Resolución   205 / 1994
SECRETARIA DE ENERGIA
Fecha de publicación: 1994-08-19

Secretaría de Energía ENERGIA ELECTRICA Resolución 205/94 Modificación de la Resolución N° 61/92. Bs. As., 28/7/94 VISTO la Ley N° 24.065, la Resolución Ex-SECRETARIA DE ENERGIA ELECTRICA N° 61 del 29 de Abril de 1.992 y la Resolución SECRETARIA DE ENERGIA N° 137 del 30 de Noviembre de 1.992 y CONSIDERANDO: Que el Artículo 36 de la Ley 24.065 encomienda a esta Secretaría la fijación de normas de despacho económico para transacciones de energía y potencia en el MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM). Que la Resolución SECRETARIA DE ENERGIA N° 159 del 31 de Mayo de 1.994 definió la FUNCION TECNICA DE TRANSPORTE DE ENERGIA ELECTRICA (FTT), las INSTALACIONES SUPERIORES e INFERIORES DE VINCULACION ELECTRICA, los PRESTADORES DE LA FUNCION TECNICA DE TRANSPORTE DE ENERGIA ELECTRICA (PFTT) y los USUARIOS DE LA FUNCION TECNICA DE TRANSPORTE DE ENERGIA ELECTRICA (UFTT). Que la Resolución SECRETARIA DE ENERGIA N° 147 del 17 de Mayo de 1.994 fijó la metodología del régimen tarifario a aplicar a los usuarios del Sistema Eléctrico existente y a las ampliaciones de la capacidadd e transporte del Sistema de Transporte de Energía Eléctrica en Alta Tensión. Que es necesario ajustar el cálculo de los Factores de Nodo y de Adaptación y el régimen tarifario de los Usuarios de la Función Técnica de Transporte a lo indicado en las resoluciones mencionadas. Que las facultades para el dictado del presente acto surgen de lo dispuesto por el Artículo 36 de la Ley N° 24.065. Por ello, EL SECRETARIO DE ENERGIA RESUELVE: ARTICULO 1°.- Sustitúyese el Anexo 3 'Cálculo De Los Factores De La Energía Eléctrica' de LOS PROCEDIMIENTOS, que como Anexo I integran la Resolución Ex-SECRETARIA DE ENERGIA ELECTRICA N° 61 del 29 de Abril de 1.992 y sus complementarias por el texto cuya denominación 'CALCULO DE LOS FACTORES DE NODO Y DE ADAPTACIÓN' está contenido en el Anexo I de la presente resolución. ARTICULO 2°.- Sustitúyese el Anexo 19 'Transporte Por Distribución Troncal' de LOS PROCEDIMIENTOS, que como Anexo II integran la Resolución SECRETARIA DE ENERGIA N° 137 del 30 de Noviembre de 1.992 y sus complementarias por el texto cuya denominación 'TRANSPORTE DE ENERGIA ELECTRICA POR DISTRIBUCION TRONCAL Y POR PRESTADORES NO TRANSPORTISTAS DE LA FUNCION TECNICA DE TRANSPORTE A GENERADORES Y DISTRIBUIDORES' está contenido en el Anexo II de la presente Resolución. ARTICULO 3°.- Sustitúyese el punto 2. 'Máquinas Forzadas' y el punto 4.2. 'Precio Local' del Anexo 26 de LOS PROCEDIMIENTOS, por el texto contenido en el Anexo III de la presente resolución: ARTICULO 4°.- Comuníquese, publíquese, dese a la Dirección Nacional del Registro Oficial y archívese. ANEXO I ANEXO 3: CALCULO DE LOS FACTORES DE NODO Y ADAPTACIÓN. 1.- INTRODUCCIÓN: La energía eléctrica se valoriza en cada punto de la red a través del precio de la potencia y de la energía en el nodo. El valor de la energía transferido a un nodo será el precio de la energía en el Mervcado (PM) afectado por el Factor de Nodo. EL valor de la potencia transferido a un nodo será el precio e la potencia en el Mercado ($PPAD) afectado por el Factor de Adaptación. 2.- FACTOR DE NODO DE ENERGÍA: EL Factor de Nodo (FNi) de un nodo 'i', con respecto a un nodo que toma como referencia, se defino como la relación entre los costos marginales de ambos nodos cuando en el nodo 'i' el costo marginal incorpora las pérdidas del transporte al nodo de referencia y los mismos se encuentran vinculados sin restricciones de transporte. 2.1 METODOLOGÍA DE CALCULO El Factor de Nodo (FN) del nodo i se determina como:   siendo:  : la derivada de las pérdidas del transporte con respecto a la potencia de demanda del nodo i. para su cálculo se modela la red de transporte mediante un flujo de cargas, y se simula en cada nodo ina variación unitaria de demanda (DPdi), obteniendo así la variación correspondiente de las pérdidas del sistema (DPerd), tomando como barra flotante el nodo Mercado MEM o el nodo centro de gravedad de un área aislada eléctricamente del Mercado, que se definirá como 'nodo Mercado Local'. En el caso de un área aislada cada factor de nodo calculado con referencia al nodo MercadoLocal FNLi, deberá referirse al Mercado multipliocando por el factor de nodo del nodo Mercado Local FNLL correspondiente al previsto para esa hora en la programación diaria en la que el OED realizó el despacho sin tener en cuenta la restricción. Si la restricción fue incluída en el despacho diario, deberá considerarse el correspondiente a esa hora en el despacho semanal o trimestral que no incluya tal restricción, en el orden de prioridad indicado. FNi = FNL * FNL En consecuencia, el precio de la energía en un nodo 'i' estará dado por: PNi = PM * FNi siendo: PNi: el precio de la energía en el nodo 'i'. PM: el precio de la energía en el mercado o el precio Local de existir restricción. 1 - El Factor de Nodo, FNi, en todos los nodos 'i' de Generadores, Distribuidores y Grandes Usuarios conectados al Sistema de Transporte de Energía Eléctrica en Alta Tensión (Transporte en alta Tensión) o al Sistema e Transporte de Energía Eléctrica por distribución Troncal (DISTRO). 2 - El Factor de Nodo promedio ponderado estacional (FNPObj) correspondiente a aquellos nodos de conexión al Transporte en Alta Tensión y por Distribución Troncal aplicable a los Prestadores Adicionales de la Función T´rcnica de Transporte (PAFTT).    siendo FNbi: Factor de Nodo estacional, en la Banda horaria 'b', de cada nodo 'i' del PAFTT 'j' conectado al Transporte en Alta Tensión y DISTRO Ebji: Energía estacional, en la Banda horaria 'b', de cada nodo 'i' del PAFTT 'j' conectado al Transporte en Alta Tensión y DISTRO Los Prestadores Adicionales de la Función Técnica e Transporte (PAFTT) son los definidos en el Anexo 19 de LOS PROCEDIMIENTOS. 