Je veux savoir à propos de…

BOLETÍN OFICIAL I a Sección
Viernes 15 de enero de 1993 4 0

Mientras se pone e n servicio la n u e v a metodología, la programación s e m a n a l , s e c o n t i n u a r á realizando con la metodología a c t u a l m e n t e en u s o Despacho Energético S e m a n a l DES.

2 . 7 . PRECIO ESTACIONAL A DISTRIBUIDORES
P a r a el período se d e t e r m i n a r á p a r a c a d a Distribuidor el precio q u e p a g a r á por s u c o m p r a en el MEM de a c u e r d o a u n a tarifa binómica c a l c u l a d a en b a s e a la programación estacional. a Un cargo por la energía por c a d a período tarifario, q u e incluye la reserva p a r a regulación de frecuencia y el cargo variable del T r a n s p o r t e . E s t e cargo se obtiene del Precio d e Referencia Estacional de la Energía de c a d a periodo tarifario afectado por el correspondiente factor nodal FN.
b Un cargo fijo por potencia, derivado del precio d e Referencia de la potencia y d e la Potencia de Referencia declarada, afectado por el c o r r e s p o n d i e n t e factor d e a d a p t a c i ó n FA.

El OED c o n t a r á con u n plazo de 6 m e s e s a p a r t i r del 0 1 / 0 5 / 9 2 p a r a p o n e r en servicio u n m o d e l o para p r o y e c c i ó n de d e m a n d a s PRODEM a nivel s e m a n a l y diario, teniendo en c u e n t a :
sensibilidad a l a s condiciones climáticas, d e m a n d a s reales r e g i s t r a d a s en el periodo anterior.

d el cargo p o r Conexión y Capacidad d e T r a n s p o r t e ;

La metodología p r o p u e s t a por el OED será p r e s e n t a d a a n t e s del 1 / 8 / 9 2 a l a s e m p r e s a s del MEM, quienes c o n t a r á n con 15 d í a s p a r a s u s análisis y sugerir modificaciones o u n a metodología alternativa. El OED, t e n i e n d o e n c u e n t a e s t a s observaciones, s e r á el responsable de q u e se desarrolle, por personal propio o requiriéndolo a terceros, u n p r o g r a m a a d e c u a d o a las necesidades s e ñ a l a d a s . U n a vez finalizado el OED p r e s e n t a r á el modelo a la S. E. E. p a r a s u aprobación. A partir de entonces, el modelo j u n t o c o n s u descripción, m a n u a l d e u s o y b a s e d e d a t o s r e q u e r i d a e s t a r á a disposición d e todos los i n t e g r a n t e s del MEM.

e los cargos fijos por potencia reactiva y las penalizaciones q u e p u e d a n corresponder.

3 . 1 . 3 . DESPACHO SEMANAL

M e n s u a l m e n t e el Distribuidor p a g a r á a d e m á s :
c p o r el Servicio d e Operación y Despacho, en proporción a s u transacción en el MEM;

A m á s t a r d a r el 15 de marzo y el 15 d e s e t i e m b r e d e c a d a a ñ o el OED p r e s e n t a r á los estudios estacionales ver Anexo 7 a los i n t e g r a n t e s del MEM, q u i e n e s c o n t a r á n con 14 días corridos p a r a producir observaciones. El OED a n a l i z a r á d i c h a s observaciones, pudiendo Incorporar a l g u n a s o todas ellas y reprogramar el período recalculando los precios a Distribuidores. El OED elevará a la S.E.E. a n t e s del 15 d e abril y el 15 de o c t u b r e la p r o p u e s t a de precios de v e n t a a Distribuidores, b a s a d a e n los e s t u d i o s convalidados, j u n t o con las observaciones realizadas p o r las e m p r e s a s .

Se correrán en primer l u g a r los modelos ÓSCAR y MARGO p a r a d e t e r m i n a r e n los e m b a l s e s a optimizar los p a q u e t e s de energía h i d r á u l i c a óptimos a u b i c a r e n la s e m a n a p a r a minimizar el costo total futuro de operación, incluyendo el costo de falla, m a n t e n i e n d o el horizonte d e 3 a ñ o s con las modificaciones q u e p u e d a n h a b e r surgido en los d a t o s estacionales previstos.

