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Timestamp: 2020-02-21 14:48:30+00:00

Document:
Resolución SE 0151/1995. Boletín Oficial n° 28.140, miércoles 10 de mayo de 1995, pp. 11-13.
Citas Legales : Ley 24.065, Ley 24.065 - artículo 35, Ley 24.065 - artículo 36, Resolución SE 0137/1992, Resolución SEE 0061/1992 - anexo 13 - punto 2., Resolución SEE 0061/1992 - anexo 13 - punto 6.2., Resolución SEE 0061/1992 - anexo 22 - punto 2., Resolución SEE 0061/1992 - punto 4.8., Resolución SEE 0061/1992
BUENOS AIRES, 17 DE ABRIL DE 1995.
ARTICULO 1°- Sustitúyese el punto "4.8. DETERMINACION Y VALORIZACION DE LOS APARTAMIENTOS DE UN GENERADOR EN LOS CONTRATOS DE ABASTECIMIENTO" de "LOS PROCEDIMIENTOS PARA LA PROGRAMACION DE LA OPERACION, EL DESPACHO DE CARGAS Y EL CALCULO DE PRECIOS" (LOS PROCEDIMIENTOS) que como Anexo I integran la Resolución ex-SECRETARIA DE ENERGIA ELECTRICA N° 61 del 29 de abril de 1992 modificada por Resolución SECRETARIA DE ENERGIA N° 137 del 30 de noviembre de 1992 y sus modificatorias y complementarias, por el texto que con igual numeración y denominación se incluye en el Anexo I de esta Resolución de la que forma parte integrante.
ARTICULO 2°- Sustitúyenese los puntos "2. COSTO VARIABLE DE PRODUCCION DE UNA CENTRAL TERMICA" y "6.2. DECLARACION DEL SOBRECOSTO DE PRODUCCION DE UNA MAQUINA DE BASE TURBOVAPOR OPERANDO EN PUNTA" del "ANEXO 13: VALORES DE REFERENCIA Y MAXIMOS RECONOCIDOS PARA COMBUSTIBLES Y FLETES" de "LOS PROCEDIMIENTOS PARA LA PROGRAMACION DE LA OPERACION, EL DESPACHO DE CARGAS Y EL CALCULO DE PRECIOS" (LOS PROCEDIMIENTOS) que como Anexo I integran la Resolución ex-SECRETARIA DE ENERGIA ELECTRICA N° 61 del 29 de abril de 1992 modificada por Resolución SECRETARIA DE ENERGIA N° 137 del 30 de noviembre de 1992 y sus modificatorias y complementarias, por el texto que bajo la denominación de "2. COSTO VARIABLE DE PRODUCCION DE UNA CENTRAL TERMICA" y "6.2. DECLARACION DEL SOBRECOSTO DE PRODUCCION DE UNA MAQUINA DE BASE TURBOVAPOR OPERANDO EN PUNTA" del "ANEXO 13: VALORES DE REFERENCIA Y MAXIMOS RECONOCIDOS PARA COMBUSTIBLES, FLETES Y COSTOS VARIABLES DE PRODUCCION" se incluye como Anexo II de esta Resolución de la que forma parte integrante.
ARTICULO 3°- Sustitúyese el punto "2. DESPACHO DE CENTRALES HIDRAULICAS ENCADENADAS" del "ANEXO 22: PROGRAMACION Y DESPACHO DE CENTRALES HIDROELECTRICAS" de "LOS PROCEDIMIENTOS PARA LA PROGRAMACION DE LA OPERACION, EL DESPACHO DE CARGAS Y EL CALCULO DE PRECIOS" (LOS PROCEDIMIENTOS) que como Anexo I integran la Resolución ex-SECRETARIA DE ENERGIA ELECTRICA N° 61 del 29 de abril de 1992 modificada por Resolución SECRETARIA DE ENERGIA N° 137 del 30 de noviembre de 1992 y sus modificatorias y complementarias, por el texto que con igual numeraciones y denominaciones se incluye en el Anexo III de esta Resolución de la que forma parte integrante.