3 - La diferencia de factores de nodo estacional, DFNbkj, entre el Factor de Nodo promedio ponderado de cada Generador o Distribuidor 'k' conectado a un PAFTT y el Factor de Nodo promedio ponderado del PAFTT. 2.2. MODELADO DEL SISTEMA 2.2.1. FACTORES DE NODO ESTACIONALES En la Programación Estacional y Reprogramación Trimestral, el OED deberá calcular los Factores de Nodo Estacionales (FNE) para cada Período Trimestral. El cálculo de los FNE se realizará a partir de flujos de potencia de sistema eléctrico en cada banda horaria con los siguientes modelos: a) Generación: Se utiliza la generación media prevista en el período estacional para cada Central. b) Demanda: Se calcula la Potencia Media satisfacha en todos los nodos de las Instalaciones Superiores de Vinculación Eléctrica de cada Agente demandante, base a las previsiones de demanda de la Base de Datos Estacional. A partir de estas potencias el OED determinará la demanda estacional de cada nodo de la red como una curva monótona de cargas (curva Demanda-Duración) de tres bloques donde: - cada bloque representa una banda horaria; - la potencia del bloque corresponde a la demanda media estacional de la banda horaria, incluyéndose la demanda de bombeo y descontando la Energía No Suministrada (ENS) si estas existiesen; - la duración del bloque está dado por la duración en horas de la banda horaria multiplicado por el número de días del Período Trimestral considerado. c) Sistema de Transporte: El OCD deberá definir configuraciones características en el Período Trimestral considerado para las instalaciones Superiores de Vinculación Eléctrica utilizadas en la Función Técnica de Transporte e Instalaciones Inferiores de Vinculación Eléctrica utilizadas en la Función Técnica de Transporte que vinculen Centrales de Generación. El OED realizará un flujo de potencia de la red con los nodos requeridos para calcular el precio del nodo, y sobre ésta simulará las variaciones unitarias de demanda requeridas para el cálculo de los FNE. En la Programación Estacional y Reprogramación Trimestral determninará, para cada banda horaria, los siguientes valores:  siendo:    FNbki: Factor de Nodo estacional de cada nodo 'i' del Generador o Distribuidor 'k', en la Banda Horaria 'b'. Ebki: Energía estacional de cada nodo 'i' del Generador o Distribuidor 'k', en la banda horaria 'b'. FNPObk: Factor de Nodo promedio ponderado estacional del PAFTT 'j' al que está conectado al Generador o Distribuidor 'k', en sus nodos del Transporte en Alta Tensión o DISTRO. FNPObj: Factor de Nodo promedio ponderado estacional de cada Generador o Distribuidor 'k', en sus nodos de conexión al PAFTT.   2.2.2. FACTORES DE NODO HORARIOS Cada día, los factores nodo horarios (FN) del MEM serán los calculados previamente por el OED en el predespacho diario, utilizando un modelo de despacho con flujo de cargas simplificando que represente al transporte en Alta Tensión y DISTRO. En caso de realizarse un redespacho en la operación en tiempo real, los factores de nodo horario serán determinados en el predespacho. El OED determinará el Factor de Nodo promedio ponderando horario para Distribuidores o Grandes Ususarios 'k' conectados al Transporte en Alta Tensión y DISTRO.  siendo: FNhki: Factor de Nodo horario, de cada nodo 'i' del Distribuidor o Gran Usuario 'k' conectado al Transporte en Alta Tensión y DISTRO. EHKI: Energía horaria de cada nodo 'i' del Distribuidor o Gran Usuario 'k' conectado al Transporte en Alta Tensión y Distro. Para los nodos de Generadores 'k' vinculados por PAFTT se determinarán los Factores de Nodo horarios de la siguiente manera: FNhk = FNPOhj + DFNbkj siendo: FNhk : Factor Nodo horario del Generador 'k'. FNPOhj : Factor de Nodo promedio ponderado horario del PAFYY 'j'. DFNbkj: Diferencia de Factores de Nodo Estacional para Generador 'k', para la banda horaria 'b' al que pertenece la hora 'h'. 3. FACTOR DE ADAPTACIÓN DE POTENCIA. El Factor de Adaptación FAi de un nodo 'i' está relacionado con los sobrecostos producidos, en los nodos receptores, a los agentes consumidores cuando las interconexiones del Transporte en Alta Tensión tienen salidas de servicio forzadas.Este factor representará la relación entre el precio de la potencia en el Nodo 'i' y el precio en el Mercado cuando el nodo se encuentra vinculado al Mercado sin restricciones. Esta factor se determinará anualmente a partir de los sobrecostos determinados para cuatro periodos estacionales. 3.1 METODOLOGÍA DE CALCULO. EL Transporte en Alta Tensión está expuesto a fallas que provocan desconexiones de las líneas de interconexión. En los primeros minutos posteriores a la desconexión no se alcanza a entrar en servicio las máquinas disponibles de reserva fría y la falla producecortes de suministro por la actuación de protecciones. Estas fallas se denominarán fallas de corta duración. En algunos casos el restablecimiento del servicio de la línea supera los minutos, debido a que, por la naturaleza de la falla, se requieren reparaciones importantes. Estas fallas, denominadas fallas de larga duración, permiten poner en servicio el equipamiento de reserva fría. 3.1.1 FALLAS DE LARGA DURACIÓN. Las fallas de larga duración del sistema de transmisión, producen en los nodos receptores sobre costos a las demandas debido al incremento de los precios marginales, que incluyen la valorización de la Energía no Suministrada (ENS). Los sobrecostos producidos por las Fallas de Larga Duración del Transporte en Alta Tensión en una línea 'I' (SCLDI) afectarán a los precios de la potencia en los nodos alejados del Mercado, como consecuencia de la falta de