la Reserva.
La diferencia mensual que surge entre lo que deberían pagar los Distribuidores de acuerdo al Precio Mensual por Reserva de Potencia y lo efectivamente recaudado de dichos agentes en concepto de Cargo Mensual por Reserva de Potencia, se acumula dentro del Fondo de Apartamiento de la Potencia discriminado en una subcuenta denominada Cuenta de Apartamiento de la Reserva (CUENRES).
Al finalizar cada mes, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe asignar a esta cuenta el monto recaudado de los agentes consumidores totalizando los correspondientes Cargos por Reserva y le debe retirar al monto a abonar a los Generadores en concepto de remuneración por la potencia en reserva no regulante ($MESRES).
El saldo en dicha cuenta se transferirá al cálculo del Precio Estacional por Reserva de Potencia del siguiente Período Trimestral. El ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED), junto con la información de seguimiento de estado del Fondo de Apartamiento de la Potencia, debe suministrar el seguimiento de la Cuenta de Apartamiento de la Reserva.
Para la evaluación del Precio Estacional por Servicios Asociados a la Potencia se utilizará el monto que resulta para el Fondo de Apartamiento de la Potencia sin incluir el monto correspondiente a la Cuenta de Apartamiento de la Reserva.
2.5.3.4. PRECIO POR SERVICIOS ASOCIADOS A LA POTENCIA.
2.5.3.4.1. Precio Mensual por Servicios Asociados a la Potencia.
Los requerimientos de arranque y parada de máquinas turbovapor y nuclear, así como los requerimientos de despacho que fuerzan máquinas, ya sea por necesidades de potencia en el pico, por tiempos mínimos entre ciclos de arranque y parada en el parque térmico, como en el parque hidráulico para incrementar la capacidad de transporte, son atribuibles a los requerimientos de potencia en el MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA (MEM).
Al finalizar cada mes "m", el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe calcular para cada hora los sobrecostos de la energía que resulta para las máquinas forzadas por despacho, entendiéndose como tal las máquinas turbovapor forzadas, las máquinas turbovapor de punta generando a mínimo técnico y las máquinas hidráulicas forzadas por el despacho por requerimientos de Transporte. Dicho sobrecosto horario está dado por la diferencia entre el precio al que fue remunerada su energía y el precio de la energía en su nodo. El sobrecosto mensual (SCFORZ) se calcula con la integración de los sobrecostos horarios.
Por otra parte, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe calcular los costos por remuneración de arranque y parada (CAP) de las máquinas rearrancadas durante el mes por despacho, habiendo sido paradas previamente por orden del ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) por resultar más económico desde el punto de vista del despacho.
De este modo quedará evaluado para cada mes "m" el Sobrecosto por Despacho (SCDESP) como la suma del sobrecosto por máquinas forzadas por despacho y la remuneración de arranque y parada.
SCDESP^m ($) = SCFORZ^m + CAP^m
El ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe calcular el monto a adicionar al precio de la potencia debido a la remuneración en el mes de la potencia en reserva rotante para regulación de frecuencia (REMREG).

SERMESt ($) =

MONSERm

siendo "m" los meses comprendidos entre m1-4 y m1-2, dónde "m1" es el primer mes del trimestre "t".
* El saldo previsto, con signo inverso, en el Fondo de la Potencia (FONPOT) al comienzo del siguiente Período Trimestral, resultado de la metodología descripta en el punto 2.5.3.6.
REMSER^t ($) = SERMES^t - FONPOT
El ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe calcular el Precio Estacional por Servicios Asociados a la Potencia (PESTSER) dividiendo la remuneración total aclculada por la suma de las potencias declaradas por Distribuidores, Grandes Usuarios y Autogeneradores en cada mes del trimestre afectadas por su factor de adaptación.
REMSER^t
PESTSER^t ($/MWmes) = ----------------------------------------------------------------------------------------------

