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Timestamp: 2019-04-26 09:43:59+00:00

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Trabajo 5 Red de 500kv
artículo revolución hidroeléctrica en china
Valenzuela Mantaro
Cuaderno de Obra Lucmapata Final
157-01 EL ADMINISTRADOR DEL MERCADO MAYORISTA CONSIDERANDO: Que el Artículo 44 del Decreto 93-96 del Congreso de la República, Ley General de Electricidad, determina la conformación del Ente Administrador del Mercado Mayorista, señalando su conformación, funcionamiento y mecanismos de financiamiento. CONSIDERANDO: Que es función del Administrador del Mercado Mayorista, garantizar la seguridad y el abastecimiento de energía eléctrica del País, tomando en consideración, la coordinación de la operación, el establecimiento de precios de mercado dentro de los requerimientos de calidad de servicio y seguridad; y administrando todas las transacciones comerciales del Mercado Mayorista. CONSIDERANDO: Que de conformidad con las normas vigentes, corresponde al Administrador del Mercado Mayorista, emitir las Normas de Coordinación que permitan completar el marco regulatorio de la operación del Mercado Mayorista, debiendo consecuentemente después de su emisión, remitirlas a la Comisión Nacional de Energía Eléctrica, para su aprobación. POR TANTO: En uso de las facultades que le confieren los Artículos 1, 2, 13, literal j), 14 y 20, literal c) del Reglamento del Administrador del Mercado Mayorista. EMITE: La siguiente:
Norma de Coordinación Comercial No. 1 Artículo 1. Contenido de la Norma.
COORDINACION DEL DESPACHO DE CARGA
1.1 1.1.1 FUNDAMENTOS La programación del despacho de carga requiere la equiparación de los pronósticos de disponibilidad de generación (incluyendo reservas) con los de demanda. Son sus objetivos:
(a) Satisfacer las demandas de potencia y energía eléctrica proyectadas con márgenes operativos adecuados en la generación; (b) La programación de la salida de servicio de instalaciones de generación y transmisión tomando en cuenta la operación económica y estable del SNI; Página 1 de 46
(c) La optimización de la generación hidrotérmica, tomando en cuenta restricciones operativas, contratos de compra –venta de energía eléctrica, de combustibles, y consideraciones ambientales, condiciones hidrológicas y las necesidades y los usos múltiples del agua; y (d) Ayudar a la identificación y solución de problemas operativos. 1.1.3 A medida que se vayan estableciendo las normas de coordinación comercial con los países limítrofes se adecuará el contenido del presente capítulo a fin de prever el despacho conjunto de unidades generadoras. Los siguientes anexos forman parte del presente capítulo:    1.2 1.2.1 Anexo 1.1 - Ordenes de Despacho Anexo 1.2 - Programación y despacho de centrales hidráulicas Anexo 1.3 - Precio de combustibles
PROGRAMACIÓN DE LARGO PLAZO Objetivos Antes de la finalización de cada Año Estacional, que comienza el 1 de Mayo y termina el 30 de Abril del año siguiente, el AMM efectuará la programación indicativa de la operación correspondiente al Año Estacional siguiente. Incluirá la siguiente información: (a) Valores mensuales de generación y demanda; (b) Programa de Mantenimiento Mayor de unidades generadoras e instalaciones de transporte de energía; (c) Operación mensual de los embalses, considerando restricciones ambientales y usos múltiples del agua, detectando y cuantificando los riesgos de vertimiento y de escasez de la oferta hidroeléctrica; (d) Proyección de los precios medios ponderados de la energía por banda horaria; (e) Estimación de energía no suministrada; (f) Asignación de energía a los generadores con contratos a los que se refiere el artículo 40 del Reglamento del Administrador del Mercado Mayorista; (g) Determinación de restricciones permanentes en el sistema de transporte; (h) Asignación de márgenes adecuados de reservas operativas según los criterios establecidos;
Cálculo de las curvas de valor del agua de las centrales hidroeléctricas con embalse y valores de agua previstos, con detalle mensual para el período correspondiente. Determinación de los costos variables de generación de cada generador térmico, que será igual a los registrados por el AMM para esa misma semana DOCE (12) meses antes, más un ajuste que resulte de las hipótesis de variación de precios de combustibles relacionadas con los precios de referencia de combustible y el comportamiento esperado de dichos combustibles en el mercado utilizado como referencia, de acuerdo a lo que establece en el Anexo 1.3.
1.2.2 (Modificado por el Artículo 1 de la resolución 658-01 del Administrador del Mercado Mayorista) Metodología 1.2.2.1 El AMM programará la operación del sistema de manera de obtener el mínimo costo de operación para satisfacer la demanda prevista, tomando en cuenta las restricciones operativas del SNI, contratos de compra - venta de energía y criterios de calidad del servicio, utilizando para ello modelos de planificación que podrán ser auditados por la CNEE. 1.2.2.2 Simultáneamente identificará las restricciones y topologías más adecuadas del SNI con base en estudios de flujo de cargas, cortocircuito y estabilidad transitoria. 1.2.2.3 Bases de Datos. Las Bases de Datos que utilice el AMM para la programación, coordinación, despacho, asignación de servicios complementarios, cálculo de precios, liquidaciones y análisis de fallas y resultados de la programación, serán auditables a requerimiento de un Agente, Gran Usuario Participante o la CNEE, de existir un motivo que fundamente el pedido, el AMM realizará dicha auditoria, informando al Agente a auditar. Los resultados de la auditoría serán informados a la entidad que requirió la auditoría y al Agente o Gran Usuario auditado. Un Procedimiento Técnico establecerá sus características y contenido mínimo. Estarán a disposición de los Agentes, Grandes Usuarios Participantes y la CNEE. 1.2.2.4 Base de Datos para Monitoreo del Mercado Mayorista. El AMM deberá coordinar y poner a disposición de la CNEE, Agentes y Grandes Usuarios Participantes la Base de Datos y modelos matemáticos correspondientes a los procesos de programación. 1.2.2.5 La información proporcionada por los Participantes y los resultados de cálculo efectuados por el AMM, para la Programación de Largo Plazo, Programación Semanal y Despacho Diario, serán confidenciales hasta la publicación de la programación correspondiente. 1.2.3 (Modificado por el Artículo 2 de la resolución 658-01 del Administrador del Mercado Mayorista) Información a suministrar por los Participantes del MM 1.2.3.1 A más tardar tres meses antes del inicio de cada Año Estacional, el AMM deberá contar con la declaración de cada uno de los Participantes del MM que contenga la siguiente información relativa al Año Estacional siguiente: Página 3 de 46
(a) Generadores:  Adiciones o retiros de unidades de generación y planes de Mantenimiento Mayor  Modificaciones en los valores incluidos en la Base de Datos para cada una de las unidades generadoras  Para unidades térmicas: disponibilidad y programa de abastecimiento de combustibles, metodología para cálculo de costos variables de generación, asociados al combustible, costos de operación y mantenimiento, costos de arranque y parada de las máquinas y las eficiencias correspondientes a las mismas; así como otros que sean necesarios de acuerdo a las características de la unidad y los coeficientes representativos de la variación de eficiencia en función del nivel de carga de la máquina para condiciones de operación forzada. La metodología de cálculo de costos variables de generación no podrá ser modificada durante el año y será función de parámetros que afectan los costos de producción. La metodología declarada deberá ser expresada como una fórmula y deberá incluir todas las explicaciones correspondientes, incluyendo las condiciones en las que pueden variar los parámetros distintos al costo de combustible, expresados en la fórmula de cálculo declarada en la metodología, para que el AMM pueda realizar los cálculos.  Para centrales hidroeléctricas: potencia disponible, costos de operación y mantenimiento, pronósticos de caudales entrantes y caudales mínimos por requerimientos ambientales o de usos diferentes del agua, aguas abajo. Además, las centrales con embalse de regulación anual también deberán declarar la metodología para la determinación de su energía semanal disponible y por lo menos uno de los tres parámetros siguientes: a) el volumen de agua almacenado, b) el nivel del embalse o c) el total de energía disponible en su embalse. La metodología de cálculo para determinar las energías semanales disponibles de centrales hidroeléctricas con embalse de regulación anual, se establecerá en la programación de largo plazo, no podrá ser modificada durante el año y su objetivo deberá ser la minimización del costo total de operación del sistema en su conjunto.  Para centrales generadoras basadas en recursos renovables no hidráulicos, sus respectivos costos de operación y mantenimiento y la metodología para el cálculo del costo variable de generación. Además:  Para las centrales térmicas que utilicen como combustible la biomasa u otros combustibles renovables, disponibilidad mínima de combustibles y programa de abastecimiento de combustibles.  Para las centrales eólicas, los datos históricos de la velocidad del viento, medidas a la altura de las aspas del generador de por lo menos 5 años anteriores, los rangos de velocidad del viento con los que puede generar cada unidad de la central generadora, toda la Página 4 de 46
fin de semana y feriados a nivel mensual. según lo estipulado en el contrato. equipo(s) de subestación o línea(s) de transmisión involucrados (b) En el caso de unidades de generación. la cantidad de energía prevista y los datos históricos de la producción de vapor de sus pozos de por lo menos 5 años anteriores. 1.2 La declaración de los planes de mantenimiento mayor deben incluir como mínimo: (a) Identificación de la(s) unidad(es) generadora(s).  Curvas de carga típicas. También deberán informar los cambios de topología de la red y adiciones o retiros de equipos principales que pudieran modificar permanentemente la capacidad de transporte de energía o la calidad del servicio en el sistema de transmisión.  Los Distribuidores con Contratos Existentes a los que se refiere el Artículo 40 del Reglamento del Administrador del Mercado Mayorista. el AMM informará la hora de máxima demanda del SNI.2. (c) Transportistas: planes de Mantenimiento Mayor.3. (b) Los Distribuidores y los Participantes Consumidores no vinculados a redes de Distribución: proyecciones de demanda mensuales totales por punto de conexión al SNI y los cambios o adiciones de puntos de conexión. así como todos los demás mantenimientos de las instalaciones y equipos de transmisión que. el AMM informará la hora de mínima demanda del SNI.información necesaria para la estimación de su energía y la información de las características técnicas de los equipos para compensación de potencia reactiva que utilicen. para días hábiles. deberán informar todas las estipulaciones contenidas en los mismos que deban ser tomadas en cuenta en la Programación de Largo Plazo. cuando corresponda.  Para las centrales geotérmicas. afecten la capacidad de transporte. de acuerdo a los estudios eléctricos realizados por el AMM.  Potencia activa mínima mensual y potencia reactiva coincidente a la hora de mínima demanda del SNI. la fórmula para la determinación de las horas equivalentes de operación en base a Página 5 de 46 . la calidad del servicio del sistema eléctrico o representen desconexión de generación que reduzca las reservas a niveles de riesgo. Las proyecciones deberán incluir:  Energía mensual  Potencia activa máxima mensual y potencia reactiva coincidente a la hora de máxima demanda del SNI. incluyendo la metodología para el calculo del precio de la energía.
1.3.2. 1.2. según definición del Anexo 1. el Gran Usuario deberá contar con la habilitación del AMM para proveer el Servicio Complementario de Demanda Interrumpible. La información que debe presentar el Gran Usuario con Demanda Interrumpible es la siguiente: a) Su habilitación como Gran Usuario con Demanda Interrumpible. el AMM calculará las horas equivalentes de operación con la información disponible (c) Potencia afectada (d) Causas del retiro de servicio (e) Duración esperada de la salida de servicio (f) Fecha estimada de comienzo (g) Fecha más temprana y más tardía de inicio del mantenimiento. c) Bloques de desconexión de carga de la potencia que ofrece interrumpir. 1. f) Mecanismos implementados para verificar y hacer efectiva la interrupción de carga. la cual no podrá ser inferior a un Año Estacional. Página 6 de 46 . g) Equipamiento para efectuar la interrupción de carga. El Gran Usuario podrá declarar su demanda como Demanda Interrumpible de largo plazo asegurando el retiro de su demanda durante períodos prolongados y al precio que requiera. a más tardar tres meses antes del inicio del Año Estacional.3. d) Tiempo de aviso previo requerido para interrumpir su demanda.3.4 Esquemas de desconexión de carga La desconexión de carga debida a la actuación o requerimiento de esquemas de desconexión de carga definidos en la NCO-3 será remunerada de acuerdo a lo establecido en la NCC-8. local y remota.3 Declaración de Demanda Interrumpible. el cual deberá aceptarla: (a) Datos de los contratos de concesión de centrales hidroeléctricas de capacidad anual. Para ello. el cual no podrá ser inferior a 30 minutos. b) Potencia que ofrece interrumpir.2. e) Periodo de tiempo que dura la condición de interrumpibilidad declarada.5 Si el AMM no recibiera la información dentro del plazo establecido. Los precios de Demanda Interrumpible ofertados para la Programación de Largo Plazo no podrán ser modificados a lo largo del Año Estacional correspondiente. la completará según las siguientes pautas. si el Agente no proporciona la formula. en la medida que el AMM lo habilite a proveer el Servicio Complementario de Demanda Interrumpible.las horas de operación efectivas y los arranques y paradas que tuvo dicha unidad. ni mayor a una (1) hora. informando al respectivo Participante.2.