confiabilidad de su vínculo con el mismo. Para el cálculo de estos sobrecostos, el OED comparará el costo de la energía para las demandas en los nodos receptores obtenidos del despacho de cargas con las restricciones normales del Transporte en Alta Tensión, y el obtenido para un despacho con contingencias en el Transporte en Alta Tensión. La valorización de la energía tendrá en cuenta la ENS y el costo marginal.: EL Costo Marginal asociado a un área deficitaria, o sea donde existe ENS, se evaluará en función del porcentaje de ENS del área, definiéndose:   PORCENTAJE DE ENS EL AREA  COSTO MARGINAL DEL AREA CENS (U$S/MWh)   Hasta 1,6% Hasta 5,0% Hasta 10,0% Más de 10,0%  120 170 240 1500    Se utilizará una tasa de fallas de larga duración de las líneas de Transporte en Alta Tensión de 1/28 fallas/100 Km por año con una duración de 14 días. SI las líneas están en paralelo, y son de posible salida simultánea, se extenderá la salida del segundo circuito a 28 días. El modelado del sistema será el que se emplea para la programación estacional. Se simularán las fallas de las líneas para cada banda horaria y se compararán con el caso de referencia, o sea el correspondiente a la programación estacional sin fallas en el Transporte en Alta Tensión. 3.1.2. FALLAS DE CORTA DURACIÓN. Los sobrecostos por fallas de corta duración son de un orden de magnitud menor que los de larga duración y se consideran en la valorización de la potencia en lugar de la energía para simplificar su implementación. Estos Sobrecostos afectarán a los precios de la potencia en los nodos alejados del Mercado, como consecuencia de la falta de confiabilidad de su vínculo con el mismo. Los Sobrecostos de Corta Duración (SCCDI) debidos a fallas de corta duración en una línea 'I' se calcularán a partir de la ENS de corta duración (ENSCDI) como: SCCDI = ENSCDI * CENS siendo: ENSCDI la energía no suministrada de corta duración probable anual por desconexión de la línea 'I' Los sobrecostos de redespacho, en una primera aproximación, se consideran nulos. La ENS se cuantificará a partir de las simulaciones realizadas con un programa de establidad transitoria. Se utilizará una tasa de fallas de corta duración de las líneas de Transporte en Alta Tensión de 0.5 fallas/100 km por año. Se simulará, a través de un modelo de simulación de transitorios electromecánicos, la falla de cada una de las líneas del sistema de transporte, incluyendo la falla sobre dos líneas paralelas. El modelado deberá incluir el Sistema de Transporte y la representación de todos los sistemas de control y protecciones existentes para cuantificar adecuadamente la ENSCDm. Para cada línea 'I', el OED estimará la energía no suministrada de corta duración como los cortes de carga que se producen por la actuación de los relés de protección afectados por un tiempo de duración de 20 minutos. 3.1.3. DETERMINACIÓN DE LOS FACTORES DE ADAPTACIÓN. Con la Programación Estacional de Verano el OED calculará los sobrecostos anuales de larga (SCLDI) y corta (SCCDEI) duración para cada línea 'I' como el promedio de los determinados para los próximos cuatro períodos establecidos 'p' con las siguientes expresiones. SCLDEI = åpSCLDEIp / 2 SCCDEI = åpSCCDEIp / 2 El Incremento de Precio por Confiabilidad del Sistema de Transporte (IPCONSTI) refleja los sobrecostos anuales de larga y corta duración unidad de potencia vinculada por la línea 'I'. Este será: IPCONSTI = (SCLDEI + SCCDEI) / (PMPTI * NHFV) dónde: *NHFV: horas fuera de valle de días hábiles de los dos períodos estacionales considerados. *PMPTI: Potencia Media Vinculada por la línea 'I' calculada como: PMPTI = PMDEMI * Fpd - PMGENI * Fpg *PMGENI: Potencia Media generada en las horas fuera de valle de días hábiles de los dos períodos estacionales considerados en el área formada por todos los nodos que quedan vinculados con restricciones al Mercado cuando la línea 'I' se encuentra fuera de servicio. *PMDEMI: Potencia Media demandada en las horas fuera de valles de días hábiles de los dos períodos estacionales considerados en el área formada por todos los nodos que quedan vinculados con restricciones al Mercado cuando la línea 'I' se encuentra fuera de servicio. *Fpd: Facto de Pago de Distribuidores y Grandes Usuarios, dado por:    *Fpg: Factor de Pago de Generadores, dado por:    con: *REMBASP: Remuneración Base por Potencia Despachada estimada para los dos períodos estacionales considerados. *REMCONFP: Remuneración por Confiabilidad estimada para los dos períodos estacionales considerados. *åkPDEMMEDPk: Sumatoria de las demandas medias de potencia de cada consumidor 'k' en los dos períodos estacionales considerados. El Incremento de Precios por Cinfiabilidad de Transporte en Alta Tensión resulta positivo si es un nodo imporrtador, y negativo si es exportador. El precio ed la potencia en un nodo 'i' será el valor e la potencia en el mercado mas el Incremento ed Precios por Confiabilidad del Transporte en Alta Tensión. $PPADI = $PPAD + åIIPCONSTiI  siendo: IPCONSTiI: Incremento de Precio por Confiabilidad del Transporte en Alta Tensión del nodo 'i', que queda vinculado con restricciones al Mercado cuando la línea 'I' se encuentra fuera de servicio. El OED calculará el factor de adaptación del nodo 'i' (FAi) como la relación entre el precio de la potencia en el nodo 'i' y el valor de la Potencia Puesta a Disposición en el Mercado.  