(PDECLmj * FAj)

siendo "m" los meses del trimestre "t"
2.5.3.4.3. Cargo Mensual por Servicios Asociados a la Potencia.
Al finalizar cada mes "m", el El ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe calcular el Cargo por Servicios Asociados a la Potencia (CARGOSER) correspondiente a cada Distribuidor, Autogenerador y Gran Usuario "j" multiplicando el Precio por Servicios Asociados a la Potencia que corresponda, Precio Estacional para Distribuidores y Precio Mensual para Grandes Usuarios y Autogeneradores, transferido a su nodo a través del Factor de Adaptación por su Requerimiento Máximo de Potencia en el Mes (REQMAX).
Para "j" Distribuidor,
CARGOSER^mj ($) = REQMAX^mj * PESTSER^t * FAj
Para "j" Autogenerador o Gran Usuario,
CARGOSER^mj ($) = REQMAX^mj * PMESSER^m * FAj
2.5.3.6. Fondo de Apartamiento de la Potencia
Al finalizar cada mes el El ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe calcular la diferencia entre lo recaudado de los agentes por compra de potencia, y lo pagado a los agentes por venta de potencia, excluido las pérdidas y reserva rotante no regulante, y por sobrecosto por máquinas forzadas, y al transportista por los sobrecostos asociados al Factor de Adaptación.
La recaudación está dada por la suma de:
* los cargos por potencia pagados por Distribuidores, Grandes Usuarios y Autogeneradores en concepto de Potencia Despachada y Servicios Asociados a la Potencia;
* los montos pagados por Generadores y Cogeneradores con faltantes horarios para cubrir sus Contratos de Abastecimiento por la compra de potencia a Precio Spot;
* los montos pagados al correspondiente Precio Spot para las centrales de bombeo por su compra de potencia para bombear;
* los montos pagados por las exportaciones de potencia a países interconectados realizadas en el Mercado Spot;
* el Monto Mensual de Diferencia por Potencia que se retira de la Cuenta de Energía Adicional para asignar al Fondo de Apartamiento de la Potencia.
El total pagado está dado por la suma de:
* los montos abonados a Generadores, Autogeneradores y Cogeneradores por las ventas de potencia en el Mercado Spot, excluyendo al monto abonado en concepto de remuneración por la potencia en reserva no regulante ($MESRES);
* los montos abonados por las ventas de potencia en el Mercado Spot a Distribuidores y Grandes Usuarios con excedentes horarios en sus contratos de Abastecimiento;
* el sobrecosto por Despacho (SCDESP) dado por los sobrecostos de la energía que resulta para las máquinas forzadas por despacho, entendiéndose como tal las máquinas turbovapor forzadas, las máquinas turbovapor de punta generando a mínimo técnico y las máquinas hidráulicas forzadas por el despacho por requerimientos de Transporte, más los costos por remuneración de arranque y parada (CAP);
* los montos por sobrecostos asociados al Factor de Adaptación (SC) pagados a la empresa de Transporte en Alta Tensión y que miden la calidad de los vínculos con el Mercado, calculado de acuerdo a lo indicado en el Anexo 3 de LOS PROCEDIMIENTOS;
* los montos abonados por importaciones Spot de potencia a países interconectados.
Este monto, ya sea positivo o negativo, se acumulará durante el trimestre en un Fondo de la Potencia (FONPOT) que se transferirá, excluyendo la Cuenta de Apartamiento de la Reserva, al siguiente trimestre para el cálculo del correspondiente Precio por Servicios Asociados a la Potencia.
ANEXO IV
2.13.2. PRECIOS DE REFERENCIA DE LA ENERGÍA PARA LAS TARIFAS DE DISTRIBUIDORES
Para el pasaje del precio de la energía en el MEM a la tarifa de usuarios finales de un Distribuidor "j" en un período trimestral "t" del año "a" se considera como Precio de Referencia de la Energía ($PEST) para cada banda horaria "b" el valor calculado con el Precio Estacional de la Energía del Distribuidor, el Precio Estacional por Energía Adicional, y el Precio por Confiabilidad vigentes en el MEM en dicho trimestre.
Para la banda horaria de horas restantes "r" resulta:
$PEST^t,^a j,r($/MWh) = PEST^t,^a j,r, + PERDEST^t,^a r + PHRCONF^t,^a * FA^tj * RELB^t,^a j,r
siendo:
* PEST^t,^aj,r: Precio Estacional de la Energía ($/MWh) del Distribuidor "j" en la banda horaria horas restantes "r" vigente en el trimestre "t" del año "a".
* PERDEST^t,^ar: Precio Estacional por Energía Adicional ($/MWh) en la banda horaria horas restantes "r" vigente en el trimestre "t" del año "a".
* PHRCONF^t,^a: Precio por Confiabilidad ($/MWh) vigente en el trimestre "t" del año "a" en horas fuera de valle de días hábiles.