comparándolos con datos históricos de las cuencas hidrológicas o Regiones donde se encuentran las centrales hidroeléctricas. (3) El AMM evaluará los datos de los aportes de caudales declarados por los Participantes. el AMM utilizará la información suministrada por el Participante.4. 1. Si no llegan a un acuerdo. En tanto la CNEE resuelve.2. podrá requerir información adicional y. el AMM utilizará la información proporcionada por el Participante bajo la responsabilidad de éste. El AMM revisará la información declarada por los Participantes y deberá efectuar procesos de validación de la información antes de utilizarla en la PLP.(b) Modelos de proyección de la demanda. considerando los parámetros hidrológicos que considere pertinentes. según definición del Anexo 1.2. (4) Para los generadores térmicos. pero dejará constancia de sus observaciones y discrepancias en la PLP e informará a la CNEE.4 (Modificado por el Artículo 3 de la resolución 658-01 del Administrador del Mercado Mayorista) Validación de la información 1.2. 1. el AMM validará las curvas de costos variables de generación con base a la información presentada por el generador. (2) Para centrales hidroeléctricas de capacidad anual. solicitará justificación al Participante correspondiente y/o le sugerirá las modificaciones justificadas que considere pertinentes. el AMM utilizará la información proporcionada por el Participante bajo su responsabilidad. (c) Valores de la programación anterior y toda otra información válida. comparando los valores reales declarados por el agente Página 7 de 46 . el AMM verificará la coherencia de sus restricciones de operación y despacho con la información suministrada por otros Generadores sobre la misma cuenca y con lo indicado en el contrato de concesión respectivo. dejando constancia de sus observaciones en la Programación de Largo Plazo e informará a la CNEE. Si el AMM detecta inconsistencias en sus procesos de validación. Si detectara inconsistencias solicitará una justificación al Generador correspondiente y/o le sugerirá modificaciones.1 El AMM revisará la información recibida con el objeto de validarla para su utilización en la programación de largo plazo (PLP).2.4. El AMM podrá solicitar las aclaraciones o justificaciones que considere necesarias. Si los datos difieren en una magnitud que el AMM no considerara justificada. si ésta no explicara las diferencias. Si no se llegara a un acuerdo. informará a la CNEE.2 En tal sentido seguirá los siguientes pasos: (a) Generadores: (1) Comparación de la nueva información recibida con la correspondiente a unidades generadoras similares.
los criterios de calidad y niveles mínimos de servicio.5. 2. considerando.con la curva de rendimiento a cargas parciales. el cual deberá ser respetado por todos los Participantes. estarán sujetas a los procedimientos establecidos en la Norma de Coordinación Comercial No. con costo mínimo para el SNI (2) Solicitud de modificaciones a los planes que afecten los márgenes de reserva anteriores y/o incrementen innecesariamente los costos de operación del SNI (3) Realización de reuniones con todos los Participantes cuyos planes deban ser coordinados a los fines mencionados o por razones contractuales (4) Si no se obtuviera un acuerdo el AMM elaborará el programa de Mantenimiento Mayor que satisfaga las restricciones mencionadas. (5) Para la validación de la Demanda Interrumpible. en la NCO-3. Demanda Máxima Proyectada y otras proyecciones de demanda. Estos valores no pueden ajustarse a menos que el propietario justifique el cambio mediante una auditoria técnica previamente aceptada por el AMM. el AMM deberá proceder de acuerdo a lo establecido en la NCC-8. (b) Proyecciones de la demanda: (1) Verificación de la coherencia de la información. verificará la coherencia de la información presentada por los Participantes Consumidores. definidos en las Normas de Coordinación Operativa y los criterios de desempeño mínimo. (c) Programas de Mantenimiento Mayor: (1) Verificación de que los planes presentados satisfagan los márgenes de reservas operativas requeridos. 1. (4) Las proyecciones de Demanda Firme.2. y en la habilitación de Demanda Interrumpible en donde se establezcan las condiciones aplicables a dicha demanda.1 (Modificado por el Artículo 4 de la resolución 658-01 del Administrador del Mercado Mayorista) El AMM realizará estudios del SNI. (2) Solicitud de aclaraciones y acuerdo de eventuales modificaciones con los Distribuidores y Grandes Usuarios. ajustándola según el comportamiento histórico registrado por el AMM.2. (3) Agregación de la proyección de la demanda acordada. con el objeto de determinar Página 8 de 46 .5. Estudios del sistema 1. tomando en cuenta las proyecciones de demanda ajustada. el AMM con base en los datos históricos de la demanda y utilizando sus propios modelos de proyección de demanda.
El AMM indicará la eventual necesidad de implementación de esquemas suplementarios de control.2 La programación provisoria incluirá la siguiente información:  Base de datos utilizada. Ellos comprenderán: (a) Estudios de flujo de cargas para escenarios de demanda. estabilidad de voltaje. 1. mantenimiento del sistema en condiciones estables. transformadores y equipos de maniobra.6. media y máxima en época seca y época lluviosa y establecer los límites de potencias activa y reactiva en las líneas de transmisión y la eventual necesidad de desconexión automática de cargas o generación.6.2. 1. corto circuito y análisis de contingencias N-1. mínima. 1. (c) Estudios de cortocircuito para verificar las topologías más adecuadas de líneas y subestaciones. el AMM evaluará la necesidad de compensación de potencia reactiva y de ampliación de la red de transmisión.1 (Modificado por el Artículo 5 de la resolución 658-01 del Administrador del Mercado Mayorista) A más tardar dos meses antes del inicio de cada Año Estacional.inconvenientes o restricciones en el transporte de energía. medición o protección. Si como resultado de los estudios se identificara restricciones en el SNI y/o incumplimiento de los valores de tensión o restricciones de transmisión. Los límites de capacidad de las líneas de transmisión se establecen teniendo en cuenta los siguientes aspectos: (a) Ante una salida intempestiva.2.  Listado de restricciones. el calendario de Mantenimientos Mayores y los márgenes de reserva previstos. (b) Respeto de los límites técnicos de conductores. (b) El AMM hará estudios de estabilidad transitoria. prever los problemas que puedan afectar la calidad del servicio o la seguridad del sistema y desarrollar propuestas sobre las medidas para evitarlos o minimizarlos. verificando que los resultados del despacho económico cumplen con los mismos y no ocasionan una operación insegura de la red. (c) Mantenimiento de los niveles de tensión fijados en las NCO. incluida la desconexión automática de cargas y generación. el AMM presentará a los Participantes del MM una programación provisoria de la operación esperada para el siguiente Año Estacional.5..2. aunque se requiera desconectar carga o generación. con indicación de eventuales observaciones por parte del AMM.2.2. que deberá incluir en la Programación de Largo Plazo.6 Programación provisoria 1. Página 9 de 46 .
1 PROGRAMACIÓN SEMANAL Objetivos 1. la cual incluirá el calendario de Mantenimientos Mayores que aquéllos deberán respetar.8 (Modificado por el Artículo 8 de la resolución 658-01 del Administrador del Mercado Mayorista) Reprogramación anual estacional.7 (Modificado por el Artículo 7 de la resolución 658-01 del Administrador del Mercado Mayorista) Programación definitiva A más tardar un mes antes del inicio de cada Año Estacional. ajustará sus estudios. el AMM emitirá una revisión provisoria de ésta.4 A más tardar el último día hábil del quinto mes del Año Estacional.1 Los Participantes del MM deberán presentar. 1. Esta evaluación se hará considerando aportes hidrológicos con una probabilidad del ochenta por ciento (80 %) de ser superados (años secos) y teniendo en cuenta la aleatoriedad en la disponibilidad térmica.  Determinará las cotas en cada uno de los embalses anuales que correspondan al valor del agua máximo declarable.8. toda modificación que se hubiera producido hasta esa fecha en la información suministrada oportunamente o en el programa de Mantenimiento Mayor. 1. basada en la información actualizada disponible. a más tardar el último día hábil del tercer mes del Año Estacional. 1. válida para los últimos seis (6) meses del Año Estacional. 1.2.2.2.3 Los Participantes podrán formular sus comentarios dentro de los veinte (20) días calendario siguientes a la recepción de dicha revisión provisoria.2.3 (Modificado por el Artículo 6 de la resolución 658-01 del Administrador del Mercado Mayorista) Los Participantes podrán formular al AMM sus observaciones dentro de los veinte (20) días calendario siguientes a la recepción de la Programación Provisoria.3.1.3. 1.2. 1.1 (Modificado por el Artículo 9 de la resolución 658-01 del Administrador del Mercado Mayorista) Semanalmente el AMM programará la operación óptima del parque hidrotérmico para la semana siguiente (de domingo a Página 10 de 46 . el AMM enviará a los Participantes del MM la programación definitiva para el Año Estacional siguiente. vertimiento previsto y evolución del nivel medio de los embalses para cada central.  Precios medios ponderados y por banda horaria resultantes.3 1. El AMM analizará las observaciones y de ser necesario.8. 1. 1.8. Generación mensual hidráulica. con apertura semanal.8. el AMM emitirá la revisión definitiva de la programación de largo plazo.2. siguiendo el procedimiento indicado para la programación original.2 A más tardar el último día hábil del cuarto mes del Año Estacional.6.2.
(b) Pronósticos actualizados de aportes de agua a centrales hidráulicas. (g) Asignación de reserva rodante para asegurar su disponibilidad cuando resulte necesaria.2 Serán sus objetivos: (a) Definición de los horarios de arranque y parada de unidades generadoras térmicas de base. (e) Declaración de disponibilidad de Generadores con indicación de su potencia disponible para cada período. (g) (Modificado por el Artículo 11 de la resolución 658-01 del Administrador del Mercado Mayorista) Costos variables de generación de unidades generadoras térmicas de acuerdo a la metodología de cálculo suministrada con la programación anual. valor de agua de las centrales hidroeléctricas de acuerdo a los resultados del modelo de optimización utilizado por el AMM y el costo variable de generación de las importaciones firmes calculado de acuerdo a la metodología declarada. Página 11 de 46 .3. (i) (Modificado por el Artículo 10 de la resolución 658-01 del Administrador del Mercado Mayorista) Asignación de compra mínima de energía obligada de los contratos existentes para dar cumplimiento a lo establecido en el artículo 40 del reglamento del AMM. (d) (Modificado por el Artículo 11 de la resolución 658-01 del Administrador del Mercado Mayorista) Generación forzada debido a la prueba de unidades.3. estimando la generación de cada unidad de manera de minimizar el costo total de operación más el costo de desconexión de la red. (c) Pronósticos actualizados de generación con fuentes renovables. (f) (Modificado por el Artículo 10 de la resolución 658-01 del Administrador del Mercado Mayorista) Asignación de energía a generar durante las pruebas de unidades. (d) Identificación de unidades disponibles para la operación con control automático de generación para regulación de frecuencia.1. (e) Identificación de la necesidad de despacho forzado (no económico) de generación para producir energía reactiva para mantenimiento de tensión o para evitar sobrecargas en la red. (i) (Modificado por el Artículo 11 de la resolución 658-01 del Administrador del Mercado Mayorista) Programa de Mantenimiento Mayor y de Emergencia de unidades generadoras y de equipos del sistema de transporte. (f) Eventual actualización de características operativas. especificando fechas asignadas de inicio y finalización.3 La programación semanal incluirá: (a) Restricciones en el sistema de transmisión debido a indisponibilidad de líneas o equipos. (h) Asignación de generación mínima en cada área a fin de asegurar la continuidad del servicio eléctrico en caso de desconexión de alguna línea de transmisión crítica o de separación de la red. 1.1. (h) Restricciones operativas debidas a condiciones ambientales. tomando en cuenta los usos no energéticos del agua y restricciones ambientales. (b) Asignación diaria de la generación de centrales hidráulicas. (c) Manejo de restricciones de combustible. 1.sábado).
2.1.3. (b) Modelo simplificado del SNI. (b) Valor del agua de centrales hidroeléctricas con embalse de regulación anual. consideración de los costos de la maquina falla.3.2.C. (d) Modelo simplificado de pérdidas en el sistema de transmisión.1 (Modificado por el Artículo 12 de la resolución 658-01 del Administrador del Mercado Mayorista) El despacho de unidades generadoras en la programación semanal estará basado en los siguientes criterios: (a) Costo variable de generación de unidades generadoras o precio de energía de los contratos a los que se refiere el artículo 40 del Reglamento del Administrador del Mercado Mayorista.2 (Modificado por el Artículo 12 de la resolución 658-01 del Administrador del Mercado Mayorista) El AMM programará la operación de todas las unidades generadoras de manera que satisfaga la carga prevista a costo mínimo.3.2. para estudios de simulación de generación.2 Criterios 1. conforme a la metodología declarada en la Programación de Largo Plazo. (b) Generadores térmicos: Disponibilidad de combustible y los datos necesarios para que el AMM calcule el costo variable de generación según la metodología declarada en la Programación de Largo Plazo. 1. Página 12 de 46 . demanda interrumpible y de compra mínima de energía obligada de los contratos existentes. considerando sólo las interconexiones más importantes. tomando en cuenta los Costos Variables de Generación y las condiciones derivadas de la aplicación del artículo 40 del Reglamento del Administrador del Mercado Mayorista.3.) para los estudios complementarios y para identificar eventuales restricciones de transmisión que pudieran obligar a efectuar despachos forzados. (e) (Se agrega este literal por el Artículo 13 de la resolución 658-01 del Administrador del Mercado Mayorista) Modelo de optimización hidrotérmica con capacidad para cálculo de valor del agua de las centrales hidroeléctricas con embalse de regulación anual.3. 1.3 (Modificado por el Artículo 14 de la resolución 658-01 del Administrador del Mercado Mayorista) Información a suministrar por los Participantes del MM Antes de la hora 14:00 del día miércoles el AMM deberá contar con la siguiente información de cada uno de los Participantes del MM relativa a la semana siguiente: (a) Generadores en general: disponibilidad de potencia.3 Para la programación se utilizarán los siguientes modelos: (a) (Modificado por el Artículo 13 de la resolución 658-01 del Administrador del Mercado Mayorista) Modelos de demanda para cada hora de días hábiles. de fines de semana típicos y feriados. correspondiente a la energía semanal disponible declarada. (c) (Modificado por el Artículo 13 de la resolución 658-01 del Administrador del Mercado Mayorista) Modelos de flujos de cargas de corriente alterna (A. 1.