De existir flujo de potencia de sentido inverso en una línea 'I', en distintos períodos estacionales, se definirán dos estados para la determinación de los Factores de Adaptación, uno para el caso de que dicho nodo sea importador ('imp') y otro si es exportador ('exp'), obteniéndose para cada uno de ellos: PMDEMimpl ,  PMDEMexpl PMGENimpl ,  PMGENexpl FAimpi , FAexpi NHFVimpi ,  NHFVexpi El Factor de Adaptación a palicar a los Generadores 'g' del nodo 'i' será:    El Factor de Adaptación a aplicar a los Distribuidores y Grandes Usuarios 'd' del nodo 'i' será:    ANEXO II ANEXO 19: TRANSPORTE DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR DISTRIBUCIÓN TRONCAL Y POR PRESTADORES NO TRANSPORTISTAS DE LA FUNCIÓN TÉCNICA DE TRANSPORTE A GENERADORES Y DISTRIBUIDORES. 1. INTRODUCCIÓN: El Transporte de Energía Eléctrica dentro de una misma Región Eléctrica y la vinculación de ésta al Sistema de Transporte de Energía Eléctrica en Alta Tensión (Trasnsporte en Alta Tensión), se denomina Sistema de Transporte de Enregía Eléctrica por Distribución Troncal (Trasnporte por Distribución Troncal), e incluye instalaciones de transmisión de tensiones mayores o iguales a 132 kV e inferiores a 400 kV. Este servicio público se da en conservación a Empresas de Transporte de Energía Eléctrica por Distribución Troncal (DISTRO) en los términos de la Ley N° 24065. Defínese Prestadores Adicionales de La Función Técnica de Transporte (PAFTT), a aquellos titulares, que no son concesionarios de transporte, de Instalaciones Superiores e Inferiores de vinculación eléctrica, Utilizadas para la Función Técnica de Transporte de Energía Eléctrica (FTT). EL Régimen Tarifario establecido para los PAFTT a Generadores y Distribuidores y para las DISTRO se indica en los Anexos 28 y 16 de Los Procedimientos respectivamente. El OED es el responsable de efectuar los cálculos para determinar las remuneraciones y cargos correspondientes. A su vez, por cuenta y orden de los agentes, debe realizar la facturación, la cobranza, las respectivaas acreditaciones, y la administración de las cuentas de apartamiento del transporte. Los Grandes Usuarios conectados a un PAFTT abonarán los cargos el transporte e acuerdo a lo dispuesto en el ANexo 27 de Los Procedimientos y, a los efectos del presente procedimiento, sus demandas y cargos serán incluidos en los del PAFTT al que están conectados. 2. RÉGIMEN REMUNERATORIO DE LAS DISTRO Y DE LOS PAFTT A GENERADORES Y DISTRIBUIDORES. Las DISTRO y PAFTT percibirán mensualmente se remuneración, que incluye la de sus propias instalaciones más la de las instalaciones de los Transportistas Independientes. 2.1. REMUNERACIÓN DE INSTALACIONES PROPIAS. Cada DISTRO y PAFTT percibirá los siguientes conceptos remuneratorios por sus instalaciones propias. - Remuneración por Energía Eléctrica Transportada. - Remuneración por Conexión. - Remuneración por Capacidad de Transporte. - Remuneración por Energía Eléctrica Transportada de las DISTRO. La remuneración anual a las DISTRO por concepto de Energía Eléctrica Transportada (RAEET), será un monto fijo por cada período tarifario de cinco años, que se pagará en cuotas mensuales iguales, de acuerdo a lo establecido en el Contrato de Concesión. - Remuneración por Energía Eléctrica Transportada de los PAFTT. La remuneración anual a los PAFTT por concepto de energía eléctrica transportada (RAEET) será un monto fijo determinado cada dos años, conforme a lo indicado en el Anexo 28 de Los Procedimiento, pagadero en cuotas mensuales iguales. Adicionalemente, dado que los PAFTT verán facturados sus consumos a los factores de nodo correspondientes al Transporte en Alta Tensión y DISTRO, se le deberá abonar el monto correspondiente a las pérdidas de energía producidas por el transporte requerido por los Generadores y Distribuidores usuarios del mismo. Este monto mensual se abonará bajo el concepto de reintegro total por pérdidas de energía. - Remuneración por Conexión de las DISTRO y los PAFTT. Representa los costos de operación y mantenimiento del equipamiento dedicado, afectado por una factor de contingencia. Será integramente la que abonen los Usuarios en concepto e Cargo por Conexión. - Remuneración por Capacidad de Transporte de las Distro y los PAFTT. Refleja, afectada por un factor de contingencia, los costos de operación y mantenimiento del equipamiento destinado a vincular los diferentes nodos del Transporte enAlta Tensión. La Remuneración por Capacidad de Transporte es un cargo horario por línea 'I' (RHCTI) que totaliza un monto para cada mes 'm' (RTCTm), dado por la suma del cargo para cada línea en función de la disponibilidad de la misma en el mes. RTCTI m= åI (RHCTI * (HRSPER - HINDISPI)) siendo: *HRSPER: número total de horas del mes. *HINDISPI: horas de insidponibilidad reales para lka línea en el mes. Provendrá de lo que abonen los Usuarios de tal sistema en concepto de Cargo Complementario. 2.2. CUENTA DE APARTAMIENTOS DE LAS DISTRO Y DE LOS PAFTT. Cada DISTRO o PAFTT tendrá una Cuenta de Apartamiento espefícica. La totalidad de la recaudación proveniente de los Usuarios de la DISTRO o el PAFTT por ese transporte es ingresada a dicha Cuenta. A su vez, los egresos por remuneraciones de la DISTRO o el PAFTT son debitados de esta Cuenta, siempre que la misma tenga fondos disponibles. los ingresos y egresos correspondientes a un Transportista Independiente de la DISTRO o el PAFTT, son acreditados y debitados de una subcuente dedicada dentro de esa Cuenta de Apartamientos. Las sanciones a la DISTRO, o los descuentos al PAFTT, que correspondan por indisponibilidad o por reducción de capacidad de un equipamiento, se acreditan a los Usuarios de dicho equipamiento como descuentos a sus cargos por conexión y complementarios. Las sanciones o descuentos por supervisión de la operación de Transportistas Independientes aplicables a la DISTRO y a los PAFTT se acreditan a su Cuenta de Apartamientos. Si el ingreso mensual facturado a los usuarios resulta inferior al egreso por el cual es acreedora la DISTRO o el PAFTT y la Cuenta de Apartamientos no tuviera recursos suficientes, hasta tanto disponga de ellos quedará un crédito a favor de la DISTRO o el PAFTT. Dichos créditos devengarán un interés mensual, de acuerdo lo determinado en el correspondiente Contrato de Cocnesión para las DISTRO y en el Anexo 28 de los Procedimientos para los PAFTT. La DISTRO o el PAFTT trasladará los créditos a los Transfportistas Independientes, si estos pertenecen a la Subcuenta con el défisit. Los créditos del transportista serán afectados por el factor de proporcionalidad asociado a las cobranzas de los deudores del MEM. Si el ingreso mensual facturado es superior al egreso de la DISTRO o el PAFTT el saldo en exceso quedará en la Cuenta. En caso de acumular déficit en alguna cuenta, el OED lo incorporará al cálculo de los cargos complementarios al realizar la Programación Estacional, para saldar las deudas con la DISTRO o el PAFTT. 