ARTICULO 4°- La presente Resolución tendrá vigencia a partir de la fecha de su firma.
ARTICULO 5°- Notifíquese a la COMPAÑIA ADMINISTRADORA DEL MERCADO MAYORISTA ELECTRICO SOCIEDAD ANONIMA (CAMMESA).
RESOLUCION S.E. N° 151
4.8. DETERMINACION Y VALORIZACION DE LOS A´PARTAMIENTOS DE UN GENERADOR EN LOS CONTRATOS DE ABASTECIMIENTO
El contrato de abastecimiento se interpretará como si cada hora el Generador debe entregar en el Mercado, Centro de Carga del Sistema, la energía contratada, que cobrará al precio acordado, independientemente de cual sea el requerimiento real de la demanda con quien realizó el contrato o la generación realmente realizada por el vendedor.
Se entiende por generación propia de un Generador con contratos de abastecimiento a la suma de:
* la potencia que resulta despachada en sus máquinas, no forzada por restricciones
* la potencia forzada en sus máquinas, no forzada por restricciones
* la potencia generada por despacho, no forzada, en las máquinas en reserva fría que hayan sido convocadas por el Generador, al cumplirse la cláusula de convocatoria establecida en su respectivo contrato.
Para cada hora en la potencia térmica total realizada por un Generador se pueden diferenciar tres valores:
PGENhk = PDESPhk + PTMINhk + PFORZhk
Para el cálculo de la generación propia aportada a sus contratos de abastecimiento cada hora "h" por un Generador "k" con máquinas térmicas se considerará:
a) la suma de la potencia despachada en sus máquinas, o sea no forzada (PDESPhk)
b) la suma de la potencia forzada en servicio al mínimo técnico en sus máquinas debido al tiempo mínimo requerido entre su parada y arranque (PTMINhk), o sea debido a una restricción propia de la máquina.
c) la suma de la potencia despachada, no forzada, en las máquinas con las que tenga contratos de reserva fría (PREShr) que hayan resultado generando y hayan sido convocadas por el Generador de acuerdo a la cláusula indicada en su contrato.
PPROPIAhk = PDESPhk + PTMINhk + Sr PREShr
El seguimiento de los apartamientos a su compromiso contratado se hará respecto a su generación propia. El resto de su generación (PFORZhk), dada por requerimientos del MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM) por resultar más económico para el despacho teniendo en cuenta el costo a pagar por su arranque, por requerimiento de un Distribuidor, o por necesidades de transporte, se considerará forzada y, en consecuencia, se comercializará fuera del contrato en el Mercado Spot.
Se considera que el compromiso horario de un Generador está dado por la suma de las curvas de carga representativas de todos sus contratos de abastecimiento vigentes. Sólo para el caso de déficit en el MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM) se incluirá además el nivel de pérdidas correspondientes evaluadas en función de los factores de nodo para determinar si el Generador es capaz de abastecer su demanda contratada.
Cada hora, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) realizará el seguimiento de los apartamientos de los contratos de abastecimiento (diferencia entre la generación contratada y la generación propia entregada) y su comercialización en el Mercado Spot.
Si la generación propia de un Generador resulta superior a la requerida por sus contratos, el excedente se tratará como un Generador sin contratos del MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM), vendiendo la energía excedente al precio Spot en su nodo de conexión según corresponda y la potencia excedente al precio de la potencia en su nodo.
PVENDEhk = PPROPIAhk - Sj PCONThkj
Si el Generador resulta entregando por debajo de su potencia contratada, el faltante lo comprará en el Mercado, la energía al Precio de Mercado y la potencia al precio de la potencia en el Mercado.
