Normas Jurídicas
de Nicaragua
Materia: Energética
Rango: Resoluciones
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APROBACIÓN DE LA NORMATIVA DE
OPERACIÓN
RESOLUCIÓN MINISTERIAL No. 001-03-2013,
Publicado en La Gaceta No. 56 del 1 de Abril del 2013
EL MINISTRO DE ENERGÍA Y MINAS,
CONSIDERANDO
I.
Que dentro del marco del Sistema de Integración Centroamericana,
SICA, los Estados de la región manifestaron su deseo de iniciar un
proceso gradual de integración eléctrica, mediante el desarrollo de
un mercado eléctrico regional competitivo, a través de líneas de
transmisión que interconecten sus redes nacionales y la promoción
de proyectos de generación regionales.
II.
Que en ese sentido, los Presidentes de Costa Rica, El Salvador,
Guatemala, Honduras, Nicaragua y Panamá, suscribieron el 30 de
diciembre de 1996, el Tratado Marco del Mercado Eléctrico de
América Central, que tiene por objeto la formación y crecimiento
gradual de un Mercado Eléctrico Regional (MER) competitivo,
basado en el trato recíproco y no discriminatorio, que contribuya
al desarrollo sostenible de la región dentro de un marco de respeto
y protección al medio ambiente. Dicho Tratado ha sufrido dos
modificaciones, a través del Protocolo al Tratado Marco del Mercado
Eléctrico de América Central suscrito el 11 de julio de 1997 y del
Segundo Protocolo al Tratado Marco del Mercado Eléctrico de América
Central del 10 de abril de 2007.
III.
Que tanto el Tratado Marco como sus dos Protocolos modificatorios,
como tratados internacionales fueron firmados por el Poder
Ejecutivo y aprobados por la Honorable Asamblea Nacional de la
República de Nicaragua, tal y como se desprende de: i) Decreto A.N.
No. 1778, De aprobación del Tratado Marco del Mercado Eléctrico de
América Central , publicado en La Gaceta, Diario Oficial No. 216
del 12 de noviembre de 1997; ii) Decreto A.N. No. 1804, De
aprobación del Protocolo al Tratado Marco del Mercado Eléctrico de
América Central , publicado en La Gaceta, Diario Oficial No. 15 del
23 de enero de 1998; y, Decreto A.N. No. 5400, Decreto de
Aprobación del Segundo Protocolo al Tratado Marco del Mercado
Eléctrico de América Central , publicado en La Gaceta, Diario
Oficial No. 123 del 30 de junio de 2008. Por lo cual el Tratado
Marco y sus dos Protocolos modificatorios forman parte del
ordenamiento jurídico nicaragüense.
IV.
Que en el Mercado Eléctrico Regional (MER), creado por el Tratado
Marco coexisten los mercados nacionales centroamericanos (seis en
total) y las transacciones internacionales, basándose el MER en el
concepto de un séptimo mercado que funcione armónicamente con los
mercados o los sistemas nacionales existentes. Por esta razón se
hizo necesario desarrollar mecanismos de articulación entre el
Mercado Regional y los mercados nacionales, o interfaces, que
permitan, en todos los ámbitos de la operación física y comercial
de los sistemas, el adecuado funcionamiento del mercado regional.
V.
Que en comunicación PCD-INE-003-01-2013 del 16 de enero de 2013, el
Presidente del Consejo de Dirección del Instituto Nicaragüense de
Energía (en adelante INE), Ingeniero José David Castillo S.,
adjuntó la Certificación de Acta No. 01-2013 de Reunión Ordinaria
No. 01 del Consejo de Dirección de dicho ente, con fecha 9 de enero
de 2013, por medio de la cual se aprobó por unanimidad la propuesta
de reforma a la Normativa de Operación para ser enviada al
Ministerio de Energía y Minas, para su respectiva aprobación y
puesta en vigencia.
VI.
Que la nueva versión de la Normativa de Operación propuesta por el
INE al MEM, está basada en la necesidad de armonizar la normativa
nacional con la reglamentación regional, incorporando los
interfaces necesarios para operar en forma coordinada con el
Reglamento del Mercado Eléctrico Regional (RMER) a entrar en
vigencia el 1 de abril de 2013. En su propuesta el INE expresó que
previo a la aprobación por parte de su Consejo de Dirección, se dio
un proceso de consulta desde el mes de julio de 2011, remitiéndose
la propuesta de modificación a la Normativa de Operación a todos
los actores del Mercado Eléctrico Nacional, recibiéndose únicamente
respuesta por parte del Centro Nacional de Despacho de Carga
(CNDC).
VII.
Que la nueva versión de la Normativa de Operación que regirá a
partir del 1 de abril de 2013, es una propuesta de modificación
total que además de armonizar la normativa nacional con la
reglamentación regional, incluye también una actualización conforme
a la evolución del subsector eléctrico de Nicaragua en los últimos
doce años, ocasionados primordialmente por cambios legislativos,
siendo el más importante entre ellos, la aprobación y puesta en
vigencia de la Ley No. 612, Ley de Reforma y Adición a la Ley No.
290, Ley de Organización, Competencia y Procedimientos del Poder
Ejecutivo , publicada en La Gaceta, Diario Oficial No. 20 del 29 de
enero de 2007, por medio de la cual se creó al Ministerio de
Energía y Minas, como un Ministerio de Estado con las funciones y
atribuciones de ente rector y normador del sector energético y
minero del país.
VIII.
Que el Ministerio de Energía y Minas, tomando en cuenta que la
armonización de la Normativa de Operación con la reglamentación
regional debe estar aprobada y entrar en vigencia el 1 de abril de
2013; decidió remitir al Centro Nacional de Despacho de Carga
(CNDC) la propuesta remitida por el INE, a fin de obtener sus
consideraciones. Lo anterior, se realizó en base a: i) que de
conformidad a la Ley No. 272, Ley de la Industria Eléctrica (en
adelante LIE), la operación integrada del Sistema Interconectado
Nacional (SIN), estará a cargo del CNDC, unidad organizativa de la
Empresa Nacional de Transmisión Eléctrica, ENATREL; ii) que en base
al Reglamento del Mercado Eléctrico Regional (RMER) el CNDC, en su
condición de Operador del Sistema/Operador del Mercado (OM/OS) de
Nicaragua, es parte de la estructura institucional del MER, con la
atribución de coordinar la operación del sistema eléctrico y la
gestión comercial entre los agentes del mercado eléctrico nacional
con el Ente Operador Regional (EOR); y, iii) que la LIE establece
que la Normativa de Operación será elaborada por el CNDC y aprobada
por el Ministerio de Energía y Minas.
IX.
Que a través de comunicación PE/SMC/0217/03/13 de fecha del 13 de
marzo de 2013, el Presidente Ejecutivo de ENATREL remitió las
valoraciones, comentarios y sugerencias del CNDC a la Normativa de
Operación propuesta por el INE. Posteriormente el MEM a través de
la Dirección de Mercado Eléctrico y la Dirección General de
Políticas y Planificación Energética realizó una serie de sesiones
de trabajo con funcionarios de la Dirección General de Electricidad
del INE, con el objetivo de consensuar algunos aspectos de la
propuesta de Normativa de Operación.
X.
Que la Normativa de Operación, de conformidad a la LIE, son las
normas que establecen los procedimientos y disposiciones para
realizar el planeamiento, la coordinación y operación del mercado
eléctrico de Nicaragua, a esto debe integrarse actualmente el
mercado eléctrico regional, por la vinculación del Tratado Marco y
sus dos Protocolos modificatorios en el ordenamiento jurídico
nicaragüense. La Normativa de Operación se compone de tres tomos,
el Tomo Normas Generales (TNG), el Tomo Normas de Operación Técnica
(TOT) y Tomo Normas de Operación Comercial (TOC) y los Anexos
Técnicos y Comerciales correspondientes.
XI.
Que de conformidad al artículo 29 bis., de la Ley No. 290, Ley de
Organización, Competencia y Procedimientos del Poder Ejecutivo , y
sus reformas, el Ministerio de Energía y Minas (en adelante MEM),
órgano rector y normador del sector energético y minero del país,
tiene entre sus funciones y atribuciones la de aprobar y poner en vigencia las normas
técnicas de la regulación de las actividades de generación,
transmisión y distribución del sector eléctrico a propuesta del
Ente Regulador, el INE.
POR TANTO
En uso de las facultades conferidas por la Ley No. 290, Ley de
Organización, Competencia y Procedimientos del Poder Ejecutivo y
sus reformas, el Ministro de Energía y Minas,
RESUELVE
PRIMERO (APROBACIÓN). Se aprueba la NORMATIVA DE OPERACIÓN,
conformada por los siguientes tomos:
- TOMO DE NORMAS GENERALES (TNG);
- TOMO DE NORMAS DE OPERACIÓN TÉCNICA (TOT); Y,
- TOMO DE NORMAS DE OPERACIÓN COMERCIAL (TOC).
Y por sus respectivos ANEXOS TÉCNICOS y ANEXOS COMERCIALES.
ANEXOS TÉCNICOS:
- ANEXO TÉCNICO: INFORMACIÓN TÉCNICA DEL SISTEMA.
- ANEXO TÉCNICO: SISTEMA DE MEDICIONES EN TIEMPO REAL PARA LA
OPERACIÓN.
- ANEXO TÉCNICO: MANTENIMIENTOS.
- ANEXO TÉCNICO: DESEMPEÑO MÍNIMO DEL SISTEMA.
- ANEXO TÉCNICO: CONTROL DE TENSIÓN Y REACTIVO.
- ANEXO TÉCNICO: REGULACIÓN DE FRECUENCIA.
- ANEXO TÉCNICO: RESERVA.
- ANEXO TÉCNICO: OPERACIÓN ANTE CONTINGENCIAS Y EMERGENCIAS.
- ANEXO TÉCNICO: OPTIMIZACIÓN Y PROGRAMACIÓN.
- ANEXO TÉCNICO: DISPONIBILIDAD. ANEXOS COMERCIALES:
- ANEXO COMERCIAL: INFORMACIÓN COMERCIAL DEL MERCADO.
- ANEXO COMERCIAL: RACIONAMIENTO.
- ANEXO COMERCIAL: COSTOS VARIABLES Y COSTOS DE ARRANQUE
TÉRMICOS.
- ANEXO COMERCIAL: SISTEMA DE MEDICIONES COMERCIALES.
- ANEXO COMERCIAL: GENERACIÓN OBLIGADA.
- ANEXO COMERCIAL: DESPACHO Y PRECIO DE LA ENERGÍA EN EL MERCADO DE
OCASIÓN.
- ANEXO COMERCIAL: COORDINACIÓN DE CONTRATOS.
- ANEXO COMERCIAL: ADMINISTRACIÓN DE LAS IMPORTACIONES Y
EXPORTACIONES.
SEGUNDO (DEROGACIÓN). Se deroga la Normativa de
Operación aprobada por el Instituto Nicaragüense de Energía
(INE), conformada por tres tomos: Tomo de Normas Generales (TNG),
Tomo de Normas de Operación Técnica (TOT) y Tomo de Normas de
Operación Comercial (TOC), aprobada según Resolución No. 014- INE-
1999 y en vigencia desde el 3 de enero del año 2000 según Acuerdo
No. 013/99 del 16 de diciembre del año 1999. Deróguese la versión
nueva de los Tomos de Normas Generales (TNG), Normas de Operación
Técnica (TOT) y Normas de Operación Comercial (TOC), aprobadas en
Resolución No. 26-2000 del 09 de noviembre del 2000 y las
modificaciones y adiciones realizadas en Resolución No. 07-2003. De
igual forma se derogan los Anexos Técnicos y Comerciales de dicha
Normativa de Operación.
TERCERO (VIGENCIA).La presente Normativa de Operación,
entrará en vigencia el 1 de abril de 2013, sin perjuicio de su
posterior publicación de forma completa en La Gaceta, Diario
Oficial.
Dado en la ciudad de Managua, a los diecinueve días del mes de
marzo del año dos mil trece. (F) EMILIO RAPPACCIOLI B.
Ministro.
NORMATIVA DE OPERACIÓN
Tomo Normas Generales (TNG)
TITULO 1: CONCEPTOS GENERALES
CAPITULO 1.1: Objeto
TNG 1.1.1. La presente normativa establece las reglas de carácter
operativo del Sistema Interconectado Nacional (SIN) y el Sistema
Nacional de Transmisión (SNT), las reglas de carácter comercial del
Mercado Eléctrico Mayorista de Nicaragua (MEMN) y las interfaces
necesarias para armonizar la presente normativa nacional con la
reglamentación regional, necesarias para operar en forma coordinada
con el Reglamento del Mercado Eléctrico Regional (RMER) y otras
disposiciones regionales de carácter complementario; todo de
acuerdo a los criterios y disposiciones establecidas en la Ley No.
272, Ley de la Industria Eléctrica y sus reformas, que en adelante
se denominará la Ley, el Decreto No. 42-98, Reglamento de la Ley de
la Industria Eléctrica y sus reformas, que en adelante se
denominará el Reglamento de la Ley y los Tratados Internacionales
ratificados y aprobados por la República de Nicaragua.
TNG 1.1.2. El Centro Nacional de Despacho de Cargas (CNDC)
elaborará los procedimientos de detalle que requiera la
implementación de la presente normativa, denominado Anexos Técnicos
y Anexos Comerciales. Dichos procedimientos deberán cumplir los
criterios y metodologías generales que se establece en esta
Normativa y deberán ser presentados al Consejo de Dirección del INE
quienes posteriormente los trasladaran al MEM para su aprobación y
puesta en vigor.
TNG 1.1.3. Para la programación y la operación del Sistema
Interconectado Nacional (SIN) y el Sistema Nacional de Transmisión
(SNT), y la administración comercial del Mercado Eléctrico
Mayorista de Nicaragua y del Regional, el CNDC deberá cumplir,
junto con las disposiciones de la Ley y su Reglamento, con las
reglas y procedimientos que se establecen en la presente Normativa
y las instructivas dictadas por instancias regionales (CRIE o EOR).
Dichas reglas y procedimientos son también de cumplimiento
obligatorio para todos los agentes económicos y Grandes
Consumidores que participen como agentes del Mercado de Nicaragua y
del Regional.
CAPITULO 1.2: Organización de la Normativa
TNG 1.2.1. La Normativa de Operación está conformada por los
siguientes tres tomos:
a) Tomo Normas Generales (TNG).
b) Tomo Normas de Operación Técnica (TOT) y sus Anexos
Técnicos.
c) Tomo Normas de Operación Comercial (TOC) y sus Anexos
Comerciales.
TNG 1.2.2. El Tomo de Normas Generales, establece el alcance y
organización de la Normativa de Operación, la descripción de la
organización del mercado de Nicaragua, y las obligaciones y
derechos de carácter general para los agentes del Mercado Eléctrico
Mayorista de Nicaragua y del Mercado Eléctrico Regional con el
CNDC.
TNG 1.2.3. El Tomo Normas de Operación Técnica, establece los
criterios y procedimientos generales para la programación, el
despacho y la operación integrada del SIN. Las metodologías y
procedimientos de detalle se establecerán en los Anexos
Técnicos.
TNG 1.2.4. El Tomo Normas de Operación Comercial, establece los
criterios y procedimientos generales para las ofertas, la
administración de las transacciones económicas del Mercado
Eléctrico Mayorista de Nicaragua y del Mercado Eléctrico Regional,
así como la liquidación de los agentes. Las metodologías y
procedimientos de detalle se establecerán en los Anexos
Comerciales.
TITULO 2:
GLOSARIO
CAPITULO 2.1: Definiciones
TNG 2.1.1. Las siguientes definiciones se utilizarán de manera
complementaria a los establecidos en la Ley y su Reglamento.
Agente Consumidor: Agente del Mercado que compra a nivel
mayorista energía eléctrica para suministrar a un consumo. Incluye
a los Distribuidores, los Grandes Consumidores y las
exportaciones.
Agente del Mercado: Agente económico o Gran Consumidor que
opera comercialmente en el Mercado de Nicaragua o en el Mercado
Regional, y que entrega o retira energía eléctrica del Sistema
Nacional de Transmisión, o de la red de distribución.
Agente Externo: Empresa autorizada a participar en el
Mercado Mayorista o a desarrollar actividades eléctricas en otro
país, que acuerda la venta de energía a un Agente del Mercado de
Nicaragua a través de un contrato de importación, o la compra de
energía de un Agente del Mercado a través de un contrato de
exportación.
Agente Productor: Agente del Mercado que vende generación a
nivel mayorista ya sea producción propia o de terceros que
comercializa. Incluye a los Generadores, los Cogeneradores y los
Autoproductores. Las importaciones se considerarán como un Agente
Productor.
Arranque en Negro (o Black Start): Capacidad que tiene una
unidad generadora para arrancar sin alimentación exterior del
sistema en un tiempo inferior a un máximo establecido, generando de
forma estable.
Banco de Gestión de Cobranza: Banco designado para cumplir
las funciones de gestión de cobranza que se establece en el Tomo
Comercial de la presente Normativa.
Capacidad Máxima Exportable: Determina de manera horaria los
excedentes de energía que presenta un sistema (área de control) una
vez que se ha cubierto la demanda Nacional cumpliendo con los
Criterios de Calidad, Seguridad y Desempeño Mínimo (CCSDM).
Capacidad de Transmisión: Cargabilidad de una línea de
Transmisión. Puede estar determinada por la capacidad térmica de
los conductores o del equipo terminal, por la caída del voltaje que
ocurre entre los extremos de envío y recepción, o por la separación
angular máxima entre las fuentes de voltaje de los equivalentes en
ambos extremos (margen de Estabilidad de Estado Estable).
Consejo de Operación: Conjunto de representantes de los
Agentes del Mercado para cada actividad de la Industria Eléctrica,
cuya creación y funciones se establecen en la Ley y su
Reglamento.
Contrato de exportación: Contrato en que un Agente del
Mercado vende para abastecer demanda de otro país, a través los
nodos de la RTR habilitados.
Contrato de importación: Contrato en que un Agente del
Mercado compra generación de otro país, a través de los nodos de la
RTR habilitados.
Contrato Interno: Contrato que compromete generación ubicada
en Nicaragua para el consumo de una demanda ubicada en Nicaragua o
para su comercialización por un Generador ubicado en
Nicaragua.
Contrato PPA: Contrato en que la parte vendedora se
compromete a vender a la parte compradora energía que se genere en
las unidades generadoras que se identifican en el contrato y que
son propiedad de la parte vendedora. Los contratos PPA
preexistentes al inicio del Mercado serán administrados por el CNDC
como Contratos de Generación, salvo que las partes acuerden
convertirlo en un Contrato de Suministro.
Contrato de Suministro: Contrato mediante el cual un Agente
Consumidor acuerda con un Agente Productor las condiciones futuras
de compra y venta de energía y/o potencia.
Contrato de Generación: Contrato mediante el cual un Agente
Productor (la parte compradora) acuerda con otro Agente Productor
(la parte vendedora) la compra de potencia disponible y/o energía
generada asociada, para su comercialización, o contrato PPA
preexistentes en que ambas partes son agentes del Mercado.
Costo de Racionamiento: Costo que se asigna al racionamiento
forzado, programado o imprevisto.
Criterios de Calidad, Seguridad y Desempeño Mínimo (CCSDM):
Conjunto de parámetros técnicos a mantener en la operación del SIN
para garantizar un nivel de desempeño mínimo en el Sistema
Eléctrico Interconectado Nacional asociado a la continuidad y
confiabilidad, en condición normal y en condición de emergencia.
Dichos parámetros surgen de estudios técnicos y económicos que los
avalan y de acuerdos regionales sobre la calidad a compartir entre
países interconectados.
Criterio de seguridad en el abastecimiento: Criterio que
debe emplear el CNDC para la autorización de mantenimientos, para
que la indisponibilidad prevista con los mantenimientos programados
garantice el abastecimiento de la demanda con calidad con una
determinada probabilidad.
Demanda Flexible: Demanda de un Agente Consumidor que se
oferta como voluntariamente dispuesta a reducir la energía que
retira de la red en función del precio de la energía en el Mercado
de Ocasión.
Demanda Máxima de Generación: Dentro de un período dado, es
el requerimiento promedio de capacidad de generación para cubrir la
demanda del SIN en el correspondiente período con el nivel de
reserva rodante establecido por los CCSDM, para la condición de
operación vigente en el período.
Despacho Económico: Administración de los recursos de
generación ofertados y de la capacidad de transmisión e
interconexiones internacionales disponible para realizar el
cubrimiento de los requerimientos de demanda de energía eléctrica
local y en interconexiones internacionales, minimizando el costo de
abastecimiento asociado dentro de las prioridades que definen los
CCSDM.
Desvío de Control: Es la diferencia entre la medición
Oficial calculada en el nodo Frontera de una pareja de países y el
intercambio programado en el mismo nodo.
Energía de emergencia: Energía no programada que retira el
sistema de un país en una interconexión internacional ante una
contingencia imprevista.
Energía no despachable: Energía proveniente de un generador
no despachable.
Estatismo: Porcentaje de cambio en la frecuencia (Df=60 Hz
corresponde a 100%) requerido para que el gobernador responda con
un cambio de potencia igual a uno (1) por unidad (P.U.).
Falla: Modificación accidental o inesperada de un elemento
eléctrico del sistema (por ejemplo generador, línea de transmisión
o interruptor), que trae como consecuencia un comportamiento no
deseado respecto a los CCDSM
Generación Eólica: Producción de electricidad por medio de
la utilización de la energía del viento.
Generación Hidroeléctrica a filo de agua: Producción de
electricidad por medio de utilización de la Energía hidráulica sin
embalse que permita el almacenamiento o regulación estacional de
caudales.
Generación Obligada: Para una hora, energía obligada a
generar para cubrir una demanda debido a restricciones técnico
operativas que se
definen en esta Normativa, a pesar de existir generación disponible
ofertada más económica.
Grupo Generador a Despachar: Conjunto de una o más unidades
generadoras ubicadas en una misma planta de un Generador que son
consideradas como un único grupo productor a los efectos del
despacho y las transacciones en el Mercado de Ocasión, de acuerdo a
lo establecido en la presente Normativa.
Generador Despachable: Es la unidad generadora que tiene la
capacidad de mantener, incrementar o disminuir la potencia de
inyección al sistema eléctrico y estar fuera de servicio o en
servicio según sea requerido por el operador del sistema
Generador no despachable: Generador que no cuenta con la
característica de despachable, por ejemplo: plantas hidráulicas a
filo de agua, generación eólica, etc.
Exportación de ocasión: Operación de exportación de
oportunidad que se realiza en el Mercado de Ocasión.
Importación de ocasión: Operación de importación de
oportunidad que se realiza en el Mercado de Ocasión.
Máxima potencia contratable: Máxima potencia que un agente
Productor puede vender en el Mercado de Contratos.
Mantenimiento de Emergencia: Todo trabajo en que a causa de
una situación inesperada el equipo de un Agente no pueda continuar
en servicio sin que sufra un daño mayor, o que involucre peligro a
personas o a bienes, tanto propios como a terceros.
Mantenimiento Mayor: Todo trabajo programado de
mantenimiento correctivo o preventivo en el cual un equipo de un
Agente esté indisponible por un período mayor que 15 días.
Mantenimiento Menor: Todo trabajo programado de
mantenimiento correctivo o preventivo en el cual un equipo de un
Agente esté indisponible por un período menor que 15 días.
Mercado Eléctrico Regional: Es la actividad permanente de
transacciones comerciales de electricidad, con intercambios de
corto plazo, derivados de un despacho de energía con criterio
económico regional y mediante contratos de mediano y largo plazo
entre los agentes.
Mercado Mayorista: Conjunto de operaciones que se realizan
en el Mercado de Ocasión y Mercado de Contratos del mercado
eléctrico de Nicaragua.
Obligación de Garantía de Suministro: Compromiso de cada
agente Consumidor a contar con potencia para respaldar su
suministro de acuerdo a los criterios que establece el Reglamento y
los procedimientos que define esta Normativa.
Ofertas de Inyección de Energía: Es la intención de llevar a
cabo una transacción que involucre inyección de energía de otro
Mercado a la red Nacional. Esta inyección de energía se considera
como un generador virtual ubicado en el punto de inyección.
Ofertas de Retiro de Energía: Es la intención de llevar a
cabo una transacción que involucre retiro de energía de otro
Mercado desde la red Nacional. Este retiro de energía se considera
como una demanda virtual ubicada en el punto de retiro.
Operador del Sistema y administrador del Mercado: Es el
organismo de un país, responsable de coordinar los intercambios en
los nodos de la RTR habilitados y las operaciones de importación y
exportación. En el caso del Mercado Eléctrico de Nicaragua, dicho
organismo se refiere al CNDC.
Operación en Emergencia: Condición del SIN cuándo opera
fuera de los parámetros correspondientes a los CCSDM normal, y en
que el CNDC está autorizado a operar con los CCSDM para
emergencias.
Operación Normal: Condición del SIN cuando se cumplen todos
los parámetros correspondientes a los CCSDM normal.
Pago máximo de Transmisión Regional: Es el monto máximo en
$/ MWh que está dispuesto a pagar el Agente que en la parte
contractual asume el cargo de transmisión.
Período Anual: Período de tiempo que comprende un año
calendario, comenzando un minuto antes de la hora 00:01 (hora
oficial de la República de Nicaragua) de cada día primero del mes
de enero de un año calendario y terminando un minuto después de la
hora 23:59 (hora oficial de la República de Nicaragua) de cada
treinta y uno de diciembre subsiguiente de ese mismo año
calendario.
Período Estacional: Cada período semestral en que se divide
el año. Existen dos períodos estacionales: Verano (desde diciembre
a mayo), que se caracteriza por ser el período sin lluvias
significativas, e Invierno (desde junio a noviembre) que se
caracteriza por ser el período de mayores lluvias.
Porteo: Actividad de importación - exportación de energía
realizada por el CNDC a través del SNT para satisfacer
transacciones entre dos países.
Potencia Disponible: Potencia que una unidad generadora
puede entregar al sistema, teniendo en cuenta la potencia
instalada, restricciones de la unidad y/o central y los consumos
internos propios. En el caso de un Autoproductor o Cogenerador, es
la potencia que oferta al Mercado.
Potencia Efectiva: Máxima capacidad de generación de un
Grupo Generador a Despachar (GGD), dada por su potencia de chapa
salvo restricciones permanentes que limiten su máxima potencia
generable por debajo de dicho valor en cuyo caso está dado por la
potencia correspondiente a dicha limitación.
Potencia Máxima Operativa: Máxima potencia que un Grupo
Generador a Despachar (GGD) podría entregar al sistema en un plazo
máximo, definido como requerimiento para la reserva rodante en el
correspondiente Anexo Técnico, de requerir el CNDC máxima
generación. Se calcula teniendo en cuenta la potencia disponible, y
las restricciones operativas y de transmisión que pueden limitar
dicha entrega.
Precio Nodal: Es el costo incremental incurrido para
satisfacer un incremento marginal de la demanda de energía en dicho
nodo
Programación Anual: Programación indicativa de la operación
y precios, para cada Período Anual.
Programación Semanal: Programación de una semana, para
administrar el uso previsto del agua y mantenimientos menores, así
como previsiones de Arranque y Parada de unidades térmicas.
Racionamiento Forzado: Condición en que, dada la oferta
disponible, no es posible abastecer toda demanda restante luego del
retiro voluntario de la demanda flexible, y es necesario aplicar
reducciones forzadas para mantener al sistema dentro de los
Criterios de Calidad y Seguridad en emergencias.
Reducción voluntaria de demanda: Corresponde a la oferta de
Demanda Flexible que es aceptada por el despacho dado el precio en
el Mercado de Ocasión y que, en consecuencia, reduce su retiro de
energía de la red.
Regulación de frecuencia bajo AGC: Regulación automática que
compensa el Error de Control de Área. Se realiza desde el CNDC a
través de un Control Automático de Generación.
Regulación Primaria de Frecuencia: Regulación automática
rápida que se realiza a través de los gobernadores de las unidades
generadoras que permite modificar en forma automática la generación
de la unidad. Su objeto es mantener el equilibrio instantáneo entre
generación y consumo ante las variaciones normales en la oferta y
la demanda.
Reserva Rodante: Reserva rotando en caliente requerida para
mantener la operatividad y confiabilidad del SIN dentro de los
CCSDM, cuyo objeto es mantener en tiempo real el equilibro entre
generación y consumo y al mismo tiempo las interconexiones
internacionales en los intercambios programados.
Servicios Auxiliares: Servicios requeridos para el
funcionamiento del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional,
dentro de los CCSDM.
Sistema Eléctrico Interconectado Nacional: Es el Sistema
Nacional de Transmisión más el Sistema Interconectado Nacional, de
acuerdo a la definición que establece la Ley para estos dos
Sistemas, cuya operación coordina el CNDC. No incluye a los
sistemas aislados. En lo que hace a la presente Normativa, toda
referencia al SIN se entiende que abarca al Sistema Eléctrico
Interconectado Nacional.
Sistema Eléctrico Regional: Sistema Eléctrico de América
Central compuesto por los sistemas eléctricos de los Países
miembros del MER.
Unidad Racionamiento: Unidad generadora virtual utilizada en
la programación y el despacho, que identifica las condiciones
previstas de Racionamiento Forzado y el nivel de racionamiento
programado.
CAPITULO 2.2: Nomenclaturas
AGC = Control Automático de Generación.
AM = Agente del Mercado.
BGC = Banco de Gestión de Cobranza.
CNDC = Centro Nacional de Despacho de Carga.
CCSDM = Criterios de Calidad, Seguridad y Desempeño
Mínimo
CVT = Cargo Variable de Transmisión.
CRIE = Comisión Regional de Interconexión Eléctrica.
ENATREL = Empresa Nacional de Transmisión Eléctrica
ENEL = Empresa Nicaragüense de Electricidad.
EPR = Empresa Propietaria de la Red.
EOR = Ente Operador Regional.
GGD = Grupo Generador a Despachar.
INE = Instituto Nicaragüense de Energía.
MOR = Mercado de Ocasión Regional.
MC = Mercado de Contratos.
MEM = Ministerio de Energía y Minas.
MER = Mercado Eléctrico Regional
OS&M = Operador del Sistema y administrador del Mercado
de un país.
OS/OM = Operador del Sistema/Operador del Mercado
RMER = Reglamento del Mercado Eléctrico Regional.
RTU = Unidad Terminal Remota
SEN = Sistema Eléctrico Nacional.
SER = Sistema Eléctrico Regional.
SNT = Sistema Nacional de Transmisión.
SIN = Sistema Interconectado Nacional.
TNG = Tomo Normas Generales.
TOC = Tomo Normas de Operación Comercial.
TOT = Tomo Normas de Operación Técnica.
RTR = Red de Transmisión Regional
SIMEC = Sistema de Medición Comercial
SIMECR = Sistema de Medición Comercial Regional
SIEPAC = Sistema de Interconexión Eléctrica de los Países de
América Central
TITULO 3:
AGENTES DEL MERCADO.
CAPITULO 3.1: OBJETO
TNG 3.1.1. El objeto de las reglas para los Agentes del Mercado es
establecer los procedimientos para que un agente económico o un
Gran Consumidor se convierta en Agente del Mercado, y establecer
sus derechos y obligaciones.
TNG 3.1.2 Toda notificación del CNDC a un Agente del Mercado debe
ser enviada a su representante legal. A su vez, toda nota elevada
al CNDC por un Agente del Mercado sólo será aceptada si está
firmada por su representante legal.
CAPITULO 3.2: INGRESO
TNG 3.2.1. Un agente económico o Gran Consumidor podrá participar
en el Mercado Mayorista de Nicaragua en la medida que se convierta
en Agente del Mercado cumpliendo los requisitos y obligaciones
definidos en la presente Normativa.
TNG 3.2.2. Un agente económico o Gran Consumidor que quiera
convertirse en Agente del Mercado debe cumplir los siguientes
requisitos:
a) De tratarse de un Agente económico, contar con una licencia o
concesión que lo habilita a desarrollar su actividad eléctrica, de
acuerdo a lo establecido en la Normativa de Concesiones y Licencias
Eléctricas.
b) De tratarse de un Gran Consumidor, constancia emitida por INE de
contar con una demanda de potencia que lo habilita a operar en el
Mercado Mayorista como Gran Consumidor, y contar con un acuerdo con
un Agente Productor que se convertirá en un Contrato de Suministro
o Contrato de Generación al autorizarse su ingreso como Agente del
Mercado. Dicho contrato deberá cubrir por lo menos el porcentaje de
su demanda que está obligado a contratar.
c) De corresponder a una nueva carga o planta generadora que se
conecta al SIN, contar con la autorización de acceso a la red
nacional, cumpliendo con los procedimientos indicados en la
Normativa de Transporte.
d) De corresponder a una nueva carga o planta generadora que se
conecta al SIN en un nodo perteneciente a la RTR, contar con la
autorización de acceso a la RTR, cumpliendo con los procedimientos
indicados en el RMER.
e) De corresponder a una nueva carga o planta generadora que se
conecta al SIN aunque no sea en un nodo perteneciente a la RTR, y
que por su demanda o capacidad a instalar afecte la operación del
SER, contar con la autorización de acceso a la RTR, cumpliendo con
los procedimientos indicados en el RMER.
f) Contar con los sistemas de medición, comunicaciones y enlace de
datos que correspondan según lo definidos en los Anexos Técnicos y
Comerciales correspondientes.
g) Constituir una garantía bancaria en efectivo, cheque de
gerencia, carta de crédito de un Banco de primera línea o seguro de
caución, como resguardo financiero de sus incumplimientos de pago
por transacciones en el Mercado de Ocasión local y transacciones de
servicios que se identifican en el Tomo Normas de Operación
Comercial. Así mismo, constituir las garantías bancarias que
establecen las autoridades regionales, y que se identifican en el
Tomo Normas de Operación Comercial
h) Contar con una cuenta bancaria para la administración comercial
de las transacciones económicas del Mercado, de acuerdo a lo
indicado en el Tomo Normas de Operación Comercial.
i) Acreditar debidamente ante el CNDC a su representante
legal.
TNG 3.2.3. En tanto el Consejo de Operación no defina el Banco
encargado de la cobranza (BGC), un Agente económico o Gran
Consumidor podrá convertirse en Agente sin cumplir los requisitos
indicados en el ítem g) y h) del artículo anterior. Una vez
designado el BGC, dentro de los dos meses subsiguientes los agentes
deberán cumplir los dos requisitos indicados o perderán su
habilitación como agentes.
TNG 3.2.4. El Gran Consumidor deberá cumplir con el requisito de
Obligación de Garantía de Suministro mediante contratos o perderá
su habilitación de Agente otorgada por el CNDC.
TNG 3.2.5 Un Agente económico o Gran Consumidor que quiera operar
en el sistema y participar en el Mercado Eléctrico de Nicaragua,
debe presentar una solicitud ante el CNDC con una anticipación no
menor que noventa (90) días.
TNG 3.2.6 La solicitud, debe presentarse en forma de declaración
notarial jurada firmada por el representante legal de la empresa, e
incluir como mínimo:
a) Identificación de la entidad solicitante (agente económico o
Gran Consumidor), incluyendo domicilio legal, nombre y apellido del
representante legal que firma la solicitud.
b) De tratarse de un Agente económico, identificación de la o las
licencias y/o concesiones que lo habilitan, de acuerdo a lo
establecido en la Normativa de Concesiones y Licencias
Eléctricas.
c) De tratarse de un Gran Consumidor, identificación de su demanda
de potencia que lo habilita a operar en el Mercado Mayorista como
Gran Consumidor y la carta de intención certificada de un Agente
Productor de un Contrato de Suministro entre las partes,
condicional a su habilitación como Agente del Mercado.
d) La información que se indica en el Anexo Técnico: Información
Técnica del Sistema .
e) La información que se indica en el Anexo Comercial: Información
Comercial del Mercado .
f) Constancia del cumplimiento de los requisitos de acceso a la red
nacional de conectar nuevo equipamiento o carga al sistema, de
acuerdo a lo establecido en la Normativa de Transporte.
g) Autorización de acceso a la RTR.
h) Fecha requerida para comenzar a operar como Agente del Mercado,
y fechas previstas de entrada en servicio del equipamiento a
instalar o cargas a conectar, en los casos que corresponda.
i) Identificación de las garantías bancarias y cuenta bancaria
requerida para las transacciones económicas del mercado nacional,
regional, y cualquier otra que requiera las autoridades
competentes.
TNG 3.2.7. Para los casos indicados en que se habilita no cumplir
con los requisitos indicados en el ítem i) del artículo anterior,
el Agente deberá indicar esta condición en la solicitud y la
información correspondiente deberá ser suministrada con
posterioridad, dentro de los plazos en que entran en vigencia la
obligación de cumplir con el requisito indicado.
TNG 3.2.8. El CNDC debe verificar que el solicitante suministre
toda la información y constancias establecidas en el artículo
anterior y cumpla con los requisitos definidos en este Tomo de la
Normativa. De cumplir los requisitos indicados, el CNDC debe
autorizar el ingreso del Agente del Mercado en la fecha
requerida.
TNG 3.2.9. Dentro de un plazo no mayor de veinte días hábiles de
presentada la solicitud, el CNDC debe notificar al solicitante, al
MEM y al INE la aceptación o rechazo de la solicitud. En caso de
rechazo, la notificación debe incluir el motivo que lo
justifica.
TNG 3.2.10. Ante un rechazo, el Agente del Mercado deberá completar
los requerimientos faltantes y/o realizar las correcciones
necesarias a la información suministrada antes de presentar una
nueva solicitud de ingreso.
TNG 3.2.11. Al ingresar el Agente del Mercado, el CNDC tiene la
responsabilidad de asignar el código para su identificación. El
CNDC empleará dicho código en sus Informe y bases de datos. Cada
Agente del Mercado se compromete a emplear dicho código en el
intercambio de información que realice con el CNDC.
CAPITULO 3.3: MODIFICACIONES
TNG 3.3.1 Un Agente del Mercado debe notificar al CNDC toda
modificación a la información técnica y comercial suministrada, con
fecha anterior en no menos de 15 días hábiles a la entrada en
vigencia del cambio.
TNG 3.3.2 La notificación de cambios, debe presentarse en forma de
declaración notarial jurada firmada por el representante legal de
la empresa, e incluir como mínimo:
a) Identificación del Agente del Mercado.
b) Identificación del nuevo domicilio legal y/o nombre y apellido
del representante legal, de solicitar su modificación.
c) De ingresar nuevo equipamiento o conectar nuevas cargas,
constancia de cumplimiento de los requisitos de acceso a la red
nacional, fecha de ingreso previsto y, de corresponder,
identificación de la licencia o concesión que lo habilita.
d) De ingresar una nueva carga o planta generadora que se conecta
al SIN en un nodo perteneciente a la RTR, contar con la
autorización de acceso a la RTR, cumpliendo con los procedimientos
indicados en el RMER.
e) De ingresar una nueva carga o planta generadora que se conecta
al SIN aunque no sea en un nodo perteneciente a la RTR, y que por
su demanda o capacidad a instalar afecte la operación del SER,
contar con la autorización de acceso a la RTR, cumpliendo con los
procedimientos indicados en el RMER.
f) De retirar equipamiento o carga del sistema, identificación de
las mismas y las fechas previstas de salida.
g) De modificar datos del Anexo Técnico: Información Técnica del
Sistema , identificación de la información que se modifica y el
motivo que lo justifica.
h) De modificar datos del Anexo Comercial: Información Comercial
del Mercado , identificación de la información que se modifica y el
motivo que lo justifica.
i) Identificación de los cambios a las garantías bancarias y/o
cuenta bancaria, de solicitar su modificación.
TNG 3.3.3. El CNDC debe analizar la solicitud de cambios. El CNDC
deberá aceptar las modificaciones informadas si el Agente del
Mercado presenta la solicitud con las características indicadas y
dicha información cumple con las características definidas.
TNG 3.3.4. En un plazo no mayor que 10 días hábiles, el CNDC debe
notificar al Agente del Mercado, al MEM y al INE la aceptación o
rechazo de la solicitud. En caso de rechazo, la notificación debe
incluir el motivo que lo justifica.
TNG 3.3.5. Ante un rechazo, el Agente del Mercado deberá realizar
las correcciones que correspondan antes de reiterar la solicitud de
modificación.
CAPITULO 3.4: PÉRDIDA DE LA HABILITACIÓN DE AGENTE:
TNG 3.4.1. La pérdida de la licencia o concesión que habilita a un
Agente económico a realizar su actividad eléctrica conlleva la
pérdida automática de su habilitación como Agente del Mercado, lo
que deberá ser notificado al CNDC por el MEM.
TNG 3.4.2. El INE notificará al CNDC cuando aplique a un Gran
Consumidor la penalidad de la pérdida de su habilitación.
CAPITULO 3.5: DERECHOS Y OBLIGACIONES.
TNG 3.5.1. Cada Agente del Mercado asume las siguientes
obligaciones:
a) Cumplir con la Normativa de Operación y con el RMER.
b) Reconocer la autoridad operativa del CNDC, aceptando sus
instrucciones dentro de las normas establecidas en la Normativa de
Operación, en especial las referidas a los CCSDM y despacho
económico.
c) Suministrar al CNDC, en tiempo y forma, información
fidedigna.
d) Participar, en lo que le sea aplicable, de la conformación y
mantenimiento de los distintos sistemas dedicados a la operación
integrada confiable y segura de la red eléctrica.
e) Cumplir con los programas de reducción forzada de demanda ante
condición de racionamiento.
f) Cumplir con las obligaciones de pago que surjan de su
participación y transacciones en el Mercado local y en el
MER.
g) Aceptar y permitir auditorías técnicas en la medida que hubieran
sido informadas con anticipación no menor de cinco (5) días
hábiles, y aprobadas por el CNDC o dispuestas por el INE.
TNG 3.5.2 Cada Agente del Mercado tiene los siguientes
derechos.
a) Contar con los servicios de operación integrada y administración
del Mercado del CNDC, con trato no discriminatorio.
b) Participar, por medio de sus representantes, en el Consejo de
Operación del CNDC.
c) Participar en la programación y coordinación de los
mantenimientos en representación de los equipos de su propiedad, y
disponer bajo su responsabilidad y con causa fundada la
indisponibilidad forzada de los mismos.
d) Participar en el Mercado de Contratos y Mercado de
Ocasión.
e) Recibir los Informes que elabore el CNDC, de acuerdo a lo
establecido en esta Normativa.
f) Libre acceso a las bases de datos que organice el CNDC, de
acuerdo a lo establecido en esta Normativa.
g) Realizar reclamos fundados sobre los resultados que surjan de la
operación del sistema y administración comercial del Mercado.