3. RÉGIMEN TARIFARIO APLICABLE A LOS USUARIOS DE LA DISTRO Y A LOS GENERADORES Y DISTRIBUIDORES USURIOS DEL PAFTT. Los ususarios de las DISTRO y los Generadores y Distribuidores usuarios de los PAFTT abonarán los cargos por el uso indirecto del Transporte en Alta Tensión y los cargos por el uso indirecto del Transporte por Distribución Troncal y los cargos por el uso indirecto de las Instalaciones de los PAFTT que les correspondan. Los usuarios de las DISTRO y los Generadores y Distribuidores usuarios de los PAFTT abonarán los Cargos por el uso indirecto del Transporte en Alta Tensión que les correspondan de acuerdo a lo establecido en el ANexo 18 de Los Procedimientos. Los Generadores y Distribuidores usuarios de los PAFTT abonarán los Cargos por el uso indirecto del Transporte por Distribución Troncal, y por el uso del transporte de los PAFTT, que les correspondan, de acuerdo a lo establecido en el presente Anexo de Los Procedimientos. Los usuarios de las DISTRO y los Generadores y Distribuidores usuarios de los PAFTT abonarán por la presentación de tal servicio de la siguiente forma: *Un Cargo Variable. *Un Cargo Fijo por Conexión. *Un Cargo Fijo Complementario. Las sanciones a las DISTRO y descuyentos a los PAFTT que correspondan ser aplicadas, serán acreditadas a los usuarios de las mismas dentro de sus Cargos por Conexión y Cargos Complementarios. *Las sanciones a las DISTRO o descuentos a los PAFTT por equipamiento de conexión se acreditarán al Cargo por Conexión. *Las sanciones a las DISTRO o descuentos a los PAFTT por Capacidad de Transporte se acreditarán al Cargo Complementario. La demanda de los PAFTT incluye la de los Grandes Usuarios del MEM a los que dicho PAFTT le presta servicio de Transporte. 3.1. Cargo Variable y Recaudación Variable por Energía Eléctrica Transportada. 3.1.1. Sistema de Transporte por Distribución Troncal. Cada usuario de la DISTRO abonará mensualmente un cargo variable en forma implícita por intermedio de los precios de nodos a los cuales vende o compra en el MEM. El OED calculará la Recaudación Variable por Energía Eléctrica Transportada para una línea 'I' (RVTELI) en función de la energía transportada entre el nodo emisor 'i1' y el nodo receptor 'i2' y de los precios de la energía en dichos nodos. RVTELI = PMENi2 * Ei2 - PMENi1 * Ei1 siendo: *Ei: energía transportada en el nodo 'i' *PMENi: precio de la energía en el nodo 'i', dado por el PM transferido al nodo a través del factor de nodo correspondiente (PMxFNi) si el nodo está conectado sin restricciones al Mercado, y por el Precio Local transferido al nodo (PLxFNi) si el nodo está en un área desvinculada. La Recaudación Variable total por Transporte de Energía Eléctrica (RVTE) será la suma de la Recaudación Variables por Transporte de Energía Eléctrica por línea RVTE = åI RVTELI  3.1.2. Sistemas de Prestadores Adicionales de la Función Técnica de Transporte.  Instalaciones Superiores y/o Inferiores de un PAFTT que vinculeb Centrales de  Generación. Cada Generador conectado a Instalaciones Superiores y/o Inferiores de un PAFTT abonará mensualmente un cargo variable en forma implícita por intermedio de los precios de nodos a los cuales vende o compra en el MEM. La remuneración por Energía Eléctrica Transportada será recaudad a través de la diferencia de los precios de la energía entre los nodos de los Generadores y los de conexión al SADI de los PAFTT. El OED calculará la Recaudación Variable horaria obtenida de un generador 'g' de un PAFTT 'j' (RVTGhjg) en función de la energía horaria del generador y la diferencia entre el factor de nodo promedio ponderado del PAFTT, determinados con la metodología indicada en el Anexo 3 de Los Procedimientos, en cada banda horaria 'b'. RVTGhjg = (FNhg - FNPOhj) * Ehg * PMh siendo: * FNhg: Factor de Nodo horario del Generador 'g'. * FNPOhj: Factor de Nodo promedio ponderado horario del PAFTT 'j' * PMh: Precio de Mercado horario si el nodo está conectado sin restricciones al Mercado, o el Precio Local si el nodo está en un área desvinculada * Ehg: Energía del generador 'g' en la hora 'h'.  que equivale a la suma de dos términos iguales: RVTGhjg = RVTELGhjg + RPERDGhjg siendo * RVTELGhjg: Recaudación Variable por Energía Eléctrica Transportada del PAFTT 'j' correspondiente al generador 'g'. * RPERDGhjg: Reintegro del valor de pérdidas producidas al PAFTT 'j' por el generador 'g'. La recaudación total para cada PAFTT 'j' será: RVTGTOj = åg åh RVTGhjg  La recaudación total por Energía Eléctrica Transportada RVTELGTOj y el reintegro total del valor de pérdidas RPERDGTOj producidas al PAFTT por todos sus usuarios Generadores en ambos casos: RVTELGTOj = RPERDGTOj = RVTGTOj /2  b) Instalaciones Superiores de PAFTT que vinculen a Distribuidores. El OED calculará la Recaudación Variable obtenida de un Distribuidor 'd' de un PAFTT 'j' (RVTSTjd) en función de la energía mensual del Distribuidor y la diferencia entre el Factor de Nodo promedio ponderado estacional del Distribuidor y el del PAFTT, determinada con la motodología indicada en el Anexo 3 de Los Procedimientos, en cada banda horaria 'b'. RVTSTjd = åb DFNbjd * Ebjd * PMPb siendo: * Ebjd: energía mensual recibida por el Distribuidor 'd' del PAFTT 'j' en la banda horaria 'b' * DFNbjd : diferencia del Factor de Nodo Estacional del Distribuidor 'd' en la banda horaria 'b' * PMPb : Precio de Mercado medio mensual para la banda horaria 'b'.  * PMhb:Precio de Mercado Horario en la banda 'b' si el nodo está conectado sin restricciones al Mercado, o el Precio Local horario si el nodo está en un área desvinculada. * Ehb: Energía total horaria del Mercado en la banda 'b'. Esta Recaudación se compone de dos términos iguales: RVTSTjd = RVTELSjd + RPERDSjd siendo: * RVTELSjd: Recaudación Variable por Energía Transportada del PAFTT 'j' correspondiente al Distribuidor 'd'. * RPERDSjd: Reintegro del valor de pérdidas producidas al PAFTT 'j' por el Distribuidor 'd'. La recaudación total para cada PAFTT 'j' será: RVTSTOj = åd RVTSTjd La recaudación total por ENergía Eléctrica Transportada RVTELSTOj y el reintegro total del valor de pérdida RPERDSTOj producidas al PAFTT por todos sus usuarios Distribuidores de Intalaciones Superiores de vinculación Eléctrica será en ambos casos: RVTELSTOj = RPERDSTOj = RVTSTOj /2 CadaDistribuidor 'd' abonará mensualmente un cargo variable asociado a las instalaciones dado por: CVFTSUd = åj RVTSTjd  c) Instalaciones Inferiores de PAFTT que vinculen a Distribuidores. El OED calculará la Recaudación Variable por TRansporte de Energía mensual para un PAFTT 'j' de un DIstribuidor 'd' (RVETELIjd) en función de la energía mensual del Distribuidor y el Factor de Pérdidas de Energía definido en el Anexo 27 de Los Procedimientos, o en el contrato de concesión del servicio público de Distribución otorgado por el Poder Ejecutivo Nacional, para Media Tensión (KREMbj), y para Alta Tensión (KREATbj), para cada banda horaria 'b'. RVTELIjd = åb KREbj * Ebjd * PMPb siendo: * Rbjd: energía mensual entregada al Distribuidor 'd' por el PAFTT 'j' en el período tarifario 'b'. * KREbj: Factor de pérdidas del PAFTT 'j' en la banda horaria 'b' para instalaciones inferiores de vinculación eléctrica con:   A su vez determinará el Reintegro del Valor de pérdidas (RPERDIjd) como: RPERDIjd = RVTELIjd La recaudación total por Energía Eléctrica Transportada RVTELITOj y el reintegro total del valor de pérdidas RPERDITOj producidas al PAFTT por los Distribuidores en Instalaciones Inferiores de vinculación eléctrica será: RPERDITOj = RVTELITOj = åd RVTELIjd Cada Distribuidor 'd' abonará mensualmente un cargo variables (CVFTIUd) asociado a las instalaciones inferiores dado por: CVTIUd = åj (RVTELIjd + RPERDIjd)  d) Recaudación variable total de cada PAFTT. La recaudación variables total por Energía Eléctrica Transportada RVTEj de un PAFTT 'j' resulta de la que obtiene de la correspondiente a los Generadores y Distribuidores usuarios del PAFTT. RVTEj = RVTELITOj + RVTELSTOj + RVTEGTOj  e) Reintegro total por pérdida de energía de cada PAFTT 'j'. El valor total mensual que corresponde abonar directamente al PFTT por reintegro total por pérdidas de energía será igual a: RPERDTj = RPERDITOj + RPERDSTOj + RPERDGTOj 3.2. Cargo Fijo por Conexión de las DISTRO y PAFTT. Los usuarios de una DISTRO y los Generadores y Distribuidores usuarios de los PAFTT deberán abonar un Cargo por Conexión (CPC) por su conexión y transformación al Sistema de DISTRO y a los PAFTT. En él se incluye, afectados por un factor de contingencia, los costos de la operación y mantenimiento delequipamiento de conexión y transformación dedicado a vincular al usuario con el Sistema de Transporte por Distribución Troncal y con los PAFTT. En cada Programa Estacional y Reprogramación Trimestral el OED deberá calcular, en base a los importes establecidos en el Contrato de Concesión de la DISTRO y el ANexo 28 de Los Procedimientos para los PAFTT, el Cargo por Hora de Conexión (CHCONEX) que corresponde para cada tipó de equipamiento para el correspondiente Período Estacional. La Remuneración por Conexión para la DISTRO o el PAFTT será el total abonado por Cargos de Conexión. De haber una conexión 'i' compartida, cada Usuario 'k' de la misma abonará una parte del Cargo por Conexión del equipamiento proporcionalmente a su Potencia Máxima Requerica dentro de la sumatoria de las Potencias Máximas Requeridas del punto de conexión en el sentido del flujo de máximo requerimiento. La Potencia Máxima Requerida (PMAXREQik) se determina de acuerdo al tipo de usuario: *Para Grandes Usuarios conectados a la DISTRO y Distribuidores, el requerimiento se calcula como el máximo de las potencias máximas declaradas correspondientes al Período Base de Uso definido en el Anexo 18 de Los Procedimientos Para el caso de nuevos Agentes se utilizará para los meses del Período Base de Uso en que no haya pertenecido al MEM la potencia declarada por el Agente para dichos meses del próximo año de acuerdo a los datos suministrados al incorporarse al MEM. *Para los Generadores, se considerará como requerimiento su potencia nominal. El OED deberá determinar para cada Período Base de Uso, la participación de cada Usuario en base a su Potencia Máxima Requerida en ese período e informará el Factor de Proporción del Proporción del Cargo de Conexión (FACTCjk) que corresponde a cada uno de los Usuarios 'k'. El OED deberá calcular el cargo que abonará cada mes un usuario 'k' de la conexión'i' multiplicando el cargo por hora, definido en la Programación Estacional o Reprogramación Trimestral, por las horas de disponibilidad reales del mes y restadas las sanciones