Si el AMM detecta inconsistencias en sus procesos de validación. correspondiente al período de noviembre del año corriente a junio de año siguiente. según la metodología declarada en la Programación de Largo Plazo. en el plazo estipulado para la Programación Semanal. teniendo en cuenta sus pronósticos de aportes y requerimientos aguas abajo. Adicionalmente en la primera semana del mes de noviembre de cada año. o en su defecto. Usos distintos al agua de sus embalses. pero dejará constancia de sus observaciones y discrepancias en la Programación Semanal. restricciones operativas y ambientales de sus embalses. (d) Centrales térmicas que utilicen como combustible la biomasa u otros combustibles renovables. la cantidad de energía y potencia ofrecidas y la metodología para el cálculo del costo variable correspondiente. Si no llegan a un acuerdo. Generadores con embalse de regulación anual: El volumen de agua o en su defecto. solicitará justificación al Participante correspondiente y/o le sugerirá las modificaciones justificadas que considere pertinentes. el AMM utilizará la información proporcionada por el Participante bajo su responsabilidad. el AMM debe utilizar las características del tipo de año hidrológico previsto si existieran pronósticos. aplicables a la Programación Semanal.(c) Generadores hidráulicos: los aportes de agua semanales previstos para las siguientes 4 semanas. toda la información necesaria para la estimación de su energía semanal y la compensación de potencia reactiva semanal disponible. De no contar con la información correspondiente dentro de los plazos indicados. los datos semanales de la velocidad del viento. el nivel del embalse estimado para el inicio de la semana y la energía total disponible en el embalse. los Generadores con embalse de regulación anual deberán enviar al Administrador del Mercado Mayorista y a la Comisión Nacional de Energía Eléctrica las proyecciones mensuales de los aportes y la generación mensual prevista. disponibilidad mínima semanal de combustibles (e) Centrales eólicas. deberán declarar las condiciones de compra mínima de energía obligada y los datos necesarios para calcular el precio de la energía según las cláusulas de dichos contratos. el AMM informará a la CNEE. la cantidad de energía prevista y los datos semanales de la producción de vapor de sus pozos. El Generador debe informar las energías semanales previstas resultado de su propia optimización. (h) Modificaciones al programa de Mantenimiento Mayor. En este caso o si el Participante no presenta la información indicada en los literales anteriores en el plazo establecido. (j) Los Distribuidores con contratos existentes. (i) Los importadores semanalmente indicarán en su declaración. Página 13 de 46 . medidas a la altura de las aspas del generador. El AMM revisará la información declarada por los Participantes y deberá efectuar procesos de validación de la información antes de utilizarla en la Programación Semanal. (f) Centrales geotérmicas. incluyendo eventuales mantenimientos de emergencia. (g) Transportistas: principales cambios en la topología de la red y adiciones o retiros de equipos principales que pudieran modificar la capacidad de transporte de energía o la calidad del servicio en el sistema de transmisión. las energías semanales correspondientes a la media histórica.
4 Programa Semanal.3. el costo variable será igual a sus respectivos costos de operación y mantenimiento.4. dentro de cada día. La metodología y programas de computación a utilizar permitirán obtener la optimización de la operación hidrotérmica. (d) Lista de unidades térmicas a arrancar o parar. (g) (Modificado por el Artículo 15 de la resolución 658-01 del Administrador del Mercado Mayorista) Valor del agua para las centrales hidroeléctricas con embalse de regulación anual.1. 1.4. (e) Lista de unidades generadoras comprometidas como reserva rápida en la semana.3. informará a los Participantes del MM y buscará acordar ajustes a los mantenimientos programados para cumplir con los requerimientos de márgenes para regulación de frecuencia y reserva.4.2 (Modificado por el Artículo 16 de la resolución 658-01 del Administrador del Mercado Mayorista) Si el AMM detectara problemas que afecten la seguridad del sistema. (h) (Se agrega este literal por el Artículo 15 de la resolución 658-01 del Administrador del Mercado Mayorista) Costo variable de generación para cada unidad generadora térmica y de las centrales generadoras basadas en recursos renovables no hidráulicos. Para el resto de centrales generadoras hidroeléctricas. tomando en cuenta usos no energéticos del agua y restricciones ambientales a nivel diario y. 1. por banda horaria y márgenes operativos de cada central.1 DESPACHO DIARIO Objetivos Página 14 de 46 .4 1. brindando la siguiente información: (a) Pronósticos de energía a generar por cada central hidroeléctrica con capacidad de embalse. (b) Pronósticos de energía a generar por centrales hidroeléctricas de filo de agua. (i) (Se agrega este literal por el Artículo 15 de la resolución 658-01 del Administrador del Mercado Mayorista) Costo variable de generación de las importaciones. (c) Pronósticos de energía a generar por unidades generadoras que utilicen fuentes renovables.3. márgenes operativos que tendrá cada unidad. (f) Estimación de la energía no suministrada y/o márgenes de reserva reducidos. el AMM utilizará el mismo modelo de optimización utilizado para la Programación Semanal.1 A la hora 15:00 del día viernes el AMM presentará a los Participantes del MM los resultados de la programación semanal. 1. y pronósticos de la energía a generar en cada bloque de generación. siguiendo un orden de mérito. (Se agrega este párrafo por el Artículo 15 de la resolución 658-01 del Administrador del Mercado Mayorista) Para el cálculo del valor del agua. indicando día y hora.
(e) Horarios de energización y desenergización de líneas de transmisión. el costo variable de generación de cada unidad generadora en el SNI.2 (Modificado por el Artículo 19 de la resolución 658-01 del Administrador del Mercado Mayorista) Criterios Para el despacho diario se usarán los siguientes criterios: (a) Minimización del costo total de operación. lo que se deberá realizar utilizando técnicas de optimización. (e) Consideración de los criterios de desempeño mínimo de las unidades generadoras 1. (b) Potencia activa a generar por cada central hidráulica en cada período horario. definidos en las Normas de Coordinación Operativa y los criterios de desempeño mínimo. (c) Asignación de la generación hidráulica total calculada en la programación semanal a períodos horarios. incluyendo horarios de arranque y parada. tomando en cuenta eventuales modificaciones importantes en los aportes de agua.3 (Modificado por el Artículo 20 de la resolución 658-01 del Administrador del Mercado Mayorista) Información a suministrar por los Participantes del MM Página 15 de 46 . compra mínima de energía obligada de los Contratos Existentes y el costo de los servicios complementarios. considerando el correspondiente margen de Reserva Rodante Regulante. que indicará la potencia de cada unidad para cada intervalo horario. considerando el costo de falla. (b) Consideración de pérdidas y restricciones en el sistema de transmisión. (f) Identificación de unidades comprometidas como Reserva Rápida. considerando el correspondiente margen de Reserva Rodante Regulante. (c) Potencia activa a generar por cada unidad que utilice fuente renovable. 1.4. tomando en cuenta todas las restricciones de la red y condiciones tales como eventos especiales o feriados.4. 1.1.2 (Modificado por el Artículo 18 de la resolución 658-01 del Administrador del Mercado Mayorista) El programa de despacho diario incluirá: (a) Potencia activa a generar por cada unidad térmica en cada período horario. (g) Programa de mantenimiento de equipos de transmisión para el día.1 (Modificado por el Artículo 17 de la resolución 658-01 del Administrador del Mercado Mayorista) Diariamente el AMM elaborará el programa de despacho para el día siguiente. (i) Programa de desconexión de cargas (si se previera demanda insatisfecha).1.4. (d) Mantener los requerimientos operativos de calidad y de confiabilidad de acuerdo a los criterios de calidad y niveles mínimos de servicio. (d) Unidades que constituirán la Reserva Rodante Operativa y los márgenes de reserva asignados a cada una de ellas. considerando el correspondiente margen de Reserva Rodante Regulante. (h) Identificación de unidades que suministrarán los requisitos mínimos de potencia reactiva para soporte de tensión.4.1. El nivel de generación satisfará la demanda esperada del SNI al mínimo costo total de operación.
1. 1. Grandes Usuarios Participantes y Comercializadores de Demanda: programas horarios de reducción de demanda superiores a 5 MW. (b) Generadores hidráulicos: aportes de agua a sus embalses y pronósticos para el día siguiente. el AMM adecuará el programa de generación y/o el uso de equipos de compensación de potencia reactiva. definidos en las Normas de Coordinación Operativa y los criterios de desempeño mínimo.4 (Modificado por el Artículo 23 de la resolución 658-01 del Administrador del Mercado Mayorista) Si el AMM prevé que no se pueden mantener los valores de tensión. relativa al día siguiente: (a) Generadores: cualquier modificación en la información con la cual se haya elaborado la programación semanal o en las características operativas registradas.2 Si identificara restricciones en el SNI y/o incumplimiento de los valores de tensión admisibles en condiciones normales.4.5 Programa Diario Página 16 de 46 . (c) Interconexiones internacionales: ofertas de inyección y retiro tanto en el Mercado de Oportunidad como en el Mercado de Contratos Regional del Mercado Eléctrico Regional (MER). 1. como último recurso.4.1 (Modificado por el Artículo 21 de la resolución 658-01 del Administrador del Mercado Mayorista) Si fuera necesario el AMM efectuará estudios de flujo de cargas.3 (Modificado por el Artículo 22 de la resolución 658-01 del Administrador del Mercado Mayorista) Si. cortocircuito y estabilidad a fin de verificar que los resultados del despacho económico no ocasionen una operación insegura de la red. según la metodología establecida en el Reglamento Transitorio del MER o el Reglamento del MER.4.4.4. (d) Distribuidores. (e) Transportistas: eventuales restricciones que afecten la capacidad de transporte de energía o la seguridad operativa de la red o modificaciones a los planes de mantenimiento programados.4. el AMM procederá a la desconexión de carga para evitar el colapso de voltaje. el AMM adecuará el programa de generación y el uso de equipos de compensación de potencia reactiva de manera de obtener los valores de tensión.Antes de las 12:00 horas de cada día. también deberán declararse las ofertas de inyección y retiro correspondientes a otras interconexiones internacionales.4 Seguridad y Estudios del sistema 1. los Participantes del MM deberán declarar al AMM la información indicada a continuación. considerando los criterios de calidad y niveles mínimos de servicio.4. aceptables y seguros en condiciones de emergencia. aceptables y seguros en condiciones de emergencia. 1. 1.4. agotados todos los recursos posibles.4.4. no fuera posible mantener la tensión dentro del rango de valores definidos en las Normas Técnicas del Servicio de Distribución en uno o más nodos.
1 (Modificado por el Artículo 24 de la resolución 658-01 del Administrador del Mercado Mayorista) Operación en tiempo real Durante la operación en tiempo real el AMM seguirá el despacho diario. por causas técnicas. 1.4. salvo orden en contrario del AMM. (d) Conexión o desconexión de líneas o equipos de transmisión si fuera necesario para resolver problemas de capacidad de la red. 1. Si.5.2. En caso de contingencias.5.4.1 (Modificado por el Artículo 25 de la resolución 658-01 del Administrador del Mercado Mayorista) El AMM podrá modificar el despacho y efectuar un redespacho para mantener la seguridad de la operación del SNI toda vez que se produzcan contingencias severas en el SNI o diferencias significativas entre las previsiones y las condiciones reales.1 Diariamente a la hora 16:00 el AMM presentará a los Participantes del MM el despacho programado para el día siguiente.5.5.5.2 Redespacho 1. Página 17 de 46 . el AMM hará un Redespacho. 1.2 Los Generadores están obligados a seguir el despacho programado.5 OPERACIÓN EN TIEMPO REAL Y REDESPACHO 1.3 El AMM verificará que el nuevo programa de generación pueda ser cumplido por todos los Participantes del MM y se los informará para reemplazar al despacho diario previo. (c) Reducción de la potencia o parada de una o más unidades ante modificaciones en la disponibilidad de generación. (e) (Eliminado por Artículo 27 de la resolución 658-01 del Administrador del Mercado Mayorista) 1. el AMM ordenará a Generadores individuales el incremento o decremento de los valores programados para mejorar el seguimiento de la carga. usando las unidades bajo control automático de generación para llevar la Regulación de Frecuencia. Cuando tales unidades se aproximen a los límites de control. después de haber resuelto la contingencia y llevado el SNI a sus condiciones operativas seguras.5.5. una unidad no pudiera cumplir con el despacho. esa situación deberá ser informada de inmediato al AMM. (b) (Modificado por el Artículo 26 de la resolución 658-01 del Administrador del Mercado Mayorista) Reasignación y/o agregado de unidades a operar bajo control automático de generación si fuera necesario mantener la banda mínima de control.2.2. 1.2 El redespacho podrá incluir: (a) Arranque de unidades de reserva rápida para satisfacer una carga que exceda el pronóstico o como consecuencia de la salida de servicio de unidades o líneas de transmisión críticas.1.