* FA^t,^aj: Factor de Adaptación del Distribuidor "j" para el trimestre "t" del año "a".
* RELB^t,^aj,r: Relación para el Distribuidor "j" entre la demanda de energía prevista en horas restantes de días hábiles no cubierta por contratos reconocidos para su traspaso a la tarifa de usuarios y la correspondiente previsión de demanda de energía durante las horas restantes de todo el trimestre no cubierta por dicho tipo de contratos. Su cálculo se realiza en base a las relaciones correspondientes a dicha banda horaria en el trimestre "t" del año anterior (REL2 y REL3), calculadas de acuerdo a la metodología que se indica en el punto 2.13.3.
Para la banda horaria de pico "p" resulta:
$PEST^t,^a jp($/MWh)=PEST^t,^a j,p+PERDEST^t,^ap+PHRCONF^t,^a * FA^tj * RELB^t,^a j,p
siendo:
* PEST^t,^aj,p: Precio Estacional de la Energía ($/MWh) del Distribuidor "j" en la banda horaria de pico "p" vigente en el trimestre "t" del año "a".
* PERDEST^t,^ap: Precio Estacional por Energía Adicional ($/MWh) en la banda horaria de pico "p" vigente en el trimestre "t" del año "a".
* FA^tj: Factor de Adaptación del Distribuidor "j" para el trimestre "t" del año "a".
* PHRCONF^t,^a: Precio por Confiabilidad ($/MWh) vigente en el trimestre "t" del año "a" en horas fuera de valle de días hábiles.
* RELB^t,^aj,p: Relación para el Distribuidor "j" entre la demanda de energía prevista en horas de pico de días hábiles no cubierta por contratos reconocidos para su traspaso a la tarifa de usuarios y la correspondiente previsión de demanda de energía durante las horas de pico de todo el trimestre no cubierta por dicho tipo de contratos. Su cálculo se realiza en base a las relaciones correspondientes a dicha banda horaria en el trimestre "t" del año anterior (REL2 y REL3), calculadas de acuerdo a la metodología que se indica en el punto 2.13.3.
Para la banda horaria de valle "v" resulta:
$PEST^t,^aj,v ($/MWh) = PEST^t,^a j,v + PERDEST^t,^av
siendo:
* PEST^t,^aj,v: Precio Estacional de la Energía ($/MWh) del Distribuidor "j" en la banda horaria de valle "v" vigente en el trimestre "t" del año "a".
* PERDEST^t,^av: Precio Estacional por Energía Adicional ($/MWh) en la banda horaria de valle "v" vigente en el trimestre "t" del año "a".
El factor RELB^t,^aj,b mide para la banda horaria "b" de pico o resto la relación entre la previsión de demanda de energía de días hábiles no cubierta por contratos autorizados para su pasaje a la tarifa a usuarios respecto la demanda de energía prevista para todo el trimestre no cubierta por dicho tipo de contratos. Para cada Distribuidor "j", el cálculo de la demanda prevista por banda horaria se realiza en base a la demanda total de energía prevista para el trimestre y las relaciones REL2 y REL3.
EDEMPREV^t,^aj * REL2^t,^a-1j,b * REL3^t,^a-1j,b - ECONTH^t,^aj,b
RELB^t,^aj,b = -------------------------------------------------------------------------------------------------------------------
EDEMPREV^t,^aj * REL2^t,^a-1j,b - ECONT^t,^aj,b
siendo:
* b: banda horaria de pico "p" u horas restantes "r".
* EDEMPREV^t,^aj: Energía prevista abastecer (MWh) al Distribuidor "j" durante el trimestre "t" del año "a", de acuerdo a los valores indicados en la correspondiente Programación Estacional del MEM.
* ECONTH^t,^aj,b: Energía a abastecer (MWh) por los contratos reconocidos al Distribuidor "j" para su traspaso a la tarifa a usuarios finales en la banda horaria "b" en los días hábiles del trimestre "t" del año "a".
* ECONT^t,^aj,b: Energía a abastecer (MWh) por los contratos reconocidos al Distribuidor "j" para su traspaso a la tarifa a usuarios finales en la banda horaria "b" durante el total del trimestre "t" del año "a".
De existir contratos cuyo precio es trasladado a la tarifa de usuarios finales, para realizar el pasaje de cargo por pérdidas correspondiente a la energía cubierta por estos contratos al precio de la energía asignado a dichos contratos se debe adicionar el Precio Estacional por Energía Adicional por banda horaria.
ANEXO V
4.4.2. CONTRATOS DE ABASTECIMIENTO
En los contratos de abastecimiento, un Generador "k" compromete el abastecimiento de energía y potencia a un agente consumidor mediante un compromiso horario. Para el cubrimiento de esta energía podrá utilizar:
* generación propia (PROPIAk), entendiéndose como tal la energía generada por sus máquinas (PGENk) y las máquinas "kk" de otros Generadores con los que haya suscrito contratos de reserva fría y que hayan sido convocadas por dichos contratos (PGENkk):