CAPITULO 3.6: INCUMPLIMIENTOS.
TNG 3.6.1. El incumplimiento de un Agente del Mercado a las reglas
definidas en esta Normativa será objeto de penalización teniendo en
cuenta la gravedad del incumplimiento, de acuerdo a las normas que
para tal efecto definan el MEM y/o la CRIE en la regulación que
corresponda.
TNG 3.6.2. Al detectar el CNDC que un Agente del Mercado tiene un
incumplimiento respecto de esta Normativa, deberá hacer un llamado
de atención a dicho agente y requerir que, de acuerdo a las
obligaciones que asumió, modifique su comportamiento. El agente
podrá presentar el motivo del incumplimiento.
TNG 3.6.3. El CNDC debe informar al Consejo de Operación los
incumplimientos que se registren a la presente Normativa.
TNG 3.6.4. De acuerdo a la gravedad y/o reiteración de los
incumplimientos, el CNDC deberá notificar al INE de la condición
registrada, para que analice y decida las penalidades que
correspondan. Se considerará incumplimiento grave a todo aquel que
afecte la seguridad del sistema o afecte significativamente los
precios del Mercado o su despacho.
TNG 3.6.5. El INE y/o la CRIE aplicarán de acuerdo a la regulación
correspondiente las penalidades a aplicar, que podrán llegar a la
desconexión del equipamiento de conexión al sistema del Agente del
Mercado. El MEM decidirá en dependencia de la gravedad del
incumplimiento, si aplica la pérdida de licencia o concesión en
caso de un Agente económico; en caso de un Gran Consumidor, el CNDC
decidirá si aplica la pérdida de la habilitación como Agente del
Mercado.
CAPITULO 3.7: CONSEJO DE OPERACIÓN.
TNG 3.7.1. La función del Consejo de Operación de vigilar la
correcta operación del SIN consistirá en verificar que el CNDC, en
su condición de organismo responsable de la operación técnica y
comercial del Mercado Mayorista, y que los Agentes de dicho mercado
cumplan la presente Normativa de Operación.
TNG 3.7.2. El CNDC no aportará otros recursos para el
funcionamiento del Consejo de Operación más que el apoyo
administrativa prevista en el Reglamento de la Ley de la Industria
Eléctrica.
TNG 3.7.3. Con el objeto que el Consejo de Operación pueda cumplir
sus funciones, el Gerente del CNDC participará en las reuniones
ordinarias y extraordinarias del Consejo de Operación en calidad de
oidor e informante de la actividad del CNDC.
TNG 3.7.4. Los Agentes de Mercado podrán presentar quejas ante el
Consejo de Operación relacionadas con la forma en que el CNDC haya
ejercido las funciones técnicas y comerciales respecto de lo
establecido en la Normativa de Operación.
TNG 3.7.5. Ante la presentación de una queja, el Consejo de
Operación podrá solicitar al CNDC que informe, en un plazo no mayor
a 10 días hábiles, las razones que motivaron tales decisiones y
cómo se fundamentan en las Normativas. En un plazo no mayor a 20
días hábiles de recibida la queja, el Consejo de Operación
producirá un dictamen técnico sobre la queja, en el que incluirá lo
informado por el CNDC. Dicho dictamen se remitirá al agente que
presentara la queja, y se hará público a todos los agentes del
Mercado. De considerarlo conveniente el agente, lo remitirá al
INE.
TNG 3.7.6. El Consejo de Operación podrá solicitar al CNDC
información adicional a la establecida en esta Normativa si existe
motivo que lo justifica y si no es información comercial
confidencial de un agente. La información adicional deberá ser
solicitada por nota del Presidente del Consejo de Operación al
Gerente del CNDC, indicando el detalle de la información requerida
y el motivo que lo justifica. El CNDC enviará la información
requerida al Presidente del Consejo de Operación.
TNG 3.7.7.Con el objeto de cumplir sus funciones y el tratamiento
de algún tema en particular, el Consejo de Operación podrá acordar
la formación de Grupos de Trabajo con delegados de los agentes para
el análisis del tema e incluso elaboración de un Informe al
respecto. La participación en estos Grupos de Trabajo será
voluntaria y el CNDC tendrá el derecho, pero no la obligación, de
participar en la medida que el tema involucre la Normativa de
Operación y sus Anexos y/o criterios y metodologías para su
implementación. En particular, para la presentación de propuestas
de ajustes a esta Normativa y/o sus Anexos así como desarrollo de
nuevos Anexos, se podrá conformar un Grupo de Trabajo en que deberá
participar personal del CNDC con conocimiento de la materia
particular a proponer modificar o a desarrollar su Anexo.
TNG 3.7.8. El Consejo de Operación responderá a las consultas que
le formule el CNDC en los casos en que éste lo requiera. Sin
embargo, dado que la Ley y su Reglamento asignan al CNDC la
obligación de operar conforme la Normativa de Operación, el
resultado de una consulta o la decisión del Consejo de Operación no
será vinculante para el CNDC si es contraria a lo establecido en
esta Normativa.
TNG 3.7.9. El INE tendrá facultad para revocar cualquier
disposición establecida en el Reglamento Interno del Consejo de
Operación que contradiga lo dispuesto en las Leyes de la Nación, el
Reglamento o las Normativas.
TNG 3.7.10. El mecanismo de arbitraje previsto en el Reglamento a
la Ley, aplicará exclusivamente en casos de controversias entre
miembros de Consejo de Operación.
TITULO 4:
INTERCONEXIONES INTERNACIONALES.
CAPITULO 4.1: ORGANISMOS COORDINADORES.
TNG 4.1.1. El CNDC es el responsable de realizar la coordinación
operativa y comercial de las interconexiones internacionales en
Nicaragua.
TNG 4.1.2. Cada país interconectado identificará al Operador del
Sistema y administrador del Mercado (OS&M) responsable de la
coordinación operativa y administración comercial de cada
interconexión internacional.
TNG 4.1.3. El Ente Operador Regional (EOR) es responsable de la
coordinación de la operación del sistema de transmisión regional y
administración del mercado regional, a través de los OS&M (CNDC
en el caso de Nicaragua), de acuerdo a la reglamentación del
Mercado Eléctrico Regional (MER).
TITULO 5: BASES
DE DATOS E INFORMES.
CAPITULO 5.1: RESPONSABILIDAD DEL CNDC.
TNG 5.1.1. El CNDC es el responsable de recopilar y verificar la
información requerida para la programación y operación del sistema,
el análisis de los resultados de la operación técnica y la
administración comercial del Mercado.
TNG 5.1.2. El CNDC es el responsable de la organización y
mantenimiento de las bases de datos con la información requerida
para el cumplimiento de sus funciones operativas y comerciales y de
poner en acceso abierto la información.
TNG 5.1.3. De existir datos faltantes, el CNDC es el responsable de
completarlos, de acuerdo a los criterios que establece la presente
Normativa. El agente causante de un dato faltante no podrá reclamar
sobre los datos asumidos por el CNDC.
CAPITULO 5.2: ACCESO A LA INFORMACIÓN.
TNG 5.2.1. La información técnica y comercial identificada en cada
Anexo Técnico y Anexo Comercial de esta Normativa, así como las
bases de datos que utilice el CNDC para los procedimientos y
metodologías que resultan de la presente Normativa serán de libre
acceso a cada Agente del Mercado, el MEM y el INE.
TNG 5.2.2. La información técnica identificada en el
correspondiente Anexo Técnico y la información comercial no
confidencial identificada en el Anexo Comercial de esta Normativa
serán de conocimiento público a través de internet. El Consejo de
Operación establecerá el precio en que se suministrará a personas
que no son agentes la información impresa o en medio digital.
CAPITULO 5.3: RECOPILACIÓN DE LA INFORMACIÓN.
TNG 5.3.1. El CNDC tiene la responsabilidad de recopilar la
información que suministren los agentes, de acuerdo a lo
establecido en la presente Normativa, y detectar las condiciones de
datos faltantes.
TNG 5.3.2. El CNDC debe completar los datos faltantes para contar
con todos los datos requeridos para cumplir los procedimientos y
metodologías que define la presente Normativa. En ningún caso el
incumplimiento de un agente en el suministro de información lo
habilita a no realizar algunas de las funciones o procedimientos
definidos en la presente Normativa y el RMER.
TNG 5.3.3. El CNDC deberá informar en sus Informes las condiciones
registradas de datos faltantes, identificando el o los agentes
responsables del incumplimiento.
CAPITULO 5.4: VERIFICACIÓN DE LA INFORMACIÓN.
TNG 5.4.1. El CNDC tiene la responsabilidad de verificar el
comportamiento de los sistemas de medición para detectar posibles
fallas en los medidores.
TNG 5.4.2. El CNDC debe verificar la información que suministra
cada Agente del Mercado. De detectar que un dato suministrado por
un Agente del Mercado no se ajusta al comportamiento histórico y/ o
la realidad registrada, o es incompatible con otros datos
suministrados por el mismo Agente o el conjunto de Agentes del
Mercado o respecto de valores obtenidos por pronósticos estimativos
propios del CNDC con los modelos autorizados, debe identificarlo
como dato a verificar.
TNG 5.4.3. El CNDC informará a cada Agente del Mercado los datos a
verificar, indicando el motivo que lo justifica, y solicitará
clarificaciones y/o modificaciones. En caso de justificarlo en
previsiones propias, deberá informar dichas previsiones y sus
hipótesis de cálculo.
TNG 5.4.4. En todos los casos en que el CNDC identifique un dato a
verificar, debe buscar acordar con el correspondiente Agente del
Mercado el valor a utilizar para representar las características
del sistema y la realidad futura con la mejor calidad de
información posible. De no lograr un acuerdo con el agente, el CNDC
deberá definir el valor a utilizar con los criterios y/o
procedimientos que se establecen en esta Normativa, e informar al
agente el o los datos modificados y el motivo que lo
justifica.
TNG 5.4.5. El Agente del Mercado podrá objetar el dato modificado
y, en ese caso, de verificarse posteriormente que el cambio
realizado por el CNDC no se ajustó a las condiciones reales, el
CNDC no podrá modificar el dato suministrado por el agente durante
un período de doce meses.
CAPITULO 5.5: INFORMES TÉCNICOS Y COMERCIALES.
TNG 5.5.1. El CNDC debe elaborar los informes necesarios para poner
en conocimiento el comportamiento real y previsto del Sistema
Eléctrico Interconectado Nacional, la evolución real y prevista de
la oferta y la demanda, y los resultados de las transacciones
comerciales. En particular, debe realizar los Informes que indica
esta Normativa, e incluir en los informes que correspondan las
condiciones de emergencia y racionamiento registradas, los motivos
y sus consecuencias.
TNG 5.5.2. Los Informes técnicos y comerciales que elabore el CNDC
serán suministrados a cada Agente del Mercado. A su vez, el CNDC
debe suministrar al MEM y al INE los informes que se identifican en
la presente Normativa y el RMER.
TNG 5.5.3. En cada Informe, el CNDC deberá identificar la
información suministrada por cada Agente del Mercado, así como toda
modificación a la misma y el motivo, y la información que resulta
de evaluaciones propias.
TNG 5.5.4. El CNDC debe elaborar un Informe para la programación
semanal, para el despacho diario y para el post despacho. Cada uno
de estos incluirá una sección técnica y una sección
comercial.
TNG 5.5.5 El CNDC debe elaborar un Informe Mensual al
finalizar cada mes que debe enviar a cada Agente del Mercado, al
MEM y al INE antes del día quince (15) de cada mes. Este informe
incluirá un resumen de las condiciones y resultados registrados en
el mes, tanto en lo operativo como en lo comercial.
TNG 5.5.6. El CNDC debe elaborar Informe Anual al finalizar
cada año que incluirá un resumen de las condiciones y resultados
registrados en el año en la programación y operación del sistema y
en la administración del mercado y enviarlo a cada Agente del
Mercado, al MEM y al INE.
TNG 5.5.7. En tanto un Informe no incluya información comercial de
tipo confidencial, podrá ser entregado por el CNDC para
conocimiento público. El Consejo de Operación establecerá el precio
de cada tipo de Informe.
TITULO 6: TRANSPARENCIA.
CAPITULO 6.1: Funciones del CNDC.
TNG 6.1.1. El CNDC debe cumplir sus responsabilidades referidas a
la programación, operación y despacho, y la administración
comercial del Mercado con trato no discriminatorio a cada Agente
del Mercado y dentro de los procedimientos, derechos y obligaciones
que establece esta Normativa y el RMER.
TNG 6.1.2. Para ello, deberá realizar sus funciones como si fuera
independiente de la empresa de transmisión. Su relación con la
empresa de transmisión en cuanto a intercambio de información y
cumplimiento de obligaciones debe ser el mismo que con los
restantes agentes del Mercado.
TNG 6.1.3. La empresa de transmisión deberá suministrar al CNDC la
información que se indica en esta Normativa con los procedimientos,
plazos y formatos que se establecen en esta Normativa, RMER y
Anexos asociados.
CAPITULO 6.2: METODOLOGÍAS, MODELOS Y DATOS.
TNG 6.2.1. Las metodologías de detalle y modelos que utilice el
CNDC para los cálculos de programaciones, despacho, parámetros de
calidad y restricciones, transacciones comerciales y precios deben
ser descritos en procedimientos técnicos, de acceso abierto a cada
Agente del Mercado, al MEM y al INE.
TNG 6.2.2. El CNDC suministrará al Agente del Mercado que lo
requiera la descripción y manual de uso de los modelos vigentes
autorizados.
TNG 6.2.3. El CNDC no podrá realizar modificaciones a un modelo
autorizado sin requerir previamente su aprobación por el Consejo de
Operación. Toda solicitud de modificación debe ser elevada al
Consejo de Operación con la correspondiente descripción y
justificación.
TNG 6.2.4. Ante condiciones de conflicto, un agente podrá requerir
al INE, o el INE por iniciativa propia podrá solicitar la auditoría
de un modelo o metodología para verificar que se ajusta a lo
indicado en la presente Normativa y sus Anexos.
TNG 6.2.5. Cuando el CNDC modifique un dato suministrado por un
Agente del Mercado, debe poner en conocimiento el valor
suministrado, la modificación realizada y su justificación.
CAPITULO 6.3: DESEMPEÑO DE LA NORMATIVA DE OPERACIÓN.
TNG 6.3.1. El CNDC debe informar al Consejo de Operación:
a) Los inconvenientes detectados en la implementación y aplicación
de la Normativa de Operación y Anexos Técnicos y Comerciales;
b) Las excepciones que haya otorgado a algún Agente del Mercado
referidas a lo que establece la Normativa, identificando el agente
y el motivo de la excepción;
c) Los incumplimientos detectados para cada Agente del Mercado a la
Normativa de Operación.
d) Los inconvenientes detectados en la aplicación del RMER, o
instructivas dictadas por instancias regionales (CRIE o EOR), con
relación lo indicado en la presente Normativa y sus Anexos.
TNG 6.3.2. Trimestralmente, el CNDC debe elevar al Consejo de
Operación un Informe de la Normativa de Operación. En dicho
informe el CNDC debe incluir:,:
a) Los criterios aplicados en la implementación de detalle de la
Normativa de Operación y sus Anexos.
b) Desempeño de la Normativa, identificando los inconvenientes
detectados en su aplicación y posibles distorsiones en el
comportamiento del Mercado e incluyendo, cuando corresponda, las
conclusiones de su tratamiento en el Consejo de Operación.
c) Conflictos que se hayan presentado con uno o más Agentes del
Mercado referidos a interpretación y/o aplicación de la Normativa
de operación.
d) Identificación de cada excepción referida a lo establecido en la
Normativa de Operación, identificando el o los agentes, duración de
la excepción y el motivo;
e) Los incumplimientos graves o reiterados detectados en un Agente
del Mercado.
f) Los inconvenientes detectados en la aplicación del RMER, o
instructivas dictadas por instancias regionales (CRIE o EOR), con
relación a lo indicado en la presente Normativa y sus Anexos.
TNG 6.3.3. El Consejo de Operación debe elevar el Informe de la
Normativa de Operación al MEM y al INE en un plazo no mayor que
treinta (30) días calendarios después de su recepción, pudiendo
agregar un anexo con observaciones y comentarios propios.
CAPITULO 6.4: AJUSTES A LA NORMATIVA DE OPERACIÓN.
TNG 6.4.1. Toda modificación a la Normativa de Operación debe
justificarse en completar vacíos regulatorios o realizar mejoras
y/o adecuaciones necesarias para cumplir con los principios
definidos en la Ley y su Reglamento y/o cambios en el Mercado o el
sistema y/o adecuación a los compromisos que surgen en el marco
regional.
TNG 6.4.2 Una propuesta de modificación de la Normativa podrá ser
iniciada por:
a) Un Agente del Mercado o conjunto de Agentes del Mercado, en base
a su experiencia en el cumplimiento de la Normativa;
b) El CNDC en base a su experiencia en la aplicación de la
Normativa y del RMER o instructivas dictadas por instancias
regionales (CRIE o EOR);
c) El MEM o el INE, en cumplimiento del marco legal
regulatorio.
TNG 6.4.3. Excepto las propuestas iniciadas por el MEM o el INE,
toda propuesta de modificación debe ser elevada al Consejo de
Operación. El Consejo de Operación debe analizar cada propuesta y,
de ser aceptada, elevarla al INE.
TNG 6.4.4. Las propuestas elevadas al INE por el Consejo de
Operación, deben ser por escrito e incluir como mínimo:
a) La identificación del o los iniciadores de la propuesta;
b) La identificación del ajuste requerido y el motivo que lo
justifica;
c) La descripción de los procedimientos y/o metodologías a
utilizar
d) La descripción del modo en que el ajuste propuesto resuelve los
problemas identificados y/o crea condiciones mejores que las
vigentes;
e) La identificación de los capítulos y/o artículos a modificar o
eliminar o agregar.
TNG 6.4.5 El INE podrá proponer al MEM una modificación a la
Normativa de Operación, justificada en:
a) Inconvenientes detectados en la aplicación de la
Normativa;
b) Distorsiones detectados en el comportamiento del Mercado;
c) Propuestas elevadas por el Consejo de Operación;
d) Problemas detectados por el CNDC en su Informe de la Normativa
de Operación;
e) Adecuaciones necesarias que surgen de los compromisos en el
marco regional.
TNG 6.4.6 Para cada propuesta de modificación que surja de
iniciativa propia o sea elevada por el Consejo de Operación, el INE
realizará el siguiente procedimiento de consultas.
a) El INE enviará la propuesta a cada Agente del Mercado,
incluyendo las modificaciones en estudio y su justificación.
b) Cada Agente del Mercado contará con un plazo no mayor que
treinta (30) días calendarios para enviar sus observaciones y/o
modificaciones a la propuesta.
c) Finalizado el período de recepción de comentarios de los
agentes, el INE analizará las observaciones que reciba de los
agentes y las evaluará con la restante información que disponga
dentro de un período de análisis no mayor que treinta (30) días
calendarios. Excepcionalmente, por motivos justificados, este
período de análisis se podrá ampliar a un máximo de 60 días
calendarios.
d) Finalizado el período de análisis, decidirá si resulta o no
justificada la propuesta de modificación. De considerar necesario y
conveniente modificar la propuesta inicial, realizará una segunda
ronda de consultas con la propuesta modificada. Esta nueva consulta
se realizará con las mismas características que los de la primera
ronda de consultas, pero los plazos se reducirán a la mitad de los
términos establecidos.
TNG 6.4.7. Finalizado el procedimiento de consultas, el INE
decidirá la necesidad o no de remitir la propuesta de modificación
al MEM en un plazo no mayor que treinta (30) días
calendarios.
TNG 6.4.8. De considerar necesaria y justificada la modificación,
el MEM autorizará el cambio y publicará la modificación en La
Gaceta, Diario Oficial a fin de que sea del conocimiento de todos
los Agentes del Mercado y otros operadores del subsector eléctrico,
sean públicos, privados o mixtos. Al mismo tiempo, requerirá al
CNDC el desarrollo de la reglamentación correspondiente a la
modificación, indicándole el plazo, la descripción de detalle de
los cambios a realizar, procedimientos y metodologías a emplear y
toda otra información relevante para llevar a cabo su
desarrollo.
TNG 6.4.9. Dentro del plazo indicado por el MEM, el CNDC deberá
elevar al INE la reglamentación asociada a la modificación
autorizada. Si la modificación implica la necesidad de realizar
cambios en los Anexos Técnicos y/o Anexos Comerciales, el CNDC debe
incluir estos cambios en los Anexos.
TNG 6.4.10. Dentro de un plazo máximo de quince (15) días hábiles
de recibida la reglamentación elaborada por el CNDC, el INE la
analizará y verificará si se ajusta al objeto y características de
la modificación propuesta. De considerarlo necesario y con la
correspondiente justificación, el INE podrá requerir al CNDC
cambios a la metodología de implementación y/o al texto
reglamentario para que cumpla con la modificación autorizada,
estableciendo el plazo para su presentación. Una vez completado
este proceso, el INE lo remitirá al MEM para su consideración y
aprobación.
TNG 6.4.11. Una vez aprobada, publicada y puesta en vigencia por el
MEM las modificaciones a la Normativa de Operación, el CNDC es el
responsable, en el caso que la publicación no sea consolidada, de
producir dentro de un plazo de sesenta (60) días calendarios, el
nuevo texto completo de la Normativa de Operación y suministrarlo
al INE, MEM, a los agentes del Mercado y otros operadores del
subsector eléctrico, sean públicos, privados o mixtos.
CAPITULO 6.5: AJUSTES A LOS ANEXOS DE LA NORMATIVA DE
OPERACIÓN.
TNG 6.5.1. Se entiende por ajustes a los Anexos de la Normativa de
Operación a la modificación o eliminación de un Anexo Técnico o
Comercial vigente o al agregado de un nuevo Anexo Técnico o
Comercial.
TNG 6.5.2. Los ajustes a los Anexos que se deban a modificaciones a
la Normativa de Operación se realizarán de acuerdo a lo establecido
en el capítulo anterior.
TNG 6.5.3. Los ajustes a los Anexos que no surjan de modificaciones
a la Normativa de Operación serán propuestos por el CNDC al Consejo
de Operación y aprobados por dicho Comité. En caso de conflicto
para su aprobación en el Consejo de Operación, serán elevados al
INE que decidirá en instancia última. Las modificaciones aprobadas
serán desarrolladas por el CNDC y requerirán para su entrada en
vigencia la autorización del MEM. El procedimiento de autorización
del MEM será similar a la aprobación del desarrollo por el CNDC de
la reglamentación correspondiente a una modificación a la Normativa
de Operación que se estableció en el capítulo anterior.
TNG 6.5.4. Todo ajuste a los Anexos debe justificarse en completar
vacíos o realizar mejoras y/o adecuaciones necesarias para cumplir
con los procedimientos y criterios establecidos en la Normativa de
Operación.
TNG 6.5.5. Una propuesta de ajuste a los Anexos cuando no se
modifica la Normativa de Operación podrá ser iniciada por:
a) Un Agente del Mercado o conjunto de Agentes del Mercado;
b) El CNDC.
TNG 6.5.6. Toda propuesta de ajuste a los Anexos en las condiciones
indicadas en el artículo anterior debe ser elevada al Consejo de
Operación por escrito e incluir como mínimo:
a) La identificación del o los iniciadores de la propuesta;
b) La identificación del ajuste requerido y el motivo que lo
justifica;
c) La descripción de los procedimientos y/o metodologías a
utilizar;
d) La descripción del modo en que el ajuste propuesto resuelve los
problemas identificados y/o crea condiciones mejores que las
vigentes;
e) La identificación de los Anexos a modificar o eliminar o
agregar.
TNG 6.5.7. En cada reunión, el Consejo de Operación debe analizar
las propuestas de ajustes a los Anexos que haya recibido. Para ello
empleará el procedimiento que se defina en su Reglamento Interno,
que deberá incluir un procedimiento de puesta en conocimiento y/o
consultas a los Agentes del Mercado.
TNG 6.5.8 Finalizado el procedimiento de puesta en conocimiento y/
o consultas, el Consejo de Operación decidirá en un plazo no mayor
que cuarenta y cinco (45) días calendarios la necesidad o no de
implementar el ajuste propuesto.
TNG 6.5.9. De considerar necesaria y justificado el ajuste, el
Consejo de Operación aprobará el cambio e informará a los Agentes
del Mercado, al MEM y al INE, indicando el alcance del ajuste y su
justificación. Al mismo tiempo, requerirá al CNDC el desarrollo de
los cambios que correspondan a los Anexos indicándole el plazo, la
descripción de detalle de los cambios a realizar, procedimientos y
metodologías a emplear y toda otra información relevante.
TNG 6.5.10. Dentro del plazo indicado, el CNDC deberá elevar al
Consejo de Operación los cambios a los Anexos que requieren el
ajuste aprobado por el Consejo de Operación.
TNG 6.5.11. Dentro de un plazo no mayor que cuarenta y cinco (45)
días calendarios de recibidos los Anexos elaborados por el CNDC, el
Consejo de Operación, deberá analizarlos y verificar que cumple el
objeto y características del ajuste aprobado. De considerarlo
necesario y con la correspondiente justificación, podrá requerir al
CNDC cambios a los mismos, estableciendo el plazo máximo para su
presentación.
TNG 6.5.12. Una vez aprobadas por el Consejo de Operación las
modificaciones, las elevará al INE, el que podrá requerir cambios
de verificar que existen inconsistencias o incompatibilidades con
lo que establece la Normativa de Operación y el RMER. Una vez
aprobados los ajustes, el INE los remitirá al MEM para su
aprobación y puesta en vigencia.
TNG 6.5.13. Una vez aprobada, publicada y puesta en vigencia por el
MEM el ajuste a los Anexos, el CNDC es el responsable, en el caso
que la publicación no sea consolidada, de producir dentro de un
plazo de sesenta (60) días calendarios, el nuevo texto completo de
la Normativa de Operación y suministrarlo al INE, MEM y a los
agentes del Mercado.
NORMATIVA DE OPERACIÓN
TOMO NORMAS DE OPERACIÓN TÉCNICA (TOT)
TITULO 1: DISPOSICIONES GENERALES
CAPITULO 1.1: OBJETO.
TOT 1.1.1. La presente normativa establece las reglas y
procedimientos generales de carácter operativo para la
programación, el despacho, la coordinación y la operación integrada
del Sistema Interconectado Nacional (SIN), con el objetivo de
lograr la seguridad, continuidad y calidad del servicio eléctrico
al menor costo de operación, basado en lo dispuesto en la Ley y su
Reglamento, y el Tomo Normas Generales de la presente Normativa.
Además se definen las metodologías y/o procedimientos de detalle
relacionados al MER, considerando lo establecido en la
reglamentación regional, y que inciden en la presente
Normativa.
TOT 1.1.2. Las metodologías y procedimientos de detalle que
complementan la presente normativa serán desarrollados por el CNDC
mediante Anexos Técnicos. Dichos Anexos y sus modificaciones
requieren para su implementación la autorización mediante los
procedimientos que al efecto se establece en el Tomo Normas
Generales (TNG) de la presente normativa.
CAPITULO 1.2: FUNCIONES DEL CNDC.
TOT 1.2.1. Corresponde al CNDC la función de operar
centralizadamente el Sistema Interconectado Nacional (SIN)
manteniendo el nivel de desempeño requerido por los CCSDM, de
acuerdo lo establecido en la Ley de la Industria Eléctrica, su
Reglamento y a las normas y procedimientos definidos en la presente
Normativa y sus Anexos Técnicos.
TOT 1.2.2. El CNDC realizará la programación y el despacho de los
recursos disponibles de acuerdo a los criterios y procedimientos
definidos en la Ley, su Reglamento, en la presente Normativa y en
sus Anexos Técnicos, buscando minimizar el costo de abastecimiento
dentro de las prioridades definidas por los CCSDM.
TITULO 2:
INFORMACIÓN. PARA LA PROGRAMACIÓN DE LA OPERACIÓN Y EL
DESPACHO
CAPITULO 2.1: RESPONSABILIDADES
TOT 2.1.1. Cada Agente del Mercado tiene la obligación de
suministrar en tiempo y forma información fidedigna al CNDC para
que éste pueda realizar una correcta programación de la operación
manteniendo los parámetros correspondientes a los CCSDM, y
optimizar la programación de los recursos disponibles y el despacho
económico.
TOT 2.1.2. El CNDC es el responsable de acordar con cada Agente del
Mercado la nomenclatura a emplear para identificar cada uno de los
equipos que opere. El Agente del Mercado se compromete a emplear
dicha nomenclatura en el intercambio de información con el
CNDC.
TOT 2.1.3. El CNDC es el responsable de definir la nomenclatura a
emplear para identificar cada nodo de conexión a la red de
transmisión. Cada Agente del Mercado está obligado a emplear dicha
nomenclatura en el intercambio de información con el CNDC.
TOT 2.1.4. El CNDC limitará la generación con característica no
despachable a un máximo tal que la operación del SIN cumpla con los
límites técnicos establecidos por los CCSDM.
CAPITULO 2.2: SISTEMAS DE RECOLECCIÓN DE DATOS EN TIEMPO
REAL.
TOT 2.2.1. El CNDC tomará los datos para la operación en tiempo
real de acuerdo a los requisitos y características definidos por el
Anexo Técnico: Sistema de Mediciones en Tiempo Real para la
Operación . Los datos serán recolectados a través del Sistema de
Control Supervisorio (SCADA) con que cuenta el CNDC.
TOT 2.2.2. Los Agentes del MEMN deben de contratar los servicios de
comunicación con el Agente Transmisor correspondiente para cumplir
con la obligación de suministrar la información de voz y datos en
tiempo real al CNDC.
TOT 2.2.3. En los casos que los Agentes hagan uso de las RTU
propiedad de la Empresa Nacional de Transmisión, estos Agentes
deben de contratar dichos servicios con la Empresa Nacional de
Transmisión.
CAPITULO 2.3: RUPO GENERADOR A DESPACHAR.
TOT 2.3.1. Cada Grupo Generador a Despachar (GGD) estará
configurado por una o más unidades. Los datos técnicos y
comerciales de cada GGD deberán reflejar los datos técnicos y
comerciales de las unidades que incluye.
TOT 2.3.2. Cada Generador podrá solicitar al CNDC un agrupamiento
de sus unidades generadoras en un Grupo Generador a Despachar
(GGD). El CNDC autorizará la solicitud en la medida que se cumplan
todas las siguientes condiciones:
a) Se trata de una central hidroeléctrica y el Generador requiere
como GGD al conjunto de grupos de la central, o se trata de
unidades térmicas ubicadas en una misma planta que también
comparten el mismo punto de conexión.
c) El considerar a las unidades agrupadas en el despacho no afecta
la programación de la operación del sistema en lo que hace los
CCSDM.
TOT 2.3.3. Para cada GGD autorizado, el Generador y el CNDC
acordarán la nomenclatura a asignar.
TOT 2.3.4. Cada importación se considerará para la programación y
el despacho como un grupo generador a despachar con su nodo de
conexión y entrega en la interconexión internacional, al que el
CNDC asignará una nomenclatura particular.
CAPITULO 2.4: INFORMACIÓN DEL SISTEMA INTERCONECTADO
NACIONAL.
TOT 2.4.1. Para que el CNDC pueda cumplir con su función de
programación, operación y supervisión integrada del Sistema
Interconectado Nacional dentro de los CCSDM, los agentes deben
suministrar la información técnica que se identifica en el Anexo
Técnico: Información Técnica del Sistema , con las características
que se indican en dicho Anexo y con la correspondiente
documentación que avala su validez.
TOT 2.4.2. La información técnica será organizada por el CNDC en
bases de datos de acceso abierto a los Agentes del Mercado.
TOT 2.4.3. Un Agente del Mercado deberá informar toda modificación
a la información técnica suministrada, con la documentación que
avala dicha modificación. En este caso, el Agente del Mercado
deberá informar la modificación a la información técnica
suministrada con una anticipación no menor que la indicada en el
Anexo Técnico: Información técnica del sistema .
TOT 2.4.4. De identificar el CNDC un dato técnico del sistema
suministrado por un Agente del Mercado como dato a verificar y no
lograr un acuerdo al respecto con dicho Agente, el CNDC debe
utilizar el valor suministrado pero podrá requerir un ensayo para
verificar su validez. De detectar en el ensayo que la información
suministrada era incorrecta, el costo del ensayo será a cargo del
agente y el CNDC pasará a utilizar el valor resultante del ensayo
hasta que el agente demuestre mediante un nuevo ensayo, a su cargo,
un valor distinto.
CAPITULO 2.5: DATOS DE GENERACIÓN.
TOT 2.5.1. Cada Agente Productor tiene la obligación de informar al
CNDC los datos de generación. En el caso de un Autoproductor o un
Cogenerador, debe informar los datos de la generación que oferta
vender al Mercado.
TOT 2.5.2. El Distribuidor que cuente con unidades generadoras
propias tendrá las mismas obligaciones y deberá suministrar la
información correspondiente a las mismas que un Agente
Productor.
TOT 2.5.3. Cada Agente Productor debe suministrar junto con la
Información Técnica del Sistema las restricciones técnicas y
operativas que afectan su despacho, tal como se indica en el
correspondiente Anexo Técnico.
TOT 2.5.4. Cada Agente Productor debe informar al CNDC la
disponibilidad por GGD, y toda otra información que sea relevante
para el despacho diario, la programación semanal y la Programación
Anual, con los plazos y características que se establecen en el
Anexo Técnico: Información Técnica del Sistema .
TOT 2.5.5. Junto con la información para la Programación Anual y de
acuerdo a los plazos y características que se establecen en los
Anexos Técnicos, cada Agente Productor debe informar al CNDC:
a) Sus solicitudes de mantenimientos mayores;
b) Otras limitaciones a la potencia generable, indicando el
motivo.
TOT 2.5.6. Dentro de los plazos establecidos para el envío de los
datos para la programación semanal y de acuerdo a las
características que se establecen en los Anexos Técnicos, cada
agente Productor debe informar al CNDC la previsión de generación
para la semana siguiente indicando:
a) Solicitudes de mantenimientos menores y/o preventivos;
b) Potencia disponible prevista para cada día, incluyendo el motivo
de limitaciones a la potencia generable.
TOT 2.5.7. Dentro de los plazos establecidos para el envío de
información para el despacho diario y de acuerdo a las
características que se establecen en los Anexos Técnicos, cada
agente Productor debe informar al CNDC sus datos de generación para
el día siguiente indicando:
a) Cualquier modificación a la información suministrada como
previsión de oferta semanal;
b) Hora de entrada y/o salida de servicio de unidades generadoras
por mantenimientos.
TOT 2.5.8. Durante la operación en tiempo real, cada agente
Productor debe informar al CNDC cualquier modificación que surja a
la información diaria suministrada. Adicionalmente, en caso de
fallas o limitaciones en un equipo, debe informar la restricción al
CNDC indicando su duración prevista, y cuando dicha restricción o
limitación finaliza.
TOT 2.5.9. El CNDC tiene la responsabilidad del seguimiento de la
disponibilidad. El CNDC deberá determinar la disponibilidad de las
unidades generadoras e informar a los agentes en el predespacho y
post despacho la disponibilidad prevista y la real. Asimismo, en el
Informe Mensual y Anual, el CNDC deberá incluir la evolución del
comportamiento de la disponibilidad, total y por Generador.
TOT 2.5.10. Para verificar la disponibilidad, el CNDC podrá auditar
los registros de la planta y realizar pruebas sorpresivas de
arranque o incremento de carga, a iniciativa propia, del MEM o del
INE, en caso de un Generador que vende por contratos a una Empresa
de Distribución, a requerimiento de dicha empresa. Si en un ensayo
el agente no logra alcanzar la potencia que informó como
disponible, se aplicará la reducción en su disponibilidad a partir
del día posterior al último día que generó una potencia mayor, ya
sea en la operación o en un ensayo. La reducción en la
disponibilidad se deberá mantener reducida hasta que el Generador
informe al CNDC el modo en que resolvió el problema y demuestre
generando o mediante un nuevo ensayo, con la supervisión de
personal designado por el CNDC, que puede alcanzar una potencia
mayor.
TOT 2.5.11. Para la determinación de la disponibilidad, el CNDC
tendrá en cuenta los mantenimientos realizados, la disponibilidad
informada, la indisponibilidad y limitaciones registradas en la
operación real y los resultados de las auditorías y pruebas que
realice en su función de seguimiento de la disponibilidad.
CAPITULO 2.6: INFORMACIÓN DEL SISTEMA NACIONAL DE
TRANSMISIÓN.
TOT 2.6.1. La empresa de transmisión debe informar al CNDC la
capacidad de transmisión indicando disponibilidad de equipamiento,
y toda otra información relevante para la programación y la
operación del sistema.
TOT 2.6.2. Junto con la información para la Programación Anual, la
empresa de transmisión debe informar sus solicitudes de
mantenimientos mayores, de acuerdo a los plazos y características
que se establecen en los Anexos Técnicos.
TOT 2.6.3. Para la programación semanal, la empresa de transmisión
debe informar al CNDC sus solicitudes de mantenimientos menores y/o
preventivos, y cualquier limitación a su capacidad de transmisión,
de acuerdo a los plazos y características que se establecen en los
Anexos Técnicos.
TOT 2.6.4. Para el despacho diario, la empresa de transmisión debe
informar al CNDC cualquier modificación a la información
suministrada para la programación semanal, de acuerdo a los plazos
y características que se establecen en los Anexos Técnicos.
TOT 2.6.5. En la operación real, la empresa de transmisión debe
informar al CNDC las indisponibilidades imprevistas y emergencias
que surjan en su equipamiento, así como los plazos previstos para
su solución.
CAPITULO 2.7: DATOS DE DEMANDA.
TOT 2.7.1. La demanda prevista que se utilice para la programación
y el despacho debe representar la mejor información disponible,
procurando garantizar que la programación que realice el CNDC
cumpla su objetivo de minimizar el costo de abastecimiento;
minimizar racionamientos y vertimientos, y cumplir con los
CCSDM.
TOT 2.7.2. Cada agente Consumidor debe suministrar al CNDC las
demanda previstas en cada nodo en que se conecta a la red, de
acuerdo a los plazos y características que se establecen en los
Anexos Técnicos, que refleje su mejor conocimiento sobre su demanda
probable a nivel diario, semanal, mensual o anual, según
corresponda.
TOT 2.7.3. Junto con sus proyecciones de demanda, el Agente del
Mercado debe incluir las hipótesis consideradas y cualquier
observación que considere relevante sobre las posibilidades de
desvíos en la demanda proyectada. En particular el agente
Distribuidor, deberá informar cuando la demanda se reduce por
trabajos programados en la red de distribución.
TOT 2.7.4. Cada Distribuidor deberá informar su demanda total,
prevista y registrada. Salvo unidades generadoras menores que 5 MW,
no podrá suministrar como datos de demanda el valor neto que
resulta de descontar de su demanda, prevista o real, la cubierta
por generación propia.
TOT 2.7.5. Al conectarse un nuevo consumo o acordarse un nuevo
contrato de exportación, el correspondiente agente Consumidor debe
suministrar al CNDC las proyecciones de demanda, de acuerdo a los
plazos y características que se establecen en los Anexos
Técnicos.
TOT 2.7.6. Junto con la información para la Programación Anual,
cada agente Consumidor debe suministrar al CNDC sus pronósticos de
demanda requerida y de reducción ofertada por demanda flexible y
toda otra información que sea necesaria para la coordinación del
mantenimiento, estudios de la red, y programación y despacho que
debe realizar el CNDC, de acuerdo a los plazos y características
que se establecen en los Anexos Técnicos y el RMER.
TOT 2.7.7. Junto con la información para la Programación Semanal y
el despacho diario, cada agente Consumidor debe suministrar al CNDC
las previsiones de demanda diaria y cualquier observación que
considere relevante sobre posibles desviaciones en los valores
suministrados, de acuerdo a los plazos y características que se
establecen en los Anexos Técnicos y el RMER.
CAPITULO 2.8: PRONÓSTICOS DE DEMANDA.
TOT 2.8.1. Dada las funciones del CNDC de realizar la programación
económica y la coordinación de la operación, es su responsabilidad
realizar pronósticos estimativos de demanda mensual, semanal y
diario. Para ello, deberá contar con modelos de pronósticos de
demanda. Al entrar en operación el Mercado, el CNDC utilizará los
modelos que cuente para pronósticos de demanda. De verificar que
algún modelo no satisface los requisitos de pronósticos propios,
deberá realizar las modificaciones necesarias o reemplazarlo por un
modelo adecuado.
TOT 2.8.2. Las estimaciones de demanda que realice el CNDC tendrán
como objeto contar con valores referenciales para completar datos
faltantes, para identificar los datos a verificar dentro de la
información que suministren los agentes y realizar ajustes a los
mismos cuando corresponda, de acuerdo a lo establecido en el Tomo
Normas Generales de esta Normativa.
TOT 2.8.3. Para la Programación Anual, el CNDC deberá requerir del
MEM sus proyecciones de demanda de largo plazo, y de los Agentes
Consumidores sus pronósticos de demanda para el período definido en
el correspondiente Anexo Técnico.
TOT 2.8.4. Si en la información de demanda suministrada por los
Agentes del Mercado existen datos faltantes, el CNDC debe completar
la información con estimaciones propias, utilizando los modelos con
que cuente, y/o el comportamiento histórico observado y/o los
valores registrados y/o la información suministrada por el
MEM.
TOT 2.8.5. En sus informes, el CNDC deberá identificar los datos de
demanda que no fueron suministrados y que fueron estimados por el
CNDC.
TOT 2.8.6. Al realizar la Programación Anual, programación semanal
y despacho diario, el CNDC totalizará la información de demanda
suministrada por cada Agente Consumidor para verificar las
desviaciones que resultan respecto de sus estimaciones propias de
demanda y/o del comportamiento histórico. Ante desvíos
significativos, deberá identificar los datos a verificar dentro de
la información suministrada por los Agentes y cumplir el
procedimiento establecido al respecto en el Tomo Normas Generales
de esta Normativa.