2 Información a utilizar Para decidir qué unidades generadoras despachar y la autorización de salidas de servicio programadas el AMM tendrá en cuenta la siguiente información en la medida en que la considere adecuada: Página 18 de 46 . (b) El orden de mérito establecido en las presentes NCC. (e) (Se agrega el literal (e) por el Artículo 28 de la resolución 658-01 del Administrador del Mercado Mayorista) aumento en la generación disponible de unidades con costo variable de generación menor al Precio de Oportunidad previsto. balancear instantáneamente generación con demanda con un nivel de reserva aceptable. en la medida de lo posible. (c) El mantenimiento de la seguridad y confiabilidad del SNI. 1. (d) Las normas operativas para el control de la frecuencia y tensión del sistema.1 DESPACHO DE GENERACIÓN Objetivo El objetivo del despacho de generación es permitir al AMM.6 1. (c) una línea de transmisión está o tiene posibilidad de estar sobrecargada.5. en forma económica y tomando en cuenta las siguientes consideraciones: (a) Las intenciones expresadas en el despacho diario. (d) el aumento de caudales de agua hace necesario incrementar la generación hidráulica en más del cinco por ciento (5 %) de la demanda del SNI para evitar vertimiento.6.3 Criterios para iniciar un redespacho El AMM podrá realizar un redespacho cuando se cumpla alguna de las siguientes condiciones: (a) la demanda real difiere en  cinco por ciento (5 %) respecto de la pronosticada.1. 1. (f) (Se agrega el literal (f) por el Artículo 28 de la resolución 658-01 del Administrador del Mercado Mayorista) modificación de los programas de intercambio en las interconexiones internacionales. incluyendo los requisitos para el mantenimiento programado de unidades de generación.6. (b) salida de servicio de unidades que no permita cumplir con los márgenes de reserva programados.
6.6.6.1 Cuando un Generador requiera sacar de servicio o reducir la potencia de una unidad por problemas técnicos que no correspondan a una situación de emergencia deberá informarlo con anticipación al AMM para que dicha situación sea tomada en cuenta en el despacho o en el redespacho.3.6. indicando el nombre de ambos operadores. 1.4.6.4 Ordenes de despacho 1.3. o (b) Cuando la orden implicara que la unidad generadora opere con capacidad superior a la declarada. deberá informar de inmediato al AMM.4. El generador evaluará los potenciales riesgos de daños a la unidad generadora y responderá en consecuencia al AMM aceptando o rechazando la solicitud del AMM. la calidad de servicio y el despacho económico. 1.4 Si el Generador tuviera dificultades para concretar la orden de despacho.6. que resulten de los cálculos efectuados por el AMM con la información proporcionada por los Participantes.(a) El despacho diario para el día en cuestión. Esta última sólo será admitida en los siguientes casos: (a) Cuando estuviera en juego la seguridad del personal o de la central. (c) Frecuencia y tensiones en el SNI recibidas a través del sistema de control supervisorio en tiempo real.3 (Modificado por el Artículo 30 de la resolución 658-01 del Administrador del Mercado Mayorista) Salidas de servicio no programadas de unidades de generación 1. 1. 1.2 Las órdenes de despacho serán emitidas directamente a la central generadora por teléfono o por el medio acordado entre el AMM y el Generador.4.6. el AMM podrá emitir órdenes de despacho antes o durante la operación diaria. teniendo en cuenta las declaraciones del Generador en cuanto a tiempos de arranque y parada y velocidad de toma o reducción de carga. Página 19 de 46 .2 El AMM evaluará las consecuencias de esa operación en la seguridad del SNI.6. indicando su aceptación o no aceptación. (d) (Modificado por el Artículo 29 de la resolución 658-01 del Administrador del Mercado Mayorista) Costos Variables de Generación de las unidades térmicas o valor del agua de las centrales hidroeléctricas.4.3 El Generador deberá acusar recibo de inmediato de la orden de despacho. 1. (b) Última declaración de disponibilidad o de características operativas recibida para cada unidad. 1.1 Dependiendo de razones operativas. pudiendo solicitar al generador una modificación en la hora prevista para salir de servicio.
(c) Soporte de la tensión del SNI mediante la generación o consumo de potencia reactiva. transformadores y equipos de compensación de potencia reactiva. 1. (b) Cálculo del costo de los Servicios Complementarios y asignación a cada uno de los Participantes del MM. Página 20 de 46 . (e) Conexión o desconexión de líneas de transmisión. (c) Identificación de la generación forzada. (f) Bloqueo o desbloqueo del regulador de la unidad.5 (Modificado por el Artículo 31 de la resolución 658-01 del Administrador del Mercado Mayorista) Las órdenes de despacho podrán incluir además operaciones tales como: (a) Aumento o disminución de la potencia a generar.6..4.7. las rampas de toma y reducción de carga de las unidades. (d) Explicación de cualquier falla de corta o larga duración que haya impedido alcanzar los criterios de seguridad y confiabilidad del SNI.1 (Modificado por el Artículo 33 de la resolución 658-01 del Administrador del Mercado Mayorista) Informe diario Diariamente a las 15:00 horas el AMM emitirá a todos los Participantes del MM un informe con los resultados de la operación del día anterior. Los Generadores deberán cumplir los requerimientos operativos emitidos por el CDC dentro de los siguientes rangos: (a) Sincronización o desconexión dentro de  cinco (5) minutos del horario requerido.6. (b) Obtención del nivel de potencia requerido dentro de  dos (2) minutos del horario requerido.7 POSDESPACHO 1. calculando los correspondientes sobrecostos. En él incluirá: (a) Cálculo horario del Precio de Oportunidad de la energía.6 (Modificado por el Artículo 32 de la resolución 658-01 del Administrador del Mercado Mayorista) Al emitir una orden de despacho.1. el AMM deberá considerar los tiempos de arranque y parada y. asignándolos a cada uno de los Participantes del MM. (d) Arranque y parada de unidades generadoras. 1.4. (b) Conexión o desconexión de control automático de generación.
si fuera distinto del de emisión.1. (e) horario límite para alcanzar el valor de ajuste ordenado (si fuera necesario).2 ORDEN PARA CAMBIO DE VALOR DE AJUSTE La unidad Nº 1 debe cambiar su potencia a 50 MW.(e) Carga desconectada por racionamientos. (h) Listado de indisponibilidades de unidades generadoras y las variables para el cálculo del Coeficiente de Disponibilidad 1. emitiéndose la orden a la hora 09:00: Página 21 de 46 . (d) horario a partir del cual será efectiva la orden. A1.1 ORDENES DE DESPACHO A1.1. (c) valor de ajuste de la unidad generadora o equipo.1.1.3 A continuación se incluyen ejemplos de los principales tipos de órdenes.1 Las Órdenes de Despacho deberán incluir como mínimo la siguiente información: (a) nombre de los operadores en comunicación.2 (Modificado por el Artículo 34 de la resolución 658-01 del Administrador del Mercado Mayorista) Informes mensual y anual El informe de la operación diaria será consolidado por el AMM en informes de resultados mensuales y anuales. (b) identificación de la unidad generadora o equipo al cual se aplica la orden.1. (g) Resumen de operaciones relevantes del SNI.7. (f) Explicación de las causas de discrepancia entre la operación programada y la real. ANEXO 1.1.2 (Modificado por el Artículo 35 de la resolución 658-01 del Administrador del Mercado Mayorista) El despachador del CDC deberá requerir al receptor la repetición de la orden para asegurar su correcta interpretación y registrarla en la bitácora de operación. en los cuales se ha omitido el intercambio de nombres.1 INTRODUCCIÓN A1. A1.1. A1.1.
Si ésta no se incluyera.1 Es usual que una orden de sincronización sea acompañada por una orden de toma de carga.1.4. A1.3 ORDEN DE SINCRONIZACIÓN “Unidad 1 a 50 MW ya” “Unidad 1 a 50 MW a las 10:00 horas” A1.3. será las 14:05 hs.: (a) Implementación más temprana: “Desconectar Unidad 3 ya” (b) Implementación diferida: “Desconectar Unidad 3 a las 15:00 horas” A1. A1. emitiéndose la orden a la hora 09:00 y siendo el tiempo de sincronización de 4 horas: (a) Implementación más temprana: “Unidad 2 sincronizada a las 13:00 horas.4 ORDEN DE DESCONEXIÓN A1. Se da una orden de desconexión a las 14:00 hs.(a) Implementación inmediata: (b) Implementación diferida: A1. tomando en cuenta la velocidad mencionada.1.3.2 La unidad Nº 3 está entregando 20 MW y tiene una velocidad de descarga de 4 MW/min.1. carga 20 MW” A1. En este momento el Generador deberá informar al AMM el nivel de carga alcanzado.2 Al indicar el horario de cumplimiento de la Orden de Sincronización el AMM tomará en cuenta el tiempo de sincronización registrado en la Base de Datos.1.1 En toda orden de desconexión se considera implícita la necesaria orden de reducción de carga.6 ORDEN DE MANTENER RESERVA RODANTE Página 22 de 46 . carga 20 MW” (b) Implementación diferida: “Unidad 2 sincronizada a las 15:00 horas.1. la unidad generadora deberá ser sincronizada y llevada de inmediato (tomando en cuenta la velocidad máxima de toma de carga) a su mínimo técnico de generación.3 La unidad Nº 2 debe ser sincronizada y operada a su mínimo técnico.3. con lo cual el horario mínimo de cumplimiento.5 ORDEN DE REGULACIÓN SECUNDARIA DE FRECUENCIA Se indica la conexión y desconexión del control automático de generación (AGC) para la unidad Nº 4: (a) “Unidad 4 en AGC a las 16:00 horas” (b) “Unidad 4 fuera de AGC a las 16:00 horas” A1.1.4.1.1.1. A1..
2 PROGRAMACION Y DESPACHO DE CENTRALES HIDRÁULICAS A1.2. para embalses multipropósito. o sea las limitaciones que le imponen a su operación las restricciones y compromisos aguas abajo. la capacidad de regulación se refiere a la capacidad del embalse para guardar agua suficiente para generar a plena carga y poder transferirla Página 23 de 46 . (a) potencia instalada.2.7 ORDEN DE PROVEER SOPORTE DE TENSIÓN La orden de proveer soporte de tensión podrá ser emitida con distintas modalidades: (a) “Unidad 5 en máxima potencia reactiva” (b) “Mantener 240 KV en la barra X” (c) “Mantener máxima tensión en la Unidad 5” ANEXO 1.La orden de mantener reserva rodante estará normalmente asociada a una orden de toma de carga: “Llevar Unidad 5 a 20 MW y mantener reserva de 30 MW” A1.2.2 Clasificación de las centrales hidráulicas resolución 658-01 del A1. (e) relación con otras centrales hidráulicas aguas arriba o aguas abajo.2.1.1 (Modificado por el Artículo 36 de la Administrador del Mercado Mayorista) Generalidades Las centrales hidráulicas con embalse se clasifican según su capacidad de regulación.1 INTRODUCCIÓN Variables a considerar El tratamiento que recibirán las centrales hidráulicas en lo relativo a la programación de la operación de sus embalses y a su despacho dependerá de los siguientes parámetros de aquéllas. (c) flexibilidad al despacho. (d) capacidad o volumen útil del embalse y capacidad de regulación. o sea las posibilidades de transferir agua de un período a otro teniendo en cuenta el volumen embalsable y los requerimientos aguas abajo.2 A1. A1. (b) energía firme.
2. (a) el volumen útil del embalse debe representar por lo menos 25 días de generación a potencia máxima.2.). consumo de agua potable.2 Centrales de capacidad anual A1. pudiendo su operación afectar significativamente el resultado económico de éste a mediano y largo plazo.2.2 Se trata de centrales de uso en la punta.2.2. Página 24 de 46 .2.2. A1.2. (b) ausencia de restricciones aguas abajo que afecten su despacho a nivel diario y horario.3 Centrales de capacidad mensual A1. A1. Por lo tanto su operación puede afectar significativamente el resultado económico del MM de una semana respecto a otra. Los parámetros anteriores permiten clasificar las centrales hidráulicas en los siguientes tipos:  centrales de capacidad anual. A1.2 Para pertenecer a esta categoría una central hidráulica deberá reunir como mínimo las siguientes condiciones. navegación. o sea transferir energía como volumen embalsado entre períodos de tres o más meses. riego. cuentan con una potencia instalada significativa respecto a la demanda total del MM y con suficiente capacidad de embalse con relación a su energía firme como para permitir por lo menos una regulación mensual.2. no perteneciendo a la categoría de capacidad anual. A1. o sea que pueden transferir agua entre las distintas semanas de un mes. con posibilidad de realizar por lo menos regulación anual. y a los fines de su tratamiento en la programación.1 Son las centrales de mayor capacidad de embalse. o por no tener requerimientos significativos aguas abajo.2. A1.entre subperiodos comprendidos en el periodo de regulación.2.1 Son las centrales que.2.3 En embalses de usos múltiples su operación a mediano y largo plazo podrá estar condicionada por compromisos aguas abajo (control de crecidas. Por otra parte. su potencia instalada y energía firme representan actualmente un porcentaje importante de la demanda total del MM. etc. por contar con algún tipo de embalse regulador de las variaciones súbitas de caudal.2. o sea al máximo caudal turbinable.  centrales de capacidad diaria  centrales de filo de agua.2. sin restricciones importantes a sus despachos diario y horario.  centrales de capacidad mensual.2.3.2.  centrales de capacidad semanal.3.2.