PROPIAk = PGENk +

PGENkk

 
* energía comprada en el Mercado Spot, de resultar la generación propia insuficiente debido al despacho que requiera el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) o a la falta de disponibilidad propia y/o de sus máquinas contratadas como reserva
Un cintrato de abastecimiento entre un Generador y un agente consumidor debe especificar:
a) su período de vigencia;
b) el compromiso de demanda a abastecer y una fórmula de pago por la energía y por la potencia;
c) las penalidades, de ser un contrato con garantía de suministro, de no abastecer la energía comprometida.
El compromiso de abastecimiento podrá indicarse de tres maneras distintas.
a) Se establece una curva horaria a abastecer durante toda la vigencia del contrato, expresada como valores de potencia horaria (pabast). En este caso la potencia media comprometida por banda horaria para días hábiles no podrá ser inferior a la media comprometida por banda horaria para días sábados o días domingos o días feriados.
b) Se establece un compromiso de abastecimeinto durante toda la vigencia del contrato, expresado como un porcentaje por banda horaria "b" de la demanda horaria (%PABAST). Pudiendo dicho porcentaje para una banda horaria ser distinto entre un Período Trimestral y otro pero no dentro de un mismo Período Trimestral.
c) Se define como compromiso abastecer toda la demanda no contratada de un agente consumidor, o sea toda su demanda de no tener ningún otro contrato de abastecimiento o, de contar con contratos previos, la demanda restante luego de descontar a su demanda total la cubierta por sus otros contratos de abastecimiento.
Las tolerancias en el compromiso de abastecimiento especificadas en los contratos de abastecimiento firmados con anterioridad a febrero de 1996 seguirán siendo consideradas válidas por el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) hasta la culminación del contrato, sin que se puedan realizar renovaciones de las mismas.
Los Generadores deben informar al ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) dentro de los plazos indicados en los contratos de abastecimiento suscritos indicando los datos necesarios para su administración, entre ellos:
* el agente consumidor correspondiente;
* vigencia;
* la demanda a abastecer contratada;
* precios y garantías de abastecimiento;
* declaración de precios equivalentes en el nodo Mercado.
En el informe de la Programación Estacional que se envía a los agentes del MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA (MEM) y a la SECRETARÍA DE ENERGÍA, TRANSPORTE Y COMUNICACIONES del MINISTERIO DE ECONOMÍA Y OBRAS Y SERVICIOS PÚBLICOS se adjuntará una enumeración de estos contratos para el período, la generación comprometida, y la demanda prevista cubierta por contratos.
A los efectos de su administración en el MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA (MEM) y la comercialización de los faltantes o sobrantes, todo contrato de abastecimiento del MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA (MEM) debe poder ser convertido por el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) en una curva horaria de demanda representativa, determinándose así una representación del compromiso horario entre cada Generador "k" y cada agente consumidor "j" (PCONTkj).
4.4.2.1. Curva de Carga Representativa
Para los contratos que fijan el compromiso indicando la potencia horaria a abastecer, la curva de carga horaria se calculará con la potencia indicada en el contrato (PABAST). Para un contrato de este tipo, el compromiso previsto entre un Generador "k" y un agente consumidor "j" para la hora "h" del día "d" del mes "m" resulta:
PCONT^mdhkj = PABAST^mdhkj
Para los contratos que fijan el compromiso como un porcentaje (%PABAST) de la demanda, la curva de carga horaria prevista se calculará aplicando dicho porcentaje a la demanda horaria restante luego de descontar de la demanda horaria (PREVDEM) la suma de las curvas de carga horaria de los contratos de abastecimiento previos con un compromiso que explicita la potencia horaria. En un contrato de este tipo, para la hora "h" del día "d" del mes "m" el compromiso previsto entre un Generador "k" y un agente consumidor "j" que tiene otros contratos previos con Generadores "kk" con compromiso de potencia, resulta:
PCONT^mdhk,j = %PABAST^bkj * PRESDEM^mdhj
dónde:

PRESDEMmdhj = máx(PREVDEMmdhj -

PABASTmdhkkj, 0)

siendo "b" la banda horaria a la que peretenece la hora "h".
Para los contratos en que se establece el compromiso de cubrir toda la demanda restante, o sea la que resulta de descontar de la demanda total la cubierta por contratos previos de abastecimiento, se considerará como demanda horaria total para la programación, previsiones y despacho que realice el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) la prevista acordada en la Base de Datos Estacional (PREVDEM^mdhj). En consecuencia el compromiso previsto para la hora "h" del día "d" del mes "m" de este tipo de contratos entre un Generador "k" y un agente consumidor "j" que tiene otros contratos previos con Generadores "kk" resulta:

PCONTmdhk,j = máx (PREVDEMmdhj -

PCONTmdhkkj, 0)

Para el cálculo de las transacciones en el MEM, en los contratos firmados con anterioridad a febrero de 1996 en que se fije una tolerancia, la curva de carga representativa se definirá en función de la demanda prevista en la programación estacional, la demanda real (PDEM^mdhj) y el apartamiento máximo admisible definido en el contrato (TOLkj). Se entenderá como demanda total (PTOTmdhj) a la registrada si se encuentra dentro de la banda de tolerancia definida respecto a la demanda prevista.
P1 = PREVDEM^mdhj * (1 + TOLkj)
P2 = PREVDEM^mdhj * (1 + TOLkj)
PROT^mdhj = máx (min (PDEM^mdhj, P1), P2)
El contrato cubrirá el porcentaje acordado de la demanda o la demanda restante siempre que el valor real de dicha demanda no difiera en más de la tolerancia establecida respecto del valor previsto en la programación estacional.
De resultar la demanda real superior en más de la tolerancia respecto a la prevista para la Programación, se considerará al contrato cubriendo sólo hasta la banda de tolerancia acordada, y al Distribuidor o Gran Usuario comprando en el Mercado Spot el resto de su demanda horaria representada por el porcentaje en que supera el nivel de tolerancia definido. Si, por el contrario resulta con una demanda por debajo de la banda de tolerancia, se considerará al Distribuidor o Gran Usuario comprando al contrato por lo menos la demanda prevista menos la tolerancia definida y vendiendo al MEM el sobrante.
En consecuencia el compromiso previsto para la hora "h" del día "d" del mes "m" de este tipo de contrato entre un Generador "k" y un agente consumidor "j" que tiene otros contratos previos con Generadores "kk" resulta para los contratos en que se compromete abastecer la demanda restante:

PCONTmdhkj = máx (PTOTmdhj -

CONTmdhkkj, 0)

dónde PCONT^mdhkkj es la carga horaria representativa para el contrato de abastecimiento entre el Generador "kk" y el agente consumidor "j".
ANEXO VI
4.9. DISTRIBUIDORES Y GRANDES USUARIOS CON CONTRATOS DE ABASTECIMIENTO
En la operación real, para cada hora "h" se entiende como Demanda Propia (DPROPIA) de un Distribuidor o Gran Usuario "j" a la diferencia entre su demnda horaria (DEM) y la potencia generada por las máquinas convocadas de sus contratos de reserva fría (PRES).
 

DPROPIAhj = DEMhj -

PREShjg

El contrato de abastecimiento se interpreta como si cada hora el Distribuidor o Gran Usuario debe comprar en el Mercado la potencia y energía de cada uno de sus contratos independientemente de lo que requiera su demanda propia.
Para el seguimiento de los apartamientos respecto a los contratos de abastecimiento de un Distribuidor o Gran Usuario y el cálculo de su compra/venta en el MEM, el OED deberá considerar que la potencia horaria total contratada está dada por la suma de las potencias horarias de las curvas de carga representativas de sus contratos.
Cada hora el OED deberá realizar para cada Distribuidor y Gran Usuario con Contratos de Abastecimiento el seguimiento del apartamiento entre su demanda propia y la suma de las potencias entregadas por sus Contratos de Abastecimeinto, y calcular la valorización de este apartamiento a través de su comercialización en el Mercado Spot.
Cuando un Distribuidor o Gran Usuario resulta en una hora "h" con una demanda propia menor que la potencia total contratada, se convertirá en un vendedor en el Mercado Spot vendiendo el excedente al precio Spot de la energía y la potencia en el MEM.