PCOMPRAhk = Sj PCONThkj - PPROPIAhk
En caso de resultar su generación propia inferior a la contratada por indisponibilidad propia (o sea de sus máquinas y/o máquinas contratadas como reserva) y no por requerimientos del despacho, el Generador también podrá solicitar comprar el faltante para cumplir su contrato en el MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM), que lo entregará en la medida que exista el excedente solicitado. El precio de la energía será el Precio de Mercado y el de la potencia el precio de la potencia en el Mercado.
En caso de déficit en el MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM) y aplicarse restricciones en el abastecimiento, los Generadores resultarán despachados a su máxima carga posible. Por lo tanto, para analizar su compra/venta con el MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM) se comparará su generación con la demanda efectivamente abastecida de sus contratos.
En resumen, un Generador que debe cubrir una enerfía contratad (PTOTCONT):
* genera una parte a costo propio (PPROPIA), con generación propia (sus máquinas y/o generación de la máquina que contrató como reserva), para vender al precio contratado.
* compra el faltante en el Mercado Spot, la energía al Precio de Mercado y la potencia al precio de la potencia en el Mercado, y la vende al precio contratado;
* de no existir suficiente excedente en el MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM) y/o estar aplicándose restricciones a la demanda, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) calculará la parte no abastecida (PNOABAST) en proporción a la compra requerida dentro del total del Meracdo Spot y al déficit existente en el MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM).
Al finalizar el mes, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) realizará la integración de la comercialización en el Mercado Spot de los apartamientos y el Generador resultará acreedor o deudor con respecto al MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM) según resulte positiva o negativa la suma de los montos horarios comprados y vendidos.
ANEXO 13: VALORES DE REFERENCIA Y MAXIMOS RECONOCIDOS PARA
COMBUSTIBLES, FLETES Y COSTOS VARIABLES DE PRODUCCIÓN
2. COSTO VARIABLE DE PRODUCCION DE UNA CENTARL TERMICA
Se denomina costo variable de producción (CVP) de una central térmica, convencional o nuclear, al costo variable previsto por el Generador para la producción de energía eléctrica a lo largo de un período, e incluye el costo de combustibles, el costo asociado a los consumos propios de las máquinas, el costo de los insumos variables distintos de los combustibles, los costos asociados a los ciclos de arranque y parada para las máquinas de semibase y de punta y cualquier otro costo variable requerido.
Este costo se expresa por tipo de máquina instalada en la central, estableciéndose cuatro tipos posibles (turbovapor, turbogas o motores, ciclo combinado y nuclear), y para cada tipo de combustibles que puede consumir, considerándose como tipo de combustible los establecidos para la definición de precios de referencia de combustibles. Los valores que definen el costo variable de producción se expresan en equivalente de unidades del combustible a consumir para producir energía eléctrica (u$s / unidad de combstible). El número de valores que definen el costo variable de producción de una central térmica depende en consecuencia de la cantidad de tipos de máquinas instaladas en la central y la cantidad de tipos distintos de combustibles que puedan consumir.
* CVPmc,t,u = Costo variable de producción previsto en la central "c" en el subperíodo "m" del período considerado, para las máquinas tipo "t" consumiendo el combustible tipo "u".
6.2. DECLARACION DEL SOBRECOSTO DE PRODUCCION DE UNA MAQUINA DE BASE TURBOVAPOR OPERANDO DE PUNTA.
El despacho económico de mínimo costo puede requerir, dada la variación de la demada a lo largo de un día hábil, operar una máquina turbovapor como una máquina de punta, o sea saliendo fuera de servicio en horas de baja demanda para luego volver a entrar en horas de pico. Este tipo de operación no es posible en este tipo de máquinas y puede obligar a forzar la potencia de la máquina en las horas que por despacho no debería estar generando.
Se denomina Precio de la Energía de Máquinas Forzadas por Requerimientos de Pico ($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 corresponde con el Precio Estacional de la energía para la banda horaria de valle definido en el primer trimestre del Período Estacional.