A1. debiéndose ubicar el resto en la base.2.2. (b) el volumen útil debe representar por lo menos 5 días de generación a potencia máxima.2.3. su operación puede afectar la evolución de los precios diarios del MM.2. definiendo qué parte de su oferta de energía se puede considerar de uso en la punta.2. Como consecuencia. (b) Presentar un informe emitido por un profesional colegiado especialista en este tipo de obras.2 Los requerimientos aguas abajo determinarán su flexibilidad al despacho.2. A1.2.3 Para pertenecer a esta categoría una central hidráulica deberá cumplir por lo menos con las siguientes condiciones: (a) no cumplir con las condiciones para clasificar como central de capacidad anual.2.5. definiendo qué parte de su oferta de energía se puede considerar de uso en la punta. tienen posibilidades de realizar por lo menos regulación semanal. Página 25 de 46 . A1.4.3 Para pertenecer a esta categoría una central hidráulica deberá cumplir por lo menos con las siguientes condiciones: (a) no cumplir con las condiciones de central de capacidad semanal.4. A1.2. y qué parte debiera ubicarse en la base.2. A1. o sea transferir agua dentro de la semana entre distintos tipos de días. a pesar de tener una capacidad de embalse limitada. o sea transferir agua dentro de un día entre distintas horas. A1. o sea al máximo caudal turbinable.5.2.2. que demuestre que la central cuenta con embalse y permita determinar el volumen de regulación que se pueda acumular en el mismo.1 Son las centrales que cuentan con un embalse con capacidad de acumulación de agua y tienen posibilidades de realizar por lo menos regulación diaria.2.4 Centrales de capacidad semanal A1.4.2.5. A1.2.3 Para pertenecer a esta categoría una central hidráulica deberá cumplir por lo menos con las siguientes condiciones: (a) no cumplir con las condiciones de central de capacidad mensual. Como consecuencia. o sea al máximo caudal turbinable. (b) el volumen útil debe representar por lo menos 2 días de generación a potencia máxima.2.1 Son las centrales que.5 Centrales de capacidad diaria (Modificado por el Artículo 1 de la resolución 970-03 del Administrador del Mercado Mayorista) A1.2 Los requerimientos aguas abajo determinarán su flexibilidad al despacho.2.2. su operación puede afectar la evolución de los precios horarios del MM.
2. en la forma y plazos requeridos. se reconocerá Oferta Firme Disponible proporcional al volumen registrado hasta que. este informe se deberá presentar previo al inicio de la operación comercial.6 Centrales de filo de agua (Modificado por el Artículo 2 de la resolución 970-03 del Administrador del Mercado Mayorista) A1. dentro de los plazos para la entrega de la información para la Programación de Largo Plazo. que permita determinar el volumen de regulación que se pueda acumular en el embalse de la central hidráulica. la central hidráulica quedará clasificada como central de capacidad diaria. mensual. Su clasificación y tratamiento estarán condicionados al cumplimiento de los requisitos de la central hidráulica aguas arriba indicados en el numeral A1.2. De resultar algún sobrecosto por Generación Forzada de la central generadora bajo prueba.2.2. Para el caso de las centrales hidroeléctricas nuevas.4.2. el Agente Generador correspondiente deberá presentar un informe emitido por un profesional colegiado especialista en este tipo de obras.2. A1. El volumen de regulación del embalse podrá ser verificado mediante la realización de una prueba de generación según la fecha de finalización de las tareas de limpieza del embalse. debiendo incluir por lo menos la realización de una limpieza antes del inicio del Año Estacional.2. incluidos los correspondientes a los niveles máximo y mínimo operables. En caso de que cuenten con embalse adicional. cota y volumen.4 Para cada central de capacidad diaria. En caso de que no se presente el informe indicado.Al verificarse el cumplimiento de las condiciones antes referidas. A1. Esta información será la utilizada por el AMM para el cálculo de Oferta Firme de centrales hidráulicas de acuerdo a lo establecido en la Norma de Coordinación Comercial No.5.5. 2.6.2. Página 26 de 46 .2. se verifique que se cuenta con el volumen de regulación declarado.5.2. anualmente.1 Se incluirán en esta categoría todas las centrales hidráulicas que no resulten clasificadas como de capacidad anual. semanal o diaria. mediante la realización de pruebas.2.4. deberán presentar la información correspondiente de acuerdo a lo establecido en el numeral A1. Si el resultado de la prueba de verificación del volumen del embalse no corresponde a la totalidad del volumen de regulación declarado. A1. El Informe deberá presentar un mínimo de cinco datos de área. conforme el cronograma contenido en el informe. se considerará que la central es de filo de agua. Oferta y Demanda Firme. el Administrador del Mercado Mayorista deberá considerar que la central no cuenta con volumen de regulación. En caso de que no se presente el informe antes indicado.5 Las centrales hidráulicas que operen con el caudal vertido o turbinado por una central clasificada como central de capacidad diaria también se clasificarán como centrales de capacidad diaria. siempre que el tiempo de viaje del agua vertida y/o turbinada sea menor a una hora.2. éstos serán asignados al Participante Productor. Si por asolvamiento el volumen de regulación real se viera disminuido respecto del declarado.5. en el mismo informe se deberá especificar las fechas en las que se tiene previsto realizar las tareas de limpieza del embalse.
A1.2    El AMM procederá a: incluir la representación de las cuencas hidroeléctricas en los modelos de optimización.2.3.2. Sus restricciones hidráulicas aguas abajo y las restricciones operativas de la central limitan su despacho horario y/o diario.1.3. A1.5 (Modificado por el Artículo 39 de la resolución 658-01 del Administrador del Mercado Mayorista) Cualquier Generador con central hidráulica podrá requerir modificaciones al AMM si verificara que el resultado del modelo no cumpliera alguna de sus restricciones u otras condiciones de operación reales.6. a los efectos de la programación y el despacho. 3.1. Asimismo. realizar el seguimiento del comportamiento del modelado utilizado. A1.2.2. se considerarán generando el caudal entrante. salvo que exista por lo menos un caso real para el cual el Generador demuestre que el resultado del modelo haya vulnerado alguna de las condiciones u otras restricciones vigentes.3 (Modificado por el Artículo 38 de la resolución 658-01 del Administrador del Mercado Mayorista) Toda vez que se incorpore una nueva central hidroeléctrica de embalse el AMM lo incluirá en el modelado con un nivel de detalle acorde a su oferta de energía y potencia. el AMM mantendrá el modelado vigente. 3.1. de acordarse cambios en el contrato de concesión de una central en lo que se refiere a normas de manejo de aguas. El AMM podrá reunirse con el Generador para acordar la necesidad y modo de modificar el modelado.2. realizará las modificaciones que correspondan.2 Son centrales con ninguna capacidad de embalse que.1.2.2. 3. Para ello deberá enviar al AMM el cambio requerido. Página 27 de 46 . A1.2.A1.2.3 Modelado de la oferta hidráulica A1. modelar las modificaciones que se vayan presentando a las características de la oferta hidroeléctrica.4 Si el AMM detectara desviaciones en los resultados del modelo con respecto a las restricciones establecidas realizará los ajustes necesarios. De no llegar a un acuerdo.1 Los modelos de programación y despacho deben representar adecuadamente las características de las cuencas hídricas así como las restricciones que resulten de los respectivos contratos de concesión que afecten su operación y posibilidades de despacho. A1. el motivo que lo justifique y el o los casos en que se hubiera verificado el error de modelado. programación y despacho del MM. sin limitar su operación más allá de aquéllos.3.1.1 Generalidades A1. Será responsabilidad del AMM garantizar que el modelado cumpla las restricciones operativas y los compromisos establecidos en la concesión.
de acuerdo con las restricciones de operación establecidas. indicando el cambio realizado y su justificación. con su probabilidad asociada.3.2. A1.2.1. suministrar información histórica hidrológica de la cuenca.3.3. Podrá suministrarse como pronósticos estocásticos. el AMM procederá de manera análoga a la indicada para centrales de capacidad mensual y semanal. En este caso el AMM realizará el cambio de modelado requerido por el Generador. deberán suministrar por lo menos el tipo de año hidrológico esperado.2.1 (Modificado por el Artículo 40 de la resolución 658-01 del Administrador del Mercado Mayorista) Para las centrales de embalse que no correspondan a capacidad anual. el AMM se reunirá con él para analizar las diferencias de criterios y acordar el modelado definitivo. Dichos pronósticos deben discriminar el volumen esperado para cada período (uno o más meses).3.2.4 Pronósticos hidrológicos A1. De no contar con esta información dentro de los plazos requeridos.3.2.3.2. De no llegar a un acuerdo.1 Será responsabilidad de los Generadores de las centrales hidráulicas a optimizar por el AMM. con series de caudales con probabilidad asociada.2. El Generador contará con diez (10) días hábiles para su análisis y envío de sus observaciones al AMM. la distribución probable de dicho volumen dentro del período y la dispersión posible.6 Cada vez que el AMM realice un ajuste a la representación de un embalse y/o central hidroeléctrica. el AMM utilizará las características del tipo de año hidrológico previsto (si existieran pronósticos). Página 28 de 46 . A1. Si existieran objeciones por parte del Generador.2. los pronósticos necesarios para estimar los aportes esperados. A1. informará al Generador el nuevo modelado.2. De no contar con este tipo de información.3. semanal y diaria A1.3 (Modificado por el Artículo 42 de la resolución 658-01 Administrador del Mercado Mayorista) Centrales de filo de agua del Las centrales sin embalse de regulación pero con una oferta de energía y potencia significativa para el MM se modelarán como centrales de filo de agua incluyendo la serie histórica de los ríos para reflejar el efecto en el MM de la aleatoriedad de su aporte.2 Centrales de capacidad mensual. y si es factible. De no suministrar esta información. A1. se considerará aprobado el modelado del AMM salvo que el Generador demuestre que el funcionamiento del modelo en casos basados en datos reales no cumpliera alguno de sus requerimientos de concesión.A1.2 (Modificado por el Artículo 41 de la resolución 658-01 del Administrador del Mercado Mayorista) El AMM modelará estas centrales como una oferta de energía a generar en cada semana. El despacho semanal de esta energía tendrá en cuenta las posibilidades de cubrimiento de la demanda del período de máxima demanda y los requerimientos de caudal mínimo aguas abajo.4. el Generador correspondiente deberá informar sus pronósticos de aportes y los requerimientos aguas abajo.
1 Programación provisoria Todas los Generadores con centrales hidráulicas de capacidad anual.3.4 Programación de largo plazo A1. A1. los valores que correspondan a la serie hidrológica y la probabilidad o tipo de año informada por el otro Generador. de no existir otra central sobre la misma cuenca con pronósticos.A1. el AMM estimará aportes según los siguientes criterios:  si existiera otra central sobre la misma cuenca que haya suministrado pronóstico. salvo para aquellos períodos para los cuales el Generador informe pronósticos. tanto en lo que haga a aportes como a precipitaciones y temperatura. De no recibir la información correspondiente a alguna central.  A1.2 Programación definitiva Al elaborar la programación definitiva el AMM incluirá el valor del agua en cada embalse considerado de capacidad anual A1.2. A1. toda la serie hidrológica.   Página 29 de 46 .2. según clasificación a efectuar por el AMM. los modelos utilizarán como datos de entrada las series históricas de aportes. en acuerdo con el Generador correspondiente.2 Será responsabilidad del AMM analizar la información en su conjunto.2. el modelo de simulación utilizará las curvas de valor del agua.4. pudiendo darle distinto peso a cada año de acuerdo con el comportamiento registrado en los meses anteriores.4.4. verificando que sobre la misma cuenca o sobre cuencas próximas los pronósticos correspondan a tipos de años hidrológicos de probabilidad similar.2.4.1 El AMM efectuará la programación de largo plazo mediante un modelo de simulación de la operación que realizará el despacho hidrotérmico de cada semana teniendo en cuenta la aleatoriedad de las variables involucradas y representando las centrales hidráulicas de acuerdo con su clasificación.4.4.2.3.2 Para cada central considerada como de capacidad anual se tendrá en cuenta las siguientes condiciones:  el AMM modelará.2. deben proveer a éste la información necesaria para la programación de largo plazo de acuerdo con lo establecido en el presente capítulo. las restricciones a la operación del embalse de acuerdo con lo establecido por su contrato de concesión y compromisos aguas abajo.3 Metodología A1.2. El AMM verificará además la consistencia de los pronósticos respecto de los afluentes y condiciones climáticas registrados en los meses anteriores.3. tanto en lo que se refiere a aportes como a precipitaciones y temperatura.