VENDEhj = máx (

PCONThkj - DPROPIAhj, 0

siendo:
* PCONT^hkj = potencia para la hora "h" de la curva de carga representativa del Contrato de Abastecimiento entre el Generador "k" y el Distribuidor "j".
Si por el contrario, resulta su demanda propia mayor que la potencia contratada, se considerará comprador en el MEM del faltante. La energía se comprará al Precio Spot de la energía en su nodo si se trata de un Gran Usuario y al correspondiente Precio Estacional de la Energía si se trata de un Distribuidor. La potencia se comprará al correspondiente Precio Estacional establecido transferido a su nodo.

COMPRAhj = máx (DPROPIAhj -

PCONThkj, 0

En caso que, por falla o restricciones en la red, surja un déficit en la región eléctrica donde se encuentra y no se puede abastecer toda su demanda, no se considerarán faltantes ni sobrantes respecto a sus contratos.
Al finalizar el mes el OED deberá integrar para cada Distribuidor y Gran Usuario los valores correspondientes a:
* la energía abastecida por los contratos de reserva fría convocados;
* los apartamientos registrados entre su demanda propia abastecida y la entregada por sus contratos de abastecimiento, y su valorización a través de su comercialización en el MEM.
El Distribuidor o Gran Usuario resultará acreedor o deudor con respecto al MEM, según resulte positiva o negativa la integración de los montos correspondientes a los apartamientos horarios a lo largo del mes.
ANEXO VII
ANEXO 2: BASE DE DATOS ESTACIONAL
Para cada período estacional los agentes deben suministrar la información necesaria para el período a estudiar y una estimación aproximada de los mismos datos para los próximos 3 años.
a) Generadores y Transportistas: Tasa de indisponibilidad forzada prevista para las máquinas y la red.
b) Centrales Térmicas: Previsiones de disponibilidad de combustibles (stock inicial y entregas previstas de carbón y/o combustibles líquidos, y cuota prevista de gas). Costos variables de Producción, precio de referencia de flete y sobrecosto de punta de máquinas turbovapor, tal como se indica en el Anexo 13 de LOS PROCEDIMIENTOS.
c) Centrales Hidroeléctricas: Pronósticos de aportes o de energía, según corresponda, o de tipo de año hidrológico de existir una previsión al respecto. Restricciones aguas abajo que afectarán su despacho (cota de operación máxima de embalses, limitaciones al caudal erogable, etc.). Para las centrales con embalse de capacidad estacional, valores de agua tal como se indica en el Anexo 22 de LOS PROCEDIMIENTOS.
d) Distribuidores y Grandes Usuarios: Pronósticos de demanda de energía y potencia con su correspondiente hipótesis de crecimiento. Curvas típicas de carga horaria para cada semana, discriminadas a nivel de cada barra de la red de transporte. Carga máxima prevista. Requerimiento de reactivo. Carga típica prevista por barra en cada banda horaria.
e) Transportistas: Restricciones en el intercambio permitido.
f) Agentes con compromisos en el Control de Tensión y suministro de Reactiva: (Generadores, Distribuidores, Grandes Usuarios y Transportistas) Previsión de disponibilidad en el equipamiento requerido para cumplir su compromiso.
g) Países interconectados: Requerimientos de exportación. Ofertas de importación de energía y/o potencia y precios.
h) Autogeneradores y Cogeneradores: Rango de potencia que pueden intercambiar. Saldo neto de energía previsto con su precio de venta requerido.
ANEXO VIII
ANEXO 13: VALORES DE REFERENCIA Y MÁXIMOS RECONOCIDOS PARA COMBUSTIBLES, FLETES Y COSTOS VARIABLES DE PRODUCCIÓN
6.2. DECLARACIÓN DEL SOBRECOSTO DE PRODUCCIÓN DE UNA MÁQUINA DE BASE TURBOVAPOR OPERANDO DE PUNTA
El despacho económico de mínimo costo puede requerir, dada la variación de la demanda a lo largo de un día hábil, operar una máquina turbovapor como una máquina de punta, o sea saliendo fuera de servicio en horas de baja demanda para luego volver a entrar en horas de pico. Este tipo de operación no es posible en este tipo de máquina y puede obligar a forzar la potencia de la máquina en las horas que por despacho no debería estar generando.