TOT 2.8.7. El CNDC debe considerar como dato a verificar la
información suministrada por un Agente Consumidor que resulte
incompatible respecto de los datos históricos registrados o del
conjunto de información, o con desvíos significativos y no
justificados respecto de las estimaciones propias del CNDC.
TOT 2.8.8. Para aquellos datos a verificar que no logre acordar con
el Agente del Mercado el valor a utilizar, el CNDC debe utilizar el
valor que considere mejor represente la realidad probable, en base
a sus estimaciones propias y comportamiento histórico e informar al
Agente Consumidor involucrado la demanda adoptada y su
justificación.
CAPITULO 2.9: PERÍODOS TÍPICOS.
TOT 2.9.1 Dentro de los plazos y características que definen los
Anexos Técnicos, los agentes deben enviar al CNDC la información
necesaria para realizar la programación de la semana siguiente,
denominada programación semanal.
TOT 2.9.2. A los efectos de la programación, se considera como
primera semana de un mes a la primera semana en la que por lo menos
cuatro días pertenecen a dicho mes, y como última semana de un mes
a la última semana en la que por lo menos cuatro días pertenecen a
dicho mes.
TOT 2.9.3. Se considera la semana dividida en tres tipos de días:
días hábiles o laborables, días semilaborables y días
feriados.
TOT 2.9.4. Dentro de los plazos y características que definen los
Anexos Técnicos, los agentes deben suministrar al CNDC la
información necesaria para realizar el predespacho del día
siguiente, denominado despacho diario.
TITULO 3:
DESEMPEÑO MINIMO DEL SISTEMA.
CAPITULO 3.1: OBJETO.
TOT 3.1.1. En las reglas para el desempeño mínimo se establecen las
obligaciones referidas a mantener los CCSDM.
CAPITULO 3.2: RESPONSABILIDADES.
TOT 3.2.1. El CNDC, de acuerdo a las normas y procedimientos que se
definen en la presente Normativa y sus Anexos Técnicos y el RMER,
debe determinar las restricciones a aplicar en la programación y
operación del sistema, y programar y asignar los Servicios
Auxiliares necesarios.
TOT 3.2.2. Mantener el nivel de desempeño mínimo asociado a los
CCSDM es una obligación compartida entre el CNDC y los Agentes del
Mercado, y forma parte de sus costos.
TOT 3.2.3. El CNDC supervisará el mantenimiento de los CCSDM en el
Sistema Eléctrico Nacional de acuerdo a los parámetros que se
definen en esta Normativa y sus Anexos Técnicos, así como el riesgo
que introducen los equipamientos y maniobras de los Agentes.
TOT 3.2.4. El CNDC deberá llevar el registro de las maniobras que
requiera a los Agentes.
CAPITULO 3.3: PARAMETROS DE CALIDAD
TOT 3.3.1. Los parámetros de desempeño mínimo que reflejan la
calidad y seguridad de la operación de la red de transmisión son:
el nivel de voltaje, la frecuencia, el Error de Control de Área y
el nivel de reserva.
TOT 3.3.2. Los CCSDM definirán las consignas a mantener en los
parámetros definidos, para condición normal y en emergencias.
TOT 3.3.3. Los parámetros de desempeño a emplear en los nodos de la
Red de Transmisión Regional (RTR) deberán ser compatibles con los
establecidos en el Tratado Marco del MER y sus Protocolos, así como
en el LIBRO III, ANEXO H, del RMER.
TOT 3.3.4. Los CCSDM que aplique el CNDC deben estar justificados
técnica y económicamente por estudios que cumplan los requisitos
establecidos en el Anexo Técnico: Desempeño Mínimo y lo
establecido en el RMER. Dichos estudios determinarán el rango de
los parámetros de desempeño mínimo y las restricciones a la
operación del sistema, y deben ser aprobados por la CRIE lo
referente a la RTR y el INE lo referente al resto del SEN.
TOT 3.3.5. En tanto se realicen los estudios necesarios, se
definirán como CCSDM los vigentes en el CNDC.
TOT 3.3.6. Uno o más agentes podrán realizar una presentación ante
el CNDC requiriendo niveles de desempeño superiores al mínimo
establecido, ya sea para el sistema en conjunto o para un área en
particular. La solicitud deberá incluir los estudios que avalan el
requerimiento y demostrar que los sobrecostos en la operación y el
despacho son menores que los beneficios que produciría.
TOT 3.3.7. El CNDC evaluará la solicitud y podrá realizar estudios
para verificar la validez de los resultados. De comprobar que el
beneficio que produce la mejora en la calidad y seguridad del
sistema y/o del área es mayor que los sobrecostos que genera,
elevará la solicitud y el estudio al Consejo de Operación para su
aprobación. En caso de aprobarse la solicitud, se definirá el nuevo
nivel de desempeño mínimo, respecto del cual todos los agentes y el
CNDC quedan obligados.
TOT 3.3.8. De implementarse un cambio en los CCSDM que requieran
modificaciones o ajustes en equipamiento, se establecerá un período
transitorio para su entrada en vigencia que permita a los Agentes
y/ o al CNDC tomar las medidas necesarias para su
implementación.
TOT 3.3.9. En la operación en tiempo real, el CNDC debe realizar
todas las acciones que sean necesarias para mantener los CCSDM.
Para ello, cada Agente está obligado a poner a disposición todo su
equipamiento disponible.
CAPITULO 3.4: EQUIPOS DE PROTECCION
TOT 3.4.1. Los equipos de protección deben cumplir con los
requerimientos técnicos y de coordinación que se indiquen en esta
Normativa y en el Anexo Técnico: Desempeño Mínimo .
TOT 3.4.2. Es responsabilidad de cada Agente del Mercado conectado
a la red de Transmisión Nacional y Regional, instalar a su costo
los equipos de protección necesarios para proteger sus equipos
contra fallas ocasionadas dentro de sus instalaciones o
provenientes del sistema de transmisión.
TOT 3.4.3. Es responsabilidad de cada Agente del Mercado conectado
a la red de Transmisión Nacional y Regional, disponer de los
equipos necesarios para evitar que las fallas en sus instalaciones
se propaguen al sistema de transmisión.
TOT 3.4.4 La empresa de transmisión debe instalar los equipos de
protección necesarios para aislar las fallas dentro de su sistema y
evitar que se propaguen dentro de su sistema o a las instalaciones
de los Agentes locales y regionales.
TOT 3.4.5 En base a la información suministrada por los agentes y
la información propia del sistema de transmisión, la empresa de
transmisión deberá llevar a cabo los estudios para la coordinación
de las protecciones del Sistema Interconectado Nacional y presentar
dichos estudios para su evaluación por el CNDC. El CNDC podrá
requerir, con la correspondiente justificación, modificaciones al
esquema de ajustes de protecciones propuestos y/o un nuevo estudio.
Una vez acordado con la empresa de transmisión, el CNDC elevará el
esquema propuesto y los estudios junto con sus observaciones al
Consejo de Operación para su aprobación.
TOT 3.4.6. La coordinación de las protecciones de las
Interconexiones Internacionales las coordinará el EOR por
intermedio de las empresas de transmisión y de los OS/OM.
CAPITULO 3.5: DESCONEXIÓN AUTOMÁTICA DE CARGAS.
TOT 3.5.1. El sistema debe contar con esquemas de desconexión
automática de cargas, por baja frecuencia y por bajo voltaje, para
mantener los CCSDM nacional y regional
TOT 3.5.2. Cada Distribuidor debe aportar a la seguridad y calidad
del sistema participando en los esquemas de desconexión automática
de cargas, por baja frecuencia y por bajo voltaje.
TOT 3.5.3. Cada Distribuidor debe informar al CNDC las cargas que
pueden ser incorporadas al esquema de desconexión de cargas por
baja frecuencia y por bajo voltaje.
TOT 3.5.4. Antes del comienzo de cada año, el CNDC realizará
estudios para determinar los requerimientos de desconexión de
cargas y acordar los correspondientes esquemas de desconexión
automática de cargas para el año siguiente.
TOT 3.5.5. Con los resultados de los estudios, el CNDC coordinará
con los agentes los esquemas de desconexión a implementar el año
siguiente, acordando la carga a desconectar en cada etapa de
desconexión y su localización. De no surgir modificaciones
significativas, podrá acordar mantener el esquema vigente en el año
en curso e informar al EOR.
TOT 3.5.6. De surgir en el transcurso de un año cambios
significativos en las características de la red o la demanda, el
CNDC podrá realizar un estudio adicional y ajustar los esquemas
vigentes.
TOT 3.5.7. El CNDC informará los esquemas de desconexión automática
de cargas vigentes, por baja frecuencia y por bajo voltaje,
indicando para cada Agente la carga incluida y la etapa en que se
ubica su disparo. El esquema establecido es de cumplimiento
obligatorio.
TOT 3.5.8. Durante la operación en tiempo real, cada Agente debe
informar cada vez que actúe el esquema de desconexión de cargas,
indicando la carga desconectada y el vínculo correspondiente. En
caso de desconexión automática de carga, no podrá reconectarla sin
previa autorización del CNDC.
TOT 3.5.9. Durante la operación en tiempo real, el CNDC debe
informar a los Agentes, al MEM y al INE, cada vez que actúe el
esquema de desconexión automática de carga, indicando la carga
desconectada y el vínculo correspondiente. En caso de desconexión
automática de carga, debe informar al EOR conforme el RMER.
CAPITULO 3.6: ESTUDIOS DEL SISTEMA.
TOT 3.6.1. El CNDC debe analizar el comportamiento previsto de la
red nacional y la RTR local, en función de las condiciones
probables de operación, para detectar posibles inconvenientes. En
particular, realizará estudios de estabilidad para identificar
necesidades de equipos de control asociados a mantener los CCSDM.
Los estudios de la red nacional serán presentados al Consejo de
Operación para su aprobación.
TOT 3.6.2. Cuando de dichos estudios resulte justificado la
instalación de equipo de control, el CNDC deberá informar a la
empresa de transmisión y/o Agente Productor según corresponda para
que lleve a cabo su instalación y ajuste, con el informe y estudio
que lo justifica.
CAPITULO 3.7: CONDICIÓN DE EMERGENCIA
TOT 3.7.1. Ante una condición de emergencia en el SIN, el CNDC
deberá tomar las medidas necesarias para proteger la seguridad de
la red nacional y RTR local y restablecer lo antes posible la
condición normal, utilizando los recursos disponibles de los
Agentes y tomando el control de todos los equipos que sean
necesarios para resolver la emergencia. El Anexo Técnico:
Operación ante Contingencias y Emergencias de esta Normativa y el
RMER establecen las normas a aplicar para ello.
TOT 3.7.2. El CNDC debe informar a los Agentes y al EOR cuando el
sistema se encuentra en Condición de Emergencia. Con los medios de
comunicación que cuente disponible y de acuerdo a los
procedimientos y criterios que se establecen en los Anexos Técnicos
de esta Normativa y del RMER. El CNDC ordenará a cada Agente las
maniobras a realizar para llevar al sistema nuevamente a la
condición normal. El CNDC deberá llevar el registro de las
maniobras requeridas.
TITULO 4:
COORDINACIÓN DE MANTENIMIENTOS.
CAPITULO 4.1: OBJETO
TOT 4.1.1. Establecer las reglas y los procedimientos para la
coordinación, programación y ejecución de mantenimientos.
CAPITULO 4.2: RESPONSABILIDADES
TOT 4.2.1. El CNDC es el responsable de la coordinación de los
mantenimientos del equipamiento de generación y de transmisión de
acuerdo a los criterios y procedimientos que se definen en esta
Normativa y en el Anexo Técnico: Mantenimientos y el RMER.
TOT 4.2.2. Cada Generador y Transmisor debe participar en la
programación y coordinación de los mantenimientos de acuerdo a los
plazos y procedimientos que define esta Normativa y sus Anexos
Técnicos y en el RMER, así como cumplir con los períodos
programados para su realización.
CAPITULO 4.3: CRITERIOS DE SEGURIDAD EN EL
ABASTECIMIENTO.
TOT 4.3.1. El CNDC debe analizar los pedidos de mantenimiento de
los Generadores y Transportista en conjunto y evaluar su efecto
sobre la operación programada, teniendo en cuenta los CCSDM y el
Criterio
de Seguridad en el Abastecimiento que se define en esta Normativa y
en RMER.
TOT 4.3.2. Dentro de los CCSDM y el Criterio de Seguridad en el
Abastecimiento, el CNDC debe definir los programas de mantenimiento
utilizando como objetivo optimizar el costo total de operación y
minimizar el riesgo de restricciones al abastecimiento. Para ello,
debe coordinar con los Agentes del Mercado las modificaciones
necesarias a sus solicitudes y con el EOR en los casos que sea
necesario.
TOT 4.3.3. Para la coordinación y programación de mantenimientos
mayores el CNDC deberá utilizar el Criterio de Seguridad en el
Abastecimiento de Mediano Plazo. Para la coordinación y
programación de mantenimientos menores el CNDC deberá utilizar el
Criterio de Seguridad en el Abastecimiento de Corto Plazo.
TOT 4.3.4. El CNDC debe utilizar como Criterio de Seguridad en el
Abastecimiento de Mediano Plazo el satisfacer la demanda con
calidad dentro de una determinada probabilidad, de acuerdo al
procedimiento que se define en esta Normativa y sus Anexos
Técnicos.
TOT 4.3.5. Para realizar la evaluación del Criterio de Seguridad en
el Abastecimiento de Mediano Plazo, el CNDC debe utilizar el modelo
de optimización y programación de la operación autorizado para la
Programación Anual y adicionalmente, de considerarlo necesario,
modelos de confiabilidad, de acuerdo a los procedimientos definidos
en el Anexo Técnico: Mantenimientos .
TOT 4.3.6. Para esta evaluación el CNDC debe definir las
condiciones posibles ante distintas hipótesis de oferta y de
demanda. Para ello utilizará:
a) La información de generación y demanda de la Base de Datos de la
Programación Anual;
b) Estimaciones propias de posibles desvíos en la demanda
prevista.
TOT 4.3.7. Para las hipótesis de crecimiento de demanda considerará
como mínimo tres casos: demanda más probable, que corresponderá a
la demanda de la Base de Datos de la Programación Anual, demanda
alta y demanda baja.
TOT 4.3.8. Para las hipótesis de oferta tendrá en cuenta escenarios
de posibles indisponibilidades por ingreso de nuevas unidades
generadoras y prolongación de mantenimientos, y aleatorios de
hidrologías.
TOT 4.3.9. El Criterio de Seguridad en el Abastecimiento de Mediano
Plazo se considerarán cumplidos si para cada semana del período en
que se analiza los mantenimientos mayores el riesgo de energía no
abastecida o incumplimiento en el nivel de reserva requerida por
los CCSDM, es menor o igual que una probabilidad establecida,
denominada probabilidad de seguridad de abastecimiento. Dicha
probabilidad se define en un 5%.
TOT 4.3.10. El CNDC podrá requerir modificar la probabilidad de
seguridad de abastecimiento, justificándolo con un estudio
económico que demuestre su conveniencia. El estudio deberá ser
elevado a la aprobación del Consejo de Operación. De ser aprobado,
se elevará al INE para su análisis y posteriormente lo remitirá al
MEM para que autorice o rechace la modificación.
TOT 4.3.11. Para las condiciones previstas de generación y demanda
en la semana involucrada, el CNDC debe utilizar como Criterio de
Seguridad en el Abastecimiento de Corto Plazo para la coordinación
y autorización de mantenimientos menores, que la disponibilidad sea
suficiente para cubrir la demanda horaria proyectada con el nivel
requerido de reserva.
CAPITULO 4.4: PROGRAMACIÓN DE MANTENIMIENTOS MAYORES.
TOT 4.4.1. El CNDC coordinará las solicitudes de mantenimientos
mayores y definirá el Programa Anual de Mantenimientos (PAM).
TOT 4.4.2. Dentro de los plazos y con las características definidas
en el Anexo Técnico: Mantenimientos , cada Agente del Mercado debe
informar al CNDC sus solicitudes de Mantenimientos Mayores. Todo
Mantenimiento Mayor que no sea informado dentro de los plazos y con
las características indicados no será incluido en el PAM.
TOT 4.4.3.Dentro de los plazos que define el Anexo Técnico:
Mantenimientos , el CNDC debe elaborar y enviar a cada Agente del
Mercado la versión preliminar del PAM cumpliendo el Criterio de
Seguridad en el Abastecimiento de Mediano Plazo procurando respetar
las solicitudes recibidas. El CNDC incluirá como adjunto la
identificación de las solicitudes modificadas y la justificación
del cambio realizado.
TOT 4.4.4. El CNDC coordinará con los agentes que correspondan los
ajustes realizados, mediante reuniones e intercambios de
propuestas. En caso que para alguna solicitud no se logre un
acuerdo, el CNDC deberá proponer la fecha más conveniente para el
correspondiente Criterio de Seguridad en el Abastecimiento. El
Agente del Mercado deberá aceptar la fecha propuesta o cancelar la
correspondiente solicitud de Mantenimiento Mayor.
TOT 4.4.5. Dentro de los plazos que define el Anexo Técnico:
Mantenimientos , el CNDC informará a cada Agente del Mercado el
PAM autorizado.
TOT 4.4.6. Junto con los resultados de cada Programación Semanal,
el CNDC informará los mantenimientos mayores previstos para dicha
semana.
CAPITULO 4.5: AJUSTES A MANTENIMIENTOS MAYORES
PROGRAMADOS.
TOT 4.5.1. Un Agente del Mercado podrá solicitar ajustes a un
Mantenimiento Mayor del PAM si notifica el pedido al CNDC con una
anticipación no menor a un mes a la fecha de inicio prevista para
el mantenimiento con un formato similar al correspondiente a la
solicitud de mantenimiento, que se establece en el Anexo Técnico:
Mantenimientos .
TOT 4.5.2. El CNDC no podrá autorizar un ajuste al PAM si de dicha
modificación resulta que no se cumple el Criterio de Seguridad en
el Abastecimiento de Mediano Plazo, salvo motivos excepcionales
debidamente justificados.
TOT 4.5.3. En caso que se presenten uno o más pedidos de ajustes y
que estas modificaciones llevarían a vulnerar el Criterio de
Seguridad en el Abastecimiento de Mediano Plazo, el CNDC deberá
coordinar con los Agentes que correspondan cambios a las fechas
requeridas. De no poder llegar a un acuerdo sobre los cambios a
realizar, el CNDC debe proponer las fechas más convenientes de
acuerdo al criterio de seguridad en el abastecimiento. Un agente
podrá rechazar la modificación a la fecha propuesta y cancelar la
solicitud de Mantenimiento Mayor.
TOT 4.5.4. A lo largo del año, el CNDC realizará el seguimiento del
PAM para verificar que, ante las variaciones que surjan en los
pronósticos de generación y demanda, se continúa cumpliendo el
Criterio de Seguridad de Abastecimiento de Mediano Plazo. Las
proyecciones de generación y demanda se realizarán con condiciones
posibles ante distintas hipótesis de oferta y de demanda, con
características similares que las definidas para la programación
inicial del PAM.
TOT 4.5.5. Si el CNDC verifica para las nuevas previsiones de
oferta y demanda el PAM vigente que se vulnera el Criterio de
Seguridad en el Abastecimiento de Mediano Plazo, deberá informar a
los agentes cuyos mantenimientos programados llevan a esta
condición y solicitar los ajustes necesarios. En caso de no llegar
a un acuerdo con un agente afectado, el CNDC propondrá la fecha más
conveniente teniendo en cuenta el correspondiente criterio de
seguridad en el abastecimiento. El agente podrá rechazar la fecha
propuesta por el CNDC y cancelar el correspondiente Mantenimiento
Mayor.
TOT 4.5.6. Junto con los resultados de la programación semanal de
la última semana de cada mes, el CNDC informará a los agentes las
modificaciones aceptadas a los Mantenimientos Mayores, la
justificación de las mismas, el nuevo PAM, y una lista de los
Mantenimientos Mayores programados para el mes siguiente.
TOT 4.5.7. Ante una condición de emergencia y/o de riesgo de
racionamiento forzado, el CNDC buscará coordinar cuando sea posible
la suspensión de mantenimientos mayores que aún no se hayan
iniciado, con la correspondiente justificación. En el caso de
mantenimientos en el Sistema Nacional de Transmisión, el CNDC podrá
requerir ajustes a las fechas programadas, indicando el motivo que
lo justifica.
CAPITULO 4.6: PROGRAMACIÓN DE MANTENIMIENTOS MENORES.
TOT 4.6.1. Cada Agente del Mercado debe informar sus solicitudes de
mantenimientos menores que se inicien una semana junto con los
datos para la Programación Semanal de dicha semana, de acuerdo a lo
definido en el Anexo Técnico: Mantenimientos y en el RMER. Ante
condiciones especiales y con la correspondiente justificación
técnica, un Agente del Mercado podrá solicitar un mantenimiento
menor que no fue requerido en la Programación Semanal junto con los
datos para el despacho diario.
TOT 4.6.2. En base a las solicitudes de mantenimiento menores y el
PAM vigente, el CNDC coordinará los requerimientos de
mantenimientos menores teniendo en cuenta las previsiones de oferta
y demanda de energía y potencia. El CNDC determinará la
programación del mantenimiento semanal y diario de forma tal que se
cumpla con el Criterio de Seguridad en el Abastecimiento de Corto
Plazo y de minimizar el sobrecosto que resulte en el despacho
económico.
TOT 4.6.3. El CNDC informará a cada agente la autorización o
rechazo de la solicitud de mantenimiento menor dentro del plazo
indicado en el Anexo Técnico: Mantenimientos y en el RMER. De ser
rechazada, el CNDC deberá informar el motivo que lo justifica. De
ser autorizada, el CNDC podrá incluir las observaciones pertinentes
que fueran necesarias.
TOT 4.6.4. Junto con los resultados de cada predespacho, el CNDC
informará a los Agentes los mantenimientos, mayores y menores,
previstos para dicho día, y al EOR cuando se afecten instalaciones
pertenecientes a la RTR.
TOT 4.6.5. El Agente del Mercado podrá cancelar o suspender un
mantenimiento menor autorizado, debiendo informar al CNDC con una
antelación no menor a 8 horas.
TOT 4.6.6. El CNDC puede solicitar la cancelación o suspensión de
un mantenimiento menor autorizado cuando se modifiquen las
condiciones previstas de generación y/o demanda y su ejecución no
permitiría cumplir el Criterio de Seguridad en el Abastecimiento de
Corto Plazo. u: En este caso el CNDC informará al agente
involucrado, junto con el motivo que lo justifica, con una
antelación no menor que veinticuatro (24) horas antes a la fecha y
hora previstas de inicio del mantenimiento. El CNDC podrá informar
con un preaviso menor si surge una condición de emergencia
imprevista que permita prever la suspensión con suficiente
anticipación. Al notificar la suspensión, el CNDC deberá
suministrar nuevas fechas posibles para llevar a cabo los trabajos
de mantenimiento previstos, que deberán en lo posible no diferir en
más de 15 días hábiles de las fechas iniciales programadas.
CAPITULO 4.7: EJECUCIÓN DE LOS MANTENIMIENTOS.
TOT 4.7.1. Con una anticipación no menor que 24 horas a la
iniciación prevista de un mantenimiento, el CNDC suministrará al
agente la autorización, confirmando el día y hora de inicio. Sin
esta autorización no podrá iniciarse el mantenimiento.
TOT 4.7.2. El procedimiento operativo de detalle para la entrada
del equipo a mantenimiento y la recepción nuevamente a
disponibilidad para su operación se establece en el Anexo Técnico:
Mantenimientos y en el RMER.
TOT 4.7.3. En la fecha y hora de inicio del mantenimiento, el CNDC
y el personal responsable por parte del agente procederá a dejar
fuera de servicio el equipo. Durante el período de mantenimiento el
equipo queda bajo la exclusiva responsabilidad del agente.
TOT 4.7.4. Una vez finalizados los trabajos, el agente deberá
informar al CNDC y entregar el equipo para su operación, de acuerdo
al procedimiento de despeje establecido para su recepción en el
Anexo Técnico: Mantenimientos y en el RMER.
TOT 4.7.5. Cualquier posible modificación en la fecha de
finalización prevista de un mantenimiento, ya sea en adelanto o en
retraso, debe ser notificada con anticipación por el agente al CNDC
con la correspondiente justificación, dentro de los plazos y
características que se indican en el Anexo Técnico:
Mantenimientos y en el RMER.
TOT 4.7.6. En caso de solicitud de prolongación del mantenimiento,
el CNDC autorizará el cambio si este retraso no afecta el
correspondiente criterio de seguridad en el abastecimiento o,
cuando lo hace, si el retraso se justifica por causas de fuerza
mayor informadas por el agente en su solicitud. De lo contrario,
rechazará el pedido de prolongación del mantenimiento y el agente
deberá reintegrar el equipo en la fecha prevista o será considerado
un incumplimiento a esta Normativa y en el RMER.
TOT 4.7.7. En caso de autorizarse un cambio en la fecha de
finalización prevista en un mantenimiento, el CNDC informará a los
agentes de dicho cambio indicando el equipo afectado, justificación
del cambio de fecha de finalización prevista, así como nuevo
período de trabajos establecido y al EOR cuando afecte la
RTR.
TOT 4.7.8. Una vez finalizados los trabajos, el agente deberá
elaborar un Informe de Ejecución de Mantenimiento en el que
describa la situación de los equipos afectados y los alcances del
mantenimiento,
El agente deberá enviar el informe al CNDC en un plazo no mayor que
un día hábil.
CAPITULO 4.8: MANTENIMIENTO DE EMERGENCIA
TOT 4.8.1 Cuando sea necesario y con la debida justificación, un
agente podrá solicitar al CNDC por cualquier medio de comunicación
disponible un Mantenimiento de Emergencia, de acuerdo a las
características que se establecen en el Anexo Técnico:
Mantenimientos y en el RMER.
TOT 4.8.2. La solicitud debe incluir como mínimo los datos del
solicitante y del equipo afectado, y el motivo que justifica
clasificar el mantenimiento como emergencia.
TOT 4.8.3. Dentro de los plazos que establece el Anexo Técnico:
Mantenimientos y en el RMER, el CNDC responderá para autorizar de
forma provisional la desconexión. La autorización provisional puede
ser comunicada por cualquier medio.
TOT 4.8.4. Una vez producida la desconexión del equipo, el Agente
deberá elaborar un Informe de Mantenimiento de Emergencia en
un plazo no mayor que un día hábil, en el que describa la situación
que originó la emergencia, posibles daños, equipos afectados, así
como tiempo estimado de indisponibilidad; igualmente el CNDC
informará a los Agentes afectados de la emergencia por los medios
de comunicación establecidos e indicando cualquier otro detalle que
considere oportuno. Si el equipo afectado involucra instalaciones
de la RTR, el CNDC deberá informar al EOR en el plazo indicado en
el RMER.
TOT 4.8.5. Una vez recibido el informe, el CNDC contará con
veinticuatro (24) horas para analizar el mismo y determinar sí
corresponde a una situación de emergencia. De considerar
justificada la emergencia, el CNDC realizará la autorización
definitiva del mantenimiento. Si en cambio el CNDC determina que la
situación no puede clasificarse como Mantenimiento de Emergencia,
requerirá al agente la puesta en servicio del equipo o bien su
clasificación como Mantenimiento Menor.
TOT 4.8.6. Una vez justificado y autorizado un Mantenimiento de
Emergencia, el CNDC informará de la emergencia por los medios de
comunicación establecidos, indicando, cuando corresponda, a los
usuarios sin servicio afectados y cualquier otro detalle que
considere oportuno, dentro del plazo definido en el Anexo Técnico:
Mantenimientos y en el RMER.
CAPITULO 4.9: MANTENIMIENTO EN CONDICIÓN DE RACIONAMIENTO
FORZADO.
TOT 4.9.1.Cuando en la programación semanal y el despacho diario,
el CNDC prevea una condición de racionamiento forzado que se
mantendrá durante un periodo mayor o igual que una semana, el CNDC
podrá requerir la suspensión de mantenimientos mayores y menores.
En estas condiciones, cualquier indisponibilidad programada de
equipamientos de generación o transmisión requerirá una
autorización especial del CNDC que justifique los trabajos
realizados a pesar de la condición de racionamiento forzado.
TOT 4.9.2. El CNDC informará a cada Agente y al EOR, según
corresponda, las fechas estimadas de inicio y finalización de la
emergencia, y los ajustes a los mantenimientos programados.
TOT 4.9.3. De corresponder cambios a la programación de
mantenimientos, el CNDC coordinará con los Agentes e informará al
EOR en los casos de afectación a la RTR, la elaboración de un nuevo
PAM para el resto del periodo anual y la reprogramación de
mantenimientos menores, con el mismo procedimiento que el empleado
para los ajustes requeridos a Mantenimientos Mayores y/o
mantenimiento menores, según corresponda.
TITULO 5:
SERVICIOS AUXILIARES DEL SISTEMA.
CAPITULO 5.1: OBJETO.
TOT 5.1.1. Establecer las normas y requerimientos técnicos y
económicos para la prestación de los Servicios Auxiliares brindados
por los agentes del mercado necesarios para la operación del
Sistema Interconectado Nacional y Regional y cumplir con los
CCSDM.
CAPITULO 5.2: REQUERIMIENTOS.
TOT 5.2.1. El CNDC y el EOR determinarán el requerimiento para cada
servicio auxiliar, en operación normal y en emergencia, de acuerdo
a los criterios y parámetros definidos en los correspondientes
Anexos Técnicos de esta Normativa y en el RMER. Dichos criterios y
parámetros sólo podrán ser modificados por el CNDC con estudios
técnicos y económicos que lo justifiquen. Los estudios serán
puestos a consideración del Consejo de Operación con respecto al
mercado nacional y al EOR con respecto al mercado regional, para su
respectiva aprobación.
TOT 5.2.2. Cada Agente del Mercado asume el compromiso de
suministrar con el equipamiento de su propiedad los servicios
auxiliares que requiere el mantenimiento de los CCSDM locales y
regionales, y pagar los cargos que de ello surjan.
TOT 5.2.3. Los Agentes imposibilitados de suministrar servicios
auxiliares deberán de contratarlos con agentes que dispongan de
ellos. Los agentes que registren incumplimientos en el compromiso
de suministrar los servicios auxiliares, pagarán los cargos que de
ello surjan.
TOT 5.2.4. Los incumplimientos al compromiso de suministrar los
Servicios Auxiliares serán informados al MEM, INE, EOR y a la CRIE
y serán sancionados según corresponda.
CAPITULO 5.3: HABILITACIÓN DE EQUIPOS DE UN AGENTE
PRODUCTOR.
TOT 5.3.1. El CNDC sólo habilitará un equipo para aportar a un
servicio auxiliar si cumple los requisitos definidos en esta
Normativa y en los correspondientes Anexos Técnicos. El CNDC podrá
requerir auditorías para verificar el cumplimiento de dichos
requisitos.
TOT 5.3.2. Cada Generador debe participar en el mantenimiento de la
calidad y seguridad del sistema nacional a través del equipamiento
necesario y aportar su disponibilidad para servicios
auxiliares.
TOT 5.3.3.Un equipo se considera indisponible para un servicio
auxiliar si presenta una o más de las siguientes condiciones.
a) El equipo está en mantenimiento o en falla.
b) El equipo no está habilitado para aportar a dicho servicio
auxiliar.
c) El equipo está habilitado para aportar a dicho servicio auxiliar
pero el Agente del Mercado al que pertenece el equipo informa su
indisponibilidad para cumplir con los requisitos convenidos para su
habilitación o el CNDC verifica algún incumplimiento en los
requisitos asociados a su habilitación.
CAPITULO 5.4: HABILITACIÓN DE UN AGENTE CONSUMIDOR.
TOT 5.4.1. Un Distribuidor o Gran Consumidor tiene la opción de
participar en proveer el servicio auxiliar de reserva en la medida
que esté habilitado por el CNDC. La habilitación requiere demostrar
que pueden suministrar reserva con reducción voluntaria de demanda
y que el CNDC podrá verificar su cumplimiento. Adicionalmente, en
el caso de un Distribuidor requiere tener habilitadas tarifas
interrumpibles y demostrar que los usuarios involucrados piden
voluntariamente este tipo de tarifas.
TOT 5.4.2. El CNDC debe auditar su cumplimiento pudiendo, sin
preaviso, realizar una prueba para verificar que el Distribuidor o
Gran Consumidor habilitado cumple con los requisitos y compromisos
asociados.
CAPITULO 5.5: OBLIGACIONES DE POTENCIA REACTIVA.
TOT 5.5.1. Los CCSDM establecen los rangos permitidos de variación
de la tensión en barras del sistema, en condición normal y en
emergencia, de acuerdo a lo establecido en el Anexo Técnico:
Control de Tensión y Reactivo y en el RMER.
TOT 5.5.2. El CNDC administrará los recursos disponibles para
control de voltaje de acuerdo a los CCSDM, buscando mantener el
voltaje en valores lo más próximos posibles a los nominales, y
dentro de la banda establecida para la condición de operación
vigente.
TOT 5.5.3. El CNDC acordará con Generadores y Distribuidores la
responsabilidad de cada parte en cada nodo de interconexión
referidas a la regulación de tensión.
TOT 5.5.4. Cada Generador debe instalar un sistema de control
automático para mantener un voltaje en su nodo de conexión dentro
de los límites establecidos.
TOT 5.5.5. Cada Generador tiene la obligación de proveer, de
requerirlo la operación del sistema, la potencia reactiva en sus
unidades generadoras de acuerdo a la Curva de Capabilidad P-Q
nominal que tiene asignada según lo establecido en el Anexo
Técnico: Información Técnica del Sistema y en el RMER.
TOT 5.5.6. La empresa de transmisión informará al CNDC las
características técnicas del equipamiento disponible para control
de tensión.
TOT 5.5.7. El CNDC establecerá el factor de potencia a mantener por
cada Distribuidor y Gran Consumidor en cada uno de sus nodos de
conexión. Cada agente Consumidor es responsable de la
disponibilidad del equipamiento para cumplir con ello. Para los
primeros doce meses de entrada en operación del Mercado, se
establecerá un período transitorio con un factor de potencia que
refleje las condiciones vigentes.
CAPITULO 5.6: DESPACHO DE REACTIVO.
TOT 5.6.1. Las empresas de transmisión (ENATREL y EPR) y cada
Generador deben informar al CNDC su disponibilidad prevista de
equipamiento para el control de tensión y aporte de potencia
reactiva.
TOT 5.6.2. Cada Distribuidor y Gran Consumidor debe informar al
CNDC el factor de potencia previsto mantener.
TOT 5.6.3. Con la información suministrada, cada día el CNDC
determinará en el despacho y la operación prevista, las consignas
de tensión para cada uno de los nodos. Para ello, realizará
estudios y/o simulaciones para verificar que, para los programas de
generación y de demanda previstos, el nivel de voltaje en la red se
mantiene dentro de los parámetros establecidos por los CCSDM en el
Mercado Eléctrico Nacional y Regional
TOT 5.6.4. En caso de verificar en dichos estudios que existen uno
o más nodos dónde no será posible controlar la tensión dentro del
rango admitido, el CNDC con criterio técnico y económico buscará
lograr el ajuste de tensión requerido mediante modificaciones en
los programas de generación y/o demanda de acuerdo a las siguientes
opciones:
a) Incrementar la generación de una o más unidades generadoras por
encima del valor resultante del despacho económico, incluso entrar
en servicio una unidad que no resultaba despachada. Esta energía se
considerará generación obligada.
c) Reducir la generación de una o más unidades generadoras por
debajo del valor resultante del despacho económico, para compensar
la energía asignada como generación obligada.
d) En condiciones de emergencia y como última alternativa para
lograr el control de tensión, aplicar un programa de racionamientos
forzados. Dichos racionamientos programados serán comunicados con
anticipación a los Agentes del Mercado afectados.
TOT 5.6.5. Junto con los resultados del predespacho, el CNDC
informará las modificaciones realizadas al despacho económico por
requerimientos de reactivo.
CAPITULO 5.7: CONTROL DEL REACTIVO EN TIEMPO REAL
TOT 5.7.1. La empresa de transmisión y cada Agente del Mercado debe
informar al CNDC los cambios que surjan en la información
suministrada para el despacho de reactivo.
TOT 5.7.2. De no poder cumplir en la operación con los niveles de
tensión, el CNDC establecerá una condición de emergencia y
administrará los recursos de control de tensión y aportes de
potencia reactiva para operar el sistema dentro de los límites
definidos para emergencia. Para ello podrá modificar los programas
de generación y/ o aplicar racionamiento forzado, con los mismos
criterios que los establecidos para el despacho de reactivo.
CAPITULO 5.8: SERVICIOS DE RESERVA DE CORTO PLAZO.
TOT 5.8.1. El servicio auxiliar de reserva de corto plazo es la
reserva que se requiere a lo largo de cada hora para la
operatividad del sistema y cumplir los CCSDM. Incluyen la reserva
rodante y la reserva fría. Las cantidades y requisitos técnicos a
cumplir por estas reservas se define en los correspondientes Anexos
Técnicos de esta Normativa y en el RMER.
TOT 5.8.2. Los servicios de reserva de corto plazo incluyen:
a) La reserva rodante para regulación de frecuencia, Error de
Control de Área y operatividad del sistema;
b) La reserva fría para emergencias y condiciones
imprevistas.
TOT 5.8.3. Cada hora, el margen de reserva de corto plazo total
requerido es la suma de reserva para Regulación de Frecuencia y
para Reserva Fría. Se calcula como el máximo de pérdida de energía
que significaría la salida de una unidad generadora o de una línea
de transmisión, incluyendo los sistemas eléctricos de los países
con los que el sistema de transmisión esté interconectado y con los
que exista el compromiso de compartir reserva rodante.
TOT 5.8.4. Para la determinación del nivel de reserva para
regulación primaria y secundaria, el CNDC deberá tomar en cuenta
los requerimientos regionales.
CAPITULO 5.9: RESERVA RODANTE.
TOT 5.9.1. El servicio auxiliar de reserva rodante tiene como
objeto contar con reserva rápida disponible para cubrir
desviaciones en la demanda prevista superiores a las normales y
contingencias menores en unidades de generación o en el sistema de
transmisión.
TOT 5.9.2. Se considera reserva rodante a la disponibilidad de
variar la energía que está generando un GGD dentro de un tiempo de
respuesta definido.
TOT 5.9.3. El CNDC habilitará a un GGD para aportar reserva rodante
si está habilitado a participar en el servicio de Regulación de
Frecuencia y cumple con los requisitos técnicos que se establecen
en el Anexo Técnico: Reserva . De acuerdo a las características de
su equipamiento se definirá el máximo aporte de reserva rodante al
que queda habilitado. De no cumplir con los requisitos técnicos
mínimos, no estará habilitado a aportar a este servicio auxiliar y
su reserva rodante máxima habilitada será cero.
TOT 5.9.4. El CNDC asumirá que cada GGD habilitado oferta como
reserva rodante la reserva rodante máxima a la que está habilitado,
salvo que en la información para el despacho diario el agente
Productor informe un porcentaje distinto. El porcentaje informado
podrá ser menor que el habilitado sólo si el GGD justifica el
motivo técnico que causa la restricción. El CNDC podrá pedir la
verificación del motivo informado. En ningún caso el Agente podrá
informar un valor mayor que la máxima reserva rodante a la que está
habilitado.
TOT 5.9.5. Para el despacho de cada hora, el CNDC considerará que
cada GGD habilitado que está previsto generando tiene una reserva
rodante máxima igual a la diferencia entre su Potencia Máxima
Operativa y su generación prevista, salvo que este valor resulte
mayor que su reserva rodante ofertada en cuyo caso la reserva
rodante máxima será la ofertada.
TOT 5.9.6. En caso de compartirse reserva rodante con países
interconectados, el CNDC considerará también reserva disponible a
la reserva comprometida por dicho país, en la medida que esté
prevista la correspondiente capacidad libre en la interconexión
internacional.
TOT 5.9.7. El CNDC asignará la reserva para Regulación Primaria de
Frecuencia., Regulación de Frecuencia bajo AGC y Regulación
Complementaria entre la reserva rodante habilitada disponible, de
acuerdo a los procedimientos definidos en el Tomo Normas de
Operación Comercial de esta Normativa y el RMER.
CAPITULO 5.10: REGULACIÓN PRIMARIA DE FRECUENCIA.
TOT 5.10.1. El CNDC determinará el nivel necesario de reserva
rodante para regulación primaria y la asignará entre los Grupos
Generadores a Despachar (GGDs), de acuerdo a los criterios y
procedimientos que se establece en el Anexo Técnico: Regulación de
Frecuencia de esta Normativa y en el RMER.
TOT 5.10.2. Cada unidad generadora tiene la obligación de contar
con el equipamiento de control automático necesario para participar
en el servicio de Regulación Primaria de Frecuencia. Los requisitos
técnicos mínimos de dicho equipamiento se definen en el Anexo
Técnico: Regulación de Frecuencia de esta Normativa y en el
RMER.
TOT 5.10.3. Cada Generador debe informar al CNDC para cada unidad
generadora los parámetros del gobernador de turbina, de acuerdo a
lo establecido en el Anexo Técnico: Información Técnica del
Sistema de esta Normativa y en el RMER. Con esta información el
CNDC determinará, con la metodología que se indique en el Anexo
Técnico: Regulación de Frecuencia , el aporte máximo de reserva
para Regulación Primaria de Frecuencia al que está habilitado cada
GGD. Si no cumple los requisitos técnicos mínimos establecidos, su
aporte habilitado será cero y deberá comprarla a terceros
TOT 5.10.4. El CNDC determinará el nivel de reserva para regulación
primaria de frecuencia requerida por los CCSDM, en operación normal
y en emergencia, teniendo en cuenta el sobrecosto de operación por
operar con dicha reserva y el costo por menor calidad ante falta de
reserva. El criterio y procedimiento para ello se establece en el
Anexo Técnico: Regulación de Frecuencia de esta Normativa y en el
RMER.