la representación dependerá de la dispersión de sus aportes en la serie histórica y de su energía firme. se tomará como dato la energía semanal.2. se utilizará como dato de entrada la serie histórica. cuando se presente una desviación significativa del óptimo.2.3. Los datos de caudal se convertirán en energía semanal con el rendimiento medio de la central. Si la energía firme fuera mayor que el uno por ciento (1 %) de la energía total demandada en el MM y el embalse se encontrara en un río cuya dispersión en los aportes fuera importante. con sus costos variables de generación y las características técnicas de las máquinas y con las máquinas de falla. En tanto la CNEE no defina las máquinas de falla.3.3. En situaciones extraordinarias en el MM.2.4 Para las centrales que no sean de capacidad anual las restricciones aguas abajo se modelarán como las posibilidades de cubrimiento de la demanda del período de máxima demanda de la energía disponible dentro de la semana y los requerimientos de potencia base. salvo para aquellos períodos en que el Generador indique aportes pronosticados.00 horas del día viernes de la semana Página 30 de 46 . una vez realizado el despacho conjunto del MM hará el despacho dentro de la cuenca de la energía semanal asignada al embalse equivalente. Las restricciones hidráulicas podrán forzar desviaciones al despacho hidrotérmico óptimo.2. con sus valores del agua y sus posibilidades de cubrimiento de la demanda del período de máxima demanda.6 (Modificado por el Artículo 44 de la resolución 658-01 del Administrador del Mercado Mayorista) Si el AMM hubiera definido embalses equivalentes a optimizar. el AMM podrá solicitar la modificación transitoria del despacho de alguna central hidráulica. A1.4.5 (Modificado por el Artículo 45 de la resolución 658-01 del Administrador del Mercado Mayorista) Programación semanal En la Programación Semanal se hará competir las distintas ofertas hidráulicas con la oferta térmica y la oferta de generación con recursos renovables no hidráulicos. A1.4. según los costos variables de generación correspondientes.5 (Modificado por el Artículo 43 de la resolución 658-01 del Administrador del Mercado Mayorista) El modelo de simulación determinará la programación de la operación para cada semana del período mediante un despacho hidrotérmico.4. se considerará que el Costo Variable de Generación representativo de tales máquinas será equivalente al doble del Costo Variable de Generación de la máquina más cara en la programación de largo plazo del año estacional inmediato anterior. Si no fuera así. La programación semanal determinará así el paquete de energía a generar en cada central hidráulica. el AMM deberá realizar el pedido de modificación al Generador antes de las 10. A1.A1. A1. En este caso.4.3 Para cada una de las centrales hidráulicas restantes. haciendo competir la oferta hidroeléctrica.3. Toda la energía semanal ofrecida se ubicará en la semana.2. teniendo en cuenta la participación de la capacidad de cada embalse. los compromisos hidráulicos de cada uno y las interrelaciones hidráulicas entre ellos. con la oferta térmica. los aportes previstos en él.
el AMM podrá no realizar el despacho particular de cada una de ellas sino suministrar como resultado de la programación semanal el despacho del conjunto equivalente. de presentarse cambios significativos en las hipótesis de cálculo. En casos extremos y condiciones especiales en el MM. el AMM deberá modificar el despacho del resto de la semana y ajustar la programación semanal. En este caso. debiendo el Generador erogar el sobrante por vertedero. En caso de haberse definido embalses equivalentes a optimizar. Sólo si el Generador accede a dicho pedido. Si las centrales dentro de un equivalente pertenecen todas al mismo Generador. Será responsabilidad de los Concesionarios de centrales hidráulicas verificar. con base en la programación semanal. una vez realizado el despacho conjunto del MM. justificándolo debidamente. teniendo en cuenta la participación de la capacidad de cada embalse y sus aportes previstos dentro del equivalente. se modelará el despacho de la energía semanal y diaria asignada al equivalente dentro de la cuenca.2. se encuentren dentro del caudal mínimo requerido y el caudal máximo admisible y que se cumplan todos sus requerimientos aguas abajo. En caso de que el caudal medio semanal a turbinar resulte inferior al caudal mínimo requerido aguas abajo.6 (Modificado por el Artículo 46 de la resolución 658-01 del Administrador del Mercado Mayorista) Despacho diario Página 31 de 46 . el AMM podrá modificar en más del 5% su despacho semanal pero deberá informar este cambio a todos los Generadores del MM junto con los resultados de la programación semanal. los compromisos aguas abajo de cada uno. con la correspondiente justificación. El Generador podrá no aceptar el pedido de modificación. el AMM podrá solicitar a un Generador hidráulico un paquete de energía semanal distinto en más del 5% al resultante del despacho. Como resultado del despacho semanal realizado. De ser aceptado el pedido. A1. En caso de verificar que el cumplimiento del despacho semanal significaría vulnerar alguno de sus compromisos aguas abajo. Para ajuste de los resultados y de acuerdo a la situación vigente en el MM.anterior. el Generador podrá por su cuenta definir la operación más conveniente para determinar el reparto entre sus centrales de la energía semanal y diaria. el AMM obtendrá para cada central hidráulica paquetes de energía representativos a ubicar dentro de cada tipo de día de la semana y el total resultante para la semana. En caso de exceso de oferta en el MM. con la correspondiente justificación. deberá hacer notar al AMM que el programa solicitado le obligará a erogar el faltante por vertedero. el AMM incluirá la modificación en la Programación Semanal. deberá notificar al AMM dentro de las dos horas de recibida la programación semanal y solicitar su reprogramación. el AMM podrá realizar modificaciones a estos paquetes de energía despachados para las centrales con capacidad anual y mensual pero no en más de un 5% respecto de la energía semanal despachada. el despacho podrá resultar menor que el caudal mínimo requerido erogar por las centrales hidráulicas. y las interrelaciones hidráulicas entre ellos. Durante el transcurso de la semana. que los caudales previstos que resultarán aguas abajo de sus embalses o de sus diques Compensadores según corresponda.
el AMM podrá. Las centrales de pasada ubicadas aguas abajo de otra central. la energía hidráulica se intentará ubicar en las horas de mayor demanda. el AMM deberá informar con los resultados del despacho diario las centrales hidráulicas cuya energía despachada difiera en más del 10% del óptimo establecido en el despacho semanal vigente. con la correspondiente justificación. tanto para el día siguiente como para el día subsiguiente. De ser así. colocar una oferta de energía diaria distinta a la que resulte del despacho semanal. En consecuencia. En todos los casos que se programe una energía diaria o resulte una energía generada diaria distinta de la resultante del despacho semanal. El despacho diario tiene como objetivo ubicar estos paquetes diarios de energía hidráulica en forma óptima dentro de las horas del día. serán despachadas utilizando la mejor información disponible. siendo esta inobjetable por el Participante. De no suministrar esta información. así como sus restricciones operativas e hidráulicas aguas abajo que limitan su despacho. Estas centrales serán despachadas de acuerdo a la optimización del conjunto de centrales ubicadas aguas arriba y aguas abajo y a las restricciones informadas por el Generador. En condiciones extraordinarias. Las centrales de pasada que no estén ubicadas aguas abajo de otra central.La programación semanal determina los paquetes de energía a utilizar de cada central hidráulica con embalse de regulación anual. Página 32 de 46 . serán despachadas utilizando la mejor información disponible. en las centrales de capacidad mensual y anual. en función de la política de operación óptima definida para el correspondiente embalse. siempre que difiera en menos del 10% con la programada. Estas centrales serán despachadas por el AMM considerando las restricciones informadas por el Generador. También deberán informar sus restricciones operativas e hidráulicas aguas abajo que limitan su despacho. deberán informar al AMM su pronóstico de aportes o de energía disponible para el día siguiente y una estimación para el día subsiguiente. o sea de la valorización del agua embalsada. pero no corresponde al precio que se pagará al Generador por la energía producida con dicha agua ya que su generación será remunerada al precio De Oportunidad en su nodo. pero sólo podrá realizarla si el Generador accede al pedido. deberán informar al AMM su pronóstico de aportes o pérdidas de caudal esperados en el cauce comprendido entre el desfogue de la central aguas arriba y el punto de toma de la central. dentro de las restricciones vigentes en la semana. Las restricciones hidráulicas y requerimientos aguas abajo así como la capacidad del sistema de transporte y restricciones operativas podrán producir desviaciones respecto de este óptimo. El valor del agua define así la operación óptima del embalse. reemplazando las máquinas más caras o inclusive la máquina de falla. el AMM podrá solicitar a un Generador hidráulico una modificación de su oferta despachada superior al 10%. siendo esta inobjetable por el Participante. de forma tal de minimizar el costo de operación del MM. De considerarlo justificado en vista de las condiciones existentes en el MM. De no suministrar esta información. el AMM deberá intentar compensar esta desviación en lo que resta de la semana de forma tal de terminar la semana con una desviación no mayor que el 5% entre la generación realizada y la prevista en la programación y modificaciones al despacho de la semana.
las centrales hidráulicas quedan agrupadas en Regiones Hidráulicas. duración máxima permitida a una salida de operación programada sin llegar a condición de vertimiento. o sea buscando reemplazar la potencia térmica más cara y/o reducir el nivel de potencia no suministrada en caso de déficit. deberá solicitar el pedido al Generador antes de las 10:00 horas del día anterior. se considerará el sistema de transporte. El despacho de la energía hidráulica restante se ubicará sobre la demanda restante. Las centrales hidráulicas a empuntar compiten por el cubrimiento del pico de demanda. En situaciones extraordinarias en el MM. Esta situación queda resuelta por el orden en que se despacharán. Dada la red de Transmisión.Es responsabilidad del Generador informar cualquier cambio en sus normas de operación y/o compromisos aguas abajo previstos para el día a despachar. de una manera similar que en el despacho semanal. Salvo que el Generador informe alguna modificación. de considerar el AMM justificado modificar transitoriamente para el día siguiente restricciones de caudal que afectan el despacho de alguna central hidráulica. La energía hidráulica restante se ubicará en la curva de demanda restante con el objetivo de minimizar el costo de operación total del MM. con la correspondiente justificación. Se entiende como tal a un conjunto de nodos a los que se vinculan centrales hidráulicas que utilizan las mismas líneas de transmisión para vincularse con el Mercado. representando principalmente:      sus posibilidades de cubrimiento de la demanda del período de máxima demanda. la necesidad de mantener generación por requerimientos de un caudal mínimo aguas abajo. El Generador podrá rechazar el pedido. o sea con libertad para producir oscilaciones aguas abajo y seguir la forma de la curva de demanda. Se considerarán centrales hidráulicas a empuntar a aquellas en que las restricciones aguas abajo no representen limitaciones significativas al despacho horario. En el modelo de despacho diario el AMM deberá incluir las restricciones al despacho horario posible de las centrales hidráulicas debido a sus obligaciones aguas abajo. variación máxima horaria admisible por requerimientos de regulación del caudal. restricciones a la potencia máxima despachable por restricciones al caudal máximo aguas abajo. Cada una de estas regiones quedará calificada de acuerdo a las pérdidas que representa el transporte de su Página 33 de 46 . el AMM debe considerar que se mantienen vigentes las restricciones hidráulicas al despacho consideradas para la programación semanal. etc.). El despacho de la energía hidráulica se realizará ubicando en primer lugar la energía de base (potencia forzada por requerimientos de caudal mínimo. En primer lugar.
resultado del predespacho hidráulico. La central resultará. o sea comenzando con la de mayor factor de nodo hasta llegar por último a la de menor factor de nodo. las centrales hidráulicas a empuntar se ordenarán en orden creciente de acuerdo a la relación que represente su factor de carga (FC). más Página 34 de 46 . El modelo intentará ubicar la energía de la central a despachar en el pico despachado para la región. teniendo en cuenta sus restricciones operativas por requerimientos aguas abajo y restricciones técnicas definidas por las características de sus máquinas. De este modo quedará definido un orden en que se irán despachando las centrales hidráulicas a empuntar dentro del despacho de la Región. o sea la relación entre su energía para su uso en el bloque de punta y su potencia de punta restante ofertada.  PPICk = potencia disponible para empuntar en la central hidráulica "k". El orden en que se irán despachando las Regiones Hidráulicas que cuenten con centrales hidráulicas a empuntar estará dado por factor de nodo decreciente. Para cada central hidráulica a empuntar se despachará su energía hidráulica restante en la demanda restante. en cuyo caso está dado por la potencia máxima que puede alcanzar en la hora de punta teniendo en cuenta su restricción de variación horaria. Este despacho de los paquetes hidroeléctricos de las regiones hidráulicas definirá el predespacho hidráulico. FCk = EPICk / (PPICk * 24) donde :  FCk = factor de carga de la central hidráulica "k".energía hasta el Mercado.  EPICk = energía de uso en la punta a despachar en la central hidráulica "k". o sea su factor de nodo. La oferta de cada región se modelará como la suma de la oferta hidráulica restante (de energía y de potencia) de las centrales hidráulicas a empuntar incluidas en la misma. Se entiende por potencia máxima generable en punta de una central hidráulica a empuntar a la potencia disponible de la central salvo que existan restricciones aguas abajo a su variación máxima horaria que no le permitan alcanzar dicha potencia. en consecuencia. De este modo. La oferta se ubicará sobre la curva de demanda teniendo en cuenta las restricciones de transporte en su vinculación con el Mercado y sus restricciones operativas e hidráulicas. se definirá el orden en que se irán despachando las Regiones Hidráulicas. partiendo del pico y hacia las demandas menores. reduciendo en consecuencia el pico restante para las centrales hidráulicas que faltan despachar. Dentro de cada Región Hidráulica. o sea a la potencia máxima generable en punta menos la potencia base despachada por requerimientos aguas abajo. o sea la demanda a despachar en la Región descontada la demanda cubierta por las centrales hidráulicas ya despachadas en vista del orden definido.