El criterio p a r a el u s o del a g u a d e n t r o d e la s e m a n a se h a r á con el Modelo d e Despacho Hidrotérmico S e m a n a l MDHS, admitiendo u n a p a r t a m i e n t o de h a s t a el 5 % en la energía Antes del 5 de mayo y el 5 d e noviembre, la S.E.E. a j u s t a r á por Resolución los precios d e v e n t a hidroeléctrica d e s p a c h a d a p a r a u n a central con respecto al óptimo e s t i m a d o por el programa a Distribuidores p a r a los períodos q u e c o m i e n z a n el 1 d e mayo y el 1 de noviembre, respectivamente. MARGO. El OED p o d r á solicitar a los respectivos generadores hidráulicos modificar la energía de las centrales optimizadas, utilizando como criterio la valorización del a g u a q u e r e s u l t a del modelo Vencidos este plazo, se entiende q u e c o n t i n ú a n vigentes los precios correspondientes al período ÓSCAR, o pedir a p a r t a m i e n t o s respecto a la energía ofertada al resto de las centrales con m e n o r anterior.
capacidad de a l m a c e n a m i e n t o .
3 . 1 . 2 . MODELOS UTILIZADOS
Si en el d e s p a c h o s e m a n a l surge u n a previsión de déficit, el OED correrá el modeIncorporando a la Base de Datos Estacional los d a t o s s e m a n a l e s y las modificaciones al período lo de d e m a n d a s PRODEM p a r a definir las proyecciones de d e m a n d a s e m a n a l p a r a c a d a e m p r e sa, q u e s e c o n s i d e r a r á n las de referencia. Si p a r a a l g ú n Distribuidor o G r a n Usuario la d e m a n estacional informadas por las e m p r e s a s , se c o r r e r á el modelo ÓSCAR con el horizonte d e 3 a ñ o s partiendo del estado actual del Sistema, p a r a revalorizar las reservas en los g r a n d e s e m b a l s e s del d a informada s u p e r a la d e referencia en m á s de u n 5 %, el OED r e e m p l a z a r á la previsión declar a d a por el pronóstico del modelo e informará a la e m p r e s a correspondiente. Con las d e m a n Sistema.
d a s así convalidadas, se realizará el d e s p a c h o s e m a n a l y se e s t a b l e c e r á si existe riesgo de Luego se correrá el modelo MARGO p a r a s i m u l a r la operación de la s e m a n a siguiente partiendo déficit del estado inicial previsto y las previsiones p a r a e s a s e m a n a . Se Incluirán las ofertas de v e n t a d e El d e s p a c h o se realizará e n el centro d e carga del Sistema teniendo e n c u e n t a las p é r d i d a s países interconectados, como generación adicional al precio solicitado.
marginales del T r a n s p o r t e . P a r a ello, al comienzo d e c a d a s e m a n a el OED definirá:
De existir solicitudes de c o m p r a d e países interconectados, se realizará u n a n u e v a corrida del a la configuración típica prevista en la red de T r a n s p o r t e de s e r necesario p o d r á ser m á s d e MARGO incorporando la energía solicitada como u n pedido d e compra, o sea u n a d e m a n d a adicional cuyo cubrimiento sólo s e h a r á d e existir excedentes de generación p a r a cubrirla no genera u n a ;
déficit.
b por lo m e n o s 6 e s t a d o s d e c a r g a representativos, de d í a s h á b i l e s y r e s t a n t e s e n s u s franjas Se d e t e r m i n a r á así las posibilidades de c u b r i r la energía requerida, el sobrecosto respecto a de tarificación.
la programación sin exportación, y el precio a s e r empleado e n la operación d e venta, s e g ú n las E n b a s e a ello, el OED d e t e r m i n a r á los F a c t o r e s de Nodo S e m a n a l e s ver Anexo 3. Con estos características del respectivo Convenio de Interconexión.
factores de nodo se fijará el costo de c a d a g e n e r a d o r transferido a centro de c a r g a y el precio de nodo C o n el modelo MARGO se o b t e n d r á la energía a u b i c a r en la s e m a n a a p r o g r a m a r y la siguiente vinculado al Mercado con q u e se c a l c u l a r á s u r e m u n e r a c i ó n .