TOT 5.10.5. Ante una condición de racionamiento forzado o riesgo de
racionamiento forzado o falta de reserva para regulación en
operación normal, el CNDC declarará al sistema en emergencia y
aplicará el nivel de Regulación Primaria de Frecuencia de operación
en emergencia.
TOT 5.10.6. El CNDC asignará la reserva para regulación primaria
entre todos los GGDs habilitados para ello, incluyendo reserva en
interconexiones internacionales de existir un acuerdo al respecto
con el correspondiente país, de acuerdo a los procedimientos
definidos en el Tomo Normas de Operación Comercial de esta
Normativa y en el RMER.
CAPITULO 5.11: REGULACION DE FRECUENCIA BAJO AGC.
TOT 5.11.1. La reserva para la Regulación de Frecuencia bajo AGC
tiene como objeto corregir el Error de Control de Área según se
indica en el Anexo Técnico: Regulación de Frecuencia .
TOT 5.11.2. El CNDC realizará dicha regulación de frecuencia con
GGD que se encuentren bajo Control Automático de Generación
(AGC).
TOT 5.11.3. Cada Generador debe informar al CNDC los límites
operativos y la velocidad máxima de variación de carga de cada
unidad generadora, de acuerdo a lo establecido en el Anexo Técnico:
Información Técnica del Sistema . Con dicha información, el CNDC
determinará la capacidad de regulación bajo AGC a la que está
habilitado cada GGD, teniendo en cuenta los requisitos para la
regulación bajo AGC definidos en el Anexo Técnico: Regulación de
Frecuencia .
TOT 5.11.4. El CNDC definirá el nivel requerido de reserva bajo AGC
en base al volumen regulante necesario para cumplir con los CCSDM y
los criterios de regulación acordados a nivel regional en el RMER.
Los requerimientos técnicos a nivel local se establecen en el Anexo
Técnico: Regulación de Frecuencia de esta Normativa.
TOT 5.11.5. Ante una condición de racionamiento forzado o riesgo de
racionamiento forzado o falta de reserva para regulación en
operación normal, el CNDC declarará al sistema en emergencia y
aplicará el nivel de Regulación de Frecuencia bajo AGC para
operación en emergencia.
TOT 5.11.6. El CNDC asignará con criterio técnico la reserva para
AGC entre los GGDs habilitados, teniendo en cuenta las
características técnicas del equipamiento y la sensibilidad
asociada a su localización en la red.
CAPITULO 5.12: RESERVA COMPLEMENTARIA.
TOT 5.12.1. El servicio auxiliar de reserva complementaria (o
reserva terciaria) tiene como objeto contar con reserva rodante
para programar un margen adecuado que permita mantener la
operatividad del sistema ante las variaciones normales en la oferta
y demanda, dentro de los CCSDM, minimizando la necesidad de cubrir
estas variaciones con arranque y parada de unidades
generadoras.
TOT 5.12.2. El CNDC calculará el margen requerido como reserva
complementaria descontando del margen de reserva rodante total
requerida la reserva asignada como Regulación Primaria de
Frecuencia y Regulación de Frecuencia bajo AGC.
TOT 5.12.3. El CNDC habilitará a un GGD para aportar al servicio
auxiliar de reserva complementaria si está habilitado a participar
en el servicio de Regulación de Frecuencia y cumple con los
requisitos técnicos que se establecen en el Anexo Técnico:
Reserva de esta Normativa.
TOT 5.12.4. Un agente Consumidor que cuente con posibilidades de
reducir su consumo de la red, podrá solicitar al CNDC su
habilitación como reducción de demanda en reserva complementaria.
El CNDC sólo podrá habilitarlo de demostrar el agente el modo en
que implementará la interrupción de demanda en el tiempo de
respuesta establecido para la reserva rodante y el modo en que el
CNDC podrá auditar su cumplimiento.
TOT 5.12.5. Junto con la información para el despacho, los agente
Consumidor habilitados como reserva complementaria deberá ofertar
al CNDC su participación en dicha reserva, indicando la demanda
flexible ofertada.
TOT 5.12.6. El CNDC asignará la reserva complementaria entre los
agentes habilitados en función de su disponibilidad de reserva y
velocidad y calidad de respuesta, de acuerdo al procedimiento
indicado en el Tomo Normas de Operación Comercial.
TOT 5.12.7. En caso de compartirse reserva complementaria con
países interconectados, el CNDC considerará también reserva
disponible a la reserva comprometida por dicho país dejando la
correspondiente capacidad libre en la interconexión internacional.
De no contar con capacidad libre en la interconexión internacional
no podrá compartir reserva con otro país en vista que no existe
margen de reserva en dicha interconexión internacional.
TOT 5.12.8. El CNDC considerará que cada GGD habilitado como
reserva complementaria y que está generando oferta como máximo a
esta reserva la potencia que resulta de descontar de su Potencia
Máxima Operativa, generación real, y la potencia asignada al
servicio de reserva para Regulación de Frecuencia (Primaria y bajo
AGC).
CAPITULO 5.13: RESERVA FRÍA.
TOT 5.13.1. El servicio auxiliar de reserva fría tiene como objeto
contar con unidades de arranque rápido en reserva para compensar
desviaciones imprevistas o emergencias en la oferta o la demanda,
con el objeto de mantener los CCSDM.
TOT 5.13.2. El CNDC calculará el margen requerido como reserva fría
restando de la reserva de corto plazo total requerida la asignada
como Regulación de Frecuencia y Reserva Complementaria.
TOT 5.13.3. El CNDC habilitará a un GGD para aportar al servicio
auxiliar de reserva fría si puede arrancar y entregar carga al
sistema en un plazo no mayor que 15 minutos de serle requerido por
el CNDC y cumple con los requisitos técnicos que se establecen en
el Anexo Técnico: Reserva .
TOT 5.13.4. Un agente Consumidor que cuente con posibilidades de
reducir su consumo de la red dentro del plazo establecido, podrá
solicitar al CNDC su habilitación como reducción de demanda en
reserva fría. El CNDC sólo podrá habilitarlo de demostrar el agente
el modo en que implementará la reducción voluntaria de demanda en
el tiempo de respuesta establecido para la reserva fría y el modo
en que el CNDC podrá auditar su cumplimiento.
TOT 5.13.5. Junto con la información para la programación semanal,
cada Agente del Mercado habilitado podrá suministrar su oferta de
reserva fría al CNDC, como se indica en el Tomo de Operación
Comercial.
TOT 5.13.6. El CNDC asignará la reserva fría entre los agentes
habilitados en función de ofertas semanales, con los procedimientos
que se indican en el Tomo Normas de Operación Comercial.
CAPITULO 5.14: SERVICIO DE SEGUIMIENTO DE DEMANDA.
TOT 5.14.1. El servicio auxiliar de seguimiento de demanda tiene
como objeto contar con GGD arrancando y parando, y/o en caliente
para cubrir el pico de demanda minimizando el costo variable
total.
TOT 5.14.2. Las variaciones típicas de la demanda presentan un
ciclo semanal, dado por las diferencias entre días hábiles y no
hábiles, y un ciclo diario, dado por las diferencias entre las
horas de valle y las horas de pico.
TOT 5.14.3. En la optimización del despacho diario, el CNDC podrá
requerir el arranque y parada de GGD o mantener GGD parados en
caliente con el objeto de absorber las variaciones de demanda a
mínimo costo de operación diario.
CAPITULO 5.15: ARRANQUE EN NEGRO.
TOT 5.15.1. De acuerdo a lo definido en los procedimientos de
restablecimiento del Anexo Técnico: Operación ante Contingencias y
Emergencias , el CNDC establecerá los requerimientos de arranque en
negro y las plantas habilitadas a aportar este servicio.
TOT 5.15.2. Un Generador puede requerir al CNDC la habilitación de
una unidad o central para prestar este servicio si cumple los
requisitos que define el Anexo Técnico: Desempeño Mínimo del
Sistema
TOT 5.15.3.Dentro de un plazo no mayor que 20 días hábiles de
recibir una solicitud de habilitación, el CNDC deberá verificar que
cumple los requisitos técnicos asociados con los CCSDM para la
recuperación del sistema ante una condición de colapso y lo que
establece el Anexo Técnico: Desempeño Mínimo del Sistema de esta
Normativa. De no ser así, el CNDC deberá rechazar la habilitación,
informando el motivo técnico que lo justifica. El Generador podrá
realizar las modificaciones y ajustes necesarios para resolver el
motivo que causó el rechazo y solicitar nuevamente al CNDC la
habilitación, informando los cambios realizados.
TOT 5.15.4. Cada planta o unidad habilitada a la que se asigne el
servicio auxiliar de arranque en negro asume el compromiso de
mantener el equipo para garantizar, ante una emergencia, poder
realizar el arranque en negro.
TOT 5.15.5. El CNDC debe reportar al EOR los equipos disponibles de
arranque en negro en el área de control de Nicaragua, para ser
considerados en la guía regional de restablecimiento que elabora el
EOR en el marco de los estudios de seguridad regionales.
TOT 5.15.6. El CNDC debe coordinar con el EOR apoyos a áreas de
control vecinos que lo requieran en caso de darse una condición de
cero voltaje.
TITULO 6:
PROGRAMACIÓN DE LA OPERACIÓN.
CAPITULO 6.1: OBJETO
TOT 6.1.1. Los objetivos básicos de la Programación Anual son los
siguientes:
a) Realizar una programación indicativa de los resultados probables
de la operación para el período considerado, planificando el uso
óptimo de los recursos en función de hipótesis de cálculo para las
variables aleatorias.
b) Realizar una previsión indicativa del comportamiento de
embalses, y detectar y cuantificar los riesgos de vertimiento en
plantas hidroeléctricas.
c) Detectar y cuantificar los riesgos de racionamiento
forzado.
TOT 6.1.2. El objetivo de la programación semanal es determinar la
energía hidroeléctrica semanal a utilizar y su distribución
prevista a lo largo de la semana, y calcular una programación
indicativa que permita realizar:
a) La coordinación de los mantenimientos menores y
preventivos;
b) Una previsión indicativa de los riesgos de vertimiento en
plantas hidroeléctricas y de racionamiento forzado;
c) Las previsiones de requerimientos de reserva.
CAPITULO 6.2: Modelos para la Programación Anual y Programación
Semanal.
TOT 6.2.1. El CNDC debe realizar la Programación Anual y
programación semanal mediante modelos de optimización y
planificación de la operación que definan la ubicación económica de
la oferta hidroeléctrica y realice el despacho hidrotérmico,
respetando los CCSDM.
TOT 6.2.2. Para garantizar la transparencia del mercado, dichos
modelos deben producir resultados objetivos y auditables.
TOT 6.2.3. Los modelos utilizados para la Programación Anual y
Programación Semanal deben cumplir las siguientes condiciones
mínimas:
a) Permitir un modelado adecuado de la demanda, su aleatoriedad y
su flexibilidad, tanto en energía como en la forma de las curvas de
carga horarias.
b) Permitir modelar el costo de energía no suministrada, ante
distintos niveles de racionamiento forzado.
c) Permitir una representación adecuada de la red de transmisión y
sus restricciones que puedan afectan la operación, y calcular los
costos asociados a generación obligada.
d) Permitir un modelado adecuado de la generación hidroeléctrica y
sus características, y de la generación térmica, convencional y no
convencional, y sus características.
e) Permitir modelar las restricciones resultantes de los niveles de
desempeño mínimo, incluyendo forzar la generación de máquinas
obligadas.
f) Permitir modelar los requisitos de reserva.
g) Permitir modelar intercambios en las interconexiones
internacionales, tanto por compromisos contratados como ofertas y
requerimientos de oportunidad.
TOT 6.2.4. La función objetivo del modelo debe ser minimizar el
costo total de abastecimiento, dado por la suma del costo asociado
a la generación y la reducción voluntaria de demanda flexible más
el costo por energía no abastecida ante diferentes niveles de
racionamiento.
TOT 6.2.5. Al comenzar a operar el Mercado, el CNDC estará
autorizado a utilizar los modelos de programación y despacho con
que cuenta y que se define en el Anexo Técnico: Optimización y
Programación . El CNDC deberá determinar los requerimientos de
mejoras a dichos modelos o de nuevos modelos para cumplir los
requisitos que se definen en esta Normativa y dentro de un plazo no
mayor que 24 meses contar con modelos adaptados a dichos
requisitos.
CAPITULO 6.3: GENERACIÓN OBLIGADA PREVISTA EN LA
PROGRAMACIÓN.
TOT 6.3.1. Cada Agente Consumidor debe informar al CNDC sus
requerimientos previstos de generación obligada para el control de
tensión, indicando condiciones en que es requerido y potencia a
obligar. Este requerimiento debe ser presentado identificando las
restricciones de la red que lo justifican.
TOT 6.3.2. El CNDC analizará la validez de la solicitud y, de
resultar técnicamente justificado, habilitará al Agente Consumidor
a un acuerdo de generación obligada que identificará:
a) El Agente Consumidor solicitante;
b) El motivo técnico que justifica la generación obligada;
c) La descripción del requerimiento, indicando las condiciones en
que se debe obligar generación, y las unidades afectadas y la
energía requerida como obligada.
TOT 6.3.3. En las programaciones que realice el CNDC deberá tener
en cuenta y modelar la demanda que no accede al Mercado por ser
abastecida por generación obligada.
CAPITULO 6.4: PROGRAMACIÓN ANUAL.
TOT 6.4.1. Los agentes deben enviar al CNDC sus previsiones y datos
para la Programación Anual dentro de los plazos y características
que se indican en el correspondiente Anexo Técnico y el Anexo
Comercial: Administración de las Importaciones y
Exportaciones.
TOT 6.4.2. En el modelo para la Programación Anual, el CNDC debe
representar la red de transmisión y su capacidad de transmisión, el
PAM, las restricciones que resultan de los CCSDM y los acuerdos de
generación obligada prevista.
TOT 6.4.3. El CNDC debe determinar la oferta de generación en base
a la disponibilidad prevista de acuerdo a los datos informados por
cada agente Productor y el PAM.
CAPITULO 6.5: INFORME DE PROGRAMACIÓN ANUAL.
TOT 6.5.1. El CNDC debe elaborar informes con la descripción de la
Programación Anual, y del seguimiento mensual de los desvíos a lo
largo del período.
TOT 6.5.2. A más tardar el 15 de octubre de cada año el CNDC debe
presentar a los agentes, al MEM y al INE el Informe Preliminar
de Programación Anual del siguiente año. En lo que hace a
información técnica y operativa, dicho Informe debe contener como
mínimo:
a) Previsión de generación por agentes Productor y por
planta;
b) Evolución del nivel de embalses en plantas hidroeléctricas, y
previsión de riesgo de vertimiento;
c) Previsión de racionamientos forzados, y la correspondiente
energía no suministrada;
d) Identificación de restricciones de Transmisión y requerimientos
previstos por los CCSDM, y su efecto en generación obligada;
e) Acuerdos de generación obligada, y la energía prevista asignada
a cada uno de ellos;
f) Requerimientos de servicio auxiliar y su justificación;
g) Contratos de energía firmes previstos en la RTR.
h) Listado de los datos utilizados y las hipótesis consideradas,
incluyendo datos suministrados por los agentes que fueron
modificados y el motivo.
TOT 6.5.3. Dentro de los 14 días calendarios de recibir el Informe
preliminar, cada Agente del Mercado podrá enviar al CNDC sus
observaciones. El CNDC debe analizar las observaciones recibidas,
incorporar aquellas que resulten justificadas y realizar la versión
final de la programación del Período Anual.
TOT 6.5.4. El CNDC debe enviar el Informe Final de la
Programación Anual al MEM y al INE y a cada Agente del Mercado,
adjuntando las observaciones recibidas y, para aquellas que no
fueron incorporadas, el motivo que lo justifica. Dicho Informe
deberá ser enviado a más tardar el día 15 del mes anterior al
comienzo del año siguiente.
TOT 6.5.5. Durante el transcurso del año, el CNDC debe realizar el
seguimiento de la operación realizada para identificar los desvíos
respecto de lo previsto en la Programación Anual, con lo cual
realizará los ajustes a la Programación Anual de forma mensual, de
igual forma deberán ser presentados a los Agentes, al MEM y al
INE.
TOT 6.5.6. En el Informe Mensual, el CNDC debe incluir un
análisis de la operación realizada en el mes, y la identificación y
cuantificación de los desvíos significativos observados respecto a
la Programación
Anual, así como los posibles motivos de estas diferencias. Debe
incluir también:
a) Una descripción de cada emergencia registrada;
b) La energía no abastecida ante racionamientos forzados, y los
motivos;
c) La energía vertida y los motivos.
TOT 6.5.7. En el Informe Anual, el CNDC debe incluir un
resumen de la operación realizada y comparar los resultados reales
con la previsión anual.
CAPITULO 6.6: PROGRAMACIÓN SEMANAL.
TOT 6.6.1. Dentro de los plazos y características definidas en los
Anexos Técnico, cada Agente del Mercado debe enviar al CNDC la
información requerida para la programación semanal.
TOT 6.6.2. Cada semana, el CNDC debe realizar una programación
indicativa para la semana siguiente, denominada Programación
Semanal, con la optimización semanal del uso de los recursos
previstos disponibles y el Arranque y Parada de unidades ( unit
commitment ). Como resultado debe determinar, en base a la demanda
prevista, los bloques de energía previstos producir en cada planta
hidráulica en la semana y por tipo de día, y las previsiones de
arranque y parada de máquinas de base óptimo para el ciclo semanal
de la demanda. Dicha programación resultará de la optimización
semanal y tendrá en cuenta la generación y la demanda flexible
ofertada, las restricciones de la red de transmisión, los
requerimientos de reserva y desempeño mínimo, las reservas para
regulación primaria y secundaria acordadas a nivel regional, las
restricciones de operación, los pronósticos de los ríos y
restricciones aguas abajo de los embalses, las restricciones
operativas de las máquinas y los intercambios en las
interconexiones internacionales.
TOT 6.6.3. Se incluirán como demanda y generación adicional los
compromisos que surgen de los contratos de importación y
exportación vigentes.
TOT 6.6.4. Dentro de los plazos y características definidas en los
Anexos Técnico, el CNDC debe informar a cada Agente del Mercado los
resultados de la programación semanal. En lo que hace a información
técnica y operativa, debe incluir como mínimo:
a) Generación prevista por planta y/o GGD;
b) Condiciones de riesgo de racionamiento forzado y energía no
suministrada prevista;
c) Condiciones de vertimiento y energía vertida prevista;
d) Restricciones y su efecto previsto;
e) Acuerdos de generación obligada y energía prevista asignada a
cada uno de ellos;
f) Compra-venta de energía prevista en la RTR
TITULO 7:
DESPACHO DIARIO
capitulo 7.1: OBJETO.
TOT 7.1.1 El despacho diario tiene como objetivo determinar los
programas de carga de la generación y la reducción voluntaria de
demanda flexible, que permita minimizar el costo de abastecimiento
dentro de las restricciones que surgen de los CCSDM, la capacidad
de transmisión y las características operativas de las unidades
generadoras.
TOT 7.1.2 El despacho diario debe respetar los CCSDM, y asignar los
Servicios Auxiliares requeridos.
CAPITULO 7.2: GENERACIÓN Y DEMANDA.
TOT 7.2.1 Cada día, dentro de los plazos y características que se
definen en los Anexos Técnico, cada Agente del Mercado debe enviar
la información requerida para el despacho diario.
TOT 7.2.2. Cada día el CNDC debe realizar la programación del
despacho económico para el día siguiente, denominado predespacho,
en base a la información suministrada por los agentes y de acuerdo
a lo indicado en la presente Normativa. Para ello, debe realizar la
optimización diaria del uso de los recursos previstos disponibles y
del Arranque y Parada de unidades ( unit commitment ). El
predespacho debe de realizarse en coordinación con el EOR y
considerar lo establecido en el RMER.
TOT 7.2.3. El CNDC debe considerar como oferta para el despacho la
información de generación suministrada por los agentes Productores
y las ofertas de demanda flexible de los agentes de Consumidores,
de acuerdo a los criterios y procedimientos definidos en el Tomo
Normas de Operación Comercial.
TOT 7.2.4. El CNDC debe incluir en el modelo de despacho Unidades
Racionamiento para modelar el racionamiento forzado y sus costos,
de acuerdo a los criterios y procedimientos definidos en el Tomo
Normas de Operación Comercial.
TOT 7.2.5. El CNDC debe tener en cuenta las restricciones y
requerimientos que afectan el despacho, incluyendo restricciones de
la red de transmisión, los requerimientos de reserva y desempeño
mínimo, las restricciones aguas abajo de los embalses y las
restricciones operativas de las máquinas.
TOT 7.2.6. El costo total del despacho se obtendrá como la suma de
los costos asociados a las ofertas de generación y reducción
voluntaria de demanda flexible, más los costos por energía no
suministrada a través de las Unidades Racionamiento.
TOT 7.2.7. Ante una condición de racionamiento forzado previsto, el
CNDC debe realizar el despacho diario administrando el déficit de
acuerdo al siguiente orden de prioridades:
a) Retiro de exportaciones de oportunidad.
b) Retiro de demanda flexible.
c) Reducción de los márgenes de reserva en los Servicios Auxiliares
a los límites definidos para condición de emergencia.
d) Aplicación de racionamiento forzado al suministro, dando
prioridad de abastecimiento a la demanda con respaldo en el Mercado
de Contratos en la medida que el agente Productor contratado cumpla
su compromiso de entrega con generación propia.
CAPITULO 7.3: GENERACIÓN OBLIGADA EN EL DESPACHO.
TOT 7.3.1. El CNDC debe tener en cuenta en el despacho los
requerimientos de generación obligada acordados con cada Agente
Consumidor.
TOT 7.3.2. De acuerdo a ello, determinará la generación que resulta
prevista obligada y la correspondiente demanda que no participa en
el despacho económico del mercado.
TOT 7.3.3. En el Informe Mensual e Informe Anual el CNDC debe
incluir el listado de acuerdos de generación obligada y la energía
obligada generada en cada uno de ellos.
CAPITULO 7.4: RESULTADOS DEL DESPACHO.
TOT 7.4.1. Como resultado del predespacho, el CNDC debe obtener los
programas de generación y de demanda a abastecer para cada hora del
día siguiente, y la asignación de Servicios Auxiliares.
TOT 7.4.2. Los valores informados serán de carácter indicativo, y
deberán ser considerados por:
a) Cada Agente Productor como un compromiso de disponibilidad de la
generación o aporte a servicios auxiliares previstos
despachados;
b) Cada Agente Consumidor como un compromiso de cumplimiento de la
demanda flexible ofertada y/o aporte al servicio auxiliar de
reserva.
c) Cada Agente Transmisor.
TOT 7.4.3 El CNDC debe informar a los agentes el resultado previsto
del predespacho, dentro de los plazos y características que se
definen en los Anexos Técnico. En lo que hace a información técnica
y operativa, deberá indicar como mínimo:
a) Programas de carga de generación por GGD;
b) Programas de demanda para cada Agente Consumidor habilitados
como demanda flexible;
c) De corresponder, programas de racionamiento forzado
previstos;
d) Identificación de restricciones y su efecto previsto;
e) Identificación de acuerdos de generación obligada, y para cada
uno la condición que lo activa y la energía asignada como
obligada;
f) Asignación de Servicios Auxiliares;
g) Programas de intercambios previstos en los nodos de la
RTR.
h) Identificación de los mantenimientos aprobados a los
Agentes.
CAPITULO 7.5: REDESPACHO.
TOT 7.5.1. Durante la operación en tiempo real, el CNDC deberá
realizar el seguimiento del comportamiento de la oferta y la
demanda respecto de los valores previstos en el predespacho. De
verificar desvíos significativos, deberá ajustar los valores
previstos para el resto del día y realizar un nuevo despacho,
denominado redespacho.
TOT 7.5.2. Como resultado del redespacho, el CNDC deberá obtener e
informar a los agentes los cambios a los programas de generación y
de demanda a abastecer para las horas restantes del día y, de
corresponder, las modificaciones en la asignación de Servicios
Auxiliares. La información sobre resultados deberá ser suministrada
con las mismas características que las definidas para el
predespacho.
TOT 7.5.3. El CNDC debe notificar y justificar cualquier redespacho
nacional que conlleve una solicitud al EOR de efectuar un
redespacho regional conforme los plazos establecidos en el RMER.
Así mismo, el EOR le informará al CNDC los redespachos regionales
que deba ejecutar conforme los plazos establecidos en el
RMER.
TITULO 8:
OPERACIÓN EN TIEMPO REAL.
CAPITULO 8.1: OBJETO.
TOT 8.1.1. El CNDC debe realizar la coordinación de la operación
integrada en tiempo real del sistema con el objetivo de mantener el
balance entre generación y demanda y preservar la seguridad y
continuidad del servicio a través del mantenimiento de los
parámetros que resultan de los CCSDM.
TOT 8.1.2. En el cumplimiento de estas funciones, el CNDC podrá
requerir justificadamente desconectar carga y arranque o parada de
unidades generadoras.
TOT 8.1.3. Para la coordinación de la operación en tiempo real el
CNDC debe supervisar el cumplimiento por parte de los agentes
nacionales a los requerimientos de desconexión automática de carga
por baja frecuencia y por bajo voltaje que se hayan acordado
nacional y regionalmente.
CAPITULO 8.2: SEGUIMIENTO DE LA OPERACIÓN.
TOT 8.2.1. El CNDC debe realizar los ajustes necesarios a la
operación prevista para mantener el balance entre generación y
demanda y los CCSDM
TOT 8.2.2. Cada Agente del Mercado debe informar inmediatamente
posible al CNDC cualquier cambio en la información suministrada
para el despacho, tales como cambios en su disponibilidad, fallas,
ingreso o salida de equipamiento, y cualquier otro tipo de maniobra
que afecte la operación y seguridad del sistema. Toda demora del
agente en informar estas condiciones sólo podrá justificarse en
motivos de fuerza mayor o imprevistos graves que afecten sus
sistemas de comunicaciones. El CNDC es el responsable de informar a
los restantes agentes afectados.
TOT 8.2.3. El CNDC debe mantener el registro de las operaciones
realizadas en tiempo real.
TOT 8.2.4. Durante la operación en tiempo real del SNT, el EOR
supervisa los voltajes de los nodos de la RTR localizados en
Nicaragua, los flujos de potencia activa y reactiva por la porción
de la RTR localizada en Nicaragua y la frecuencia local.
TOT 8.2.5. El EOR coordinará con el CNDC las acciones que se
requieran para mantener una operación confiable del SER, en forma
de cumplir con los CCSDM
CAPITULO 8.3: CONTINGENCIAS.
TOT 8.3.1. Ante una contingencia, cada Agente del Mercado deberá
inmediatamente informar al CNDC los equipos que hayan actuado y
cumplir las instrucciones del CNDC para su restablecimiento. Cuando
las contingencias afecten el predespacho regional, el CNDC debe
comunicar al EOR, todo de conformidad al RMER.
TOT 8.3.2. Asimismo, cada Agente Productor deberá notificar lo
antes posible al CNDC la salida o pérdida de carga de una unidad
generadora y el tiempo previsto para su reposición. Si la unidad
queda indisponible o limitada, el agente debe informar al CNDC
cuando queda nuevamente disponible o se retira su limitación, para
que el CNDC coordine, de ser necesario, su sincronización y/o toma
de carga. Si la salida de generación afecta las transacciones
regionales, el CNDC deberá realizar todas las acciones que indica
el RMER.
TOT 8.3.3. Al ocurrir una falla que requiera la operación manual de
equipos, los operadores deberán realizar las maniobras requeridas
por el CNDC, salvo condiciones de fuerza mayor o que pongan en
peligro instalaciones o personas. Cuando las contingencias afecten
el predespacho regional, el CNDC deberá comunicar al EOR, todo de
conformidad al RMER.
TOT 8.3.4. El CNDC dará por finalizada una Condición de Emergencia
por contingencia a todos los agentes cuando el sistema se encuentre
nuevamente en una Condición Normal.
CAPITULO 8.4: ANÁLISIS E INFORME DE CONTINGENCIAS.
TOT 8.4.1. El CNDC debe analizar cada contingencia que se registe.
Para ello, podrá requerir a los agentes que inspeccionen sus
equipos e instalaciones y reporten las novedades que
encuentren.
TOT 8.4.2. El CNDC podrá llevar a cabo, por sí o a través de
terceros que contrate para ello, análisis complementarios de la red
de potencia para determinar el origen o causas de una falla y/o
para sustentar sus conclusiones y/o para analizar la necesidad de
medidas preventivas futuras.
TOT 8.4.3. Para cada contingencia que se registre, el CNDC debe
realizar un Informe de Contingencia, que debe ser de acceso
para todos los agentes, al MEM y al INE.
CAPITULO 8.5: RESULTADOS DE LA OPERACIÓN.
TOT 8.5.1. El CNDC debe analizar la operación realizada y las
desviaciones respecto del despacho programado, identificando los
motivos de las mismas. Este análisis se denomina pos despacho
TOT 8.5.2. De detectar el CNDC incumplimientos de un Agente del
Mercado, debe informar a dicho agente dentro del plazo que se
establece en el correspondiente Anexo Técnico. El Agente del
Mercado contará con un plazo de tres (3) días hábiles para
presentar su descargo
TOT 8.5.3.El CNDC debe informar a cada agente el análisis del post
despacho dentro de los plazos y características definidas en los
Anexos Técnico. En lo que hace a información técnica y operativa,
debe incluir como mínimo:
a) Generación registrada, por GGD, por Agente y total.
b) Demanda registrada, por agente y total.
c) Restricciones activas y contingencias, y sus
consecuencias.
d) Identificación de la energía asignada a cada condición de
generación obligada.
e) Energía por racionamientos forzados, de existir.
f) Energía por vertimientos, de existir.
g) Compra venta de energía en la RTR.
h) Incumplimientos en los Servicios Auxiliares, de existir.
CAPITULO 8.6: RECLAMOS A LA OPERACION
TOT 8.6.1. Dentro de los plazos y características definidas en los
Anexos Técnico, un Agente del Mercado puede enviar sus
cuestionamientos al despacho u operación realizada por el CNDC el
día anterior. Dichos reclamos deben estar justificados en que el
despacho y/o la operación así como los resultados informados se
apartan de lo establecido en la Normativa de Operación y sus Anexos
Técnicos. Transcurrido este plazo, los agentes no podrán presentar
reclamos por la operación realizada ni los precios que resultan de
dicha operación.
TOT 8.6.2. Un reclamo de un Agente del Mercado debe identificar el
motivo y la operación que considera correcta.
TOT 8.6.3. Ante un reclamo de un Agente del Mercado, el CNDC
contará con seis (6) días hábiles para analizar los
cuestionamientos presentados por los agentes y enviar la
justificación de la operación al despacho cuestionado.
TOT 8.6.4. En todos los casos en que de la operación realizada por
el CNDC resulta un costo total de operación inferior a la operación
sugerida por el agente o que los desvíos se debieron a motivos
operativos, y/o a mantener los CCSDM y/o por emergencias, se
considerará que la operación realizada por el CNDC fue la correcta
y el agente debe acatar el resultado obtenido. De no ser así, el
agente puede elevar su cuestionamiento al Consejo de Operación, de
acuerdo al procedimiento establecido en el Reglamento.
TITULO 9:
COORDINACIÓN DE LAS INTERCONEXIONES INTERNACIONALES.
CAPITULO 9.1: Organismos Coordinadores.
TOT 9.1.1. El CNDC es la entidad responsable de realizar la
coordinación operativa de las interconexiones internacionales en
Nicaragua.
TOT 9.1.2. El Operador del Sistema y Administrador del Mercado
(OS&M) de cada país interconectado es el responsable de
suministrar la información técnica y operativa de las
interconexiones internacionales con dicho país.
CAPITULO 9.2: Datos de Interconexiones
Internacionales.
TOT 9.2.1. El agente local que representa la parte vendedora de un
contrato de exportación debe suministrar al CNDC la misma
información que un agente Consumidor, considerando como demanda el
requerimiento de exportación.
TOT 9.2.2. El agente local que representa la parte compradora de un
contrato de importación debe suministrar al CNDC la misma
información que un agente Productor, considerando como generación
la importación prevista.
TOT 9.2.3. El OS&M de cada país interconectado debe suministrar
la información de generación asociada a la importación para el
Mercado de Ocasión de Nicaragua, y de demanda asociada a la
exportación desde el Mercado de Ocasión.
CAPITULO 9.3: SERVICIOS AUXILIARES.
TOT 9.3.1. El CNDC podrá coordinar con países interconectados
compartir servicios auxiliares. Para ello, el CNDC debe previamente
realizar los acuerdos necesarios sobre requisitos técnicos, plazos,
modos de coordinación y verificación del cumplimiento, y todo otra
condición técnica y operativa que haga a la calidad y operatividad
del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional y su compatibilidad
con la presente Normativa y sus Anexos Técnicos. En particular el
CNDC sólo podrá compartir un Servicio Auxiliar si el mismo cumple
los requisitos establecidos en la presente Normativa y el proveedor
cumple los criterios de calidad y seguridad vigentes en el Mercado
de Nicaragua.
NORMATIVA DE OPERACIÓN
TOMO NORMAS DE OPERACIÓN COMERCIAL (TOC)
TITULO 1: DISPOSICIONES GENERALES
CAPITULO 1.1: OBJETO.
TOC 1.1.1. En la presente Normativa se establecen las reglas y
procedimientos de carácter comercial para la administración y
sanción de precios del Mercado Mayorista de Nicaragua, basado en lo
dispuesto en la Ley y su Reglamento, y el Tomo Normas Generales de
la presente Normativa. Además se definen las metodologías y/o
procedimientos de detalle relacionados al MER, considerando lo
establecido en la reglamentación regional, y que inciden en la
presente Normativa.
TOC 1.1.2. Las metodologías y procedimientos de detalle que
complementan la presente Normativa serán desarrollados por el CNDC
mediante Anexos Comerciales, aprobados y autorizados de acuerdo a
los procedimientos que al efecto se establece en el Tomo Normas
Generales (TNG) de la presente Normativa.
CAPITULO 1.2 FUNCIONES DEL CNDC.
TOC 1.2.1. Corresponde al CNDC la función de centralizar, organizar
y verificar la información comercial y la función de administrar
centralizadamente, en tiempo y forma, el Mercado de Ocasión y las
transacciones por servicios.
TOC 1.2.2. El CNDC realizará la administración del Mercado y
calculará las transacciones comerciales que surgen por operaciones
fuera de contratos, tanto de energía como de potencia y servicios
de acuerdo a los procedimientos comerciales definidos en esta
Normativa. Así mismo, llevará a cabo las funciones que le
correspondan de acuerdo a lo que establezca la regulación
regional
TOC 1.2.3. A los efectos de la programación, el CNDC deberá
considerar a cada día dividido en tres bloques horarios típicos del
ciclo diario de la demanda (punta, madrugada y horas restantes) de
acuerdo a los períodos establecidos en la Normativa de
Tarifas.
CAPITULO 1.3: RESPONSABILIDAD DE LOS AGENTES DEL
MERCADO.
TOC 1.3.1. Cada Agente del Mercado tiene la obligación de cumplir
el Tomo de Normas de Operación Comercial y sus Anexos Comerciales,
así como la regulación regional.
TOC 1.3.2. Cada Agente del Mercado debe cumplir con el pago en
tiempo y forma de las transacciones comerciales resultantes en el
Mercado de Ocasión y por los servicios auxiliares y servicio de
Transmisión, así como cumplir con los plazos de pago de los cargos
que surjan de la regulación regional.
TITULO 2:
INFORMACIÓN PARA LA ADMINISTRACIÓN COMERCIAL DEL MERCADO.
CAPITULO 2.1 Responsabilidades.
TOC 2.1.1. Es obligación de cada Agente del Mercado suministrar al
CNDC en tiempo y forma información fidedigna para que éste pueda
cumplir su función de administración del Mercado.
TOC 2.1.2. La información comercial debe ser suministrada por cada
Agente del Mercado al CNDC de acuerdo a los plazos y
características que se establecen en este Tomo de la Normativa y en
el Anexo Comercial: Información Comercial del Mercado .
TOC 2.1.3. El CNDC tiene la responsabilidad de organizar y mantener
Bases de Datos Comerciales, con la información básica de los
acuerdos vigentes en el Mercado de Contratos, los precios y
transacciones económicas que resultan del Mercado de Ocasión y los
servicios auxiliares.
TOC 2.1.4. Mensualmente el CNDC realizará la liquidación de las
transacciones comerciales del Mercado Nacional y enviará a cada
Agente del Mercado el detalle de los resultados. Así mismo, en los
períodos que establezcan las instancias regionales
correspondientes, remitirá a cada Agente del Mercado el detalle de
la liquidación de las transacciones del Mercado Regional.
TOC 2.1.5. En caso de que los cargos de la liquidación del Mercado
Regional no sean asignados directamente a los Agentes del Mercado
por las instancias regionales correspondientes, el CNDC los
asignará en el Mercado Local de acuerdo a lo que indica la presente
Normativa o como las autoridades competentes lo instruyan.
CAPITULO 2.2: SISTEMA DE RECOLECCIÓN DE DATOS
COMERCIALES.
TOC 2.2.1. El CNDC tomará los datos para la administración del
Mercado del Sistema de Mediciones Comerciales (SIMEC).
TOC 2.2.2. Las mediciones comerciales deberán de cumplir los
requisitos y características definidas en el Anexo Comercial:
Sistema de Mediciones Comerciales , y en la regulación
regional.
TOC 2.2.3. El CNDC debe organizar la información recopilada a
través del SIMEC en una Base de Datos para transacciones
comerciales, auditable, la cual será de acceso abierto a cada
Agente del Mercado. Esta será la información utilizada por el CNDC
para determinar las transacciones económicas en el Mercado de
Ocasión, por servicios auxiliares y servicio de Transmisión
CAPITULO 2.3: INFORMACIÓN COMERCIAL.
TOC 2.3.1. Cada Agente del Mercado debe suministrar la información
comercial y toda modificación a la misma de acuerdo a las
características que define el Anexo Comercial: Información
Comercial del Mercado . Esta información será organizada por el
CNDC en bases de datos comerciales.
TOC 2.3.2. El CNDC debe utilizar para el cálculo de las
transacciones económicas del Mercado local la información comercial
que se define en esta Normativa e incluirla, junto con la memoria
de cálculo, en el documento a enviar a los agentes con su
liquidación del mes. Dicho documento debe incluir también la
información básica vigente del Mercado de Contratos.
TOC 2.3.3. A lo largo del mes, el CNDC debe ir estimando con la
información disponible e informar los resultados comerciales
preliminares del Mercado incluyendo:
a) Estimación de las operaciones en el Mercado de Ocasión, con
precios y transacciones para la energía y la potencia;
b) Estimación del costo de las pérdidas;
c) Estimación de las transacciones por servicios auxiliares,
indicando cargos y remuneraciones.
CAPITULO 2.4: INFORMACIÓN BÁSICA DEL MERCADO DE
CONTRATOS.
TOC 2.4.1. Para ser habilitado como perteneciente al Mercado de
Contratos, todo contrato entre Agentes del Mercado o entre un
Agente del Mercado y un Agente Externo así como sus posteriores
modificaciones debe cumplir con los requisitos definidos en esta
Normativa, y estar registrado en el INE. Al efecto, de acuerdo a lo
que establece la presente Normativa, el agente del Mercado
suministrará al CNDC la información del contrato para el que
requiere habilitación. El CNDC será el responsable de, con dicha
información, verificar si se cumplen los requisitos establecidos y,
como resultado, habilitarlo o rechazarlo en el Mercado de
Contratos. El CNDC deberá informar dicho resultado a los agentes
involucrados, y en el caso de rechazo indicar el o los motivos que
lo justifican.
TOC 2.4.2. De acuerdo a lo que establece la presente Normativa, el
Agente del Mercado debe informar al CNDC toda modificación a sus
contratos que afecten las transacciones comerciales del Mercado
Mayorista que administra dicho CNDC. En particular, se debe
notificar dentro de un plazo no mayor que tres días hábiles la
rescisión de un contrato. En tanto una modificación sea informada y
habilitada, se considerará que no está en vigencia.
TOC 2.4.3. Cada Agente del Mercado debe tener en cuenta los
procedimientos definidos en esta Normativa para la habilitación de
un contrato o de sus modificaciones como perteneciente al Mercado
de Contratos, y los tiempos que requerirán su cumplimiento. De
acuerdo a ello, deberá presentar la solicitud de autorización con
la necesaria anticipación. De lo contrario, si la autorización
resulta posterior a la entrada comprometida será responsabilidad
del agente
TOC 2.4.4. Al acordar, renovar o modificar un contrato, los Agentes
deberán presentar al CNDC la solicitud de su habilitación en el
Mercado de Contratos. Dicha solicitud, que tiene carácter de
declaración jurada, debe presentarse en nota firmada por el
representante legal de la empresa que es la parte vendedora,
excepto en el caso de un contrato de importación que debe ser
presentada por el agente local que es la parte compradora.
TOC 2.4.5. La solicitud de autorización deberá incluir la
información que se identifica en esta Normativa y que se denomina
Información Básica del Contrato. La solicitud podrá incluir también
cualquier otra información especial adicional que el agente
considere relevante para su administración comercial.
TOC 2.4.6. La solicitud de autorización de un nuevo contrato o
renovación de uno existente debe incluir la siguiente Información
Básica del Contrato.
a) Identificación del Agente del Mercado o Agente Externo que es la
parte vendedora.
b) Identificación del o los Agentes del Mercado o Agente Externo
que es la parte compradora, adjuntando una nota de cada agente
comprador en que declara conocer y estar de acuerdo con la
información presentada en la solicitud, firmada por su
representante legal.
c) Tipo de Contrato.
d) Período de vigencia, condiciones de prórroga y de rescisión del
contrato.
e) Descripción de los compromisos de energía y/o potencia a lo
largo del período de vigencia que necesitan ser conocidos por el
CNDC para la administración del Mercado de Ocasión, de acuerdo a
los criterios definidos en esta Normativa.
f) Descripción de la potencia :total contratada que resultará con
este nuevo contrato y de la máxima potencia contratable, para
verificar que el agente vendedor no superará la máxima potencia que
está autorizado contratar, de acuerdo a los criterios definidos en
esta Normativa.
g) Una declaración firmada por los representantes legales de cada
parte en que declaran aceptar las disposiciones comerciales
definidas en la presente Normativa referida a la administración del
Mercado de Contratos, y el compromiso a notificar todo cambio,
modificación o enmienda a la información suministrada sobre el
contrato así como el cese, suspensión o resolución del contrato o
su prórroga.
h) Toda otra información que resulte relevante a la administración
del contrato en el Mercado de Ocasión.