De este modo se obtendrá el despacho hidráulico de la Región. el programa de cargas de un Generador hidráulico es el resultante de las distintas etapas del despacho hidrotérmico del MM que definen:    el valor del agua embalsada. teniendo en cuenta la participación de la capacidad de cada embalse y sus aportes previstos dentro del equivalente. según lo establecido en la NCO-4. excedentes hidráulicos en el MM que obliguen a competir en el despacho su energía ofertada con la ofertada por otras centrales hidráulicas. paquetes de energía. ubicando la energía hidráulica despachada a lo largo de las horas del día de forma tal de minimizar el costo total de operación del MM.o menos empuntada de acuerdo a su energía y potencia disponible. una vez realizado el despacho hidráulico. los requerimientos aguas abajo que limiten sus posibilidades de cubrimiento de la demanda del período de máxima demanda y al orden en que resulte para ser despachada. considerando las características físicas de las centrales generadoras declaradas por el Participante Productor correspondiente. para cada tipo de día y total semanal. se modelará el despacho horario dentro de la cuenca de la energía diaria asignada al embalse equivalente. obtenidos con el programa de despacho hidrotérmico semanal en función del valor del agua disponible. salvo que durante la operación en tiempo real se dé alguna de las siguientes condiciones:   restricciones de Transmisión que limiten la capacidad de generación de la central hidráulica. y las interrelaciones hidráulicas entre ellos. que podrá diferir parcialmente del predespacho en vista de tenerse en cuenta las restricciones particulares de cada central. En consecuencia. los compromisos aguas abajo de cada uno. Luego de despachar las centrales hidráulicas a empuntar se despachará la energía hidráulica restante de las centrales hidráulicas que no se consideran de uso en la punta. será el calculado por el AMM. Si el AMM ha definido embalses equivalentes a optimizar. programas de carga horarios de acuerdo al despacho óptimo diario y sus modificaciones en tiempo real. las limitaciones físicas de la red de transporte y otras restricciones necesarias para el despacho económico. El Generador hidráulico resulta despachado con la cantidad de energía determinada por el programa de optimización utilizado por el AMM. Los Generadores de centrales hidráulicas deben verificar en el despacho diario realizado por el AMM que los caudales que resultan erogados aguas abajo de sus embalses y/o de los Diques Compensadores según Página 35 de 46 .
es un resultado del programa de despacho y. para cada potencia despachada deberá buscar tener en servicio el menor número de máquinas posible.7 Potencia operada y reserva rodante Del despacho diario.corresponda. la potencia exportada de una Región Hidráulica no supera el límite máximo de transporte definido. como consecuencia del programa de despacho requerido por el AMM. Cada hora cada Generador hidráulico oferta la potencia rodando en su central. debe informar el motivo al Generador. o sea cada máquina a la mayor carga posible. El Generador hidráulico deberá realizar el despacho de máquinas dentro de su central teniendo como objetivo cumplir con el despacho de cargas determinado por el AMM con la mayor eficiencia posible. cumplan los compromisos establecidos en su Concesión. Toda vez que. ya sea primaria o secundaria. en cambio. o sea a generar más reserva para regulación. Si. En este caso. quedará despachada. Sin embargo. esta oferta sólo puede acceder al Mercado en la medida que la potencia total ofertada (potencia térmica más hidráulica) que resulta para la Región Hidráulica se encuentra dentro del límite dado por la demanda regional y las restricciones de transmisión. desde el punto de vista de la regulación. o sea la capacidad máxima de las máquinas que tiene en servicio. o sea maximizando el rendimiento hidráulico de la central. el Generador informará de inmediato al AMM de la limitación de su programa de despacho. el Generador deberá erogar el faltante por sus obras de alivio. el AMM hará un despacho o redespacho según corresponda para garantizar no exceder el caudal máximo. Ante cambios en la condiciones de aportes el Generador informará al AMM como mínimo con una hora de anticipación. sin reserva rodante. resultará para cada hora en las centrales hidráulicas despachadas una potencia a generar y una potencia como reserva rodante para regulación de frecuencia. dentro de los compromisos de reserva para regulación y requerimiento de número mínimo de máquinas en servicio para la capacidad de Transmisión necesaria. el caudal turbinado resultara insuficiente para cumplir con su compromiso de caudal mínimo aguas abajo. Para ello. La potencia despachada en cada central. A1. como consecuencia de incluir el modelo las restricciones de transmisión. el Generador debe notificar al AMM dentro de las dos horas de recibido el programa de despacho y solicitar la correspondiente reprogramación. Si la central no está habilitada para regular o lo está pero se declara indisponible para regular. para que el AMM realice las modificaciones necesarias a través de un despacho o redespacho. En ningún caso estará autorizado a aumentar su carga para cubrir su requerimiento de caudal mínimo con generación si no es despachado por el AMM. De surgir un excedente en la oferta de potencia de una Página 36 de 46 .2. Si el AMM decide no realizar la reprogramación solicitada. En caso de verificar que no respeta alguna de sus restricciones. justificándolo debidamente. del despacho resulta un caudal aguas abajo superior al máximo permitido en el contrato de concesión.
A1. provocan una limitación mayor que las restricciones programadas y afectan al despacho continuamente hasta que Página 37 de 46 . 0) donde "k" son las centrales en la Región Hidráulica. se define como potencia operable de una Región Hidráulica a la potencia máxima que se puede generar en dicha Región dada la capacidad de transporte disponible en esa hora (MWTRANS) más la demanda prevista para la región (MWDEMREG). existirá un excedente de potencia dentro de la Región hidráulica. Para una central "k" en la hora "i" resulta: POFRik = PGENik + PREGik + PRODik Para cada hora "i". que en general sólo afectan el despacho hidráulico en algunas horas y en determinadas condiciones. Estas restricciones pueden ser: a) Restricciones Programadas. Dentro de la oferta de potencia de cada central se puede discriminar una potencia a generar (PGEN). En caso de excedentes en la oferta de potencia de una Región. b) Restricciones Forzadas. POPERir = MWDEMREGir + MWTRANSir Para cada hora "i" en que la potencia ofertada en una Región es mayor que potencia operable. se ubicará entonces en el resto de potencia rodante.Región con respecto a la que puede acceder al Mercado. una reserva regulante (PREG) y una reserva excedente rodante (PROD).) q PRODikr donde "kr" son las centrales ubicadas en la Región. La limitación a la potencia máxima transmisible estará dada por el equipamiento en servicio dentro de la red de transmisión y los equipos de compensación y estabilización asociados.-----------------------. se repartirá la limitación entre los excedentes rodantes en las centrales que estén generando. que debido a la indisponibilidad imprevista de parte del equipamiento existente.8 Restricciones Operativas y de Transporte que Afectan el Despacho Hidráulico Las restricciones de operación y transporte fuerzan un límite sobre la máxima generación hidráulica que puede tomar el MM. PEXCir = máx ( k POFRik . Para la central "k" dentro de la Región "r" en cada hora "i" la potencia vendida será: PEXCir PVENDEk= PGENik + PREGik + PRODik * ( 1 .POPERir.2.
Pueden tener una permanencia que provoque. cada Región Hidráulica tendrá una generación hidráulica máxima despachable (MAXEHr) función de: a) la demanda prevista para la región (DEMREG). el despacho semanal definirá los paquetes de energía óptimos hidráulicos y térmicos que resultan. producen una modificación respecto a la operación programada. En general. En el despacho diario. pudiendo llegar a varios días. o sea tratando de no superar estas limitaciones. En la programación y despacho semanal. se buscará ubicar el agua dentro de las horas cubriendo la energía más cara vista desde el área desvinculada. Página 38 de 46 . limitaciones imprevistas en la energía que podrá tomar el MM y llevar a una condición de excedentes hidráulicos que fuerce a erogar por vertedero. en cambio.2.1 Máxima generación hidroeléctrica despachable La capacidad de absorber la oferta hidroeléctrica en el MM podrá estar limitada por:   la capacidad de la red de transporte que permite exportar la energía producida en las Regiones Hidráulicas hacia el resto del MM . b) la capacidad máxima de exportar energía fuera de la Región a través del sistema de transmisión (MAXRED). con una permanencia mayor. al ser tenidas en cuenta en la programación a mediano y largo plazo. producen limitaciones en el despacho horario de potencia hidráulica pero no fuerzan excedentes de energía hidráulica salvo situaciones extremas (años hidrológicos húmedos) ya que. las restricciones forzadas podrán a su vez clasificarse de dos tipos: a) Restricciones Forzadas Transitorias.se repare el inconveniente y se vuelva a la limitación normal (la programada). A1. En caso de restricción a la oferta energética del área. b) Restricciones Forzadas Prolongadas. dentro de un área desvinculada la energía hidráulica estará compitiendo con la oferta térmica del área a través del valor del agua en los embalses y los costos de operación de las centrales térmicas. se busca ubicar el agua a lo largo de las semanas evitando vertimiento.8. En función de las limitaciones indicadas. En consecuencia. las restricciones operativas que fuerzan máquinas térmicas. por limitaciones en su acceso al Mercado. con una permanencia menor que 12 horas. además de excedentes de potencia hidráulica. Las restricciones forzadas. Las restricciones programadas son conocidas e incluidas dentro de los modelos de programación y despacho. o sea teniendo en cuenta el precio local.
para el MM en conjunto la oferta hidroeléctrica máxima despachable estará definido como el mínimo entre:   la demanda total del MM (DEMMEM) menos la generación térmica forzada por restricciones operativas. Página 39 de 46 .2 Excedentes de energía hidroeléctrica En la programación semanal el AMM deberá tener en cuenta las limitaciones operativas y de transporte para establecer si existen excedentes de energía hidráulica en el MM y/o en las Regiones Hidráulicas. A1. la suma de la generación máxima admisible en cada Región Hidráulica. dada por la suma de la energía mínima requerida por cada Región Hidráulica.2. los niveles máximos admisibles en la presa.r MAXEHr) A1.FORZMEM . ya sea a nivel de la Región o de todo el MM. que forzará vertimiento. o el caudal mínimo necesario erogar para atenuación de crecida. restricciones operativas o de transporte que limiten la máxima potencia hidráulica despachable. Este requerimiento representará una energía mínima. según las condiciones en el embalse.8. A su vez. por los requerimientos de caudal mínimo aguas abajo. para el MM resultará también una generación hidroeléctrica mínima requerida.8. en el despacho diario podrán resultar activas en algunas horas. surgirá un excedente no turbinable. así como otros compromisos establecidos en el Contrato de Concesión establecerá para cada central hidráulica un caudal y/o volumen mínimo a erogar. De resultar la energía mínima requerida mayor que la máxima despachable. calculada como la suma de la energía mínima de cada central hidráulica (EHMINk) y dada por : a) la energía a turbinar informada por las centrales de la región clasificadas como de pasada.1 Mínima generación hidroeléctrica Los requerimientos de los usuarios aguas abajo de los embalses.2. o el caudal mínimo requerido erogar para no superar la cota máxima permitida en el embalse. se analizará para cada región la Generación Hidráulica Mínima Requerida (EHRMINr).2. MAXEHMEM = mín (DEMMEM . con despacho forzado salvo imposibilidad de ser tomada por el Mercado.c) la potencia térmica forzada en la Región por requisitos operativos (FORZ). b) la energía mínima a turbinar de cada una de las restantes centrales hidráulicas de la Región definida. A su vez. Como consecuencia. En primer lugar.
2 Excedentes de energía hidráulica en el MM De resultar de la programación semanal un excedente en la oferta hidráulica en el MM. La reducción en la generación se repartirá entre las centrales en forma proporcional a su energía mínima requerida.2. o sea la resultante del despacho óptimo y los ajustes necesarios en caso de excedentes. el despacho diario definirá su óptima ubicación horaria. EXCMEM MAXEHr = EHRMINr * (1 .8. El excedente de energía (EXCMEM).3 Excedentes de energía en una región eléctrica De resultar el requerimiento de energía mínima de una Región Hidráulica superior a la máxima generación despachable. teniendo en cuenta la máxima potencia horaria despachable.1 (Modificado por el Artículo 47 de la resolución 658-01 del Administrador del Mercado Mayorista) Máxima potencia despachable en una región hidráulica El resultado del modelo de despacho diario definirá los programas de carga para cada central de forma tal de ubicar la energía hidráulica como potencia horaria sin vulnerar las restricciones de transporte. Página 40 de 46 .2. se repartirá entre las Regiones Hidráulicas en forma proporcional a su energía mínima requerida.3. forzando a la erogación por vertedero del resto no despachado. se deberá limitar la energía a generar por las centrales hidráulicas. EXCr GENDESPk = EHMINk * ( 1 .8.----------------------. A1.MAXEHr.8. La generación máxima despachable para cada Región Hidráulica en este caso quedará definida por la energía mínima requerida menos la parte del excedente asignado a la Región.2. EXCr = máx ( EHRMINr .------------------------. 0) En este caso se deberá limitar la energía a turbinar por cada central hidráulica "kh" de la Región "r" a un valor menor que la energía mínima requerida. surgirá un excedente dentro de la Región que no se podrá generar.2.8.2.2. o sea una condición de vertimiento dentro de la Región.) k EHMINk A1. que se deberá descontar de la generación hidroeléctrica.A1.3 Restricciones de potencia despachable en una región hidráulica Una vez definida la energía a despachar en cada central hidráulica.) r EHRMINr A1.