en aquellas centrales hidráulicas q u e por s u capacidad de e m b a l s e y potencia instalada p u e d e n E n vista de ello, las hipótesis y e s t a d o s definidos como característicos e n el cálculo de los afectar significativamente dentro de la s e m a n a los precios del sistema.
factores no debe a p a r t a r s e significativamente de la realidad q u e resulte. C u a n d o s u r j a n modificaLa definición de las centrales hidráulicas a optimizar en la s e m a n a s e realizará al a c o r d a r el ciones, el OED d e b e r á recalcular los factores nodales p a r a las n u e v a s s i t u a c i o n e s previstas. E n consecuencia, al finalizar la s e m a n a la m i s m a h a b r á q u e d a d o dividida e n u n o o m á s períodos de modelado hidráulico en la previsión estacional. P a r a el resto se t o m a r á n como dato los p a q u e t e s iguales características, con d u r a c i ó n u n o o m á s días, con s u s c o r r e s p o n d i e n t e s factores nodales de energía q u e oferten las e m p r e s a s correspondientes e n b a s e a s u s pronósticos.
por período tarifario.
P a r a ello, el OED enviará c a d a s e m a n a a l a s centrales de interés regional, y capacidad de P a r a los Generadores v i n c u l a d o s d i r e c t a m e n t e a la Red de T r a n s p o r t e , se utilizará el factor de e m b a l s e menor, l a s previsiones de precios PM y PL y de riesgo de falla p a r a las s e m a n a s nodo. P a r a aquellos que se v i n c u l a n al MEM a través de instalaciones de u n Distribuidor, los correspondientes a los siguientes doce m e s e s .
factores de nodo FN a utilizar s e r á n los d e su b a r r a de ingreso al SAD1. Si el G e n e r a d o r se vincula Las e m p r e s a s p o d r á n utilizar estos d a t o s p a r a d e t e r m i n a r el manejo óptimo de s u s e m b a l s e s a través de varios p u n t o s de conexión, los factores nodales se c a l c u l a r á n como el promedio de los dentro d e l a s restricciones q u e fijan a s u operación los c o m p r o m i s o s a g u a abajo riesgo, c o n s u m o correspondientes FN p o n d e r a d o s por la e n e r g í a q u e entrega c a d a u n o .
de agua, navegación, etc..
E n función de la configuración prevista e n la red y composición de la oferta, el OED d e t e r m i n a r á las restricciones de T r a n s p o r t e y generación forzada vigentes, q u e s e r á n i n c l u i d a s e n el Despacho T o m a n d o como dato los p a q u e t e s de energía hidráulica en c a d a e m b a l s e p a r a las siguientes Semanal.
dos s e m a n a s , s e optimizará s u ubicación a lo largo de las dos s e m a n a s , e n paquetes diarios divididos e n períodos d e u n a o m á s h o r a s no p o d r á n s u p e r a r el correspondiente período tarifario, Como resultado del d e s p a c h o se o b t e n d r á p a r a c a d a día típico y período tarifario la previm e d i a n t e u n m o d e l o de d e s p a c h o hidrotérmico s e m a n a l MDHS.
sión de:
La función objetivo a minimizar será el costo total variable del Sistema, evaluado e n el Mercado, precio del Mercado PM:
y resultado d e la s u m a del costo d e combustible a través del costo marginal de las máquinas m á s el t r a n s p o r t e a través del factor FN y la valorización d e la energía no s u m i n i s t r a d a .
á r e a s q u e r e s u l t a n d e s v i n c u l a d a s del Mercado por a c t u a r restricciones de T r a n s m i s i ó n u operación y el correspondiente precio local PL.
El modelo t e n d r á en c u e n t a :
No se considerarán p a r a el cálculo d e precios las m á q u i n a s excluidas, q u e figuran en el Anexo 5.