a la DISTRO o descuentos al PAFTT por conexión que corresponden a dichos equipamientos (DESCON), afectados por el factor de proporcionalidad definido. CPCik = [CHCONEXi * (HRSPER - HINDISPi) - DESCONi] * FACTik siendo: *HRSPER: número de horas del mes. *HINDISPi: horas de indisponibilidad registradas en el mes. 3.3.Cargo Complementario de las DISTRO y PAFTT. Los usduarios de las DISTRO y los Generadores y distribuidores usuarios de los PAFTT deben abonar par cada línea y equipamiento no dedicado de las estacionestransformadoras asociadas a laFTT, un Cargo complementario (CC) compuesto por el monto a abonar a la PFTT en concepto de Capacidad de Transporte (RTCT) más la diferencia necesaria, ya sea positiva o negativa, para completar el monto fijo establecido como Remuneración por Energía Eléctrica Transportada. El Cargo Complementario total necesario es la suma de la remuneración mensual por Energía Eléctrica Transportada (RAEET) y la Remuneración por Capacidad de Transporte del mes (RTCT), menos la recaudación mensual por ingresos variables (RVTE) y el estado de la Cuenta de Apartamientos (SCAP). En cada mes 'm' y para cada línea 'I', el OED deberá calcular el Cargo Complementario Hortario (CCHTLIj) en base al monto horario establecido como Remuneración por Capacidad de Transporte (RHCTI) para la DISTRO o el PAFTT y los Transportistas independientes en Período de Explotación, afectado de un factor (FRTmj) que representa la proporción que falta o sobra para cubrir la remuneración total del Transportista en dicho mes.  En consecuencia: CCHTLIj = FRTmj * RHCTI siendo: * RAEETMj = remuneración mensual por energía eléctrica transportada del PAFTT 'j', o sea RAETTj dividido 12. * RVTEj = recaudación por ingresos variables abonados en el mes 'm'. 3.3.1. Instalaciones Inferiores de PAFTT que vinculesn Generadores, Instalaciones SUperiores de PAFTT que vinculen Generadores y Distribuidores y SIstemas de Transporte por Distribución Troncal. La asignación, para cada Generador 'g' usuario de la DISTRO o del PAFTT 'j', del Cargo Complementario de cada línea 'I' (CCHIg), se calculará mensualmente utilizando la misma metodología que la aplicada para la remuneración del Transporte en Alta Tensión del Anexo 18 de LOS PROCEDIMIENTOS. Para la asignación del Cargo Complementario, para cada Gran Usuario 'd' conectado a la DIstro o para cada Distribuidor 'd' conectado a la DISTRO o al PAFTT 'j', elk OED debe determinar en cada Programación Estacional y Reprogramación Trimestral su participación en el pago del Cargo Complementario, como valor mensual a aplicar en cada uno de los tres primeros meses del período programado, calculado en base el uso efectuado de la FTT durante el correspondiente Periodo Basa de Uso. Para la determinación de dicho uso, el OED deberá utilizar como dato la energíua consumida por cada Gran Usuario 'd' conectado a la DISTRO o por cada Distribuidor 'd' conectado a la DISTRO o por cada Distribuidoir 'd' conectado a la DISTRO o al PAFTT 'j', durante el Período Base de Uso en cada banda horaria. COn las correspondientes potencias medias realizará los flujos de potencia de cada banda horaria 'b'. Mediante el método de Área de Influencia del Anexo 18 de LOS PROCEDIMIENTOS, el OED determinará en cada línea 'l', y para cada banda horaria considerada 'b' la participación (%PMUbdI) que le corresponde en el trimestre a cada usuario 'd' conectado con un nodo 'i' dentro del Área de Influencia de la línea. El Factor de Participación (%PARTIbdI) del Gran Usuario 'd' conectado a la DISTRO o cada Distribuidor 'd' conectado a la DISTRO o al PAFTT 'j', en el pago del Cargo Complementario de la línea 'l', en la banda horaria 'b', en el trimestre, está dado por la participación obtenida en cada banda horaria, ponderado por la duración de la misma y la potencia transportada en la línea.   siendo:  * HAb = número de horas que corresponden a la banda horaria 'b' durante el Período Base de Uso, * PRLbi = potencia media durante la banda horaria 'b' en la línea 'I' El Cargo Complementario (CCMTbIj) a pagar por todos los Grandes Usuarios 'd' conectados a la DISTRO o todos los DIstribuidores 'd' conectados a la DISTRO o al PAFTT 'j' por la línea 'l', en el mes 'm', para la banda horaria 'b', se determina multiplicando el cargo horario definido (CCHTLIj) por las horas de disponibilidad del mes y descontando las penalidades por capacidad puesta a disposicióin que correspondan (DESCAPI). CCMTbIj = [CCHTLIj * (HRSPER - HINDISPI) - DESCAPI] * Sd %PARTIbdI) Cada Gran Usuario 'd' conectado a la DISTRO o cada Distribuidor 'd' conectado a la DISTRO o al PAFTT 'j', pagará su alícuota de Cargo Complementario de las líneas de PFTT 'j' (CCMbjd) asignadas al conjunto de esos usuarios en la banda horaria 'b' en la proporción de su potencia media (PDMbd), en el Período Base de Uso, dentro del total de tales potencias medias de esos usuarios.  El Cargo Complementario mensual (CCMTOjd) que corresponde a cada Gran Usuario 'd' conectado a la DISTRO o a cada Distribuidor 'd' conectado a la DISTRO o el PAFTT 'j' resulta: CCMTOjd = Sb CCMbjd En cada Programación Estacional Trimestral el OED indicará para cada equipamiento el Cargo por Capacidad de Transporte por hora de capacidad puesta a disposición, y para cada usuario el factor de proporción que le corresponde. 