TOC 2.4.7. La solicitud de autorización de una modificación debe
identificar los cambios a la Información Básica del Contrato,
indicando:
a) Identificación del contrato.
b) Nota de cada agente que es parte compradora en que declara
conocer y estar de acuerdo con la información presentada en la
solicitud, firmada por su representante legal.
c) Modificaciones a la información básica.
d) De modificarse los compromisos de energía y/o potencia a lo
largo del período de vigencia, descripción de la potencia total
contratada que resultará con esta modificación y de la máxima
potencia contratable, para verificar que el agente vendedor no
superará la máxima potencia que está autorizado contratar, de
acuerdo a los criterios definidos en esta Normativa.
TOC 2.4.8. Al recibir una solicitud, el CNDC debe verificar que
cumple todos los requisitos que establece esta Normativa. En un
plazo no mayor a cinco días hábiles de recibida la solicitud, el
CNDC debe informar su autorización o rechazo. De cumplir con todos
los requisitos definidos en esta Normativa, el CNDC debe otorgar al
solicitante constancia de habilitación en trámite del contrato o su
modificación. Transcurrido el plazo indicado sin que el CNDC
informe el rechazo de la solicitud, las partes podrán considerar el
contrato con habilitación en trámite y registrarlo en el INE.
TOC 2.4.9. De existir algún incumplimiento, el CNDC debe informarlo
al solicitante y rechazar la solicitud. Las partes incluidas en la
solicitud deberán corregir el incumplimiento, completando los
requerimientos
faltantes y/o realizando las correcciones necesarias a la
información suministrada, antes de presentar una nueva solicitud de
habilitación.
TOC 2.4.10. Una vez que un contrato o su modificación cuente con la
habilitación en trámite, la parte vendedora deberá registrarlo en
el INE y presentar en el CNDC la documentación que avala el
cumplimiento de este trámite. Cumplidos estos requisitos, el CNDC
otorgará al contrato o modificación la habilitación en el Mercado
de Contratos. Dicha autorización será condicional al cumplimiento
durante el período de vigencia del contrato de contar con la
suficiente potencia máxima contratable.
TOC 2.4.11. Durante el transcurso del período de vigencia de un
contrato será responsabilidad del CNDC el verificar que la parte
vendedora cuenta con la suficiente potencia máxima contratable. De
detectar un incumplimiento a este requisito, el CNDC deberá cumplir
los procedimientos y tomar las medidas que indican el presente Tomo
de Normas de Operación Comercial.
TOC 2.4.12. Para el caso de los contratos de importación y
exportación, el agente local deberá de considerar además de los
requisitos establecidos en la Normativa de Operación, los indicados
en el RMER.
CAPITULO 2.5: INFORMACIÓN PARA EL DESPACHO.
TOC 2.5.1. Dentro de los mismos plazos que los establecidos para
suministrar la información para la Programación Anual, programación
semanal y despacho diario, cada Agente del Mercado debe presentar
sus ofertas de generación o demanda según corresponda, de acuerdo a
las características y plazos que se establecen en esta Normativa y
en el Anexo Comercial: Información Comercial del Mercado y el
RMER.
CAPITULO 2.6: informes y Programaciones.
TOC 2.6.1. El Informe de Programación Anual, en su versión
preliminar y final, debe contener como mínimo la siguiente
información comercial:
a) Evolución semanal prevista del precio de la energía por bloque
horario típico (punta, madrugada y horas restantes);
b) Restricciones y requerimientos previstos por el nivel de
desempeño mínimo establecido;
c) Previsiones de sobrecostos por compensación a pagar a la
generación obligada;
d) Previsión del costo de los servicios auxiliares;
e) Listado de los datos utilizados y las hipótesis consideradas,
incluyendo datos suministrados por los agentes que fueron
modificados y el motivo.
TOC 2.6.2. Junto con los resultados de cada programación semanal,
el CNDC debe informar a cada Agente del Mercado la evolución
indicativa del precio de la energía en el Mercado de Ocasión y las
transacciones previstas en el MER.
TOC 2.6.3. Junto con los resultados del predespacho o redespacho,
el CNDC debe suministrar a los agentes como mínimo la siguiente
información comercial:
a) Precios indicativos previstos en el Mercado de Ocasión.
b) Costo previsto para cada acuerdo de generación obligada.
c) Inyección y retiro de energía previstos en la RTR.
TOC 2.6.4.Junto con los resultados del post despacho, el CNDC debe
suministrar a los agentes como mínimo la estimación de la siguiente
información comercial preliminar, basada en los datos
disponibles:
a) Precios y transacciones de energía horaria estimadas en el
Mercado de Ocasión;
b) Estimación de sobrecosto asociado a cada condición de generación
obligada.
c) Estimación de precios y transacciones de potencia diaria.
d) El Postdespacho Regional suministrado por el EOR al CNDC.
TITULO 3:
ESTRUCTURA COMERCIAL.
CAPITULOL 3.1: PRODUCTOS QUE SE COMERCIALIZAN:
TOC 3.1.1.Los productos que se compran y venden en el Mercado
Mayorista son:
a) Energía.
b) Potencia.
TOC 3.1.2. Los servicios que se remuneran en el Mercado Mayorista
son:
a) Servicio de transmisión: Es el uso del Sistema Nacional de
Transmisión, remunerado mediante tarifas reguladas de acuerdo a lo
que establece la Normativa de Transporte.
b) Servicios auxiliares: Se identifican en el TOT, junto con los
requerimientos técnicos que deben cumplir. Las metodologías para su
remuneración se establecen en la presente Normativa.
c) Servicio de operación y despacho, y administración del mercado:
Es el servicio de programación y despacho, coordinación de la
operación y administración comercial asignado al CNDC y remunerado
de acuerdo a los criterios y procedimientos definidos en la
Normativa de Transporte.
d) Servicios de regulación y operación del MER definidos en el
RMER.
CAPITULO 3.2: AGENTES DEL MERCADO.
TOC 3.2.1. En el Mercado participan realizando operaciones
comerciales Agentes Consumidores y Agentes Productores.
TOC 3.2.2. Se considera Agente Consumidor a:
a) Un Distribuidor, cumpliendo la actividad de comercialización en
su área de concesión;
b) Un Gran Consumidor que compra a nivel mayorista, por contratos y
en el Mercado de Ocasión;
c) Un contrato de exportación en una interconexión internacional, o
sea la demanda de otro país que corresponde a dicho contrato y que
queda representado por el Agente del Mercado local que es la parte
vendedora;
d) Cada Autoproductor que resulta comprando faltantes.
TOC 3.2.3. Las obligaciones y derechos que como Agente Consumidor
resultan para la demanda de otro país asociada a un contrato de
exportación corresponden al agente local que es la parte vendedora
dentro de dicho contrato.
TOC 3.2.4. Se considera Agente Productor a:
a) Un Generador;
b) Un Autoproductor que vende excedentes;
c) Un Cogenerador;
d) Un contrato de importación en una interconexión internacional, o
sea la generación de otro país que corresponde a dicho contrato y
que queda representado por el Agente del Mercado local que es la
parte compradora.
TOC 3.2.5. Las obligaciones y derechos que como Agente Productor
resultan en el Mercado Eléctrico Mayorista de Nicaragua a
generación de otro país asociada a un contrato de importación
corresponden al agente local que es la parte compradora dentro de
dicho contrato.
TOC 3.2.6. Los Agentes de mercado pueden comprar y vender energía
en cualquier nodo de la RTR de conformidad con las leyes vigentes.
Las ofertas de inyección o de retiro en los nodos de la RTR deben
de realizarse de acuerdo al RMER.
CAPITULO 3.3: DISTRIBUIDORES CON GENERACIÓN PROPIA.
TOC 3.3.1. El Distribuidor que cuente con generación propia no
podrá venderla por contratos a otros Agentes del Mercado Nacional.
Sólo podrá utilizarla para cubrir demanda propia o vender
excedentes en el Mercado de Ocasión local y en el MER.
TOC 3.3.2. El Distribuidor tiene el derecho a optar entre despachar
las unidades generadoras que le pertenecen o requerir que las
despache el CNDC, excepto ante condiciones que afecten los CCSDM en
que deberá cumplir los requerimientos del CNDC. De acuerdo al
despacho propio o el despacho que realice el CNDC, podrá resultar
comprando en el Mercado de Ocasión energía para abastecimiento de
sus clientes que hubiera podido cubrir con generación propia.
TOC 3.3.3. En lo que hace a la información comercial, el
Distribuidor con generación propia deberá suministrar la
información para el despacho de demanda que corresponde a un
Distribuidor, y la información para el despacho de la generación
propia como si fuera un Generador.
CAPITULO 3.4: AUTOPRODUCTORES.
TOC 3.4.1. Un Autoproductor podrá vender excedentes o comprar
faltantes en el Mercado de Ocasión y en el Mercado de
Contratos.
TOC 3.4.2. Cuando un Autoproductor resulte comprador en el Mercado
Mayorista, el CNDC debe considerarlo como un Agente Consumidor y el
Autoproductor deberá pagar por dicha compra de energía, los cargos
por servicios auxiliares y pérdidas asociados. Así mismo, su
demanda será sujeta a la aplicación de cargos definidos en el
RMER.
TOC 3.4.3. Cuando un Autoproductor resulte vendiendo en el Mercado
Mayorista, el CNDC debe considerarlo como un Agente Productor y le
corresponderá una remuneración por sus ventas.
TOC 3.4.4. Un Autoproductor podrá aportar servicios auxiliares, de
cumplir los requisitos técnicos y quedar habilitado para ello, en
cuyo caso recibirá la correspondiente remuneración por servicios
auxiliares.
CAPITULO 3.5: MODALIDADES DE COMPRAVENTA.
TOC 3.5.1. Cada Agente del Mercado está habilitado a realizar
operaciones comerciales en el Mercado de Contratos y en el Mercado
de Ocasión. Los Agentes del Mercado pueden comprar y vender energía
en cualquier nodo de la RTR de acuerdo a lo indicado en el RMER.
Los Agentes deben presentar ofertas de inyección o de retiro en los
nodos de la RTR de acuerdo al RMER.
TOC 3.5.2. Los intercambios entre el Mercado de Ocasión Nacional y
el Mercado de Oportunidad Regional (MOR) serán intermediados a
través del CNDC y coordinados con el EOR.
TOC 3.5.3. Una empresa del Mercado Mayorista de otro país puede
realizar operaciones en el Mercado de Contratos. Dicha empresa se
convertirá en un Agente Externo en la medida que cuente con un
contrato de importación o exportación vigente en el Mercado de
Contratos, pero no estará habilitada a operar directamente en el
Mercado de Ocasión. Tanto los acuerdos comerciales regionales, como
la participación de un Agente en el MER, deberán de someterse a la
regulación regional.
TOC 3.5.4. Un Agente Productor que es Agente del Mercado
puede:
a) Comprar, por contratos potencia y energía de otro Agente
Productor para comercializarla en el Mercado;
b) Vender, por contratos o en el Mercado de Ocasión, potencia y/o
energía, propia o contratada de terceros;
c) Comprar, por contratos o en el Mercado de Ocasión, la potencia y
la energía faltante respecto de sus compromisos contratados.
TOC 3.5.5. Un Agente Consumidor que es Agente del Mercado puede
realizar las siguientes operaciones comerciales relacionadas con la
energía y la potencia:
a) Comprar, por contratos o en el Mercado de Ocasión, su demanda de
potencia y consumo de energía.
b) Vender en el Mercado de Ocasión, la potencia y la energía
sobrante (no requerida para consumo propio o de sus clientes)
respecto de sus compromisos contratados.
c) Vender parcial o totalmente contratos en que es la parte
compradora, en el Mercado de Contratos. En el caso de un
Distribuidor, requerirá previamente la autorización del INE para
verificar que dicha transacción no afecta negativamente las tarifas
de los consumidores del Distribuidor.
TOC 3.5.6. De acuerdo a lo establecido en el Reglamento, cada Gran
Consumidor deberá cubrir por lo menos un porcentaje de su demanda
prevista con contratos. Inicialmente, para cumplir con dicha
Obligación de Garantía de Suministro deberá contar con contratos
habilitados en el Mercado de Contratos que cubran un porcentaje no
menor que el mínimo entre el porcentaje obligado a contratar para
Distribuidores y el 50%. El MEM podrá, en función de la evolución
del Mercado, reducir este porcentaje.
TOC 3.5.7. Cada Distribuidor debe cumplir con su Obligación de
Garantía de Suministro con contratos de acuerdo a lo establecido en
la Ley y su Reglamento, y en la Normativa de Tarifas.
TOC 3.5.8. El CNDC deberá realizar el seguimiento para cada
Distribuidor y Gran Consumidor sobre el porcentaje de la demanda
prevista que resulta cubierta por contratos, y enviar dicha
información al comienzo de cada mes al INE para que éste verifique
si existen incumplimientos en la Obligación de Garantía de
Suministro.
CAPITULO 3.6: INTERMEDIACIÓN COMERCIAL DEL CNDC.
TOC 3.6.1. El CNDC sólo puede intermediar en la compra y venta de
energía eléctrica de terceros en la actividad de:
a) Importación y exportación de oportunidad en el Mercado de
Ocasión en los nodos de la RTR habilitados.
b) Importación y exportación bajo contratos en el Mercado de
Contratos en los nodos de la RTR habilitados.
TOC 3.6.2. El CNDC debe brindar este servicio con neutralidad y
transparencia. Sin que le produzca ni una renta ni una pérdida, de
acuerdo a los procedimientos que define esta Normativa de
Operación, en representación de:
a) Los compradores del Mercado de Ocasión en caso de una
importación de oportunidad.
b) Los vendedores del Mercado de Ocasión en caso de una exportación
de oportunidad.
TITULO 4:
MERCADO DE CONTRATOS.
CAPITULO 4.1: OBJETO.
TOC 4.1.1. En las presentes reglas para el Mercado de Contratos se
establecen los tipos de contratos a operar en el Mercado Mayorista,
sus características y restricciones.
CAPITULO 4.2: CARACTERÍSTICAS GENERALES.
TOC 4.2.1. El Mercado de Contratos es el conjunto de contratos
entre Agentes del Mercado, o entre un Agente del Mercado y un
Agente Externo, que cumplen los requisitos que define esta
Normativa y el RMER.
TOC 4.2.2. Un contrato establece condiciones y precios para la
compra futura de energía, potencia y servicios auxiliares.
TOC 4.2.3. Cada Agente Consumidor podrá acordar contratos con
Agentes Productores ubicados en Nicaragua, que se consideran
contratos internos, y/o contratos de importación con empresas
ubicadas en otro país, y/o en los casos que habilita la presente
Normativa exportar parcial o totalmente energía y/o potencia de
contratos en que es la parte compradora.
TOC 4.2.4. Dos o más Agentes Consumidores podrán agruparse para
agregar demanda y comprar a través de un mismo contrato.
TOC 4.2.5. El Agente Consumidor que es la parte compradora de un
Contrato podrá acordar la transferencia, total o parcial, de dicho
contrato a otro agente. Dicha transferencia podrá ser transitoria
por una parte del período de vigencia del contrato, o permanente
por el período restante hasta la finalización del contrato. La
transferencia deberá contar con el acuerdo de la parte vendedora y
de todas las partes compradoras, de existir más de una. La
transferencia deberá ser informada al CNDC con la modalidad
establecida para suministrar información de modificaciones a
contratos, y deberá incluir la documentación que avala el acuerdo
de todas las partes afectadas.
TOC 4.2.6.Cada Agente Productor podrá acordar:
a) La compra por contratos de la energía y/o potencia de las
máquinas de propiedad de otro Agente Productor;
b) La venta de energía y/o potencia por contratos internos a un
Agente Consumidor;
c) La venta de energía y/o potencia por contratos de exportación a
un Agente Externo.
TOC 4.2.7 Los cargos de transmisión que correspondan a cada agente
serán independientes de sus contratos. Sin embargo, una de las
partes puede acordar en un contrato hacerse cargo de parte o todos
los cargos de transmisión de la otra parte.
CAPITULO 4.3: TIPOS DE CONTRATOS.
TOC 4.3.1. En el Mercado de Contratos se diferencian dos tipos de
contratos de acuerdo a las partes involucradas:
a) Contratos de Suministro, que acuerdan la compra/venta de energía
y/o potencia entre un Agente Productor y uno o más Agentes
Consumidores.
b) Contratos de Generación, que acuerdan la compra/venta de energía
generada y potencia disponible entre un Agente Productor y otro
Agente Productor, o entre un agente Consumidor (comprador) y un
Agente Productor (vendedor).
TOC 4.3.2. De acuerdo a la localización de las partes se
diferencian los siguientes tipos de contratos:
a) Contratos internos, en que ambas partes son Agentes del Mercado
y en que los nodos de generación y/o entrega comprometidos se
ubican en Nicaragua.
b) Contratos de importación, en que la parte compradora es un
Agente del Mercado y la parte vendedora es un Agente Externo, y en
que se acuerda un intercambio en los nodos de la RTR.
c) Contratos de exportación, en que la parte vendedora es un Agente
del Mercado y la parte compradora es un Agente Externo, y en que se
acuerda un intercambio en los nodos de la RTR.
CAPITULO 4.4: CONTRATOS PREEXISTENTES.
TOC 4.4.1. Se considera contrato preexistente a todo contrato
vigente antes de la privatización de las empresas distribuidoras,
Disnorte y Dissur.
TOC 4.4.2. Para su habilitación en el Mercado de Contratos y su
administración comercial, la parte compradora de un contrato
preexistente debe registrarlo en el INE presentando una declaración
notarial jurada, firmada por el representante legal de las
empresas, indicando que aceptan que su contrato se administre de
acuerdo a las reglas comerciales y técnicas que surgen de la
presente Normativa.
TOC 4.4.3. Un contrato preexistente sólo será habilitado a
pertenecer al Mercado de Contratos si cumple todos los siguientes
requisitos:
a) No incluye cláusulas de pago obligado de una energía mínima
(take or pay) o algún tipo de restricción que impide ser
considerado como despachable de acuerdo a los criterios definidos
en la Normativa de Operación.
b) La parte vendedora cumple los requerimientos correspondientes e
ingresa como Agente del Mercado.
c) Se suministra al CNDC la Información Básica del Contrato, como
si se tratara de un Contrato de Suministro o un Contrato de
Generación, según corresponda, y la constancia de registro en el
INE.
d) Las partes presentan al CNDC una nota firmada por los
representantes legales en que se comprometen a aceptar que el
contrato sea administrado de acuerdo a los procedimientos definidos
en la Normativa de Operación, de lo que podrá resultar para la
parte vendedora compras y ventas de energía y potencia en el
Mercado de Ocasión.
e) Presenta la documentación que avala el cumplimiento del registro
en el INE.
TOC 4.4.4. El CNDC deberá administrar comercialmente todo contrato
preexistente que no pertenece al Mercado de Contratos como si la
generación perteneciera a la parte compradora. En este caso, las
responsabilidades y derechos que resultan para dicha generación
como Agente Productor corresponden al Agente del Mercado que es la
parte compradora.
CAPITULO 4.5: REQUISITOS Y RESTRICCIONES.
TOC 4.5.1. Los siguientes requisitos y restricciones se aplican a
todo contrato para ser habilitado como perteneciente al Mercado de
Contratos.
TOC 4.5.2. Un contrato interno no puede establecer un compromiso de
intercambio bilateral físico que altere el despacho económico. La
energía que producirá cada GGD será un resultado del despacho, los
Criterios de Calidad y Seguridad y los requerimientos en la
operación real, y por lo tanto independiente de los compromisos
contratados que tenga un GGD o el Agente Productor.
TOC 4.5.3. Un agente que acuerde un contrato con cláusulas de
obligación de pago de una energía mínima (take or pay), deberá
tener en cuenta que el CNDC realizará la programación, el despacho
y la operación con criterio de minimizar el costo variable de
operación total del sistema y no considerará como obligación de
despacho a la energía asociada al pago obligado. En consecuencia,
los sobrecostos que resulten para un contrato con cláusula de este
tipo son parte del riesgo que acepta la parte compradora.
TOC 4.5.4. Cada contrato que se acuerde con posterioridad a la
privatización de las empresas distribuidoras Disnorte y Dissur,
debe incluir una cláusula en que ambas partes declaran aceptar el
resultado económico asociado al contrato que resulta de las reglas
definidas en la Normativa de Operación, así como aceptar las
instrucciones del CNDC que resulten del cumplimiento de los
procedimientos que define la Normativa de Operación.
TOC 4.5.5. Todo Contrato de Suministro o Generación en que la parte
compradora sean dos o más Agentes Consumidores deberá
identificar
para cada agente que compra la participación que le corresponde en
la compra total del contrato.
CAPITULO 4.6: INTERACCIÓN CON EL MERCADO DE OCASIÓN.
TOC 4.6.1. En la administración del Mercado de Ocasión, el CNDC
deberá respetar los contratos de acuerdo a los procedimientos que
establece esta Normativa, aplicando un tratamiento no
discriminatorio entre contratos internos y contratos de importación
o de exportación.
TOC 4.6.2. Para los contratos internos, las diferencias que surjan
para cada agente entre los compromisos contractuales y la operación
real serán administradas por el CNDC en el Mercado de
Ocasión.
TOC 4.6.3. Un contrato de importación se administrará como una
obligación de la parte vendedora de inyectar en el(los) nodo(s) de
la RTR acordado(s) el compromiso contratado. La parte compradora no
podrá cubrirlo mediante compras en el Mercado de Ocasión de
Nicaragua. Para el Agente que es la parte local compradora, las
diferencias se administrarán en el Mercado de Ocasión.
TOC 4.6.4. Un contrato de exportación se administrará como una
obligación para la parte compradora de retirar en el(los) nodo(s)
de la RTR acordado(s) el compromiso contratado, pudiendo resultar
de acuerdo al despacho que la parte local vendedora cubra este
compromiso mediante compras en el Mercado de Ocasión.
TOC 4.6.5. El CNDC deberá administrar en el Mercado de Ocasión las
diferencias para un Contrato, ya sea interno o de importación, en
que la parte compradora sean dos o más Agentes Consumidores
asignando la energía y/o potencia que resulta de dicha contratación
entre los Agentes Consumidores compradores de acuerdo a su
participación definida en el contrato total.
CAPITULO 4.7: RESPALDO DE LOS CONTRATOS.
TOC 4.7.1. Un Agente Productor puede vender por contratos potencia
y energía en la medida que cuente con generación para su respaldo,
ya sea con unidades generadoras que le pertenecen o generación que
contrata de otro Agente Productor.
TOC 4.7.2. La máxima potencia contratable que un Agente Productor
puede vender por Contratos de Suministro está dada por:
a) La suma de: la Potencia Máxima Garantizable de los GGD de su
propiedad, cuyo valor se determina tal como se establece en esta
Normativa;
b) Menos la potencia total que vende por Contratos de Generación a
otro Agente Productor;
c) Más la potencia total que compra por Contratos de Generación de
otro Agente Productor.
TOC 4.7.3. La máxima potencia contratable que un Agente Productor
puede vender por Contratos de Generación es la suma de la Potencia
Máxima Garantizable de los GGD de su propiedad menos la potencia
comprometida en Contratos de Suministro que es la parte
vendedora.
TOC 4.7.4. La energía que un Agente Productor puede vender por
contratos es la asociada a su máxima potencia contratable.
TOC 4.7.5. Un Agente Productor debe contar con una máxima potencia
contratable que sea mayor o igual que la comprometida como potencia
vendida en sus contratos, de acuerdo a lo establecido en esta
Normativa. Para ello deberá tomar las medidas necesarias en cuanto
a mantener en servicio unidades de su propiedad, y/o instalar
nuevas plantas y unidades generadoras, y/o realizar Contratos de
Generación.
TOC 4.7.6. Si a la fecha de entrada en vigencia de un contrato la
máxima potencia contratable del Agente Productor que es la parte
vendedora no es suficiente para respaldar dicho contrato, la
entrada en vigencia quedará postergada hasta que el agente vendedor
tome las medidas necesarias para incrementar su máxima potencia
contratable a la cantidad requerida.
TOC 4.7.7. Si en alguna condición el Agente Productor disminuye su
máxima potencia contratable y de ello resulta menor que la
requerida como respaldo de sus contratos autorizados vigentes, el
CNDC deberá notificar al agente del incumplimiento. De éste no
corregir la situación dentro de un plazo no mayor que 30 días
hábiles, el CNDC transitoriamente reducirá su contratación
autorizada, asignando la potencia faltante como un descuento a la
potencia contratada en sus contratos vigentes, proporcionalmente al
compromiso contratado en cada uno. El CNDC deberá notificar a todos
los agentes afectados. Esta situación se mantendrá hasta que el
agente vendedor incremente su máxima potencia contratable a la
requerida para respaldar todos sus contratos vigentes.
CAPITULO 4.8: CONTRATOS DE SUMINISTRO.
TOC 4.8.1.La parte compradora de un Contrato de Suministro debe ser
uno o más Agentes Consumidores, y la parte vendedora un Agente
Productor.
TOC 4.8.2. Un Contrato de Suministro puede establecer:
a) Un compromiso exclusivamente de disponibilidad de
potencia;
b) O un compromiso exclusivamente de entrega de energía;
c) O un compromiso de disponibilidad de potencia y entrega de
energía.
TOC 4.8.3. Un Contrato de Suministro debe acordar e identificar los
puntos de entrega, que podrán ser uno o más, indicando el
compromiso de potencia y/o energía en cada uno de estos
puntos.
TOC 4.8.4. El contrato podrá diferenciar distintos períodos durante
su plazo de vigencia, por ejemplo por estación del año, y/o por
tipo de día, y/o por hora del día, y establecer distintos
compromisos y/o precios para cada período.
TOC 4.8.5. El compromiso de disponibilidad de potencia y/o entrega
de energía puede definir cantidades que varían a lo largo del
período de vigencia del contrato.
TOC 4.8.6. Si el contrato establece la compra/venta de energía,
debe identificar el compromiso como bloques horarios de energía
para que el CNDC pueda realizar la administración de las partes en
el Mercado de Ocasión. Dicho compromiso se podrá expresar como un
porcentaje del consumo, como cantidades fijas, o cualquier otra
modalidad que permita al CNDC determinar hora por hora el
compromiso de energía asociado al contrato.
TOC 4.8.7. El contratar energía permite a ambas partes estabilizar
o acotar el precio futuro de la energía, pero no habilita a imponer
restricciones ni obligaciones al despacho y la operación física del
sistema. La parte vendedora asume un compromiso de entrega de
energía, pero no una obligación de hacerlo con generación propia,
pudiendo resultar que cumple el compromiso con generación propia
y/o compras de otros contratos y/o compras en el Mercado de
Ocasión. La parte compradora asume un compromiso de pago por los
bloques de energía que contrata y puede resultar vendiendo
excedentes en el Mercado de Ocasión.
TOC 4.8.8. En un Contrato de Suministro que incluye compra/venta de
potencia, el Agente Productor vendedor asume el compromiso de que
contará con la máxima potencia contratable que habilita dicho
contrato, y de cumplir los requisitos de disponibilidad acordados
en el contrato con disponibilidad de generación propia y/o compras
de potencia en otros contratos y/o compras en el Mercado de
Ocasión. La parte compradora se compromete a pagar por la potencia
contratada disponible, independientemente de que genere o no.
TOC 4.8.9. El Agente Consumidor que es la parte compradora de un
Contrato de Suministro con compra/venta de potencia adquiere el
derecho de uso de la potencia que contrata, para requerimientos
propios o para vender en el Mercado de Ocasión cuando tenga
excedentes respecto de los requerimientos de su demanda.
TOC 4.8.10. La contratación de potencia y energía a través de un
Contrato de Suministro habilita prioridad de abastecimiento para la
parte compradora en la medida que la parte vendedora pueda cumplir
el compromiso con generación propia. Ante una situación de
faltantes en la oferta que lleve a una condición de racionamiento
forzado, el CNDC administrará cada Contrato de Suministro de
energía y potencia como si estableciera un compromiso físico entre
ambas partes y el comprador no verá afectado la parte de su
abastecimiento que resulte cubierto por el contrato.
TOC 4.8.11. Cada Contrato de Suministro deberá definir los nodos de
entrega. La parte vendedora asume los riesgos de transmisión
asociados, de existir, desde su nodo de conexión a la red hasta
cada nodo de entrega del contrato, y la parte compradora de los
riesgos de transmisión asociados, de existir, desde el nodo de
entrega del contrato hasta sus nodos de consumo.
CAPITULO 4.9: CONTRATOS DE GENERACIÓN.
TOC 4.9.1. Un Agente Productor puede comprar en un Contrato de
Generación potencia con energía asociada de otro Agente Productor
para vender en el Mercado y/o para respaldo de los Contratos de
Suministro en que es la parte vendedora.
TOC 4.9.2. Un Agente Consumidor puede comprar en un Contrato de
Generación potencia con energía asociada de otro Agente Productor
para abastecimiento propio, pudiendo vender los excedentes, de
existir, en el Mercado de Ocasión.
TOC 4.9.3. El Contrato de Generación debe establecer el o los nodos
de entrega y la potencia contratada en cada uno. Dicho compromiso
de potencia puede variar a lo largo de la vigencia del
contrato.
TOC 4.9.4. Cada Contrato de Generación deberá definir los nodos de
entrega. La parte vendedora asume los riesgos de transmisión
asociados, de existir, desde su nodo de conexión a la red hasta
cada nodo de entrega del contrato.
CAPITULO 4.10: CONTRATOS DE IMPORTACIÓN Y EXPORTACIÓN.
TOC 4.10.1. Los contratos de importación y exportación deben
establecer un compromiso de intercambio en los nodos de la RTR de
acuerdo a lo que establece la regulación regional.
TOC 4.10.2. Para su autorización, un contrato de importación o
exportación requiere cumplir las reglamentaciones de los Mercados
Nacionales respectivos y la del MER.
TOC 4.10.3. Los contratos de importación y exportación serán
administrados comercialmente en el Mercado por el CNDC con los
procedimientos que se definen en esta Normativa de Operación y el
RMER.
TOC 4.10.4.Todos los cargos que surjan en el Mercado como
consecuencia de un contrato de importación o exportación,
incluyendo cargos de transmisión, servicios auxiliares y pérdidas,
así como los cargos asociados con el MER, se asignarán según la
Normativa de Operación y el RMER.
TITULO 5:
POTENCIA PARA CONFIABILIDAD
CAPITULO 5.1: OBJETO.
TOC 5.1.1. Las presentes reglas establecen la potencia requerida
para el abastecimiento con confiabilidad de la demanda, y los
procedimientos para el cálculo de la potencia para confiabilidad de
cada Agente Consumidor.
TOC 5.1.2. Cada Agente Consumidor debe comprar potencia para
confiabilidad en base al requerimiento previsto en el último
Informe Proyecciones de Demandas, que disponga. Las
características de dicho Informe se definen en esta Normativa. Un
porcentaje de esta potencia debe comprarse con anticipación en el
Mercado de Contratos como Obligación de Garantía de Suministro, de
acuerdo a lo establecido en el Reglamento de la Ley y los
procedimientos que se establecen en esta Normativa.
CAPITULO 5.2: PROYECCIONES DE DEMANDAS.
TOC 5.2.1. El CNDC es el responsable de recopilar la información de
pronósticos de demanda, verificar su compatibilidad y requerir
justificadamente ajustes, para lograr la mejor proyección posible
de los requerimientos de consumo de energía, curvas típicas y
demanda máxima prevista para cada mes de los dos años
subsiguientes.
TOC 5.2.2. Antes del 15 de septiembre de cada año, cada Agente
Consumidor y cada Autoproductor debe suministrar al CNDC sus
proyecciones de consumo de energía, curvas típicas y carga máxima
para una hipótesis de condición más probable (denominada Condición
de Demanda Media) para los siguientes dos años.
TOC 5.2.3. Dicha información debe incluir como mínimo hipótesis de
cálculo y su justificación, proyecciones de crecimiento de demanda
y consumo de energía, curvas típicas, demanda máxima de pico, e
importación contratada. En el caso de un Agente Distribuidor, debe
suministrar por separado la información correspondiente a sus
usuarios que no alcanzan los requisitos de Gran Consumidor, y la
información correspondiente a los usuarios que cumplen los
requisitos de Grandes Consumidores y con los que tiene contratos de
venta.
TOC 5.2.4. Dentro de los mismos plazos y con las mismas
características que para la demanda de los Agentes Consumidores,
cada Agente Productor debe informar las proyecciones de demanda
asociada a sus contratos de exportación.
TOC 5.2.5. De acuerdo a los criterios indicados en el Tomo Normas
Generales, en caso de surgir datos a verificar, el CNDC deberá
informar al Agente del Mercado que corresponda solicitando
clarificaciones y realizando las observaciones pertinentes. El CNDC
buscará acordar con el agente los datos a utilizar. De no lograr un
acuerdo, está autorizado a utilizar el valor que considere más
representativo.
TOC 5.2.6. Al mismo tiempo, el CNDC requerirá las proyecciones de
demanda y tasas de crecimiento consideradas en la última
planificación indicativa, a los efectos de analizar las hipótesis
consideradas y la previsión para la Condición de Demanda
Media.
TOC 5.2.7. El CNDC deberá analizar la coherencia de la información
recopilada y su ajuste respecto de los datos históricos
registrados. En base a ello, el CNDC obtendrá una proyección propia
para una Condición de Demanda Media, buscando respetar las
proyecciones acordadas con los agentes salvo motivos
justificados.
TOC 5.2.8. El CNDC considerara para cada mes el Período de Máxima
Demanda como la hora en que se prevé la demanda máxima del mes. De
acuerdo a los resultados del Mercado y las variaciones que se
registren en la forma de la demanda típica del SIN, el CNDC podrá
decidir utilizar un Período de Máxima Demanda de mayor duración
para representar adecuadamente las horas en que se registran el
mayor requerimiento de generación.
TOC 5.2.9. El CNDC elaborará la versión preliminar del Informe
Proyecciones de Demanda, incluyendo hipótesis, proyecciones y
la identificación de las modificaciones que no fueron acordadas con
el correspondiente Agente del Mercado junto el motivo que justificó
dicha modificación.
TOC 5.2.10. El informe indicará las siguientes proyecciones para
cada mes de los dos años subsiguientes.
a) Consumo de energía prevista y curva típica, para cada Agente del
Mercado y total.
b) Demanda promedio prevista en el SIN para el Período de Máxima
Demanda del mes.
TOC 5.2.11. Antes del 5 de Octubre, el CNDC debe enviar la versión
preliminar del Informe Proyecciones de Demanda a cada Agente
del Mercado. Los Agentes contarán con diez días hábiles para
realizar observaciones y justificar la necesidad de ajustes.
TOC 5.2.12 El CNDC debe analizar las observaciones recibidas dentro
del plazo indicado y buscará acordar con el o los Agentes del
Mercado las modificaciones a realizar. De no lograr un acuerdo, el
CNDC debe utilizar los valores que considere más representativos,
teniendo en cuenta toda la información disponible. En caso de
modificar información suministrada por un agente, deberá informarle
el motivo que lo justifica. En base a ello, realizará los ajustes y
modificaciones necesarias y obtendrá la proyección para una
condición de media.
TOC 5.2.13. Con la proyección de demanda para una condición de
media, el CNDC debe determinar para cada mes las siguientes
previsiones.
a) El consumo de energía, total y por Agente del Mercado.
b) Demanda promedio prevista para el sistema para el Período de
Máxima Demanda.
c) Para cada Agente Consumidor, su porcentaje de participación en
la demanda máxima, que se calculará dividiendo la demanda promedio
proyectada para el agente en el Período de Máxima Demanda por la
proyección de demanda promedio prevista para el sistema en el mismo
período de máxima mensual. De tratarse de un Distribuidor, el CNDC
calculará dos porcentajes: el porcentaje de participación que
corresponde a la demanda de los Grandes Consumidores con quienes
acuerda contratos, y el que corresponde al resto de sus
clientes.
CAPITULO 5.3: DEMANDA PREVISTA DE GENERACIÓN.
TOC 5.3.1. El CNDC debe estimar las pérdidas típicas del sistema en
las horas de pico de cada mes.
TOC 5.3.2. Para confiabilidad, se considerará un Porcentaje de
Reserva por el Aleatorio Demanda. Dicho porcentaje se define
inicialmente en
2.5% y podrá ser modificado a solicitud del CNDC y aprobación del
INE si los resultados del Mercado indican que dicho porcentaje es
inadecuado para la confiabilidad pretendida.
TOC 5.3.3. El CNDC debe calcular la Demanda de Potencia de
Generación Total Prevista para cada mes de los dos años
subsiguientes de acuerdo con la siguiente metodología.
a) Se toma el promedio de demanda previsto para el Período de
Máxima Demanda para la condición más probable, o sea la Condición
de Demanda Media.
b) Se obtiene la demanda máxima corregida, incrementando el
promedio calculado en a) en el Porcentaje de Reserva por el
Aleatorio Demanda.
c) Se calcula la Demanda de Potencia de Generación Total Prevista
incrementando la demanda máxima corregida en las pérdidas típicas
de hora de pico.
TOC 5.3.4. Para cada Agente Consumidor el CNDC calculará su
participación prevista en la Demanda de Potencia de Generación
Total Prevista multiplicando su porcentaje de participación en la
demanda máxima por la Demanda de Potencia de Generación Total
Prevista. De tratarse de un Distribuidor, el CNDC calculará dos
valores: su participación prevista correspondiente al total de
Grandes Consumidores con quienes acuerda contratos, y el que
corresponde al resto de sus clientes.
TOC 5.3.5. Antes del 5 de Noviembre de cada año, el CNDC debe
enviar a cada agente, al MEM y al INE la versión final del
Informe Proyecciones de Demanda. El informe incluirá como
mínimo para cada mes de los siguientes dos años:
a) El consumo de energía previsto, por Agente del Mercado y
total;
b) Las pérdidas previstas y su justificación;
c) La Demanda de Potencia de Generación Total Prevista, indicando
la parte que corresponde a incremento para confiabilidad y por
pérdidas;
d) El porcentaje de participación de cada Agente Consumidor en la
Demanda de Potencia de Generación Total Prevista, indicando en el
caso de un Distribuidor el porcentaje correspondiente al total por
los Grandes Consumidores a los que vende por contratos, y el
porcentaje correspondiente al resto de sus clientes
e) Potencia que corresponde como participación en la Demanda de
Potencia de Generación Total Prevista de cada Agente Consumidor,
diferenciando en el caso de un Distribuidor la correspondiente a
los Grandes Consumidores a los que vende por contratos, y la
correspondiente al resto de sus clientes.
TOC 5.3.6. El Informe Proyecciones de Demanda debe incluir
un Anexo que adjunte cada pedido de ajuste requerido por un Agente
del Mercado que no fue aceptado por el CNDC y el motivo para su
rechazo.
CAPITULO 5.4: GARANTÍA DE POTENCIA.
TOC 5.4.1. Para cada Agente Productor, se considera potencia
comprometida garantizar al compromiso de disponibilidad que asume
en el Mercado de Contratos, o sea la suma de la potencia que vende
en sus contratos. Dicha disponibilidad puede resultar variable a lo
largo del año.
TOC 5.4.2. Se considera potencia disponible de un Agente Productor
a la suma de la potencia disponible que comercializa, ya sea de GGD
propios o comprada a través de Contratos de Generación.
TOC 5.4.3. A lo largo del año, el CNDC debe identificar cada vez
que un Agente Productor incumple en su potencia comprometida
garantizar en contratos debido a:
a) Indisponibilidad de sus GGD que no corresponda a mantenimientos
programados;
b) Limitaciones técnicas del GGD y/o planta y/o línea de conexión a
la red de Transmisión si dicha línea pertenece al Agente
Productor;
c) Restricciones de combustibles para unidades térmicas o falta de
agua para plantas hidroeléctricas, que limiten su generación
máxima.
TOC 5.4.4. El CNDC debe incluir en el Informe Mensual e Informe
Anual los incumplimientos detectados en la potencia
comprometida a garantizar.
TOC 5.4.5. Al 15 de octubre, el CNDC determinará para cada Agente
Productor la Potencia Máxima Garantizable de cada uno de sus GGD
para el año siguiente. Dicha potencia se calculará como su potencia
efectiva, salvo que el CNDC haya verificado para el Agente
Productor en las condiciones indicadas en 5.4.3, incumplimientos
reiterados a lo largo del año a su potencia comprometida garantizar
por contratos, en cuyo caso será el producto de dicha potencia
efectiva por su disponibilidad media registrada en el
período.
TOC 5.4.6. En el Informe Proyecciones de Demanda el CNDC
incluirá el listado de la Potencia Máxima Garantizable de cada GGD
y total de cada Agente Consumidor para el año siguiente.
CAPITULO 5.5: PRECIO MAXIMO Y PRECIO DE REFERENCIA PARA LA
POTENCIA.
TOC 5.5.1. Cada día junto con los datos para el predespacho, los
Distribuidores deben informar el precio para la potencia que
resulta para el día siguiente durante el Período de Máxima Demanda
en cada uno de sus Contratos que se trasladan a tarifas. De no
suministrar esta información para algún contrato, el CNDC debe
considerar que se mantiene el último precio de la potencia
informado por el agente Distribuidor.
TOC 5.5.2. Antes de la finalización de cada año, el CNDC debe
determinar e informar a los agentes el Precio de Referencia de la
Potencia para el siguiente año de acuerdo al siguiente
procedimiento:
a) Se calcula el costo fijo representativo de una unidad de punta,
para el cubrimiento de los períodos de máximo requerimiento de
demanda, de acuerdo a las condiciones y necesidades existentes en
Nicaragua. Se entiende por unidad de punta una unidad generadora de
arranque rápido y cuya flexibilidad operativa permite realizar
seguimiento de demanda.
b) Se calcula la anualidad asociada a dicho costo con la tasa de
descuento definida para el régimen tarifario, considerando una vida
útil de 15 años.
c) Se incrementa la anualidad resultante en un porcentaje de
indisponibilidad para confiabilidad. Dicho porcentaje será un valor
entre el 5% y el 15% e inicialmente se define en el 10%. El
porcentaje podrá ser modificado a requerimiento del CNDC, con la
correspondiente justificación, debiéndose presentar al INE para su
análisis y revisión y posteriormente en caso de estar de acuerdo
con la modificación, la remitirá al MEM para su aprobación.
d) Se descuenta los ingresos por encima de sus costos variables que
podría recuperar dicha unidad mediante ventas de energía en el
Mercado de Ocasión.
e) Se obtiene el costo fijo restante expresado en unidad monetaria
por MW por día.