u n horizonte de 7 a 14 días;
requerimientos de importación y exportación de países interconectados;

Del modelo r e s u l t a r á a d e m á s la previsión por tipo de día y periodo tarifario de:

requerimientos de c o m p r a / v e n t a de autogeneradores;

p a q u e t e s de energía por c e n t r a l hidráulica;

posibilidad de definir a g r u p a m i e n t o de m á q u i n a s d e a c u e r d o al nivel de detalle
requerido;

disponibilidad de distintos tipos de combustibles por central térmica o grupo de m á q u i n a s , p a r a definir la distribución ó p t i m a de combustibles;

p a q u e t e s de generación térmica y c o n s u m o de combustibles;
p a q u e t e s d e importación y / o exportación con países interconectados.

requerimiento d e b a n d a de reserva p a r a regulación;
u n a representación de la red que p e r m i t a r e p r e s e n t a r restricciones operación q u e afecten los r e s u l t a d o s del d e s p a c h o a nivel semanal;

energía no s u m i n i s t r a d a ;

de Transmisión y
3 . 3 . OPERACIÓN EN TIEMPO REAL

El modelo a utilizar así como cualquier modificación futura en el m i s m o o la metodología utilizada d e b e r á c o n t a r con la aprobación de la S. E. E.

D u r a n t e la ejecución de la operación e n tiempo real, t a n t o el OED c o m o los Generadores d e b e r á n r e s p e t a r la programación prevista. De surgir a l g u n a modificación en las condiciones previstas p a r a u n Generador, la m i s m a s e r á t e n i d a en c u e n t a p a r a el d e s p a c h o y afectará la definición de precios a partir del m o m e n t o q u e la e m p r e s a lo notifique al OED. E n tanto el OED n o realice u n redespacho, se c o n s i d e r a r á q u e la realidad no se a p a r t a significativamente de l a s hipótesis previstas y, por lo t a n t o , se m a n t i e n e n los r e s u l t a d o s del p r e d e s p a c h o , incluyendo la definición p a r a c a d a h o r a d e la m á q u i n a q u e fija el PM, la previsión de á r e a s desvinculadas con precios locales y la reserva fría a c o r d a d a .

El OED d i s p o n d r á de u n plazo de 12 m e s e s a p a r t i r del 1 / 5 / 9 2 p a r a a d a p t a r las h e r r a m i e n t a s e n u s o o incorporar n u e v a s tal q u e el p r o g r a m a de d e s p a c h o s e m a n a l se a d e c u é a los requerimientos a n t e s e x p u e s t o s . El modelo y metodologías p r o p u e s t a s s e r á p r e s e n t a d o a las e m p r e s a s del MEM, quienes p o d r á n sugerir modificaciones. U n a vez finalizado el desarrollo del programa el OED lo p r e s e n t a r á a la S. E. E. p a r a s u aprobación. A partir d e entonces, el modelo j u n t o con s u descripción, m a n u a l de u s o y b a s e de d a t o s requerida e s t a r á a disposición d e todos los integrantes del MEM.

La definición de las m á q u i n a s en r e s e r v a fría se fija con el p r e d e s p a c h o , r e s u l t a n d o así u n a r e m u n e r a c i ó n p a r a la reserva fría p r o g r a m a d a p a r a c a d a h o r a . El precio d e la reserva fría no s e modificará en la operación real salvo q u e s e realice u n r e d e s p a c h o q u e redefina las m á q u i n a s en reserva, pero sí se modificará s u composición e n t r e potencia g e n e r a d a y en reserva. Si u n a m á q u i n a prevista en servicio en el p r e d e s p a c h o e s t a n d o disponible se s a c a de servicio, s e c o n s i d e r a r á q u e p a s a a integrar la reserva i n c r e m e n t á n d o l a . Si por el contrario, se debe e n t r a r e n servicio u n a

representación d e distintos tipos de centrales hidráulicas y de s u s limitaciones al d e s p a c h o diario requerimientos a g u a s abajo, posibilidades d e e m p u n t a m i e n t o , etc.; .
representación de c e n t r a l e s d e bombeo p a r a definir s u s requerimientos de b o m b e o y d e s p a c h o de generación en la s e m a n a .