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 una 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): se calcula como el sobrecosto por combustible que representa su operación forzada en un día hábil por requerimientos de punta.
* CO: costo operativo de la máquina turbovapor operando a mínimo técnico consumiendo el combustible tipo "u".
* PMIN: mínimo técnico de la máquina.
* PMAX: potencia máxima operable de la máquina.
* NHPI: número de horas en la banda horaria de pico.
* NHFPI: número de horas del día que o pertenecen a la banda horaria de pico
b) El valor máximo reconocido del sobrecosto de puna (MAXPI): se calcula como el sobrecosto por combustible incrementado en el Porcentaje para el Costo Variable de Producción (%CVP) establecido que representa su oeparción forzada en un día hábil por requerimientos de punta.
Junto con los datos para la programación semanal de la primera semana de un período estacional, el Generador térmico debe informar al ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) el sobrecosto de cada una de las máquinas turbovapor para cada tipo de combustible cuando las mismas sean requeridas por el despacho en un día hábil exclusivamente para la banda horaria de pico, denominado sobrecosto de punta, expresado en equivalente de combustible, considerando que sólo resulta despachada en la banda horaria de pico y en el resto del día está forzada al mínimo técnico con la remuneración indicada.
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 pueda consumir, con la siguiente metodología.
* Si el Generador declaró en el sobrecosto de punta de la máquina el valor correspondiente al tipo de combustible, el sobrecosto estacional de punta es el costo declarado salvo que supere el correspondiente tope, en cuyo caso es el valor máximo reconocido de la máquina para el combustible.
* Si el Generador en su declaración de costo de punta no indicó valor para la máquina y/o el tipo de combustible, el sobrecosto estacional de punta es el correspondiente sobrecosto de referencia de punta para el (REFPI)
ANEXO 22: PROGRAMACION Y DESPACHO DE CENTRALES HIDROELECTRICAS
2. DESPACHO DE CENTRALES HIDRAULICAS ENCADENADAS
Se define central encadenada con otra central aguas arriba a toda central hidroeléctrica cuyo caudal entrante medio anual, de acuerdo a la serie histórica de afluentes de los ríos, está dado en por lo menos un 80% por el caudal medio anual erogado, también de acuerdo a la serie histórica de caudales, por la central aguas arriba.
Dos centrales encadenadas que resulten clasificadas como de dos tipos distintos de acuerdo a las características indicadas en el punto I serán consideradas, en lo que hace a la programación y depacho, como pertenecientes ambas al tipo de mayor capacidad. En consecuencia, si una central clasificada como de capacidad mensual está encadenada con una de capacidad estacional, ambas serán consideradas de capacidad estacional, o sea con la clasificación correspondiente a la central suma.
Para el despacho de las centrales hidroeléctricas del MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM), el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) tendrá en cuenta dentro de cada cuenca el encadenamiento de las centrales en el río y su interrelación.
Para ello, cada central encadenada de embalse podrá declarar su valor del agua referido al embalse conjunto, o sea su embalse y el embalse de la central con la que está encadenada. Las bandas en que puede considerar dividido el embalse conjunto se definen como bandas en su propio embalse y bandas en el embalse encadenado.
En base a la capacidad de embalse de una central hidroeléctrica respecto de otra aguas arriba, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) definirá para cada período de tiempo a despachar en el MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM) (estacional, semanal, diario), las centrales encadenadas que serán consideradas agrupadas como un sólo embalse y central equivalente. Dicho equivalente será modelado como suma de las centrales encadenadas, con un coeficiente energético y embalse conjunto, y representando las restricciones que significan al despacho de ese conjunto los requerimientos aguas abajo. El despacho de cada central dentro de una central equivalente se obtendrá tomando la energía y/o potencia que resulta despachada para el equivalente y despachándola entre ellas, modelando la cuenca y las interrelaciones entre los embalses involucrados.

References: artículo 35
 artículo 36
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