TOC 5.5.3. Cada día el CNDC debe calcular el Precio de la Potencia
en el Mercado de Ocasión, como el Precio Máximo entre los precios
de las ofertas aceptadas a los agentes en ese día. Este precio no
debe superar el precio de referencia de la potencia vigente. Junto
con los resultados del predespacho, el CNDC debe informar a los
Agentes el Precio Máximo de la Potencia para el día
siguiente.
TITULO 6:
OBLIGACIÓN DE GARANTÍA DE SUMINISTRO.
CAPITULO 6.1: OBJETO.
TOC 6.1.1. En las presentes reglas para la obligación de
cubrimiento de la demanda se establecen los criterios y
procedimientos a cumplir por los Agentes Consumidores para contar
anticipadamente con respaldo para cubrir una parte de su
requerimiento de energía y potencia.
TOC 6.1.2. La Obligación de Garantía de Suministro se calcula para
cada Agente del Mercado con las proyecciones de energía y potencia
que se indican en el Informe Proyecciones de Demanda.
CAPITULO 6.2: CUBRIMIENTO CON GENERACIÓN PROPIA.
TOC 6.2.1. Cada Agente Distribuidor podrá utilizar generación
propia para cumplir con parte de su Obligación de Garantía de
Suministro, de resultar autorizado por el INE. Para cada unidad
generadora propia podrá comprometer a lo sumo su Potencia Máxima
Garantizable.
TOC 6.2.2. Cuando un Distribuidor utilice generación propia para
cubrir su Obligación de Garantía de Suministro, el CNDC considerará
como si existiera un contrato entre la generación y la demanda del
Distribuidor. El Distribuidor deberá suministrar la información
básica que correspondería a este contrato.
TOC 6.2.3. Cada Agente Distribuidor tiene la obligación de informar
cada año al CNDC, junto con las proyecciones de demanda para el
Informe Proyecciones de Demanda, la generación propia que
compromete para su Obligación de Garantía de Suministro, indicando
si la misma corresponde a cubrimiento de los Grandes Consumidores
con quienes tiene contratos o al cubrimiento del resto de sus
clientes. En este caso, deberá suministrar al CNDC la constancia de
la autorización del INE.
TOC 6.2.4. La obligación de contratar de cada Distribuidor se
calcula descontando de las previsiones de consumo de energía y
participación en la Demanda de Potencia de Generación Total
Prevista la generación propia comprometida para su
cubrimiento.
TOC 6.2.5. Se considera que cada Autoproductor cubrirá con
generación propia toda su demanda salvo aquella que informa como
demanda requerida del mercado. Este valor de demanda asignado será
incluido en el Informe Proyecciones de Demanda.
CAPITULO 6.3: PLAZOS.
TOC 6.3.1. Antes del comienzo de cada año, dentro de los plazos que
al efecto establezca el INE, cada Distribuidor debe contar con
Contratos para cubrir su Obligación de Garantía de Suministro y
obligación de contratar asociada para la demanda correspondiente a
sus clientes que no cumplen los requisitos para ser habilitados
como Gran Consumidor, de acuerdo a los plazos y porcentajes
establecidos en el Reglamento de la Ley.
TOC 6.3.2. Antes del comienzo de cada año, cada Gran Consumidor,
cada Autoproductor con demanda prevista comprar en el Mercado, y
cada Distribuidor que tiene contratos con Grandes Consumidores
dentro de su área de distribución debe contar con Contratos para
cubrir la Obligación de Garantía de Suministro para los doce meses
del año, de acuerdo a la energía y potencia que resulta del Informe
Proyecciones de Demanda.
TOC 6.3.3. El CNDC tiene la responsabilidad de determinar el
porcentaje de contratación que resulta para cada Distribuidor y
Gran Consumidor, dentro de los plazos indicados anteriormente, e
informar al MEM y al INE para que verifiquen si existen
incumplimientos.
CAPITULO 6.4: EXCEPCIONES.
TOC 6.4.1. De acuerdo a lo establecido en el Reglamento de la Ley,
un Agente Consumidor podrá requerir del INE ser exceptuado de
cumplir su requerimiento de contratar asociado a su Obligación de
Garantía de Suministro, ante situaciones extraordinarias
debidamente justificadas de falta de oferta en el Mercado de
Contratos o falta de precios competitivos ofertados en el Mercado
de Contratos. En el caso de un Distribuidor, las condiciones y
procedimientos a cumplir para su solicitud de excepción se indican
en la Normativa de Tarifas.
TOC 6.4.2. El Agente del Mercado deberá presentar su solicitud de
excepción ante el INE indicando el faltante no contratado y el
motivo que lo justifica. El INE responderá a la solicitud en un
plazo no mayor que quince días hábiles y notificará al Agente del
Mercado.
TOC 6.4.3. De considerar el INE que el motivo es justificado,
habilitará transitoriamente al Agente Consumidor a comprar el
faltante en el Mercado de Ocasión y definirá un plazo dentro del
cual debe cumplir su obligación de contratación. El Agente del
Mercado deberá suministrar constancia de esta habilitación al
CNDC.
TOC 6.4.4. De considerar el INE que el motivo no es justificado y
rechazar la solicitud del agente, el Agente Consumidor deberá
cumplir su obligación de contratar dentro de un plazo máximo que
especificará el INE.
TOC 6.4.5. De todo lo actuado en este Capítulo, deberá mantenerse
informado al MEM.
TITULO 7: el Mercado de Ocasión. CAPITULO 7.1: OBJETO.
TOC 7.1.1. En las presentes reglas para el Mercado de Ocasión se
establecen los procedimientos para administrar los faltantes y
sobrantes que resultan del cierre entre la generación y el consumo
real y los compromisos acordados en el Mercado de Contratos, así
como calcular los precios asociados.
CAPITULO 7.2: CARACTERÍSTICAS GENERALES.
TOC 7.2.1. Las transacciones en el Mercado de Ocasión son las que
realizan el cierre, horario para la energía y diario para la
potencia, entre la generación y el consumo real, y los compromisos
comerciales asumidos en el Mercado de Contratos.
TOC 7.2.2. La energía de otro país que se agrega en una hora como
demanda por exportación de ocasión, o sea fuera de contratos,
compra energía del Mercado de Ocasión.
TOC 7.2.3. La generación de otro país que se agrega en una hora por
importación de ocasión vende energía al Mercado de Ocasión
TOC 7.2.4. El desvío que surja entre el intercambio programado en
los nodos de la RTR y el intercambio real, se clasificarán y
conciliarán de acuerdo al RMER.
CAPITULO 7.3: ADMINISTRACIÓN DE LOS CONTRATOS EN EL MERCADO DE
OCASIÓN.
TOC 7.3.1. Para los Contratos Preexistentes bajo la modalidad PPA,
el CNDC debe considerar que el bloque horario de energía
comprometido es igual a toda la energía que resulta generada por la
potencia contratada en dicho PPA.
TOC 7.3.2. El CNDC debe administrar cada Contrato de Generación
considerando que la potencia contratada y la energía asociada
pertenece al Agente Productor que es la parte compradora que la
comercializa.
TOC 7.3.3. La energía horaria que comercializa un Agente Productor
en el Mercado de Ocasión se calcula totalizando la energía generada
por sus GGD, menos la energía que resulta vendida en sus Contratos
de Generación, más la energía que compra por Contratos de
Generación más las importaciones, menos las exportaciones transadas
en el MER.
TOC 7.3.4. La potencia diaria que comercializa un Agente Productor
en el Mercado de Ocasión se calcula como la suma de la potencia de
sus GGD menos la potencia que vende por Contratos de Generación,
más la potencia que compra por Contratos de Generación,
considerándose también la potencia reconocida en Contratos Firmes
habilitados en el MER.
CAPITULO 7.4: TRANSACCIONES DE ENERGÍA EN EL MERCADO DE
OCASIÓN.
TOC 7.4.1. En el Mercado de Ocasión resultan transacciones horarias
de energía que corresponden a:
a) Para cada Agente Consumidor, las diferencias entre su consumo
registrado y la energía total comprometida a tomar de
contratos.
b) Para cada Agente Productor, las diferencias entre su generación
despachada realizada y la energía total comprometida a entregar por
contratos.
TOC 7.4.2. Cada GGD debe mantener su generación dentro del valor
despachado y requerido por el CNDC, dentro de un margen de
tolerancia que tendrá en cuenta su participación en la reserva
rodante. En caso que un GGD genere por encima de este valor, el
CNDC deberá considerar para la administración del Mercado de
Ocasión que su energía generada es la despachada más la tolerancia
establecida.
TOC 7.4.3. Las transacciones de energía en el Mercado de Ocasión se
realizan al precio horario de la energía, calculado con los
procedimientos que se definen en el Título 8 de este Tomo de
operación Comercial.
TOC 7.4.4. Cada hora, el CNDC debe administrar las transacciones de
energía de cada Agente Consumidor en el Mercado de Ocasión de
acuerdo a la siguiente metodología.
a) Totalizar la energía que compra por Contratos de Suministro e
importaciones.
b) Si su consumo real de energía es mayor que la energía aportada
por sus Contratos de Suministros e importaciones, el faltante es
demanda en el Mercado de Ocasión, que comprará en la medida que
exista dicho excedente a nivel local o regional.
c) Si por el contrario su consumo es menor que la energía aportada
por sus Contratos de Suministros e importaciones, el excedente es
oferta en el Mercado de Ocasión, que venderá en la medida que
exista demanda para comprarlo a nivel local o regional.
TOC 7.4.5. Cada hora, el CNDC debe administrar las transacciones de
energía de cada Agente Productor en el Mercado de Ocasión de
acuerdo a la siguiente metodología:
a) Se calcula su energía total como la suma de la generación de sus
GGD, menos la energía que vende en Contratos de Generación y las
exportaciones, más la energía que compra por Contratos de
Generación e importaciones.
b) Se totaliza la energía comprometida por contratos como la suma
de la energía que debe entregar a los Contratos de Suministro,
Contratos de Generación e importaciones.
c) Si la energía total es menor que la energía comprometida como
venta en contratos, el faltante es demanda en el Mercado de
Ocasión, que compra en la medida que exista dicho excedente a nivel
local o regional.
d) Si por el contrario la energía total es mayor que la energía
comprometida como venta en contratos, el excedente se asigna como
oferta a vender en el Mercado de Ocasión a nivel local o
regional.
CAPITULO 7.5: REQUERIMIENTO DIARIO DE POTENCIA.
TOC 7.5.1. El requerimiento diario de potencia de cada Agente
Consumidor resulta de su participación en la Demanda Máxima de
Generación del sistema que se registra dicho día durante el período
de
máxima demanda. Un Agente Consumidor está obligado a comprar la
potencia requerida por su participación en esta Demanda Máxima de
Generación del sistema a través del Mercado de Contratos y del
Mercado de Ocasión.
-TOC 7.5.2. Cada día, el requerimiento de potencia de cada Agente
Productor resulta de sus compromisos de venta de potencia en el
Mercado de Contratos.
TOC 7.5.3. Un Agente tiene un faltante de potencia si:
a) Es un Agente Consumidor y su participación en la Demanda Máxima
de Generación del sistema es mayor que la potencia total comprada
por contratos;
b) Es un Agente Productor y su disponibilidad de potencia es menor
que la potencia total comprometida como venta en contratos.
TOC 7.5.4. Un Agente tiene un excedente de potencia si:
a) Es un Agente Consumidor y su potencia comprada por contratos es
mayor que el requerimiento dado por su participación en la Demanda
Máxima de Generación del sistema;
b) Es un Agente Productor y su disponibilidad de potencia es mayor
que la disponibilidad de potencia que vende por contratos.
TOC 7.5.5. El cierre de los faltantes y excedentes diarios de
potencia se realiza en el Mercado de Ocasión, de acuerdo a los
procedimientos que se definen en esta Normativa.
CAPITULO 7.6 OFERTAS DE POTENCIA AL MERCADO DE
OCASIÓN.
TOC 7.6.1.Junto con los datos para el despacho diario, cada Agente
del Mercado debe suministrar al CNDC los precios a los que está
dispuesto a vender potencia de resultar el día siguiente con un
excedente de potencia. Dichas ofertas serán utilizadas por el CNDC
para administrar los sobrantes y excedentes en el Mercado de
Ocasión el día siguiente.
TOC 7.6.2. Las ofertas se presentarán como uno o más bloques
incrementales de potencia, cada uno con precio creciente, en unidad
monetaria por MW día disponible. El último bloque, o sea el de la
máxima potencia ofertada, no puede superar la máxima potencia
contratable en el caso de un Agente Productor o la máxima potencia
contratada en el caso de un Agente Consumidor.
TOC 7.6.3. Cada agente Distribuidor está obligado a presentar al
CNDC ofertas por toda su potencia contratada, en bloques que
representan la potencia de cada uno de sus contratos con el
correspondiente precio ofertado para dicho contrato.
CAPITULO 7.7: PERÍODO DE MÁXIMA DEMANDA DIARIO.
TOC 7.7.1. Cada día el CNDC debe considerar como Período de Máxima
Demanda como el definido para el Informe Proyecciones de
Demanda.
TOC 7.7.2. Para este Período de Máxima Demanda, el CNDC debe
calcular el valor promedio de:
a) La potencia de generación requerida como la suma de la potencia
generada, incluyendo importación bajo contratos firmes, más la
reserva rodante requerida por los criterios de calidad y seguridad
para la condición de operación vigente en el período de demanda
máxima diaria;
b) La demanda de cada Agente Consumidor;
TOC 7.7.3. Con estos resultados, el CNDC debe calcular para cada
Agente Consumidor:
a) El factor de participación en la demanda máxima, dividiendo su
demanda promedio en el Período de Máxima Demanda por la suma de la
demanda promedio en dicho período para todos los Agentes
Consumidores;
b) Su requerimiento diario de potencia multiplicando el promedio de
la potencia de generación requerida en el Período de Máxima Demanda
por su factor de participación.
TOC 7.7.4. El CNDC debe determinar la potencia disponible promedio
de cada GGD en el Período de Máxima Demanda teniendo en
cuenta:
a) Indisponibilidad y/o restricciones técnicas de las unidades y de
la planta en que se ubica;
b) Restricciones propias, tales como abastecimiento de combustibles
en unidades térmicas o disponibilidad de agua y falta de salto en
una planta hidroeléctrica;
c) Si el GGD se conecta a la red de transmisión a través de una la
línea que le pertenece, indisponibilidad o restricciones en dicha
línea.
TOC 7.7.5. Con estos resultados, cada día el CNDC debe determinar
la potencia disponible promedio en el Período de Máxima Demanda de
cada Agente Productor como:
a) La suma de la potencia promedio disponible de los GGD que le
pertenecen
b) Menos el promedio de la potencia que vende en Contratos de
Generación y contratos firmes de exportación;
c) Más el promedio de la potencia que compra a través de Contratos
de Generación y contratos firmes de importación.
CAPITULO 7.8: BALANCE DIARIO DE POTENCIA.
TOC 7.8.1. Al finalizar cada día, el CNDC debe calcular el balance
de potencia en el Período de Máxima Demanda de cada agente.
a) Para cada Agente Productor, la diferencia entre su potencia
disponible en dicho período, calculado con el procedimiento
indicado en el capítulo anterior, menos su requerimiento dado por
la suma del promedio de la disponibilidad de potencia que vende en
el Período de Máxima Demanda en Contratos de Suministro.
b) Para cada Agente Consumidor, la suma del promedio de
disponibilidad de potencia comprada en Contratos, menos su
participación en el requerimiento de potencia de generación en el
período demanda máxima.
c) Cada agente cuyo balance es negativo, resulta con un faltante
diario de potencia. Si por el contrario es positivo, resulta con un
excedente diario de potencia.
CAPITULO 7.9: TRANSACCIONES DE POTENCIA EN EL MERCADO DE
OCASIÓN.
TOC 7.9.1. En el Mercado de Ocasión los vendedores de potencia son
los Agentes que resultaron con un excedente diario de potencia, a
los precios que informaron el día anterior en su oferta para venta
de excedentes.
TOC 7.9.2. El CNDC debe establecer la lista de mérito de las
ofertas de potencia, ordenando por precio creciente las ofertas de
excedentes diarios de potencia cuyo precio requerido es menor o
igual que el Precio Máximo de la Potencia. Los excedentes de
potencia con igual precio ofertado se considerarán ordenados por
precio de la energía creciente. En caso de aun así resultar dos o
más ofertas iguales en la lista de mérito, se considerarán
agrupadas como una única oferta.
TOC 7.9.3. Cada Agente que resulte con un faltante de potencia debe
comprar potencia del excedente ofertado en el Mercado de Ocasión o,
de no existir dicho excedente, pagar una compensación igual a la
potencia faltante valorizada al Precio Máximo de la Potencia. La
demanda máxima de potencia en el Mercado de Ocasión es igual a la
suma de los faltantes de potencia de cada Agente.
TOC 7.9.4. El CNDC debe determinar las ofertas de excedentes de
potencia aceptadas asignando de menor a mayor la lista de mérito de
las ofertas de potencia hasta cubrir la demanda máxima de potencia
en el Mercado de Ocasión o que no queden más ofertas. A cada oferta
aceptada se le asigna como venta el excedente de potencia ofertado,
salvo a la última oferta aceptada que se le asigna la potencia
necesaria para cubrir el requerimiento total. Si la última oferta
aceptada corresponde a un grupo de ofertas de igual orden de
mérito, la potencia asignada se reparte entre cada una de las
ofertas en forma proporcional a la potencia ofertada por cada una
del grupo.
TOC 7.9.5. El precio de la potencia en el Mercado de Ocasión es el
precio de la oferta más cara aceptada.
TOC 7.9.6. De resultar la oferta en la lista de mérito menor que la
suma de los faltantes de potencia, resulta una condición de déficit
de potencia en el Mercado de Ocasión. El CNDC debe repartir entre
los Agentes en forma proporcional a su faltante de potencia el
déficit de existir, para determinar la compensación por faltante de
potencia que le corresponde.
TOC 7.9.7. Cada Agente con faltantes de potencia resulta deudor por
la potencia comprada en el Mercado de Ocasión al precio
correspondiente. De existir una condición de déficit de potencia en
el Mercado de Ocasión, el Agente resultará también deudor de una
Compensación por Faltante de Potencia que se calcula valorizando al
Precio Máximo de la Potencia su potencia faltante no cubierta por
el Mercado de Ocasión.
TOC 7.9.8. Cada agente con oferta de excedentes aceptadas en el
Mercado de Ocasión resulta acreedor a la potencia vendida
valorizada al precio de la potencia en el Mercado de Ocasión.
TOC 7.9.9. De resultar un día una condición de déficit de potencia
en el Mercado de Ocasión, el monto total recaudado en concepto de
Compensación por Faltante de Potencia se repartirá entre todos los
agentes, ya sea agentes Productores o agente Consumidores, que
venden potencia en el Mercado de Ocasión en forma proporcional a la
potencia excedente vendida.
TOC 7.9.10. Junto con los resultados de la operación de un día, el
CNDC debe informar a cada Agente del Mercado:
a) La estimación provisoria de transacciones de potencia en el
Mercado de Ocasión;
b) La estimación preliminar de las Compensaciones por Faltante de
Potencia de existir una condición de déficit de potencia en el
Mercado de Ocasión;
c) El precio diario de la potencia en el Mercado de Ocasión.
TITULO 8:
DESPACHO ECONÓMICO Y PRECIO DE LA ENERGÍA.
CAPITULO 8.1: OBJETO
TOC 8.1.1. En las presentes reglas para el despacho económico se
establecen los procedimientos para:
a) Realizar las declaraciones de costos y ofertas de generación, y
las ofertas de demanda flexible;
b) Realizar el despacho económico y los redespachos en la operación
teniendo en cuenta los CCSDM y restricciones.
c) Calcular el precio de la energía en el Mercado de Ocasión.
CAPITULO 8.2: Costo Variable para el despacho.
TOC 8.2.1. Se denomina Costo Variable para el Despacho al costo
variable que corresponde a una oferta de generación, ya sea un GGD
o una oferta de un Autoproductor o Cogenerador o una importación,
para su despacho económico. Las características y requisitos a
cumplir para informar los costos variables térmicos se establecen
en el Anexo Comercial: Costos Variables y Costos de Arranque
Térmicos .
TOC 8.2.2. Dentro de los plazos establecidos en el Anexo Comercial:
Información Comercial del Mercado para el suministro de los datos
para cada Programación Anual, cada Agente del Mercado debe
suministrar al CNDC su previsión para el período de Costos
Variables para el Despacho de sus GGD para el correspondiente
Período Anual, con las características definidas en el Anexo
Comercial: Información Comercial del Mercado , y sus previsiones
de importación por contratos firmes.
TOC 8.2.3. Dentro de los plazos establecidos en el Anexo Comercial:
Información Comercial del Mercado para el suministro de los datos
para cada programación semanal, cada Agente del Mercado debe
suministrar al CNDC su previsión de Costos Variables para el
Despacho de la semana para sus GGD, con las características
definidas en el Anexo Comercial: Información Comercial del
Mercado , y sus previsiones de importación por contratos
firmes.
TOC 8.2.4. Para la generación que corresponda a un GGD térmico y
que no está comprometido en un contrato PPA, el Costo Variable para
el Despacho está dado por los costos variables asociados al
rendimiento energético en combustibles, los precios de combustibles
y el costo variable de operación y mantenimiento correspondientes a
las unidades asociadas, de acuerdo a las características definidas
en el Anexo Comercial: Costos Variables y Costos de Arranque
Térmicos .
TOC 8.2.5. Para la generación correspondiente a un contrato
preexistente bajo la modalidad PPA, el Costo Variable para el
Despacho está dado por el costo declarado por el o los Agentes que
son las partes compradoras dentro de dicho contrato, que deberá
reflejar el costo de compra de energía del contrato que resulta del
precio contratado para la energía y, de existir, los compromisos de
compra obligada de energía. Finalizado la vigencia de un contrato
PPA, de seguir operando la generación que estaba comprometida, ésta
debe cumplir con lo indicado en el numeral anterior.
TOC 8.2.6. Para un GGD que corresponda a una planta hidroeléctrica,
el Costo Variable para el Despacho está dado por el costo futuro de
sustitución, denominado valor del agua. El CNDC calculará
semanalmente el Valor del Agua con el modelo que se utiliza para la
Programación Anual y las siguientes hipótesis:
a) Datos de demanda de la Programación Anual y Programación Semanal
más los ajustes que correspondan en función de la realidad
registrada;
b) Mantenimientos programados e indisponibilidades previstas;
c) Costos Variables para el Despacho de los GGD térmicos;
d) Pronósticos de hidrología y restricciones aguas abajo
suministrados por los Generadores hidroeléctricos;
e) Restricciones previstas de transmisión y por generación
obligada; f) Previsiones de importación y exportación bajo
contratos firmes. TOC 8.2.7. El Agente Productor con plantas
hidroeléctricas es el
responsable de suministrar al CNDC el modelado a utilizar para
sus
embalses y plantas, y las hipótesis a considerar en cuanto a la
hidrología, restricciones aguas abajo, etc. Esta información se
incluirá en las bases de datos y en los Informe del CNDC para
conocimiento de todos los agentes.
TOC 8.2.8. Con los datos suministrados por las plantas
hidroeléctricas el CNDC calculará el valor del agua semanal en cada
embalse. De presentarse durante el transcurso de una semana
modificaciones significativas en las hipótesis, en particular en
los programas de importación o exportación y sus precios, el CNDC
deberá recalcular el valor del agua para los restantes días de la
semana.
TOC 8.2.9. El CNDC deberá informar a los Agentes del Mercado las
hipótesis y Bases de Datos utilizadas para el cálculo del valor del
agua vigente, y la justificación de los mismos.
TOC 8.2.10. El Costo Variable para el Despacho de una oferta de
ocasión en los nodos de la RTR es el precio ofertado en dicho nodo
más los cargos a pagar si la importación de ocasión resulta
aceptada.
TOC 8.2.11. El Costo Variable para el Despacho de un generador no
despachable tendrá un valor de cero (0) para la energía no
despachable.
CAPITULO 8.3: PARTICIPACIÓN DE LA DEMANDA.
TOC 8.3.1. El CNDC debe habilitar a un Agente Consumidor a ofertar
demanda flexible si dicho Agente demuestra el modo en que
implementará dicha reducción voluntaria de demanda y cuenta con los
medidores necesarios incluidos en el SIMEC para que el CNDC audite
su cumplimiento.
TOC 8.3.2. Junto con los datos para el despacho diario, el Agente
Consumidor habilitado como demanda flexible podrá ofertar
disposición a reducir su retiro de energía ante precios previstos
en el Mercado de Ocasión. La demanda flexible se informará como la
demanda horaria prevista, y las variaciones a dicha demanda ante
distintos precios en el Mercado de Ocasión.
TOC 8.3.3. Toda oferta de demanda flexible informada para el
predespacho será considerada de obligatorio cumplimiento el día
siguiente de serle requerido por el CNDC.
TOC 8.3.4. El CNDC debe determinar en el predespacho para cada
Agente Consumidor que oferta demanda flexible la demanda que
resulta en función del precio previsto para cada hora del día
siguiente. El CNDC debe informar a los Agentes Consumidores
involucrados para que conozcan con anticipación las condiciones
esperadas y tomen las medidas necesaria para llevar a cabo la
reducción de demanda comprometida de serle requerido por el CNDC el
día siguiente.
TOC 8.3.5. De modificarse las condiciones previstas en el
predespacho y realizar un redespacho, el CNDC deberá determinar e
informar a cada Agente Consumidor con oferta de demanda flexible la
nueva demanda que resulta en función del precio previsto para cada
hora del resto del día. Toda modificación que represente una
reducción en la demanda prevista deberá ser informada por el CNDC
con una anticipación no inferior a media hora.
TOC 8.3.6. En la operación en tiempo real y redespachos, ante una
emergencia o condición de déficit no previsto, el CNDC podrá
requerir al Agente Consumidor con ofertas de demanda flexible que
en un plazo no mayor de 15 minutos realice su máxima reducción de
demanda ofertada.
TOC 8.3.7. Con los registros de demanda, el CNDC debe verificar que
cada Agente habilitado como demanda flexible no haya superado su
demanda despachada, dentro de un nivel de tolerancia que se define
inicialmente en el 5%. De consumir más que este valor, se
considerará que existe un incumplimiento en su compromiso de
demanda flexible. Se considera también incumplimiento el que el
agente no ponga a disposición del CNDC las mediciones comerciales
requeridas a través del SIMEC.
TOC 8.3.8. Ante un incumplimiento de un Agente del Mercado
habilitado como demanda flexible, el CNDC no le permitirá presentar
ofertas de demanda flexible durante un período de 180 días
calendarios. Transcurrido dicho plazo, el agente sólo podrá
presentar ofertas de demanda flexible si informa el modo en que
corrigió los problemas que imposibilitaron reducir la demanda
comprometida cuando se registró su incumplimiento.
TOC 8.3.9. El CNDC ante contingencias y eventos graves en el SEN,
priorizará la seguridad del Sistema frente a los compromisos
técnicos y comerciales vigentes en el MER.
CAPITULO 8.4: RACIONAMIENTO.
TOC 8.4.1. Para tener en cuenta los costos por racionamientos
forzados y/o costo de riesgo de cortes por falta de reserva, el
CNDC debe modelar el racionamiento que refleje el costo de la
energía no suministrada ante distintos escalones de racionamiento
forzado.
TOC 8.4.2. El Costo de Racionamiento asociado a un racionamiento
forzado (ya sea programado o imprevisto) se define inicialmente en
42 centavos de dólar el kWh, de acuerdo al estudio del INE: Costo
de Racionamiento de Energía . Dicho valor podrá ser modificado por
el INE en base a un nuevo estudio para determinar el costo
económico y social asociado a la falla en el abastecimiento.
TOC 8.4.3. Al realizar el despacho, el CNDC debe considerar
diferentes niveles de energía no suministrada creciente. El primer
nivel representa el riesgo de cortes ante la falta de la reserva
requerida por los CCSDM. Los siguientes Niveles de energía no
servida representarán escalones crecientes de racionamiento
forzado.
TOC 8.4.4. El CNDC debe asignar a cada Nivel de Racionamiento una
potencia máxima igual al racionamiento que representa, definido
como un porcentaje de la demanda prevista según lo establece el
Anexo Comercial: Racionamiento .
TOC 8.4.5. El número de Niveles de Racionamiento y su modelado se
define en el Anexo Comercial: Racionamiento . El CNDC, de
considerarlo justificado para modelar adecuadamente el riesgo de
racionamiento, podrá proponer al INE modificar el número de
Escalones de Racionamiento y su modelado. La propuesta, requerirá
la autorización del MEM para su entrada en vigencia.
CAPITULO 8.5: PRECIO DE LA ENERGÍA EN EL MERCADO DE
OCASIÓN.
TOC 8.5.1. El precio de la energía en el Mercado de Ocasión está
dado por el costo marginal de corto plazo de generación.
TOC 8.5.2. Para calcular el precio de la energía en el Mercado de
Ocasión, el CNDC debe utilizar el modelo con que realiza el
despacho económico diario y realizar un despacho económico, con las
características definidas en el Anexo Comercial: Despacho y Precio
de la Energía en el Mercado de Ocasión .
TOC 8.5.3. Cada semana, junto con la programación semanal, el CNDC
debe calcular el precio previsto por bloques horarios y por día
para el Mercado de Ocasión realizando el Despacho sin Restricciones
previsto para la semana siguiente, con la disponibilidad de oferta
y requerimiento de demanda previstas.
TOC 8.5.4. Cada día, junto con el predespacho de cargas del día
siguiente, el CNDC debe calcular el precio previsto para el Mercado
de Ocasión realizando el Despacho sin Restricciones previsto para
el día siguiente, con la disponibilidad de oferta y requerimiento
de demanda previstas.
TOC 8.5.5. El CNDC debe informar a los Agentes del Mercado en los
resultados del predespacho como información indicativa los precios
previstos, para que cada Agente del Mercado tome las medidas
necesarias con la suficiente anticipación para cumplir con el
compromiso asociado al predespacho.
TOC 8.5.6.Cada día, junto con el análisis de la operación del día
anterior, el CNDC debe calcular los precios de la energía en el
Mercado de Ocasión realizando el Despacho sin Restricciones del día
anterior (despacho ex post), con la generación real disponible, y
la demanda registrada salvo condiciones de racionamiento en que
deberá utilizar la demanda registrada más el racionamiento
estimado.
TOC 8.5.7. Con dicho despacho, el CNDC debe calcular el precio de
la energía como la última oferta, de generación (costo variable
para el despacho) o de demanda flexible, requerida para cubrir la
demanda que no se retira voluntariamente más la reserva rodante
requerida.
TOC 8.5.8. En caso de racionamiento o falta de reserva, el precio
quedará definido por la última Unidad Racionamiento a la que el
despacho asigne energía para cubrir la demanda racionada o la
reserva faltante.
TOC 8.5.9. En caso que en la operación real durante una hora se
presente un cambio significativo en las condiciones de oferta y/o
demanda, el CNDC debe dividir la hora en intervalos iguales al
período de integración del SIMEC. Cada uno de estos intervalos se
dividirá en tantos subintervalos como condiciones distintas se
hayan registrado. En estos casos, el precio de la hora se calculará
con la siguiente metodología:
a) Para cada subintervalo el CNDC debe calcular el precio
correspondiente a la condición oferta demanda, de acuerdo al
Despacho sin Restricciones.
b) El precio de cada intervalo de integración del SIMEC se calcula
como el promedio de los precios de los subintervalos, ponderados
por la duración del subintervalo
c) El precio horario de la energía se calcula como el promedio de
los precios de los intervalos de integración, ponderado por la
demanda registrada en cada intervalo.
CAPITULO 8.6: GENERACIÓN OBLIGADA.
TOC 8.6.1. Las restricciones de la red (de transmisión y de
distribución) pueden obligar a asignar generación por CCSDM, aun
cuando su oferta de generación no resultaría aceptada por el
despacho económico sin restricciones.
TOC 8.6.2. Al realizar el despacho económico el CNDC deberá tener
en cuenta las restricciones operativas de tiempos de arranque y
rampas de toma de carga, y determinar el arranque y parada de
máquinas (o unit commitment) óptimo para minimizar el costo total
del despacho. Como consecuencia, el despacho económico puede
requerir mantener generando durante un período de una o más horas a
una unidad generadora que no resultaría requerida si no existieran
dichas restricciones operativas. La energía generada por
restricciones operativas de acuerdo al despacho óptimo se
considerará generación obligada por despacho económico.
TOC 8.6.3. Se considera generación obligada a toda energía del
Mercado de Ocasión que resulta generando en la operación real y que
no resultaría generando en el Despacho sin Restricciones que se
realiza con el post despacho. La energía correspondiente a
generación obligada recibe una compensación por estar obligada a
generar cuando el precio no cubre sus costos variables. Dicha
compensación se calcula como la energía horaria obligada valorizada
a la diferencia entre su Costo Variable para el Despacho y el
precio horario de la energía en el Mercado de Ocasión.
TOC 8.6.4. La generación obligada no participa en la formación del
precio de la energía en el Mercado de Ocasión por ser una
consecuencia de restricciones en vez de condiciones de
competencia
TOC 8.6.5. Si por un cambio significativo en las condiciones de
oferta y demanda a lo largo de una hora, una energía resulta
despachada parte de una hora y el precio horario de la energía para
esa hora resulta inferior a su Costo Variable para el despacho,
dicha generación debe ser considerada por el CNDC como generación
obligada por despacho económico.
CAPITULO 8.7: Costo de las restricciones.
TOC 8.7.1. El CNDC debe realizar el seguimiento de los costos por
generación obligada que ocasionan las restricciones.
TOC 8.7.2. El CNDC debe calcular para cada hora el sobrecosto de
cada generación obligada como la energía obligada vendida en el
mercado de ocasión valorizada a la diferencia entre su Costo
Variable para el Despacho y el precio de la energía.
TOC 8.7.3. El CNDC debe identificar el o los responsables de cada
restricción que origina generación obligada y asignarle el pago del
sobrecosto asociado a dicha generación obligada de acuerdo a los
siguientes criterios.
a) De ser considerada como generación obligada por despacho
económico, se asignará el sobrecosto entre los que resultan en
dicha hora comprando energía en el Mercado de Ocasión, en forma
proporcional a su compra.
b) Los sobrecostos por generación obligada por calidad, o sea por
restricciones que surjan del sistema de transmisión o distribución,
serán pagados por los Agentes responsables de las redes asociadas a
dicha calidad.
TOC 8.7.4. En el Informe Mensual e Informe Anual el CNDC debe
incluir una lista de las restricciones que ocasionaron generación
obligada y su justificación, y para cada una el sobrecosto
acumulado en el mes, y en lo que va del año.
CAPITULO 8.8: POST DESPACHO.
TOC 8.8.1. Junto con los resultados de la operación de un día y con
los datos disponibles, el CNDC debe informar a cada Agente del
Mercado::
a) Las ofertas de generación y demanda flexible;
b) La estimación preliminar de las transacciones de energía en
el
Mercado de Ocasión;
c) La identificación de cada restricción activa que afectó el
despacho y la estimación del sobrecosto asociado a generación
obligada para cada una de ellas;
d) La estimación del precio horario de la energía en el Mercado
de
Ocasión.
TITULO 9:
TRANSACCIONES POR SERVICIOS AUXILIARES.
CAPITULO 9.1: OBJETO.
TOC 9.1.1. En las presentes reglas para las transacciones por
servicios auxiliares se definen los cargos y remuneraciones
asociados a los servicios auxiliares.
TOC 9.1.2. Cada Agente del Mercado asume el compromiso de pagar los
cargos que le correspondan por los servicios auxiliares requeridos
para mantener los CCSDM.
TOC 9.1.3. El CNDC deberá asignar los Servicios Auxiliares de
acuerdo a lo que establece el Tomo de Normas de Operación Técnica
de la presente Normativa de Operación, y realizar los
procedimientos y cálculos que establece el presente Tomo Comercial.
El CNDC deberá informar a modo indicativo a todos los Agentes los
precios, remuneraciones y cargos que hubieran resultado.
TOC 9.1.4. Los servicios auxiliares que se brinden a nivel regional
y que sean calculados por el EOR para mantener la seguridad
operativa regional, deben ser suministrados por los Agentes en
forma obligatoria.
CAPITULO 9.2: TIPOS DE SERVICIOS AUXILIARES.
TOC 9.2.1. Los servicios auxiliares que requiere el Sistema
Eléctrico Interconectado Nacional para su funcionamiento se definen
y asignan según los criterios operativos que establece el Tomo de
Operación Técnica de esta Normativa de Operación.
TOC 9.2.2. A los efectos de la administración comercial, la
generación para cubrir las pérdidas en el sistema de transmisión
será considerada un servicio auxiliar.
TOC 9.2.3. A los efectos de las transacciones comerciales se
diferencian los siguientes tipos de servicios auxiliares.
a) Servicios por pérdidas
b) Servicio de reserva de corto plazo, para la operación diaria del
sistema, e incluye la reserva rodante y la reserva fría
identificada en el Tomo de Operación Técnica de esta Normativa de
Operación.
c) Servicio de seguimiento de demanda, para el cubrimiento del
pico, y que incluye arranque y parada y/o mantener en caliente
GGD.
d) Arranque en negro (o black start). e) Reactivo y Control de
Tensión.
TOC 9.2.4. De verificarse de la operación del sistema y
comportamiento del Mercado la necesidad de incluir transacciones
comerciales para otro servicio auxiliar además de los identificados
en esta Normativa, el CNDC podrá proponerlo al Consejo de
Operación, indicando su justificación y la reglamentación para su
transacción comercial. Dicha propuesta de modificación a la
Normativa deberá ser realizada de acuerdo al procedimiento definido
en el Tomo Normas Generales.
CAPITULO 9.3: SERVICIO POR PÉRDIDAS.
TOC 9.3.1. En las transacciones de potencia, tanto en el Mercado de
Contratos como en las operaciones diarias en el Mercado de Ocasión,
las pérdidas de potencia quedan incluidas y remuneradas como
demanda adicional en el cálculo de la máxima demanda de
generación.
TOC 9.3.2. Las pérdidas de energía se compensarán como un
Servicio
Auxiliar a través de cargos adicionales por energía.
TOC 9.3.3. Se diferencian dos tipos de pérdidas de energía:
a) Pérdidas de Conexión, que corresponden a las pérdidas asociadas
a un punto de conexión a la red (por ejemplo pérdidas del
transformador);
b) Pérdidas de Energía de la Red, que corresponden a las pérdidas
propias de la red.
TOC 9.3.4. El costo de las Pérdidas de Conexión en un nodo se
calcula con el precio horario de la energía en el Mercado de
Ocasión, y se distribuye como un cargo entre los agentes que se
conectan en dicho nodo proporcionalmente a la energía de cada
agente conectado. Al finalizar cada día, el CNDC debe calcular el
costo correspondiente y los cargos por Pérdidas de Conexión
integrando los costos y cargos horarios.
TOC 9.3.5. Las Pérdidas de Energía de la Red se compensarán a
través de un Cargo por el Servicio Auxiliar de Pérdidas a cada
Agente Consumidor en función de la energía que retira de la red. A
los efectos, a todo retiro de energía por una exportación o una
energía de paso que usa la red del SNT para transacciones
regionales, el EOR le asignará un cargo liquidado conforme al
RMER.
TOC 9.3.6. Al finalizar cada día, el CNDC debe realizar el
siguiente procedimiento para determinar el Precio de las Pérdidas
de Energía de la Red.
a) Calcular el costo económico de las pérdidas de energía,
integrando para las horas del día la diferencia entre generación
horaria y consumo horario valorizada al precio de la energía en el
Mercado de Ocasión.
b) Calcular el costo de las Pérdidas de Energía de la Red,
descontando del costo económico de las pérdidas de energía la suma
de los cargos por Pérdidas de Conexión.
c) Calcular la energía retirada de la red en el día integrando la
energía que se retira de la red en cada hora, incluyendo los
retiros en interconexiones internacionales.
d) Calcular el Precio diario de las Pérdidas de Energía de la Red
dividiendo el costo de las Pérdidas de Energía de la Red por la
energía total retirada de la red en el día. .
TOC 9.3.7. El CNDC debe calcular el Cargo diario por el Servicio
Auxiliar de Pérdidas que debe pagar cada Agente Consumidor y cada
retiro en una interconexión internacional, multiplicando el Precio
diario de las Pérdidas de Energía de la Red por la energía que
retira dicho agente en el día.
CAPITULO 9.4: SERVICIO AUXILIAR DE REACTIVO Y CONTROL DE
TENSIÓN.
TOC 9.4.1. Este servicio auxiliar es necesario para la operación
del SIN dentro de los CCSDM, por lo que deberá ser suministrado por
los Agentes como requerimientos mínimos de obligatorio cumplimiento
y no será objeto de transacciones ni de remuneración.
CAPITULO 9.5: REMUNERACIÓN DEL SERVICIO AUXILIAR DE ARRANQUE EN
NEGRO.
TOC 9.5.1. El Porcentaje Comercial del Servicio Auxiliar de
Arranque en Negro se define en un valor entre el 0.5 % y 1.0%, de
acuerdo a las condiciones existentes en el Mercado. Mientras se
mantengan las condiciones existentes en el Mercado, se define en
0.5%.