al surgir restricciones forzadas. la energía ofertada por una central podrá no ser totalmente despachable en el caso que para hacerlo se requiriera vulnerar las restricciones técnicas de las máquinas. A1.3. o sea incluyendo la limitación forzada de transmisión. A1. En consecuencia. el despacho de potencia de un Generador hidráulico en el área quedará afectado respecto del óptimo sin restricciones. se hará el despacho teniendo en cuenta las restricciones programadas de transporte. Para determinar el despacho de cargas real de cada central.La potencia máxima despachable en una Región será la suma de la demanda del área más la capacidad de Transmisión. la potencia máxima despachable en una Región Hidráulica podrá quedar limitada muy por debajo de la limitación programada. En este caso. teniendo en cuenta la diferencia en cada una de :  el rendimiento nominal. Si es una restricción forzada transitoria. con restricciones forzadas. se realizará una modificación al despacho de la Región en la parte del día afectada incluyendo la limitación al transporte debido a la falla. considerando los mínimos extraordinarios. distribuyendo entre las centrales la potencia que falta cubrir.3. e incluso resultar inferior a la suma del mínimo técnico normal de una máquina en cada una de las centrales hidráulicas a despachar. o sea la relación potencia/caudal. el despacho determinará las horas en que el área resulta desvinculada del Mercado. o sea las horas en que el requerimiento de potencia a enviar al Mercado según el despacho óptimo libre resulta mayor que la máxima potencia exportable desde la Región.8. En estos períodos. el Generador del área desvinculada podrá informar al AMM una modificación transitoria al mínimo técnico en sus máquinas (mínimo técnico extraordinario) a utilizar durante la emergencia hasta que aumente nuevamente la capacidad de Transmisión. de haberse definido.2. Página 41 de 46 . o sea sin restricciones forzadas en su vinculación con el Mercado. el AMM deberá realizar el ajuste final del despacho de la Región. En caso de fallas graves de transporte. al realizar el despacho de las centrales podrá resultar que parte de la demanda a despachar en la Región no resulte cubierta y una o más centrales resulten con una energía despachada inferior a la ofertada.2.8. Como consecuencia. Dadas las características de la curva de demanda a despachar dentro de la Región.2 Restricciones programadas De encontrarse una Región Hidráulica en una condición normal. el AMM deberá tener en cuenta las restricciones de mínimo técnico de las máquinas. el predespacho de la Región ubicará su energía sobre la curva de demanda del área desvinculada más la capacidad máxima de transporte. Este valor corresponde a la potencia operada para la Región.3 Restricciones forzadas De encontrarse en una condición de emergencia. En consecuencia. De este modo quedará incluida la restricción a la potencia horaria máxima despachable.
ya sea una modificación al despacho o un requerimiento de operación en tiempo real. el resultado final de un día sobre excedentes vertidos entre distintas centrales podrá no corresponder exactamente con las proporciones programadas en el despacho. dentro de lo posible. En este caso. A1. El AMM. De ser más de una las centrales erogando excedentes por vertedero.10 Modelado de las centrales y sus restricciones aguas abajo Página 42 de 46 . el Generador podrá rechazar el pedido o programa de generación indicado por el AMM. Sin embargo.9 Operación en tiempo real Si de una orden del AMM. debiendo dejar constancia de la restricción que vulnera el pedido del AMM. la modulación posible con su vertedero y flexibilidad para poder compensar con el mismo las desviaciones entre su generación programada y su generación real. A1. podrá elevar su objeción el día siguiente y solicitar la correspondiente penalización a la Comisión Nacional de Energía Eléctrica. En caso de estar programada una central hidráulica con vertedero abierto por imposibilidad de tomar el MM toda su oferta hidráulica. En consecuencia. en el despacho ajustado podrán resultar algunas centrales generando por encima de su energía ofertada y las restantes por debajo o. no generando en todo el día. Si de un pedido en la operación o una modificación al despacho resultara un caudal aguas abajo superior al máximo permitido o se superara la capacidad del dique compensador para mantener un caudal regulado aguas abajo.2. durante la operación en tiempo real el AMM deberá buscar minimizar la energía vertida.2. e informar al AMM cómo quedará limitado su programa de cargas. tal como se hizo en el despacho. Como consecuencia. el Generador en ningún caso estará autorizado a aumentar su generación por encima de la potencia despachada para cumplir con su requisito de caudal mínimo sino que deberá erogar el faltante por vertedero. el Generador deberá informar al AMM que dicha operación lo obligará a operar vertedero. De no modificar su orden el AMM. de considerar la justificación no válida o que la falta de capacidad de compensación se originó en falta de la capacidad mínima de regulación en el dique compensador. el AMM tomará las desviaciones que se produzcan en tiempo real que requieran mayor generación aumentando la entrega de dicha central. el Generador podrá presentar su queja el día siguiente al AMM . resultara para una central hidráulica un caudal aguas abajo inferior al caudal mínimo comprometido. podrá limitar su generación para garantizar no vulnerar sus restricciones aguas abajo. inclusive. como consecuencia de los tiempos involucrados y de la dificultad de prever la permanencia y magnitud exacta de las desviaciones. dentro de las posibilidades y restricciones que se presenten en la operación. De considerar que la operación de vertedero fue injustificada y que el caudal vertido podría haber sido generado en el despacho del MM. el AMM buscará repartir las desviaciones entre estas centrales en forma proporcional.
1. considerándose como tipo de combustible los establecidos para la definición de precios de referencia de combustibles. modificaciones al despacho y operación en tiempo real. En los plazos previstos para la programación de largo plazo. Los valores que definen el costo variable de generación se expresan en equivalente de unidades del combustible a consumir para producir energía eléctrica o consumo específico (unidades de combustible/MWh) multiplicadas por el precio del combustible (US$/unidad de combustible). las centrales hidráulicas deberán informar al AMM sus restricciones operativas vigentes tanto en los niveles máximos y mínimos permitidos en los embalses. el costo asociado a los consumos propios de las máquinas. Dicho modelado se deberá acordar para los programas de:    optimización y programación de la operación de largo plazo y mensual. El número de valores que definen el costo variable de generación 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 pueden consumir. que represente las restricciones impuestas por los compromisos aguas abajo pero no limite la operación más allá de lo real. despacho hidrotérmico semanal y diario. De no ser así. Este costo se expresa por tipo de máquina instalada en la central y para cada tipo de combustible que puede consumir la máquina.3. como los caudales máximos y mínimos erogables.3 A1. ANEXO 1. el costo de los insumos variables distintos de los combustibles y cualquier otro costo variable requerido y declarado en la metodología de costos variables de generación. Se denomina costo variable de generación (CVG) de una central térmica. al costo variable calculado por el AMM.(Modificado por el Artículo 48 de la resolución 658-01 del Administrador del Mercado Mayorista) COSTO VARIABLE DE GENERACIÓN DE UNA CENTRAL TÉRMICA.Será responsabilidad del Generador con centrales hidráulicas acordar con el AMM un modelado adecuado de la cuenca y sus centrales.. Será responsabilidad del Concesionario de cada central hidráulica verificar que los resultados de los modelos de programación y despacho se ajusten a sus restricciones aguas abajo. mensual y despacho semanal y diario. con base a la metodología de costos variables de generación declarada por el generador en la Programación de Largo Plazo. e incluye el costo de combustibles. deberá notificar al AMM y solicitar el correspondiente ajuste a la programación. A su vez. deberán informar cualquier norma de operación en uso y cualquier modificación que surja en sus restricciones respecto a lo previsto. El AMM deberá incluir toda esta información en los modelos de despacho para ajustar la programación al efecto de los requerimientos aguas abajo sobre las posibilidades de despacho de cada central hidráulica. Página 43 de 46 .
A1.* CVGc. todos los datos necesarios para el cálculo del costo variable de generación. La declaración de la metodología para el cálculo del costo variable de generación de una unidad basada en recursos renovables no hidráulicos debe indicar:  costos de operación y mantenimiento Página 44 de 46 . Declaración de los datos para el cálculo del costo variable de generación Junto con el envío de los datos requeridos para la Programación semanal.2. de acuerdo a la metodología declarada para el cálculo de Costos Variables de Generación presentada para la Programación de Largo Plazo. los Generadores con unidades térmicas deben declarar todos los datos necesarios para el cálculo de los costos variables de generación de las unidades térmicas. según la metodología declarada para cada tipo de máquina instalada en la central y cada combustible que puede consumir. El AMM debe calcular para cada unidad térmica el costo variable de generación semanal. La declaración de la metodología para el cálculo del costo variable de generación de una unidad térmica debe indicar:   la identificación de la unidad y el o los tipos de combustible disponibles a consumir en el período. con la metodología y datos declarados por el generador.m. y sanción de los precios horarios de la energía.3. que corresponden a cada tipo y variante de máquina y cada tipo de combustible que pueden consumir. Si el Generador no declara todos los datos necesarios para el cálculo de sus costos variables. para las máquinas tipo t consumiendo el combustible tipo u. según la metodología declarada por el Participante: El Generador debe declarar todos los datos para el cálculo del costo variable de generación de cada unidad térmica como un conjunto de valores. El AMM debe incorporar los datos para el cálculo de los costos variables de generación semanal de las unidades térmicas a las Bases de Datos de forma tal que estos valores que resulten del cálculo.u = Costo variable de generación previsto en la central c en el subperíodo m del período considerado.t. el AMM utilizará los últimos datos declarados. para cada tipo de máquina térmica instalada en la central y para cada tipo de combustible que puede consumir. sean utilizados para la programación semanal y diaria. definido en $ por MWh. (Modificado por el Artículo 49 de la resolución 658-01 del Administrador del Mercado Mayorista) COSTOS VARIABLES DE GENERACIÓN PARA LA PROGRAMACIÓN SEMANAL.
semanal y diaria. 2) Para la Programación Semanal que corresponde del cuatro (4) al once (11) de mayo de 2008. podrán hacer la solicitud respectiva y presentar la información correspondiente para su evaluación. y 3) Para la Programación del Despacho Diario a partir de la elaboración del Despacho Diario del 4 de Mayo de 2008. Esta información es requerida para que la Comisión pueda aplicar el Mecanismo de Verificación contenido en el Capítulo III del Título I del Reglamento del Administrador del Mercado Mayorista. DISPOSICIONES TRANSITORIAS (Modificado por el Artículo 3 de la Resolución 970-03 del Administrador del Mercado Mayorista) Para las centrales generadoras que al momento de la publicación de la presente modificación normativa estén clasificadas como centrales de filo de agua y quieran optar a la clasificación como centrales de capacidad. Articulo 4. con las características y condiciones derivadas de ésta. costos variables de generación de generadores con recursos renovables no hidráulicos y los precios de energía de los Contratos Existentes. metodología para el cálculo otros costos variables a incluir dentro del costo variable de generación Junto con el envío de los datos requeridos para la Programación semanal los Distribuidores con Contratos Existentes de acuerdo al Artículo 40 del Reglamento del Administrador del Mercado Mayorista deben declarar los datos para el cálculo del precio de la energía de los Contratos Existentes. Artículo 2. Articulo 3. a partir del treinta y uno (31) de enero de 2008. Pase a la comisión Nacional de Energía Eléctrica para que en cumplimiento del Artículo 13. Literal j) del Reglamento del Administrador del Mercado Mayorista se sirva aprobarlas. DISPOSICIONES TRANSITORIAS (Modificado por el Artículo 50 de la resolución 658-01 del Administrador del Mercado Mayorista) Las disposiciones de la presente norma que rigen a las programaciones de largo plazo. El AMM deberá enviar semanalmente a la CNEE un informe con los valores de costo variable de generación resultantes del cálculo correspondiente y los datos utilizados para dicho cálculo para cada generador térmico. De tenerse resultados positivos. podrán obtener la clasificación. de acuerdo a la metodología presentada para la Programación de Largo Plazo. PUBLICACION Y VIGENCIA. el valor del agua para cada generador hidroeléctrico con embalse de regulación anual. La presente norma cobra vigencia a partir de su aprobación y deberá publicarse en el Diario Oficial. Página 45 de 46 . a partir del 30 de abril de 2008. Se derogan todas aquellas disposiciones que se opongan a la presente norma. se aplicarán a partir de las siguientes fechas: 1) Para la Programación de Largo Plazo correspondiente al Año Estacional 20082009.
También fue adicionada una disposición transitoria para las centrales generadoras clasificadas como centrales de filo de agua. ambas publicadas en el Diario Oficial el 26 de agosto de 2011.Dada en la Ciudad de Guatemala el treinta de Octubre de dos mil. de acuerdo a resolución del AMM No. La Norma de Coordinación Comercial No. como cita el artículo No. Literal j) del Reglamento del Mercado Mayorista. empezará a aplicarse a partir del Año Estacional 2008-2009. fue modificada en su Anexo 1. con la excepción hecha en el artículo 50 de dicha resolución.2. 1. NOTA: Como cita el artículo 51 de la resolución 658-01 del Administrador del Mercado Mayorista. aprobada por la Comisión Nacional de Energía Eléctrica mediante resolución CNEE-108-2007. 970-03 de fecha 2 de agosto de 2011 y resolución CNEE 208-2011 de fecha 25 de agosto de 2011.2 en los numerales A1.2.5 y A1.2. Ambas resoluciones fueron publicadas en el Diario Oficial el 13 de septiembre de 2007.6. 52: “ Pase a la Comisión Nacional de Energía Eléctrica para que en cumplimiento del Artículo 13. Página 46 de 46 . La resolución 658-01 del Administrador del Mercado Mayorista.2. se sirva aprobarlas.
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