3.3.2. Instalaciones Inferiores de Vinculación ELéctrica que vinculen a Distribuidores. La asignación para cada Distribuidor 'd' del PAFTT 'j' del Cargo Complementario se calculará mensualmente. En cada mes 'm', el OED deberá calcular el Cargo Complementario (CCMTLI) en base al monto establecido como Remuneración por Capacidad de Transporte para el PAFTT 'j' por sus Instalaciones Inferiores de vinculación eléctrica que vinculen a Distribuidores. CCMTLIj = FRTmj * SI RTCTIjm siendo: * RTCTIjm= Remuneración mensual por Capacidad de Transporte del mes 'm' de la línea 'j' El OED debe determinar en cada Programación Estacional y Reprogramación Trimestral la participación en el pago del Cargo Complementario de cada Distribución como un valor a aplicar en el período programado, calculado en base al uso efectuado del PAFTT durante el correspondiente Período Base de Uso. Para la determinación de dicho uso, el OED deberá utilixar como dato la energía total consumida por cada Distribuidor en los nodos correspondientes durante el Período Base de Uso en cada banda horaria. El Factor de Potencia del Distribuidor 'd' en el pago del CArgo Complementario del PAFTT 'j' en la banda 'b', en el trimestre está dado por:  siendo: * HAb = número de horas que corresponden a la banda horaria 'b' durante el Período Base de Uso * Eabjd = energía recibida por el Distribuidor 'd' del PAFTT 'j' durante el Período Base de Uso en la banda horaria 'b'. EL Factor de Participación del Distribuidor 'd' en el pago del CArgo Complementario del PAFTT 'j', en el trimestre está dado por: %PARIjd = Sb%PARTIbjd El Cargo Complementario a pagar por cada Distribuidor 'd' al PAFTT 'j' en el mes 'm' será: CCMTOjd = (CCMTLIj - DESCAPjm) * %PARTIjd siendo: * DESCAPjm = los descuentos por calidad de servicio para el PAFTT 'j' en el mes 'm'. En cada Programación Estacional o Reprogramación Trimestral el OED indicará para cada PAFTT el Cargo Total por Capacidad de Transporte puesta a disposición, y para cada usuario el factor de proporción que le corresponda para dicho período. 4. RÉGIMEN TARIFARIO PARA LOS USUARIOS DE AMPLIACIONES EN DISTRO Y PARA GENERADORES Y DISTRIBUIDORES USUARIOS DE AMPLIACIONES EN PAFTT. ANEXO III La remuneración de las ampliaciones de DISTRO e Instalaciones Superiores, y aquellas Inferiores que vinculen Generadores de PAFTT, será determinada utilizando la misma metodología aplicada para la remuneración de las ampliaciones del Sistema de Transporte en Alta Tensión establecido en el Anexo 18 de Los Procedimientos. Los Cargos Complementarios serán abonados exclusivamente por los beneficiarios de dichas ampliaciones durante el Período de Amortización. Las ampliaciones de Instalacioners Inferiores de PAFTT 'j' que vincules a Distribuidores, deberán contar con la autorización del ENRE, quien deberá aprobar el Canon Anual correspondiente. El Canon mensual de la ampliación (CANONMj) será abonado por los Distribuidores 'd' del PAFTT 'j' en la misma proporción en que abonan los cargos complementarios. CCPjd = CANONMj * %PARTIjd siendo: * CANONMj = Canon mensual del equipamiento 'i' del PAFTT 'j', calculado como el Canon Anual dividido 12. * CCPjd = Cargo Complementario a pagar por la Ampliación por cada Distribuidor 'd' durante el Período de Amortización. ANEXO 26 2. MAQUINAS FORZADAS Los requerimientos operativos de Transporte o de control de tensión propios de un área, pueden forzar una máquina en servicio que no requiere el despacho libre, o sea con costo superior que su Precio Nodal (PN). El el área se encuentra dentro de la correspondiente PFTT, con exclusión del Sistema de Transporte en Alta Tensión, cuyos cargos por Capacidad de Transporte son abonados por los Distribuidores y Grandes Usuarios, se considerará que ek área continúa vinculada al Mercado, o sea sin un precio local debido a la máquina forzada. La máquina forzadano intervendrá en la definición del PM pero se le reconocerá su costo operatico. El sobrecosto que produce será evaluado por el OED y deberá ser abonado por los Distribuidores y Grandes Usuarios del área afectada. 4.2. PRECIO LOCAL. De resultar en la programación y/o en la operación real un área desvinculada del Mercado por resultar activa alguna restricción programada, el cálculo del Precio Local (PL) dependerá de las características del parque despachado dentro del área. Cada central del área tendrá un costo en el Mercado Local. Para las máquinas térmicas será el costo marginal transferido al nodo Mercado (CMM). Para las centrales hidroeléctricas será Costo del Agua del ambalse transferido al Mercado (CAM). Si el parque de generación es sólo térmico, el PL estará dado por el costo transferido al Mercado (CMM) de la máquina más cara que resulte despachada en el área. PLi = máxk (CMMik)  dónde 'k' son las centrales térmicas despachadas en el área desvinculada. Si todo el parque de generación despachado es hidráulico, el PL estará dado por el costo del agua referido al Mercado en el embalse más barato, salvo que en el área desvinculada existan máquinas térmicas que no fueron despachadas y el costo de operacipón de alguna de ellas sea inferior al costo del agua. En este caso el agua se ubicó, de acuerdo a la programación, para reemplazar generación térmica más barata y el precio deberá reflejar esta condición. Por lo tanto, el PL estará dado por el costo de operación de la máquina térmica del área que está reemplazando la generación hidroeléctrica, o sea la máquina térmica local más barata en el nodo Mercado. PLi = mín (mínkh(CAMikh), mínk(CMMik)) Si en el área queda despachada una combinación de generación térmica e hidráulica, el PL estará dado por la máquina térmica más cara despachada, salvo que se despache toda la generación térmica del área y se requiera despachar generación hidráulica adicional por falta de oferta térmica. En este caso, el PL estará dado por el máximo entre la máquina térmica más cara y el costo del agua en el ambalse más caro, todos referidos al nodo Mercado.  PLi = máx (máxkh(CAMikh), máxk(CMMik)) En todos los casos, para la remuneración de la energía generada el precio estará afectado del SPRF de hacerse definido dentro del área riesgo de falla.