TOC 9.5.2. Antes del 1 de Noviembre de cada año, el CNDC debe
calcular el precio medio previsto de la energía en el Mercado de
Ocasión para los doce meses del año siguiente y multiplicarlo por
la demanda interna prevista para el mismo período. Con estos
valores el CNDC calculará el monto mensual máximo por arranque en
negro de acuerdo al siguiente procedimiento:
a) Calculará el costo por energía asociado a la demanda prevista
valorizando la demanda interna prevista al precio medio previsto de
la energía en el Mercado de Ocasión.
b) Al valor obtenido en a) lo dividirá por doce.
c) Calculará el monto máximo mensual máximo por arranque en negro
como el Porcentaje Comercial del Servicio Auxiliar de Arranque en
Negro del valor que resulta en b).
TOC 9.5.3.El CNDC determinará e informará a los Agentes del Mercado
el Valor Máximo Reconocido del Cargo Fijo por Arranque en Negro
dividiendo el monto mensual máximo por arranque en negro resultante
del artículo anterior por el número de localizaciones en que se
requiere arranque en negro, de acuerdo a lo que establece el Anexo
Técnico: Desempeño Mínimo del Sistema .
TOC 9.5.4. Antes del 15 de Noviembre de cada año, el CNDC debe
solicitar a los Generadores ofertas para aportar al servicio
auxiliar de
arranque en negro en cada una de las localizaciones que resultan
del Anexo Técnico: Desempeño Mínimo del Sistema . El periodo para
la recepción de ofertas será de 10 días hábiles contados a partir
de la fecha en que el CNDC realizó la solicitud de ofertas.
TOC 9.5.5. Finalizado el período de presentación de ofertas, de
habilitarse el servicio de arranque en negro de una nueva planta,
el CNDC realizará un nuevo pedido de ofertas para lo que resta del
año en la localización. La metodología de asignación será la misma
que para asignar el servicio antes del comienzo del año para los
doce meses correspondientes a dicho año.
TOC 9.5.6. Podrán presentar ofertas cada planta o unidad habilitada
a brindar este servicio y que se encuentra dentro de algunas de las
localizaciones requeridas. La oferta deberá indicar:
a) Identificación de la unidad generadora ofertada como arranque en
negro.
b) Identificación de la localización.
c) El cargo fijo mensual requerido para comprometerse a realizar el
arranque en negro dentro de los plazos establecidos cada vez que le
sea requerido. Este cargo fijo mensual requerido no podrá ser mayor
que el Valor Máximo Reconocido del Cargo Fijo por Arranque en
Negro.
d) Costos variables asociados a cada arranque.
TOC 9.5.7. El CNDC eliminará toda oferta que no corresponda a una
planta o unidad habilitada o que requiera un cargo fijo mayor que
el máximo establecido. Entre las ofertas restantes para cada
localización, elegirá la de menor cargo fijo ofertado. Ante
igualdad de cargo fijo, asignará la de menor costo variable. A
igualdad de cargo fijo y costo variable, asignará a la de mejor
condiciones técnicas (tiempo de respuesta, confiabilidad,
etc.).
TOC 9.5.8. El CNDC informará a los Agentes del Mercado las ofertas
recibidas, las ofertas a las que se asignó el servicio de arranque
en negro y el motivo que lo justifica. Las ofertas aceptadas
tendrán asignadas el servicio de arranque en negro durante los doce
meses del año siguiente, salvo que registren incumplimientos en que
el CNDC les retirará la asignación del servicio.
TOC 9.5.9. En caso de no contar con ofertas válidas para una
localización, el CNDC con el objeto de mantener los criterios de
calidad y seguridad asignará el servicio a la unidad habilitada en
dicha localización que tenga las mejores condiciones técnicas para
cumplir el servicio. Para su remuneración, se considerará como si
el Generador hubiera ofertado como cargo fijo el Valor Máximo
Reconocido del Cargo Fijo por Arranque en Negro.
TOC 9.5.10. Durante el transcurso del año, el CNDC podrá requerir
pruebas para verificar el correcto funcionamiento del equipo en las
plantas o unidades asignadas al servicio auxiliar de arranque en
negro.
TOC 9.5.11. De verificar el CNDC un incumplimiento, ya sea en una
condición real de arranque en negro o en una prueba, la unidad o
planta quedará inhabilitada a aportar este servicio por los
siguientes seis meses. En este caso, el CNDC realizará un nuevo
pedido de ofertas para lo que resta del año en la localización que
registró el incumplimiento. La metodología de asignación será la
misma que para asignar el servicio antes del comienzo del año para
los doce meses correspondientes a dicho año.
TOC 9.5.12. Cada vez que se presente una indisponibilidad forzada
en un GGD habilitado a prestar el servicio auxiliar de arranque en
negro, y cuya duración sea superior a ocho (8) días hábiles, el
CNDC hará un nuevo pedido de ofertas para lo que resta del año. Las
nuevas ofertas deberán ser presentadas en un plazo máximo de cinco
días hábiles, después de realizado el nuevo pedido.
TOC 9.5.13. Al finalizar cada mes cada unidad o planta asignada al
servicio de arranque en negro recibirá como remuneración el cargo
fijo mensual ofertado. Adicionalmente, de ser requerido el arranque
en negro recibirá un adicional para cubrir los costos variables
asociados al equipo de arranque en negro. Al asignarse una unidad o
planta al servicio, el Generador deberá informar al CNDC los
correspondientes costos variables, con la documentación que lo
avala. El CNDC podrá requerir auditorías o pruebas para verificar
estos costos.
TOC 9.5.14. Cada Agente Productor que aporta este servicio recibe
una remuneración mensual por servicios auxiliares de arranque en
negro igual a su remuneración fija más la remuneración variable
cuando corresponda. De presentarse una indisponibilidad de un GGD
habilitado a prestar el servicio auxiliar de arranque en negro, la
remuneración a recibir durante el mes será en forma proporcional a
los días en que se encontró disponible. De igual manera, si la
potencia disponible es inferior a la potencia declarada la
remuneración será en forma proporcional a su disponibilidad real de
potencia.
CAPITULO 9.6: SERVICIOS AUXILIARES DE RESERVA DE CORTO
PLAZO.
TOC 9.6.1. A los efectos de las transacciones económicas, para una
hora se considera entregando reserva como servicio auxiliar de
corto plazo:
a) Para un GGD, la reserva rodante o reserva fría asignada para tal
fin por el CNDC y que no registra incumplimientos;
b) Para un Agente Consumidor, el retiro voluntario de demanda
aceptado como reserva fría por el CNDC y que no registra
incumplimientos
TOC 9.6.2. Cada Agente del Mercado recibe una remuneración mensual
por servicios de reserva de corto plazo igual a la integración en
el mes de su remuneración diaria.
CAPITULO 9.7: Despacho de reserva Rodante.
TOC 9.7.1. Al realizar el predespacho, el CNDC calculará para cada
hora:
a) La reserva rodante disponible como la suma de la energía de la
reserva rodante máxima que resulta para los GGD previstos
generando, calculada de acuerdo a lo establecido en el Tomo Normas
de Operación Técnica de esta Normativa;
b) El requerimiento de reserva rodante, como el porcentaje de
reserva rodante de acuerdo a los CCSDM para la condición de
operación pretendida.
TOC 9.7.2. Si en una hora la reserva rodante disponible no es
suficiente para cubrir el requerimiento de reserva rodante, el CNDC
podrá incrementar la oferta y lograr el nivel de reserva rodante
faltante. Para ello podrá utilizar las siguientes opciones,
seleccionando las más económicas.
a) Forzar en el despacho la entrada en servicio de GGD para aportar
la reserva rodante faltante.
b) Requerir la compra de energía del Mercado de Oportunidad del MER
para reducir la generación de uno o más de los GGD previstos
generando.
c) Requerir la compra de energía en el Mercado de Contratos del
MER. TOC 9.7.3. De ser imposible cumplir con el requerimiento de
reserva rodante para condición normal, el CNDC deberá considerar
como requerimiento la reserva rodante para operación en
emergencia.
TOC 9.7.4. El CNDC asignará en el despacho para cada hora la
reserva rodante inicial en cada GGD previsto generando de acuerdo
al siguiente procedimiento:
a) Si la reserva rodante máxima del GGD es mayor o igual que el
porcentaje de reserva requerido, le asignará el porcentaje
requerido.
b) Si la reserva rodante máxima del GGD es menor que la requerida,
le asignará la reserva rodante máxima.
TOC 9.7.5. Al mismo tiempo, el CNDC calculará para cada hora la
oferta adicional de reserva rodante en cada GGD como la diferencia
entre su reserva rodante máxima y la reserva rodante inicial.
TOC 9.7.6. Si el requerimiento de reserva rodante es mayor que la
suma de la energía correspondiente a la reserva rodante inicial en
los GGD, el CNDC calculará el requerimiento de reserva rodante
adicional como la diferencia entre el requerimiento de reserva
rodante menos la suma de la reserva inicial asignada a los GGD. El
CNDC asignará este adicional entre los GGD que resultan previstos
generando proporcionalmente a su reserva rodante adicional. Para
aquellos GGD cuya reserva rodante haya sido asignada en su
totalidad como reserva rodante inicial, la reserva roda:nte
adicional resultará cero.
TOC 9.7.7. Como resultado, el CNDC determinará la reserva rodante
que aporta cada GGD como la suma de su reserva rodante inicial más
su reserva rodante adicional.
TOC 9.7.8. Con criterio técnico y de acuerdo a las características
de los GGD, el CNDC distribuirá la reserva rodante de cada GGD
entre reserva para Regulación Primaria de Frecuencia, y/o reserva
para Regulación con AGC y/o reserva para Regulación
Complementaria.
TOC 9.7.9. La reserva rodante asignada a cada GGD en el predespacho
es un compromiso de disponibilidad. En la operación real se
considera que un GGD no cumple este compromiso si el GGD está
indisponible, o no está disponible para Regulación de Frecuencia o
si surgen limitaciones a la generación máxima ofertada.
CAPITULO 9.8: TRANSACCIONES POR EL SERVICIO AUXILIAR DE RESERVA
RODANTE.
TOC 9.8.1. Cada GGD habilitado tiene la obligación de participar en
la reserva rodante con el porcentaje que resulta de los CCSDM y de
la condición de operación vigente, ya sea con reserva rodante
propia o comprada de terceros.
TOC 9.8.2. Cada Agente Productor podrá realizar acuerdos de compra
de reserva rodante de otro Agente Productor para cubrimiento de sus
faltantes. Dichos acuerdos deberán ser informados al CNDC con una
anticipación no inferior a los plazos en que se suministra la
información para el predespacho, para ser tenidos en cuenta en las
transacciones económicas por el servicio de reserva rodante.
TOC 9.8.3. Para habilitar un acuerdo de reserva rodante, cada parte
deberá informar al CNDC:
a) La identificación del Agente del Mercado, indicando si es la
parte compradora o vendedora;
b) La identificación del Agente del Mercado que es la otra
parte;
c) La cantidad de reserva rodante comprometida.
TOC 9.8.4. El CNDC sólo autorizará el acuerdo si se cumplen todas
las siguientes condiciones.
a) Ambas partes informan el acuerdo.
b) La cantidad de reserva informada por cada parte es la
misma.
c) El Agente Productor que es la parte vendedora tiene suficiente
reserva rodante habilitada en los GGD que comercializa para cubrir
la reserva rodante que compromete en sus acuerdos de venta de
reserva rodante.
TOC 9.8.5. Junto con los resultados del predespacho, el CNDC debe
informar a cada Agente del Mercado los acuerdos de reserva rodante
autorizados. A los Agentes del Mercado involucrados en acuerdos no
autorizados deberá informar el motivo del rechazo.
TOC 9.8.6. Para habilitar un acuerdo de reserva rodante de un Grupo
Generador no despachable y que cuenta con acuerdos comerciales de
compra y venta de energía con los Agentes Distribuidores, dichos
Agentes Distribuidores podrán asignar este compromiso de reserva
rodante (de Grupo Generador no despachable) a GGD con quienes
tengan acuerdos comerciales y capacidad para brindar este servicio.
Esta condición, además de requerir autorización del Ente Regulador,
deberá de ser informada al CNDC.
TOC 9.8.7. Cada hora el CNDC calculará el precio de la reserva
rodante con el precio de oportunidad, dado por el precio de la
energía en el Mercado de Ocasión en dicha hora
TOCO 9.8.8. Cada hora el CNDC calculará para cada Agente Productor
la reserva rodante que aporta comercialmente como: la suma de la
reserva rodante asignada a los GGD que comercializa, menos la suma
de la reserva rodante que vende en acuerdos de reserva rodante
autorizados por el CNDC, más la reserva rodante que resulta
comprando de los acuerdos de reserva rodante autorizados por el
CNDC.
TOCO 9.8.9. En una hora, cada Agente Productor que resulte con un
aporte comercial de reserva rodante menor que la reserva rodante
con la que está obligado a participar, según los CCSDM, deberá
pagar por el faltante. El CNDC calculará el cargo a pagar como el
producto de la energía correspondiente a la reserva faltante
multiplicada por el precio de la reserva rodante para dicha
hora.
TOC 9.8.10. En una hora, cada Agente Productor que resulte con un
aporte comercial de reserva rodante en exceso, o sea mayor que la
obligación a participar de acuerdo a los CCSDM, recibirá una
remuneración por el excedente. El CNDC calculará dicha remuneración
como el producto de la energía de la reserva rodante excedente
valorizada al precio de la reserva rodante para dicha hora.
TOC 9.8.11. En caso que en una hora la reserva rodante total sea
menor que la requerida según los CCSDM, surgirá una diferencia
positiva entre la suma de los montos pagados por los Agentes
Productores en concepto de faltante de reserva rodante y la
remuneración total a los Agentes Productores por excedentes de
reserva rodante. Este monto se asignará como una compensación a la
demanda por una calidad de servicio inferior a la establecida en
los CCSDM. Para ello, el CNDC distribuirá este monto sobrante entre
cada Agente Consumidor en forma proporcional a la energía
abastecida y se lo asignará como un crédito al cargo a pagar en
concepto de servicios auxiliares.
CAPITULO 9.9: SERVICIO DE RESERVA FRÍA.
TOC 9.9.1. Junto con los datos para la programación Semanal cada
Agente del Mercado habilitado enviará su oferta de reserva fría
indicando:
a) Identificación del agente;
b) De ser un Agente Productor, identificación del GGD;
c) De ser un Agente Consumidor, identificación del nodo en que
ofrece reducir su demanda;
d) Precio Requerido, que no podrá ser mayor que el Precio de
Referencia de la potencia
e) Los días de la semana en que está vigente la oferta.
TOC 9.9.2. El CNDC elaborará la lista de mérito para cada día de la
semana ordenando las ofertas recibidas para ese día de acuerdo a
los siguientes criterios.
a) En primer lugar, se ordenarán por precio requerido
creciente.
b) Para los GGD, ante igualdad de factor de cumplimiento y precio
requerido, se ordenarán por Costo Variable para el Despacho
creciente.
c) Ante igualdad de factor de cumplimiento, precio requerido y para
GGD igualdad de costo variable para el despacho, se ordenarán con
criterio técnico, de acuerdo a su confiabilidad y la localización y
calidad de los vínculos de Transmisión que lo conectan.
TOC 9.9.3. Cada día junto con los datos para el despacho diario
cada Agente del Mercado que presentó oferta semanal informará la
potencia ofertada como reserva fría para el día siguiente.
TOC 9.9.4. Cada día, al realizar el predespacho de reserva fría, el
CNDC debe determinar la lista diaria de oferta de reserva fría
tomando la lista de mérito de dicho día y eliminando los GGD que
resultan previstos generando o que están indisponibles.
TOC 9.9.5. El CNDC despachará el requerimiento de reserva fría en
el orden dado por la lista diaria de oferta de reserva fría hasta
completar la potencia requerida como reserva fría o que no queden
más ofertas en dicha lista. De ser la oferta insuficiente, la
reserva fría asignada podrá resultar menor que la requerida, e
incluso cero.
TOC 9.9.6. El precio de la reserva fría estará dado por la oferta
más cara entre las aceptadas
TOC 9.9.7. El compromiso de reserva fría de un GGD es una
obligación de disponibilidad diaria.
TOC 9.9.8. Se considera que un GGD registra un incumplimiento en su
compromiso de reserva fría para un día si se registra alguna de las
siguientes condiciones:
a) Está indisponible.
b) Está disponible y al ser requerido por el CNDC para generar no
entra en servicio, o entra en servicio pero no entrega la potencia
comprometida dentro del plazo establecido.
TOC 9.9.9. Se considera que un Agente Consumidor registra un
incumplimiento en su compromiso de reserva fría para un día si al
ser requerido por el CNDC para reducir su demanda no realiza dicha
reducción dentro del plazo establecido.
TOC 9.9.10. Al finalizar cada día, a cada GGD o Agente Consumidor
le corresponderá una remuneración por el servicio auxiliar de
reserva fría igual a la potencia asignada como reserva fría
valorizada al precio de la reserva fría, en la medida que no haya
registrado incumplimientos.
TOC 9.9.11. Al finalizar cada día, el CNDC debe identificar e
informar cada GGD o Agente Consumidor que registró un
incumplimiento en sus compromisos asignados de reserva fría. Dicho
Agente será sancionado de acuerdo a lo siguiente:
a) Si un Agente, con una unidad generadora tiene compromiso de
Reserva Fría de acuerdo al predespacho y falla en el arranque y/o
entra en servicio pero no entrega la potencia comprometida dentro
del plazo establecido, a dicho Agente se le aplicará una reducción
remuneratoria única equivalente a la disponibilidad de potencia
(MW-Día) de la unidad que falló, multiplicada por cuatro veces el
precio de la oferta de la Reserva Fría más cara entre las aceptadas
para el día de la falla.
b) Si dentro de los ciento ochenta (180) días, contados a partir de
la misma falla, un Agente, con una unidad generadora tiene
compromiso de Reserva Fría de acuerdo al predespacho y falla en el
arranque y/o entra en servicio pero no entrega la potencia dentro
del plazo establecido, dicho Agente quedará inhabilitado a ofertar
Reserva Fría con esa unidad durante los siguientes veinte (20)
días.
Si el Agente corrige la(s) falla(s) dentro de los veinte (20) días
que dura la sanción, tendrá derecho a solicitar al CNDC una prueba
para quedar habilitado nuevamente a partir del siguiente día de
finalizada la sanción y deberá enviar al CNDC la documentación de
los trabajos realizados. Si el Agente no corrige la falla dentro
del periodo de la sanción, podrá solicitar la prueba hasta la
corrección de las fallas.
c) Una vez transcurridos ciento ochenta (180) días contados a
partir de la primera falla, el conteo y la sanción de
incumplimientos inicia nuevamente con el inciso a) de este
artículo.
El CNDC deberá de informar junto con el postdespacho los
incumplimientos registrados, las reducciones remuneratorias o los
plazos de inhabilitación que de ello resultan.
CAPITULO 9.10: SERVICIO DE SEGUIMIENTO DE DEMANDA.
TOC 9.10.1. El costo del servicio auxiliar de seguimiento de
demanda está dado por el costo de arranque y parada de GGD, más el
costo de mantener parado en caliente GGD.
TOC 9.10.2. Al finalizar cada día, el CNDC debe calcular, con los
datos suministrados de acuerdo al Anexo Comercial: Información
Comercial del Mercado , para cada GGD su costo diario por arranque
y parada más su costo diario por permanecer parado en caliente, y
asignarlo como remuneración por el servicio auxiliar de seguimiento
de demanda. Esta remuneración resultará cero si el GGD no ha
realizado dichas operaciones.
TOC 9.10.3. El CNDC calculará el costo total diario del servicio
auxiliar de seguimiento de demanda totalizando las remuneraciones
correspondientes a este servicio para los GGD.
CAPITULO 9.11: CARGOS POR SERVICIOS AUXILIARES.
TOC 9.11.1. El CNDC debe calcular el monto mensual a recaudar en
concepto de servicios auxiliares como a la suma de las
remuneraciones de los correspondientes Servicios Auxiliares,
excluyendo el Servicio Auxiliar de pérdidas:
a) La suma de las remuneraciones mensuales por el servicio auxiliar
de arranque en negro;
b) La suma de las remuneraciones diarias por reserva de corto
plazo, o sea reserva rodante y reserva fría, para los días del
mes;
c) La suma de las remuneraciones diarias por el servicio de
seguimiento de demanda, para los días del mes;
TOC 9.11.2. Cada Agente Consumidor debe pagar un cargo mensual por
servicios auxiliares excluyendo el servicio de pérdidas, y un Cargo
mensual por el Servicio Auxiliar de Pérdidas.
TOC 9.11.3. Al finalizar cada mes el CNDC debe calcular el Cargo
mensual por el Servicio Auxiliar de Pérdidas que debe pagar cada
Agente Consumidor y cada retiro en una interconexión internacional
totalizando los correspondientes Cargos diario por el Servicio
Auxiliar de Pérdidas para los días de dicho mes.
TOC 9.11.4. Al finalizar cada mes el CNDC debe calcular:
a) El precio mensual de los servicios auxiliares excluyendo
pérdidas dividiendo el monto total a recaudar en concepto de
servicios auxiliares generales por la energía total suministrada a
los Agentes Consumidores locales.
b) El cargo a pagar por cada Agente Consumidor en concepto de
Servicios Auxiliares excluyendo el servicio de pérdidas,
valorizando la energía abastecida a dicho Agente Consumidor al
precio mensual de los servicios auxiliares
TITULO 10:
CALCULO DE COSTOS MAYORISTAS DE DISTRIBUIDORES.
CAPITULO 10.1: OBJETO.
TOC 10.1.1. En las presentes reglas para el cálculo de los costos
mayoristas de Distribuidor se definen los procedimientos para que
el CNDC calcule los costos correspondientes a cada Distribuidor por
operaciones en el Mercado de Ocasión y por servicios. Dichos costos
deberán ser informados al INE para el cálculo y ajustes de las
tarifas de distribución
TOC 10.1.2. Con la periodicidad definida en esta Normativa, el CNDC
debe calcular los costos mayoristas, previstos y reales, de cada
Distribuidor.
CAPITULO 10.2: COSTOS PREVISTOS.
TOC 10.2.1. Junto con la Programación Anual, el CNDC debe
determinar la energía, la potencia y, cuando corresponda, los
costos de compra mayorista previstos para cada Distribuidor por
cada mes, de acuerdo a lo que establece el presente Capítulo de la
Normativa de Operación
TOC 10.2.2. De los resultados de la Programación Anual el CNDC
deberá obtener para cada Distribuidor las previsiones de:
a) Energía producida por generación propia, por bloque horario
típico.
b) Energía comprada a cada contrato, por bloque horario
típico.
c) Energía vendida al Mercado de Ocasión debido a excedentes en sus
contratos más generación propia y su valorización a los precios
previstos en el Mercado de Ocasión, por bloque horario
típico.
d) Energía no cubierta por contratos ni generación propia prevista
comprada en el Mercado de Ocasión, por bloque horario.
e) Participación en la Demanda máxima de generación. f) Potencia
disponible de generación propia.
g) Potencia comprada a cada contrato.
h) Potencia vendida al Mercado de Ocasión debido a excedentes en
sus contratos más generación propia y su valorización a los precios
previstos en el Mercado de Ocasión.
i) Participación en la Demanda máxima de generación no cubierta por
contratos ni por generación propia y prevista comprada en el
Mercado de Ocasión
TOC 10.2.3.El INE informará al CNDC los Contratos vigentes a
trasladar a tarifas para cada Distribuidor. Con esta información,
el CNDC debe obtener para los doce meses del año y, para cada
Distribuidor:
a) La compra prevista de energía de cada Contrato informado por
el
INE a trasladar a tarifas, en MWh por bloque horario típico.
b) La compra mayorista de potencia prevista de cada Contrato
informado por el INE a trasladar a tarifas, en MW.
TOC 10.2.4. El CNDC debe calcular para los doce meses del año y
para cada Distribuidor el costo total de compra mayorista a
trasladar a tarifas para la energía no cubierta por contratos o
generación propia autorizada a trasladar a tarifas. Para ello
determinará lo siguiente
a) Las transacciones previstas de energía en el Mercado de Ocasión
y el costo neto resultante por bloque horario típico. Para
determinar este costo neto se totalizará la energía prevista por
generación propia y comprada a contratos que no se trasladan a
tarifas, de acuerdo a lo informado por el INE, más las compras
previstas en el Mercado de Ocasión, por bloque horario. La energía
resultante de este cálculo se valorizará por bloque horario a los
precios previstos en el Mercado de Ocasión. De este monto por
bloque horario se descontará el monto correspondiente a las ventas
de energía previstas en el Mercado de Ocasión, de acuerdo al inciso
c) de TOC 10.2.2., y se obtendrá el costo neto de energía en el
Mercado de Ocasión por bloque horario y de forma mensual.
b) Las transacciones previstas de potencia en el Mercado de Ocasión
y el costo neto resultante. Para determinar este costo neto se
totalizará la disponibilidad de potencia prevista por generación
propia y compras a contratos que no se trasladan a tarifas, de
acuerdo a lo informado por el INE, más las compras previstas en el
Mercado de Ocasión. La potencia resultante de este cálculo se
valorizará a los precios previstos en el Mercado de Ocasión. De
este monto se descontará el monto
correspondiente a las ventas de potencia previstas en el Mercado de
Ocasión, de acuerdo al inciso h) de TOC 10.2.2., y se obtendrá el
costo neto de potencia en el Mercado de Ocasión.
c) Los sobrecostos previstos por generación obligada.
d) El costo previsto por energía por servicios auxiliares,
incluyendo pérdidas
TOC 10.2.5. Teniendo en cuenta los cargos que resultan de la
Normativa de Transporte, el CNDC debe obtener para los doce meses
del año y para cada Distribuidor el costo variable por transmisión
previsto por bloque horario típico y de forma mensual, de acuerdo
al siguiente procedimiento:
a) Totalizar la energía real inyectada y extraída (EIE) por el
Distribuidor más la compra prevista de energía de cada Contrato de
compra de dicho Distribuidor en que se establece que el
Distribuidor debe pagar el correspondiente cargo de
transmisión.
b) Calcular el cargo por uso total, como el Cargo por Uso de la
Capacidad (CUC) de transporte que resulta para la EIE determinada
en el ítem anterior.
TOC 10.2.6. Teniendo en cuenta los cargos que resultan de la
Normativa de Transporte, el CNDC debe obtener para los doce meses
del año y para cada Distribuidor el costo fijo por transmisión
previsto asociado a la demanda del Distribuidor y, de corresponder,
el costo fijo por la parte de la generación que le asignan los
contratos preexistentes en que la parte vendedora no es Agente del
Mercado.
TOC 10.2.7. El CNDC debe calcular para los doce meses del año y
para cada Distribuidor el costo total de compra mayorista para la
energía fuera de contratos o generación propia a trasladar a
tarifas por bloque horario típico y de forma mensual:
a) Para el bloque horario de punta, totalizando el costo neto
previsto de las transacciones de energía en el Mercado de Ocasión
en dicho bloque, más el sobrecosto previsto por generación
obligada, más el costo previsto por energía por servicios
auxiliares incluyendo pérdidas, más el cargo variable total de
transmisión calculado para dicho bloque (costo variable por
transmisión).
b) Para el bloque horario de madrugada y horas restantes,
totalizando el costo neto previsto de las transacciones de energía
en el Mercado de Ocasión en dicho bloque, más el cargo variable
total de transmisión calculado para el correspondiente bloque
(costo variable por transmisión).
TOC 10.2.8. El CNDC debe calcular el costo total de compra
mayorista previsto fuera de contratos o generación propia a
trasladar a tarifas para los doce meses del año y para cada
Distribuidor totalizando el resultado neto de las transacciones de
potencia en el Mercado de Ocasión, más el costo fijo por
transmisión.
TOC 10.2.9. El CNDC debe elaborar una versión preliminar del
Informe de Costos Mayoristas de Distribuidores con los valores
obtenidos y su justificación, indicando para cada Distribuidor como
mínimo, desglosado de forma mensual y para los doce meses del
año:
a) Demanda de energía y de potencia prevista;
b) El costo total de compra mayorista previsto fuera de contratos o
generación propia a trasladar a tarifas para la energía por bloque
horario típico;
c) El costo total de compra mayorista previsto fuera de contratos o
generación propia a trasladar a tarifas para la potencia;
d) El costo mayorista variable y fijo del servicio de transmisión
del Distribuidor, discriminando el valor que corresponde a cada
Contrato a trasladar a tarifas en que se acordó hacerse cargo del
correspondiente costo de transmisión;
e) La energía prevista comprada de cada uno de sus contratos y
generación propia autorizados a trasladar a tarifas, por bloque
horario típico;
f) La potencia prevista comprada de cada uno de sus contratos y
generación propia autorizados a trasladar a tarifas.
TOC 10.2.10. El CNDC debe enviar la versión preliminar del informe
a cada agente Distribuidor. Los Distribuidores contarán con 10 días
hábiles para presentar observaciones. El CNDC deberá analizar las
observaciones y realizar los ajustes que considere justificados. De
rechazar una observación, deberá informar al Distribuidor indicando
el motivo que lo justifica.
TOC 10.2.11 El CNDC debe presentar la versión final del Informe
junto con las observaciones de los Distribuidores al INE, que podrá
requerir justificadamente ajustes antes de su aprobación. Una vez
aprobado, el CNDC enviará el informe a cada agente Distribuidor y
al MEM. Los costos que resultan del informe serán utilizados para
el cálculo de tarifas de acuerdo a lo establecido en la Normativa
de Tarifas.
CAPITULO 10.3: COSTOS REALES.
TOC 10.3.1. Al finalizar cada mes y con los resultados de la
operación real, el CNDC debe determinar los costos de compra
mayorista realizados por cada Distribuidor fuera de contratos, y
las diferencias que surgen respecto de sus costos previstos. El
cálculo incluirá energía, potencia, servicios y transmisión, y se
realizará con las mismas características y metodologías de cálculo
que las establecidas para los costos previstos. El CNDC debe
presentar los resultados en un informe mensual al INE, con copia al
MEM y a cada Distribuidor.
TOC 10.3.2. Con la información suministrada, el INE y de acuerdo a
lo establecido en la Normativa de Tarifas aplicará los ajustes que
correspondan
TITULO 11: IMPORTACIÓN Y EXPORTACIÓN.
CAPITULO 11.1: RESPONSABILIDAD DE LOS ORGANISMOS
COORDINADORES.
TOC 11.1.1. El CNDC tiene la responsabilidad en Nicaragua de
realizar la coordinación operativa y comercial de las operaciones
de importación y exportación con el EOR y de acuerdo al RMER.
CAPITULO 11.2: CONTRATOS DE IMPORTACIÓN Y EXPORTACIÓN.
TOC 11.2.1. El intercambio de información comercial para la
administración de los contratos de importación y exportación en el
Mercado debe ser canalizado a través del CNDC. La coordinación de
las transacciones en los nodos de la RTR se realizará entre el CNDC
y el EOR.
TOC 11.2.2. El CNDC debe asignar los cargos o créditos que surjan
dentro del Mercado Eléctrico Mayorista de Nicaragua como
resultado
de un contrato de importación o exportación a la parte local de
dicho contrato
CAPITULO 11.3: IMPORTACIÓN Y EXPORTACIÓN DE OCASIÓN.
TOC 11.3.1. El CNDC informará al EOR diariamente las ofertas de
retiro y de inyección por oportunidad y por contratos de sus
agentes nacionales, para inyectar o retirar energía en los nodos de
la RTR, según los plazos establecidos en el RMER
TOC 11.3.2. El CNDC debe modelar la importación de ocasión
(oportunidad) como un GGD ubicado en uno o más nodos de la RTR con
una potencia y/o energía igual a la ofertada.
TOC 11.3.3. El CNDC, debe modelar la exportación de ocasión
(oportunidad) como una Demanda ubicada en uno o más nodos de la RTR
con una potencia y/o energía igual a la ofertada.
TOC 11.3.4. Para cada hora, el CNDC debe internar en el MEMN los
débitos o créditos que surjan como resultado de importación de
oportunidad en el MER. Este monto neto se repartirá entre los
Agentes que resulten compradores o vendedores en esa hora en el
Mercado de Ocasión en forma proporcional a su compra o venta según
sea el caso.
TOC 11.3.5. Para cada hora, el CNDC debe internar en el MEMN los
débitos o créditos que surjan como resultado de una exportación de
oportunidad en el MER. Este monto neto se repartirá entre los
agentes que resulten compradores o vendedores en esa hora en el
Mercado de Ocasión en forma proporcional a su compra o venta según
sea el caso.
TOC 11.3.6. El CNDC deberá siempre proporcionar al EOR, con la
anticipación que el EOR precise, la información necesaria para que
calcule las transacciones en el MOR (en particular, sobre ofertas
de oportunidad, contratos y mediciones del SIMECR), siendo las
transacciones en dicho mercado conciliadas por el EOR.
CAPITULO 11.4 DESVÍOS EN LAS INTERCONEXIONES
INTERNACIONALES.
TOC 11.4.1. El CNDC supervisará los flujos en los enlaces entre
áreas de control y las inyecciones y retiros en los nodos de la RTR
con el objeto de mantener las transacciones programadas en cada
periodo de mercado
TOC 11.4.2. La conciliación y remuneración de las transacciones por
Desviaciones en Tiempo Real se realizara de acuerdo al RMER. Los
créditos o débitos que resulten de los de la remuneración de
desvíos a nivel interno, será asignado y/o distribuido en forma
proporcional entre los Agentes que resulten inyectando o extrayendo
energía.
TITULO 12: TRANSACCIONES ECONÓMICAS. CAPITULO 12.1:
OBJETO.
TOC 12.1.1. El objeto de las reglas para las transacciones
económicas es establecer los procedimientos mediante los cuales el
CNDC debe administrar el sistema de cobranzas y liquidaciones del
Mercado, y las remuneraciones, cargos y obligaciones de pago de los
Agentes del Mercado que surjan de sus operaciones en el Mercado de
Ocasión y por servicios.
CAPITULO 12.2: SISTEMA DE MEDICIÓN COMERCIAL.
TOC 12.2.1. Cada Agente del Mercado debe contar con un Sistema
de
Mediciones Comercial (SIMEC), independiente del SCADA, en cada nodo
en que entrega o retira energía, para determinar sus transacciones
comerciales en el Mercado de Ocasión, así como las transacciones de
servicios auxiliares.
TOC 12.2.2. El CNDC debe definir los requisitos de los medidores
comerciales junto con el sistema de comunicaciones y enlace de
datos asociados, de acuerdo a lo definido en el Anexo Comercial:
Sistema de Mediciones Comerciales . Mediante auditorías técnicas
deberá certificar la habilitación de los puntos de medición y
supervisar el cumplimiento de los requisitos definidos.
TOC 12.2.3. El CNDC organizará y mantendrá un registro, denominado
Registro Oficial de Mediciones del SIMEC, que identificará cada
punto de medición y sus medidores, incluyendo los datos del
proyecto aprobado, las novedades y las verificaciones
realizadas.
TOC 12.2.4. La implementación y costo del sistema de medición
comercial será a cargo del Agente que lo requiere. Cada Agente del
Mercado debe proveer también el enlace entre sus medidores y el
sistema de comunicaciones.
TOC 12.2.5. Para el caso de los Sistemas de Mediciones Comerciales
Regionales (SIMECR), se deberá de cumplir con lo indicado en el
RMER.
CAPITULO 12.3: SISTEMA DE COMUNICACIONES.
TOC 12.3.1. El costo por el uso de los sistemas de comunicaciones
para que el CNDC pueda acceder a los medidores será a cargo del
propietario del medidor.
TOC 12.3.2 Un Agente del Mercado podrá proponer al CNDC utilizar
vínculos de comunicaciones diferentes a los de la empresa de
transmisión, siempre y cuando ellos cumplan con los requisitos de
calidad definidos en la presente Normativa y en el RMER y el agente
se haga cargo de los costos involucrados.
CAPITULO 12.4: AUDITORIAS.
TOC 12.4.1. Para habilitar un medidor como perteneciente al SIMEC,
el Agente del Mercado debe presentar al CNDC una solicitud de
incorporación que incluya una auditoría técnica que certifica el
cumplimiento de los requisitos definidos, de acuerdo a lo
establecido en el Anexo Comercial: Sistema de Mediciones
Comerciales .
TOC 12.4.2. El CNDC debe realizar la supervisión del SIMEC. De
resultar de las mediciones conflictos y/o incompatibilidades, el
CNDC deberá solicitar auditorías de los equipamientos que
correspondan a cada Agente del Mercado involucrado. De detectar
desviaciones y/o incumplimientos en el sistema de mediciones, el
CNDC deberá informar del incumplimiento al INE, con copia al MEM
para su conocimiento.
TOC 12.4.3. El CNDC, por sí o por intermedio de Auditores Técnicos
debidamente habilitados, podrá realizar auditorías a través de los
ensayos y verificaciones que considere necesarios en los sistemas
de medición de los agentes del Mercado. De detectarse de dichas
auditorías incumplimientos, el costo de la auditoría será a cargo
del Agente del Mercado.
TOC 12.4.4. Las Auditorías de los SIMECR se realizarán considerando
lo indicado en el RMER.
TOC 12.4.5. El CNDC no está facultado para brindar dispensas a
los
Agentes sobre los requisitos de los SIMEC y SIMECR, indicados en
esta Normativa y en el RMER respectivamente, una vez que mediante
las Auditorías correspondientes se haya constatado algún
incumplimiento a los mismos.
CAPITULO 12.5: DATOS FALTANTES.
TOC 12.5.1.Cuando el CNDC no cuente con alguna medición comercial,
debe completarla de acuerdo a lo establecido en el Anexo Comercial:
Sistema de Mediciones Comerciales y de acuerdo a los siguientes
criterios
a) De contar con información del SCADA, el CNDC debe tomar las
mediciones de potencia y estimar la energía con la metodología para
mediciones horarias.
b) De no contar con información del SCADA, a partir del momento que
el CNDC detecte la falta de la medición debe requerir por vía
telefónica la medición faltante y estimar la energía con el
procedimiento definido para mediciones horarias.
c) De no contar con información alguna, el CNDC debe asumir y
utilizar los valores programados en el despacho.
TOC 12.5.2. De tratarse de un Agente Productor, cuando la falta de
medición se prolongue por más de 24 horas, el CNDC puede requerir
la desconexión de el o los GGD involucrados y considerarlo
indisponible en tanto no se recupera de alguna manera aceptada la
medición faltante. El CNDC no podrá hacer uso de esta opción en
situaciones de racionamiento y/o emergencias, en que deberá
mantener el GGD en servicio
TOC 12.5.3. Al finalizar el mes, el CNDC deberá realizar un ajuste
a los valores calculados por falla de medición del SIMEC, en base a
las mediciones mensuales de energía que se dispongan, de forma tal
que la integración de la energía horaria se corresponda con la
energía mensual medida. Para ello deberá definir una norma técnica
de cálculo y conciliación en el Anexo Comercial: Sistema de
Mediciones Comerciales .
TOC 12.5.4. Un Agente del Mercado podrá reclamar fundadamente al
CNDC sobre los valores asumidos ante una medición faltante,
debiendo demostrar fehacientemente el error en el valor asumido. El
CNDC debe analizar los reclamos que reciba y, de verificar que son
justificados, corregir los valores asumidos que correspondan.
TOC 12.5.5. Para el caso de los SIMECR, el CNDC en coordinación con
el EOR definirán los datos de medición alternos durante el
mantenimiento, reparación, reposición, inspección, auditoría o
prueba de los equipos de medición, de acuerdo a lo indicado en el
RMER.
CAPITULO 12.6: PLAZOS.
TOC 12.6.1. Las transacciones económicas del Mercado se realizan
mensualmente.
TOC 12.6.2. El CNDC tiene la obligación de completar los datos
faltantes, de existir, informando a él o los Agentes los valores
asumidos ante la falta de información.
TOC 12.6.3. Antes de las 18:00 de cada día hábil, el CNDC debe
enviar a cada Agente del Mercado una estimación indicativa de la
energía y potencia comprada y vendida en el Mercado de Ocasión el o
los días anteriores comprendidos hasta el día hábil anterior, y de
los cargos que surjan por servicios. En CNDC deberá indicar las
condiciones de valores estimados por falta de medición del
SIMEC
TOC 12.6.4. Cada Agente del Mercado contará con un plazo de 6 días
hábiles para presentar sus observaciones de considerar que algunos
de los valores informados son incorrectos, con la correspondiente
justificación. Transcurrido dicho plazo, se considerará que el
agente acepta como válidos los valores informados.
TOC 12.6.5. El CNDC debe analizar las observaciones presentadas y,
de verificar que son válidas, corregir con la correspondiente
justificación el valor informado. El CNDC debe informar a cada
Agente del Mercado cada medición comercial modificada y el motivo
que lo justifica.
CAPITULO 12.7: DEUDORES Y ACREEDORES.
TOC 12.7.1.Al finalizar cada mes, el CNDC debe integrar la
información horaria de carácter comercial resultante de las
transacciones en el Mercado y determinar para cada Agente el
resultado neto mensual.
TOC 12.7.2. Para ello, el CNDC debe calcular para cada Agente del
Mercado:
a) El resultado neto de sus transacciones de energía en el Mercado
de Ocasión;
b) Más el resultado neto de sus transacciones de potencia en el
Mercado de Ocasión;
c) Más el resultado neto de transacciones por generación obligada,
o sea pago de sobrecostos y/o cobro de compensaciones;
d) Más el resultado neto de los servicios auxiliares, incluyendo
pérdidas;
e) Más el resultado de los cargos del servicio de transmisión de
acuerdo a lo establecido en la Normativa de Transporte;
f) Más el cargo resultante por el Costo Anual de Funcionamiento del
CNDC.
TOC 12.7.3. En el resultado de los cargos del servicio de
transmisión se tendrá en cuenta los cargos propios y los acuerdos
que se hayan asumido en contratos referidos a pagar cargos de
terceros.
TOC 12.7.4. Cada transportista recibirá en lo que hace a
liquidaciones el tratamiento de un agente del Mercado cuyo monto
acreedor resulta del ingreso tarifario y cargos regulados que se
establecen en la Normativa de Transporte y el RMER.
TOC 12.7.5.En el procedimiento de liquidación y cobranza, el CNDC
será considerado como un agente del Mercado sin deudas y con un
saldo acreedor igual al monto mensual correspondiente al Costo
Anual de Funcionamiento del CNDC, de acuerdo a lo establecido en la
Normativa de Transporte
TOC 12.7.6. La empresa de transmisión deberán contar con una cuenta
bancaria para que se asigne los cargos que correspondan de acuerdo
al procedimiento de liquidación y cobranza.