Se denomina Precio de la Energía de Máquinas Forzadas por Requerimientos de Pico ($FORPI) al precio máximo al que es remunerada en un día hábil la energía de una máquina turbovapor de punta en las horas que no pertenecen a la banda horaria de pico y que resulta forzada al mínimo técnico. dicho precio se define durante todo el semestre de un Período Estacional con el Precio Estacional de la energía para la banda horaria de valle vigente durante el primer trimestre del mismo Período Estacional del año anterior.
Junto con la Programación Estacional, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe calcular para cada máquina turbovapor "q" y cada tipo de combustible "u" el sobrecosto de referencia y valor máximo reconocido de ser requerida a operar en un día hábil por requerimientos de la banda horaria de pico. Para ello se asume que en las horas fuera de pico de día hábil resulta forzada y remunerada al Precio de la Energía de Máquinas Forzadas por Requerimientos de Pico ($FORPI) salvo que dicho precio resulte mayor que su costo operativo en cuyo caso es remunerada a su costo operativo.
a) Sobrecosto de referencia de punta (REFPI): Es el sobrecosto por combustible que representa su operación forzada en un día hábil por requerimientos de punta. De resultar un alor negativo, por ser el costo operativo menor que el Precio de la energía de máquinas forzadas por requerimiento de pico ($FORPI), el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe considerar que el valor de referencia es cero.
(COq,u - $FORPI) * PMINq * NHFPI
REFPIq,u = ------------------------------------------------------------------------
PMAXq * NHPI
siendo:
* CO: costo operativo de la máquina turbovapor operando a mínimo técnico consumiendo el combustible tipo "u".
* PMIN: mínimo técnico de la máquina.
* PMAX: número de horas en la banda horaria de pico.
* NHFPI: número de horas del día que no pertenecen a la banda horaria de pico.
b) El valor máximo reconocido del sobrecosto de punta (MAXPI): se calcula como el sobrecosto por combustible incrementando en el Porcentaje para el Costo Variable de Producción (%CVP) establecido que representa su operación forzada en un día hábil por requerimientos de punta. Si el costo operativo incrementado resulta menor que el Precio de la Energía de Máquinas Forzadas por Requerimiento de Pico ($FORPI), el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe considerar que el valor máximo es cero.
COq,u * (1+%CVP)-$FORPI)*PMINq*NHFPI
MAXPIq,u = -----------------------------------------------------------------------------------
PMAXq * NHPI
Junto con los datos para la Programación Estacional, el Generador térmico debe informar al ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) el sobrecosto de cada una de sus máquinas turbovapor cuyo valor de referencia de punta (REFPI) y máximo reconocido (MAXPI) no son nulos, cuando las mismas sean requeridas por el despacho en un día hábil exclusivamente para la banda horaria de pico, denominado sobrecosto de punta. El Generador deberá declarar, para la máquina turbovapor y cada tipo de combustible considerando que sólo resulta despachada en la banda horaria de pico y en el resto del día está forzada al mínimo técnico con la remuneración indicada, el sobrecosto por encima del Costo Variable de Producción por operar como turbovapor de punta en vez de turbovapor de base.
Dentro de cada central, para cada combustible se podrán discriminar los mismos subperíodos de uno o más meses definidos por el Generador para la declaración del costo variable de producción de la central para máquinas turbovapor con dicho combustible.
El ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) debe fijar el sobrecosto estacional de punta (SCPE) en cada máquina turbovapor para cada tipo de combustible que puede consumir, con la siguiente metodología.
* Si el Generador declaró en el sobrecosto de punta de la máquina el valor correspondiente al tipo de combustible, el sobrecosto estacional de punta es el costo declarado salvo que supere el correspondiente tope, en cuyo caso es el valor máximo reconocido de la máquina para el combustible.
* Si el Generador en su declaración de costo de punta no indicó el valor para la máquina y/o el tipo de combustible, el sobrecosto estacional de punta es el correspondiente sobrecosto de referencia de punta para el (REFPI).