TOC 12.7.7.Un Agente del Mercado es deudor si el resultado neto
mensual de sus transacciones es negativo, o sea su ingreso mensual
por transacciones es menor que su egreso mensual. Por el contrario,
es acreedor si su resultado neto mensual es positivo, o sea su
ingreso mensual por transacciones es mayor que su egreso
mensual.
TOC 12.7.8. Las transacciones económicas son entre deudores y
acreedores, dónde todos los Agentes con resultado negativo son
deudores de todos los Agentes acreedores, con una distribución
proporcional de todas las ventas entre todos los compradores.
CAPITULO 12.8: DOCUMENTO DE TRANSACCIONES ECONÓMICAS.
TOC 12.8.1. Al finalizar cada mes, el CNDC debe calcular para cada
Agente del Mercado el resultado de sus transacciones económicas por
operaciones en el Mercado de Ocasión y por servicios. Este
resultado se presentará en un documento, que identifique los
resultados de cada Agente del Mercado y las deudas entre Agentes,
que se denomina Documento de Transacciones Económicas (DTE). Dicho
documento debe incluir los resultados comerciales y toda la
información que respalde los resultados obtenidos, y ser enviado a
cada Agente del Mercado.
CAPITULO 12.9: RECLAMOS.
TOC 12.9.1. Un Agente del Mercado tiene el derecho de presentar
reclamos a las transacciones económicas mensuales informadas por el
CNDC en el DTE, con la correspondiente justificación, dentro de un
plazo de 15 días de recibido el Documento de Transacciones
Económicas del CNDC. Transcurrido dicho plazo, aquellos datos que
no sean observados serán considerados como aceptados por todos los
Agentes y no se podrán presentar reclamos posteriores.
TOC 12.9.2. En tanto un reclamo sea resuelto, el CNDC debe
administrar el sistema de liquidaciones y cobranza de acuerdo a los
valores indicados en el Documento de Transacciones
Económicas.
TOC 12.9.3. Dentro de un plazo no mayor de 15 días, el CNDC deberá
analizar los reclamos y realizar los ajustes que resulten
justificados. De no surgir acuerdo con el Agente que presenta un
reclamo, el CNDC debe elevar el reclamo al INE, incluyendo la
justificación que presentó el Agente y el motivo de su rechazo por
parte del CNDC. El INE decidirá en instancia última e informará al
CNDC para que lo tenga en cuenta en las siguientes transacciones
económicas con la correspondiente refacturación.
TOC 12.9.4. El CNDC debe incluir los reclamos resueltos como
refacturación en las transacciones correspondientes al mes en que
fue resuelto.
CAPITULO 12.10: LIQUIDACIÓN DEL MEMN.
TOC 12.10.1. El CNDC debe emitir a cada Agente del Mercado que
resulta deudor en el Mercado una nota de débito (o factura) por el
total de su saldo deudor, de acuerdo a lo que resulta del Documento
de Transacciones Económicas, que actuará como memoria de cálculo
del importe deudor.
TOC 12.10.2. El CNDC debe emitir la mencionada nota o factura por
cuenta y orden de los acreedores del Mercado, de forma tal que el
CNDC no adquiere la deuda sino que solamente la gestiona.
TOC 12.10.3. Al mismo tiempo, el CNDC debe emitir a cada Agente del
Mercado acreedor una nota de crédito por el resultado neto de sus
transacciones, de acuerdo a los resultados del Documento de
Transacciones Económicas. El CNDC calculará además su factor de
proporcionalidad de cobro dividiendo su saldo acreedor por el saldo
creedor total del mercado.
TOC 12.10.4. Los DTE estarán sujetos a Reliquidaciones cuando las
mismas se justifiquen por reclamos de Agentes del MEMN aceptados
por el CNDC o aprobados por el Ente Regulador.
TOC 12.10.5. Los DTE estarán sujetos a Reliquidaciones debido al
desfase de los tiempos de las liquidaciones del MER emitidas por el
EOR.
CAPITULO 12.11: LIQUIDACIÓN DEL MER.
TOC 12.11.1. Para la Liquidación de las transacciones en el MER se
consideran los siguientes componentes:
a) Transacciones Programadas de energía las cuales pueden
ser:
Transacciones de Contratos (Firmes y No Firmes Físicos Flexibles).
Transacciones de Oportunidad Programadas.
a) Transacciones por Desviaciones en Tiempo Real.
b) Cargos Regionales de Transmisión (CVT y CURTR). c) Cargo
Complementario de la Línea SIEPAC.
d) Cargo por Servicio de Operación del Sistema. e) Cargo por
Servicio de Regulación del MER.
f) Renta de Congestión.
g) Cargo Por Enlace Dedicado de Comunicación
TOC 12.11.2. Para el caso del MER, el EOR suministrará a los OS/ OM
los Documentos de Transacciones Económicas Regionales (DTER) según
lo indicado en el RMER. En caso de que el EOR no asigne cargos
directamente a los agentes, será el CNDC el que internalice por
cada agente los siguientes:
a) Desvíos, proporcionalmente a sus extracciones e
inyecciones.
b) CVT correspondiente a ENATREL, proporcionalmente a la demanda
nacional.
c) Enlace por comunicaciones del EOR, proporcionalmente a sus
extracciones e inyecciones.
CAPITULO 12.12: COBRANZAS.
TOC 12.12.1. La cobranza se realizará a través de una cuenta
bancaria, denominada Cuenta MEMN, en un Banco de primera línea
designado al efecto por el Consejo de Operación (Banco de Gestión
de Cobranza o BGC).
TOC 12.12.2. Los agentes, el CNDC y los mercados de otros países
que realicen operaciones en el Mercado de Ocasión deberán contar
con una cuenta bancaria en el BGC. La cuenta bancaria del CNDC se
denominará Cuenta CNDC.
TOC 12.12.3 El sistema de cobranzas se realizará de acuerdo al
siguiente procedimiento.
a) Cada deudor debe depositar en la Cuenta MEMN el monto de la
factura o nota de débito que le remite el CNDC dentro del plazo
previsto para ello.
b) El CNDC debe dar instrucciones al BGC para que todo monto que
ingresa a la Cuenta MEMN, sea transferido por el BGC a las cuentas
de cada acreedor, según el factor de proporcionalidad de cobro
informado en el DTE y que el CNDC informará al BGC. En particular,
el CNDC será considerado un acreedor por el monto correspondiente
al Cargo por el Servicio del CNDC (CSD).
TOC 12.12.4 Las deudas por no pago de agentes serán exclusiva
responsabilidad de éstos, no siendo responsabilidad del CNDC o del
BGC tomar a su cargo deuda alguna.
CAPITULO 12.13: GARANTÍAS PARA EL MEMN.
TOC 12.13.1. Cada Agente del Mercado y cada Mercado Mayorista que
quiera realizar operaciones de compra de oportunidad en el Mercado
de Ocasión de Nicaragua debe integrar un depósito de garantía
dedicado a cubrir posibles incumplimientos de pago en el Mercado de
Ocasión y por servicios. Dicha garantía deberá establecer como
ejecutor al BGC.
TOC 12.13.2. El depósito de garantía estará dado por la garantía
mínima que se establece en esta Normativa, incrementada en las
cantidades que establezca el INE ante condiciones de
incumplimientos o morosidad en los pagos.
TOC 12.13.3. El monto correspondiente a la garantía mínima se
calculará con una energía promedio mensual valorizada al precio
medio anual registrado en el Mercado de Ocasión el año anterior.
Para el primer año de funcionamiento del Mercado, se utilizará el
precio medio previsto en el Mercado de Ocasión para dicho año por
el CNDC.
TOC 12.13.4. Para un año, la energía correspondiente a la garantía
mínima de un Agente Consumidor se calculará como el consumo
promedio mensual previsto para el año en curso para la condición de
demanda más probable (Condición de Demanda Media).
TOC 12.13.5. Para un año, la energía correspondiente a la garantía
mínima de un Agente del Mercado que no sea Agente Consumidor será
cero salvo que dicho agente haya registrado alguna vez casos de
morosidad y/o falta de pago, en cuyo caso la energía se calculará
como el promedio mensual de la energía total que vende por
Contratos de Suministro para el año en curso.
TOC 12.13.6. Para un año, la energía correspondiente a la garantía
mínima de cada Mercado Mayorista que quiera realizar operaciones de
compra de oportunidad en el Mercado de Ocasión de Nicaragua estará
dado por un porcentaje del consumo medio mensual del año en curso.
En el acuerdo de coordinación se establecerá el porcentaje inicial
a utilizar. Cada año el porcentaje se actualizará en función de las
compras realizadas por el otro Mercado en el Mercado de Ocasión,
suponiendo que se mantiene un volumen similar al histórico
registrado.
TOC 12.13.7. Si durante la operación comercial de un Agente o del
Mercado Mayorista de otro país se registran casos de morosidad y/ o
falta de pago, el INE podrá requerir incrementar el monto en su
depósito de garantía a dos o más veces su garantía mínima.
TOC 12.13.8. El depósito de garantía de un agente deberá ser
actualizado cada año y cada vez que el INE modifique el monto a
depositar por incumplimiento en sus obligaciones de pago.
TOC 12.13.9. Ante una condición de mora en que se utilice el
depósito de garantía del agente, dicho agente contará con un plazo
de 15 días calendarios para reponer la garantía requerida.
Transcurrido dicho plazo sin contar con la garantía requerida, el
CNDC informará al INE, quien amonestará al agente a cumplir con sus
obligaciones de depósito de garantía. Adicionalmente, el INE podrá
sancionar al agente, de acuerdo a la gravedad del incumplimiento,
con intereses punitorios y/ o interrupción del suministro y/o
pérdida de la habilitación como Agente del Mercado o a operar en el
Mercado de Ocasión si se trata de un Mercado Mayorista de otro
país.
CAPITULO 12.14: GARANTÍAS PARA EL MER.
TOC 12.14.1. Los Agentes del MEMN deberán de constituir las
garantías que sean establecidas en el RMER y en las Resoluciones
emitidas por CRIE. Por medio del OS/OM, el EOR definirá los
formatos, medios de constitución, plazos de vigencia, ajustes,
montos, formas de ejecución y beneficiario de las Garantías del
MER
CAPITULO 12.15: MORA Y FALTA DE PAGO.
TOC 12.15.1. Todos los Agentes asumen la obligación de pago en los
tiempos y formas que se establezcan.
TOC 12.15.2. El CNDC debe mantener informado al Consejo de
Operación y al INE sobre las situaciones de incobrabilidad y mora
que se registre respecto las deudas que identifica el DTE.
TOC 12.15.3. Ante una condición de mora y falta de pago, el o los
Agentes perjudicados podrán elevar su reclamo al INE, quien
amonestará al deudor a cumplir con las obligaciones de pago.
Adicionalmente, el INE podrá sancionar al deudor, de acuerdo a la
gravedad del incumplimiento, con intereses punitorios y/o
interrupción del suministro y/o pérdida de la habilitación como
Agente del Mercado o a operar en el Mercado de Ocasión si se trata
de un Mercado Mayorista de otro país.
TOC 12.15.4. Las deudas con el Mercado de un Agente del Mercado
tendrán un recargo a partir de estar en mora, cuya tasa de interés
debe ser superior a una tasa definida de referencia. Dicha tasa de
referencia debe estar basada en tasas bancarias y/o tasas del
mercado financiero local.
TOC 12.15.5. Si el deudor moroso fuera un Agente Productor, el INE
podrá autorizar al CNDC a administrar las transacciones de dicho
Agente como si no tuviera contratos, o sea considerar que toda su
energía y potencia se vende en el Mercado de Ocasión y utilizar la
remuneración que de ello resulte para el pago de su deuda. El INE
deberá informar a las partes de los contratos afectados por esta
decisión que el contrato ha perdido su autorización en el Mercado
de Contratos transitoriamente en tanto el agente mantenga condición
de moroso, y que la energía y/o potencia correspondiente será
considerada como una compra en el Mercado de Ocasión.
TOC 12.15.6. Al agente deudor moroso la CRIE podrá aplicar las
sanciones indicadas en el II Protocolo del MER.
TOC 12.15.7. El CNDC deberá instruir al BGC que, ante una condición
de mora, cubra la falta de pago con retiros del depósito de
garantía del moroso e informar al CNDC. En este caso, el CNDC
deberá intimar al Agente del Mercado a reponer el monto
correspondiente en su depósito de garantía. En tanto no lo haga,
seguirá siendo considerado como deudor del Mercado por el monto a
reponer.
TOC 12.15.8. Los montos por los que resulte acreedor en el mercado
el deudor moroso deben ser asignados al pago de su deuda o
completar su depósito de garantía según corresponda, hasta que
cubra la suma adeudada, incluyendo los intereses que correspondan.
ANEXO TÉCNICO:
INFORMACIÓN TÉCNICA DEL SISTEMA
I. DATOS BASICOS
I.1 REQUISITOS
a) Para ingresar como Agente, se deberá suministrar al CNDC la
información técnica que se indica en este Anexo con una
anticipación no inferior a la anticipación se indica en la
Normativa de Operación para presentar la solicitud de ingreso al
Mercado.
b) Un Agente que quiera ingresar nuevas instalaciones y/o nuevas
demandas y/o adiciones y/o realizar cambios en instalaciones
existentes, deberá suministrar la correspondiente información
técnica al CNDC, de acuerdo a lo definido en el presente Anexo, con
una anticipación no inferior a tres (3) meses.
c) La información deberá ser entregada al CNDC, impreso y en copia
electrónica, con la identificación de la empresa
correspondiente.
d) Toda modificación en la información técnica correspondiente a
los datos básicos sólo podrá ser solicitada por un Agente con la
correspondiente justificación técnica y deberá ser suministrada al
CNDC con una anticipación no menor que 15 días previo a su entrada
en vigencia.
I.2 DATOS PARA ESTUDIOS DE LA RED
I.2.1 Acceso a la Red:
a) Los Agentes transmisores deberán suministrar la información de
su equipamiento para estudios de redes.
b) El Agente Consumidor o Agente Productor deberá suministrar los
estudios y datos correspondientes a la autorización de acceso a la
red.
c) En particular, el Agente deberá suministrar en medio magnético e
impreso, para efectuar los estudios de redes los datos que le
correspondan y que se detallan a continuación.
I.2.2 Equipos de Transformación:
a) Capacidad Nominal (MVA).
b) Impedancia de secuencia positiva
c) Impedancia de secuencia negativa
d) Impedancia de secuencia cero
e) Razón de Transformación, Voltajes Nominales
f) Grupo de conexión
g) Pérdidas en vacío
h) Pérdidas a plena carga
i) Método de puesta a tierra
j) Tipo de cambiador de derivaciones (con o sin carga), pasos y
rango de regulación
k) Máxima sobrecarga, curva de daño
l) Sistemas de protecciones y ajustes
I.2.3 Disyuntores (Interruptores de Potencia):
a) Tensión nominal
b) Corriente nominal
c) Capacidad de interrupción simétrica y asimétrica
d) Capacidad de cierre en cortocircuito
e) Ciclo de operación nominal
f) Tiempo de operación
g) Tipo (aceite, neumático, SF , vacío, etc.)
h) Modo de accionamiento (monopolar o tripolar)
I.2.4 Generadores:
a) Potencia aparente nominal
b) Voltaje nominal
c) Factor de potencia nominal
d) Potencia Mínima (mínimo técnico)
e) Conexión
f) Método de puesta a tierra
g) Reactancia síncrona de eje directo, Xd
h) Reactancia síncrona de eje en cuadratura, xq
i) Límite inferior de potencia reactiva (capacitiva)
j) Límite superior de potencia reactiva (inductiva)
k) Reactancia de secuencia cero, x0
l) Resistencia de secuencia cero, r0
m) Reactancia de secuencia negativa, x2
n) Resistencia de secuencia negativa, r2
o) Reactancia subtransitoria saturada, x dsat
p) Resistencia del estator
q) Corriente de cortocircuito trifásico de estado estable
r) Corriente de cortocircuito bifásico de estado estable
s) Corriente de cortocircuito monofásico de estado estable
t) Razón de cortocircuito
u) Constante de inercia
v) Tipo de rotor (polos salientes, polos lisos)
x) Constante de tiempo transitoria de cortocircuito eje en
cuadratura, Td
y) Constante de tiempo subtransitoria de cortocircuito eje directo,
T d
z) Constante de tiempo subtransitoria de cortocircuito eje en
cuadratura, T
w) Constante de tiempo transitoria de cortocircuito eje directo,
T
aa) Reactancia transitoria de eje directo, xd
bb) Reactancia transitoria de eje en cuadratura,
xq
cc) Reactancia subtransitoria de eje directo, x d
dd) Reactancia subtransitoria de eje en cuadratura, x q
ee) Reactancia de saturación de Potier, xp
ff) Curva de saturación de la corriente de campo con generador en
circuito abierto a las siguientes condiciones:
ff.1.) 120% del voltaje terminal nominal
ff.2.) 110% del voltaje terminal nominal
ff.3.) 50% del voltaje terminal nominal
gg) Sistemas de protecciones y ajustes
I.2.5 Sistema de regulación automática del voltaje
(Generadores):
a) Modelo, Diagrama de bloques
b) Ganancia
c) Corrientes máximas y mínimas de excitación
d) Velocidad de respuesta
e) Sistema de protecciones y ajustes
I.2.6 Sistema de regulación automática de velocidad
(Generadores):
a) Modelo, Diagrama de bloques
b) Estatismo
c) Ganancia
d) Límite rampa de variación de carga (Incremento y/o decremento de
carga)
e) Velocidad de respuesta
f) Sistemas de protecciones y ajustes
I.2.7 Subestaciones:
1. Diagrama unifilar de la subestación, mostrando como mínimo pero
no limitado los siguientes equipos y sus principales
especificaciones técnicas:
a) Barras colectoras
b) Equipo de transformación
c) Interruptores
d) Seccionadores
e) Conexiones de puesta a tierra
f) Equipo de medición
g) Equipos de sincronización
h) Equipos de comunicaciones
i) Sistemas de protección y ajustes
j) Transformadores de corriente y voltaje
k) Pararrayos
I.2.8 Pararrayos:
a) Tensión nominal
b) Tipo
c) Máximo voltaje en la ubicación del pararrayos
d) Tensión de cebado
e) Tensión de flameo del aislador f) Energía máxima de
disipación
I.2.9 Dispositivos de recierre de líneas de
transmisión:
a) Tipo de dispositivo
b) Tipo de operación (monofásico, trifásico, instantáneo,
sincroverificado, etc.)
c) Tiempo de recierre
d) Número de intentos de recierre
I.2.10 Equipo de compensación de reactivos:
a) Tipo de equipo
b) Capacidad nominal
c) Rango de operación
d) Características del control automático
e) Puntos de conexión
I.2.11 Sistemas de Protección (Relevadores):
a) Tipo de relevador
b) Características de operación
c) Rangos de operación
d) Ubicación
e) Ajustes
f) Procedimiento de lectura y significado de cada mensaje o
indicación.
I.3 AGENTE PRODUCTOR.
1. Cada Agente Productor deberá suministrar información sobre las
características técnicas de cada planta, identificando su nodo de
conexión, las unidades dentro de cada planta y sus características.
Dicha información debe incluir como mínimo pero no limitado a lo
siguiente:
a) Identificación de las plantas de su propiedad, indicando para
cada una nombre, tipo, localización y características
generales.
b) Para cada planta, número de unidades generadoras y agrupamiento
en GGD
c) Para cada unidad y GGD:
c.1. Capacidad máxima (MW)
c.2. Mínimo técnico (MW)
c.3. Indisponibilidad forzada prevista
d) Regulación de tensión:
d.1.) Márgenes de subexcitación y sobreexcita-ción.
d.2.) Curva de Capabilidad de cada una de sus unidades generadoras.
La información suministrada debe corresponder a datos del
fabricante del equipamiento u obtenida por medio de ensayos
realizados sobre la unidad generadora siguiendo procedimiento
normalizados internacionalmente. En caso de no hacerlo, el CNDC la
fijará de acuerdo a curvas de capacidad estándar y considerará como
disponible la potencia reactiva indicada por dicha curva.
e) Zonas prohibidas de generación de potencia activa y
reactiva
f) Consumos propios (consumos auxiliares)
g) Capacidad de arranque negro
h) Capacidad de Control Automático de Generación (AGC)
i) Rango de Regulación AGC
j) Velocidad o rampa de respuesta
k) Banda muerta
l) Tipo de control de unidad (por pulsos, por consignas)
m) Adicionales a estos datos, el CNDC proporcionará una lista con
los requerimientos de los generadores o de las plantas a ser
incorporadas al AGC
n) Para unidades generadoras térmicas:
n.1.) Tipos de combustible que puede consumir y condiciones de
almacenamiento
n.2.) Restricciones de arranque y parada: Tiempo estimado de
arranque desde parada fría hasta sincro-nismo y desde sincronismo
hasta plena carga, tiempo mínimo entre arranque y parada. Tiempos
para arranque en caliente.
n.3.) Velocidad de toma de carga: Rampa máxima de toma de carga y
de reducción de carga
o) Para plantas hidroeléctricas:
o.1.) Característica de los embalses
o.2.) Topología de la cuenca, vertimiento y derivación: planta
aguas abajo para vertimiento, planta aguas abajo para
turbinamiento, planta aguas abajo para filtración.
o.3.) Tipo (de embalse, compensador o regulador, de pasada,
etc.);
o.4.) Cotas mínimas y máximas operativas (normal y
extraordinaria).
o.5.) Curva de volumen embalsado
o.6.) Datos de evaporación y/o filtración, cuando corresponda
o.7.) Normas de operación que surgen de su Licencia.
o.8.) Estación hidrológica de caudales
o.9.) Registros históricos de afluencias
o.10.) Requerimientos aguas abajo que afectan su despacho
o.11.) Coeficiente de producción (MW/m3/s), de acuerdo al estado
del embalse y/o erogación y coeficiente promedio
o.12.) Caudal turbinable, mínimo y máximo (m3/s), por unidad y por
planta
p) Para Plantas Filo de Agua
p.1.) Suministrar información hidrológica sobre restricciones o
pronósticos de disponibilidad de la fuente de energía.
p.2.) Velocidades mínimas y máximas operativas de las
turbinas
p.3.) Norma de operación de la planta
p.4.) Las características de la turbina
p.5.) Factor de Planta
p.6.) Información del caudal de diseño mínimo y máximo de la
turbina.
p.7.) Volumen útil de agua y características del embalse si
aplica
q) Para Plantas Eólicas.
q.1) Característica de los Aerogeneradores.
q.2) Curva de duración de velocidad del viento por horas diarias
(verano e invierno) en la zona de operación y sus registros.
q.3) Velocidades mínimas y máximas operativas (normal y
extraordinaria).
q.4) Norma de operación de la planta.
q.5) Potencial eólico
q.4) Características de la fuente energética de apoyo
(acumuladores. Motores de explosión o combustión interna, banco de
compensación etc.)
q.5) Factor de Planta.
I.4. AGENTE CONSUMIDOR.
1. El Agente suministrará su pronóstico de demanda para los meses
restantes del año, y los dos años subsiguientes
a) Puntos de conexión a la red a través de los cuales retira
energía;
b) Capacidad de sus instalaciones para el control de Tensión
c) Consumo de energía y potencia previstos en períodos mensuales,
semanales y diarios, bajo diferentes hipótesis (más probable, alta
y baja).
d) Características de las curvas de carga típicas: Residencial,
industrial, bombeo, riego, etc.; Curva de Carga Típica por Circuito
y Subestación.
e) Demanda de punta.
f) Posibilidades de demanda flexible
II. PLAZOS PARA EL SUMINISTRO DE INFORMACIÓN
1. Para la coordinación de los mantenimientos, los plazos para el
suministro de información serán los indicados en el Anexo Técnico:
Mantenimientos .
2. Salvo en lo que se refiere a mantenimientos, la información
requerida para la Programación Anual deberá ser suministrada al
CNDC por cada Agente a más tardar dos meses antes del comienzo del
período anual a programar.
3. La información técnica para la Programación Semanal deberá ser
suministrada por cada Agente al CNDC antes de las 10 horas del
penúltimo día hábil de la semana anterior a la semana a
programar.
4. La información requerida para los predespachos diarios (energía,
potencia y reserva fría) deberá ser suministrada por cada Agente al
CNDC todos los días hábiles antes de las 08:00 horas. Para el caso
que el día siguiente sea feriado o semilaborable, se deberá
suministrar la información para cada día hasta el primer día hábil
siguiente inclusive, según aplique.
5. A más tardar a las 18 horas de cada día, el CNDC deberá informar
a los Agentes los resultados de los postdespachos del día anterior
(energía, potencia y reserva fría). De ser el día anterior un día
feriado o semilaborable, deberá suministrar también los resultados
de todos los días anteriores hasta el último día hábil anterior
inclusive.
6. El CNDC podrá modificar los plazos definidos en el presente
Anexo, con la aprobación del Consejo de Operación. En dicho caso
los plazos modificados deberán ser incorporados como adjuntos a los
Anexos Técnicos de la Normativa de Operación e informados a todos
los Agentes
III. PARA LA PROGRAMACIÓN ANUAL
III.1. AGENTE PRODUCTOR:
a) Para cada unidad y GGD
a.1.) Restricciones a su mínimo técnico y/o capacidad máxima de
generación (MW)
a.2.) Indisponibilidad prevista
a.3.) Tasa de indisponibilidad forzada prevista
b) Para las plantas hidroeléctricas:
b.1.) Previsión de cota en el embalse al comienzo del
período;
b.2.) Caudales afluentes a los embalses, en las últimas etapas del
inicio de la programación de la operación, para considerar la
condición hidrológica del sistema.
b.3) Pronósticos de afluencias naturales
b.4.) Normas de operación de embalses que surgen de la
Licencia;
b.5.) Compromisos y restricciones aguas abajo que afectan su
despacho (cota de operación máxima en embalses, limitaciones al
caudal erogable, etc.).
c) Para Plantas Filo de Agua
c.1.) Suministrar información hidrológica sobre restricciones o
pronósticos de disponibilidad de la fuente de energía.
c.2.) Velocidades mínimas y máximas operativas de las
turbinas
c.3.) Norma de operación de la planta
c.4) Las características de la turbina c.5.) Factor de Planta
c.6.) Información del caudal de diseño mínimo y máximo de la
turbina.
c.7.) Volumen útil de agua y características del embalse si
aplica
d) Para unidades generadoras térmicas:
d.1.) Restricciones previstas a disponibilidad de
combustibles
e) Para plantas geotérmicas:
e.1.) número de pozos;
e.2.) caudal de vapor.
e.3.) Factor de planta
f) Autoproductores y Cogeneradores:
f.1.) Rango de potencia que puede intercambiar.
f.2.) Los excedentes de energía previstos, y que se considerarán en
el estudio como oferta al Mercado
g) Para Plantas Eólicas.
g.1) Característica de los Aerogeneradores.
g.2) Curva de duración de velocidad del viento por horas diarias
(verano e invierno) en la zona de operación y sus registros.
g.3) Velocidades mínimas y máximas operativas (normal y
extraordinaria).
g.4) Norma de operación de la planta. g.5) Potencial eólico
g.6) Características de la fuente energética de apoyo
(acumuladores. Motores de explosión o combustión interna, banco de
compensación etc.)
g.7) Factor de Planta.
III.2. AGENTE CONSUMIDOR.
1. El Agente suministrará sus proyecciones para los meses restantes
del año y estimaciones preliminares para los siguientes dos
años.
a) Hipótesis consideradas para cada proyección de demanda y caso al
que corresponden (demanda más probable, demanda alta, demanda
baja);
b) Consumo de energía y potencia en períodos mensuales, semanales y
diarios, bajo diferentes hipótesis, a nivel de conexión a la
red.
c) Adiciones de Cargas, indicando fecha de ingreso, tipo, energía y
potencia a demandar, curvas de cargas típicas.
d) Características de la Curva de carga típica: Residencial,
industrial, bombeo, riego, etc.; Curva de Carga Típica por Circuito
y subestación.
e) Demanda de punta
f) Para generadores no despachables, y que son propiedad de un
Agente Consumidor, entregar restricciones o pronósticos de
disponibilidad de la fuente de energía y toda la información según
el tipo de planta que aplique. Proveer también cualquier
observación que considere relevante sobre posibles desviaciones en
los valores suministrados.
g) Para un Agente Autoproductor, los faltantes de energía
previstos, y que se considerarán en el estudio como demanda
III.3. AGENTE TRANSMISOR:
a) Tasa de indisponibilidad forzada prevista para cada vinculo b)
Programas de mantenimientos
c) En lo que se refiere a elementos pertenecientes a la Red de
Transmisión Regional, deberá ajustarse a lo que indique la
Reglamentación Regional y el EOR.
IV. PARA LA PROGRAMACIÓN SEMANAL:
IV.1. AGENTE PRODUCTOR.
a) Para cada unidad y GGD.
a.1.) Potencia máxima disponible, indicando restricciones
operativas e indisponibilidades previstas que afecten su máxima
generación y/o limiten su despacho;
a.2.) Restricciones a su potencia mínima;
a.3.) Indisponibilidad prevista, programada y forzada
b) Para unidades generadoras térmicas:
b.1.) Restricciones previstas a disponibilidad de
combustibles
c) Para las plantas hidroeléctricas:
c.1.) la cota inicial prevista de los embalses;
c.2.) Caudales afluentes registrados en la última semana.
c.3.) Pronósticos de afluentes, por lo menos para las siguientes
dos semanas.
c.4.) Coeficiente de producción, de acuerdo al estado previsto en
el embalse para la siguiente semana.
c.5.) Restricciones aguas abajo que afecten su despacho. d) Para
Plantas Filo de Agua
d.1.) Suministrar información hidrológica sobre restricciones o
pronósticos de disponibilidad de la fuente de energía.
d.2.) Velocidades mínimas y máximas operativas de las
turbinas
d.3.) Norma de operación de la planta
d.4.) Las características de la turbina
d.5.) Factor de Planta
d.6.) Información del caudal de diseño mínimo y máximo de la
turbina.
d.7.) Volumen útil de agua y características del embalse si
aplica
e) Para plantas geotérmicas:
e.1.) número de pozos;
e.2.) caudal de vapor.
e.3.) Factor de planta
f) Para un Agente Autoproductor o Cogenerador, los excedentes de
energía previstos, y que se considerarán en la programación como
generación disponible para el Mercado
g) Para Plantas Eólicas.
g.1) Característica de los Aerogeneradores.
g.2) Curva de duración de velocidad del viento por horas diarias
(verano e invierno) en la zona de operación y sus registros.
g.3) Velocidades mínimas y máximas operativas (normal y
extraordinaria).
g.4) Norma de operación de la planta.
g.5) Potencial eólico
g.6) Características de la fuente energética de apoyo
(acumuladores. Motores de explosión o combustión interna, banco de
compensación etc.)
g.7) Factor de Planta.
IV.2. AGENTE CONSUMIDOR.
a) previsiones de demanda de energía diaria;
b) curva de demanda horaria;
c) hipótesis consideradas
d) Para generadores no despachables y que son propiedad de un
Agente Consumidor, entregar restricciones o pronósticos de
disponibilidad de la fuente de energía y toda la información según
el tipo de planta que aplique. Proveer también cualquier
observación que considere relevante sobre posibles desviaciones en
los valores suministrados.
e) Para un Agente Autoproductor, los faltantes de energía
previstos, y que se considerarán para la programación como
demanda
IV.3. AGENTE TRANSMISOR:
a) Indisponibilidades y restricciones previstas para cada vínculo y
equipamiento (programa de mantenimiento). En lo que se refiere a
elementos pertenecientes a la Red de Transmisión Regional RTR,
deberá ajustarse a lo que indique la reglamentación regional y el
EOR.
V. PARA EL PREDESPACHO
V.1. DATOS GENERALES
1. En el despacho el CNDC no programará paradas o arranques de una
unidad cuya duración sea menor que una hora.
V.2. AGENTE PRODUCTOR.
a) Modificación en las restricciones operativas y/o
indisponibilidades informadas en la Programación semanal.
b) Para unidades generadoras térmicas:
b.1.) Restricciones previstas a disponibilidad de
combustibles
c) Para las plantas hidroeléctricas:
c.1.) la cota inicial prevista de los embalses;
c.2.) el volumen inicial previsto de los embalses
c.3.) pronósticos de caudales afluentes;
c.4.) Modificaciones en las restricciones aguas abajo que afectan
su despacho informadas en la Programación Semanal.
d) Para plantas filo de agua (no despachables).
d.1.) Suministrar información hidrológica sobre restricciones o
pronósticos de disponibilidad de la fuente de energía.
d.2.) Velocidades mínimas y máximas operativas de las turbinas
d.3.) Norma de operación de la planta
d.4.) Las características de la turbina
d.5.) Factor de Planta
d.6.) Información del caudal de diseño mínimo y máximo de la
turbina.
d.7.) Volumen útil de agua y características del embalse si
aplica
e) Para plantas geotérmicas:
e.1.) número de pozos;
e.2.) caudal de vapor.
e.3.) Factor de planta
f) Para un Agente Autoproductor, los faltantes de energía
previstos, y que se considerarán en el estudio como demanda
g) Para un Agente Autoproductor o Cogenerador, generación que
oferta al Mercado
h) Para Plantas Eólicas.
h.1) Característica de los Aerogeneradores.
h.2) Curva de duración de velocidad del viento por horas diarias
(verano e invierno) en la zona de operación y sus registros.
h.3) Velocidades mínimas y máximas operativas (normal y
extraordinaria).
h.4) Norma de operación de la planta.
h.5) Potencial eólico
h.6) Características de la fuente energética de apoyo
(acumuladores. Motores de explosión o combustión interna, banco de
compensación etc.)
h.7) Factor de Planta.
V.3. AGENTE CONSUMIDOR.
a) curva de demanda horaria prevista
b) cualquier observación que considere relevante sobre posibles
desviaciones en los valores suministrados.
c) Para un Agente Autoproductor, demanda que requiere del
Mercado
d) Para generadores no despachables y que son propiedad de un
Agente Consumidor, entregar restricciones o pronósticos de
disponibilidad de la fuente de energía y toda la información según
el tipo de planta que aplique. Proveer también cualquier
observación que considere relevante sobre posibles desviaciones en
los valores suministrados.
V.4. AGENTE TRANSMISOR:
a) Modificación en las restricciones y/o indisponibilidades
informadas en la Programación Semanal
b) En lo que se refiere a elementos pertenecientes a la Red de
Transmisión Regional RTR, deberá ajustarse a lo que indique la
reglamentación regional y el EOR.
VI. POST DESPACHO.
VI.1. INFORMACION A PUBLICAR
1. Dentro de los plazos establecidos para la publicación de la
información del postdespacho, el CNDC debe enviar a los Agentes los
resultados técnicos de la operación, indicando:
a) Generación realizada por GGD y por Agente del Mercado;
b) Demanda registrada, y en caso de demanda flexible reducción
voluntaria realizada;
c) Condiciones de generación obligada, indicando el motivo y
energía asignada.
d) Condiciones de vertimiento, de existir;
e) Racionamientos, de existir;
f) Intercambios en interconexiones internacionales;
g) Contingencias.
VI.2. PLAZOS PARA RECLAMOS
1. Dentro de las 48 horas hábiles posteriores a recibir o
publicarse los resultados de un postdespacho, los Agentes podrán
enviar sus reclamos al mismo.
ANEXO TECNICO: SISTEMA DE MEDICIONES EN TIEMPO REAL PARA LA
OPERACIÓN
I. OBJETO
1. El presente Anexo describe las características del sistema de
medición en tiempo real para la operación instalado en el CNDC. De
modificarse el equipamiento y/o las características de las
mediciones del mismo, se realizarán los ajustes necesarios a este
Anexo para reflejar dichos cambios.
2. El presente Anexo identifica las responsabilidades de los
Agentes Productores y Consumidores, la empresa de transmisores y el
CNDC referido al sistema de medición en tiempo real.
II. GENERALIDADES.
1. El sistema de mediciones en tiempo real para la operación
corresponde al Sistema SCADA.
2. Las mediciones para la operación en tiempo real deberán cumplir
las normas y especificaciones que define este Anexo Técnico.
3. El Sistema de Operación en Tiempo real está compuesto por:
a) La estación maestra ubicada en el CNDC
b) las Unidades Terminales Remotas (RTU)
c) el sistema de comunicaciones necesario para vincular a las
remotas con el CNDC
4. En todas las subestaciones troncales del Sistema Nacional de
Transmisión habrán terminales remotas (RTUs) compatibles en todo
aspecto con la estación maestra instalada en el CNDC. El
intercambio de datos o señales entre el CNDC y subestaciones o
plantas con potencia bruta mayor de 10 MW deberá realizarse a
través de una RTU localizada en dicho punto o, de ser autorizado
por el CNDC, en otra localización. Estas RTUs estarán conectadas a
la estación maestra por medio de un enlace de comunicaciones que
deberá ser confiable, dedicado y redundante. Cada Agente será el
responsable de proveer todos los equipos y servicios necesarios
para el traslado de información hasta el CNDC.
5. Cada RTU tendrá la capacidad de interrogar los multimedidores
utilizados en el Sistema de Mediciones Comerciales (SIMEC). Para lo
cual deberá poseer los puertos y los protocolos de comunicación
requeridos.
6. Las señales analógicas y digitales, así como los comandos a
implementarse en dichas RTUs de manera referencial serán las que se
indican en el presente Anexo. Las definitivas serán acordadas entre
el Agente y el CNDC
7. Un Agente transmisor podrá requerir al CNDC que opere los
interruptores de las subestaciones de su propiedad y/o de los
variadores de taps de sus transformadores a través de las
RTU.
III. SEÑALES ANALÓGICAS.
III.I MEDICIONES:
a) Potencia Activa y Reactiva trifásica a 4 hilos (3 corrientes, 3
tensiones y neutro), en cada elemento del Sistema de Generación
(por unidad y por punto de entrega), Transmisión, Distribución y
Grandes Consumidores conectados a Alta Tensión.
b) Voltaje, Frecuencia en el lado de alta del transformador
elevador.
c) Estaciones meteorológicas, se deben de suministrar como mínimo:
velocidad del viento, humedad y temperatura.
I.1 RANGOS MÁXIMOS:
1. Para trasmitir las mediciones al CNDC por medio de equipos RTU
se precisa adecuar las mismas a los rangos máximos recomendados,
que serán los que indique o determine el CNDC en coordinación con
el Agente, en el momento de la puesta en servicio:
a) Los TC y TPs para la medición de potencia activa y reactiva de
las líneas de transmisión deben de localizarse después del
seccionador de línea.
b) Para líneas en donde se requiera instalen equipos de
sincronización, se deberá adicionar la medición de frecuencia y
voltaje de línea.
2. Todos los transductores tendrán un rango de salida igual
a:
a) Para mediciones bidireccionales: 4 - 20 mA
b) Para mediciones unidireccionales: 4 - 20 mA
IV SEÑALES DIGITALES
IV.1.1 Contactos de Doble polo:
a) Transmisión 230,138 y 69 kV
a.1.) Interruptores
a.2.) Seccionadores de líneas
a.3.) Seccionadores de barra
a.4.) Seccionadores de By-pass
a.5.) Seccionador de puesta tierra
a.6.) Interruptores de alta y baja de transformadores de
distribución.
IV.1.2 Contactos de Alarma:
a) Líneas de transmisión
a.1.) Breaker de tensión de mando
a.2.) Breaker de tensión de medición
a.3.) Equipo comunicaciones
a.4.) Protección distanciométrica inicio (arranque general).
a.5.) Protección distanciométrica disparo
a.6.) Indicaciones de fase y zona de operación de relees
distancia
a.7.) Recerrador fuera de servicio
a.8.) Protección sobrecorriente (si no hay relee distancia)
a.9.) Anomalía interruptor (presión de hidráulico, aire, sf6)
a.10.) Protección diferencial de línea
b) Transformadores
b.1.) Nivel y temperatura de aceite
b.2.) Anomalía interruptor (presión de hidráulico, aire, sf6)
b.3.) Protección sobrecorriente lado de alta y lado de baja
b.4.) Protección diferencial
b.5.) Protección buchholtz
b.6.) Posición de taps
b.7) Posición de rearme
c) Generales por Subestación
c.1.) Sincronización no efectuada
c.2.) Alimentación de corriente directa
c.3.) Alimentación servicio propio
c.4.) Cargador de Baterías
V. SEÑALES DE CONTROL
1. Capacidad de realizar comandos a los equipos relacionados a la
RTU.
a) Generadores: para cada unidad habilitada para AGC:
a.1.) subir y bajar carga.
b) Interruptores y Seccionadores: Abrir y Cerrar.
c) Carga declarada a desconectar: Abrir y Cerrar.
d) Taps de autotransformadores de transmisión: Subir y Bajar
VI. LÍMITES DE RESPONSABILIDAD.
VI.1. AGENTES DEL MERCADO:
1. Cada Agente Productor tiene la responsabilidad de instalar en
las plantas con potencia bruta mayor de 10 MW las correspondientes
terminales remotas (RTUs). Opcionalmente, podrá proponer utilizar
una RTU ubicada en otra instalación, haciéndose cargo de llevar el
intercambio de señales y datos entre la planta y la RTU. El Agente
deberá presentar la solicitud al CNDC, con la correspondiente
descripción técnica. El CNDC deberá verificar la calidad y
viabilidad técnica de la propuesta y deberá aprobarla salvo
verificar inconvenientes que lo justifiquen.
2. Cada Agente Transmisor tiene la responsabilidad de instalar en
las Subestaciones correspondientes las RTU necesarias para el
traslado de las señales hacia el CNDC, de manera segura y
confiable. Opcionalmente, podrá proponer utilizar una RTU ubicada
en otra instalación haciéndose cargo de llevar el intercambio de
señales y datos entre una Subestación y la RTU de otra.
3. El CNDC indicará a que valores se deben ajustar los rangos de
medición, salida de transductores, como las borneras, alambrados, y
todo otro aspecto requerido para configurar adecuadamente las
señales a enviar a través de la RTU.
VI.2. LA EMPRESA DE TRANSMISIÓN
1. Cada Agente transmisor tiene la responsabilidad de instalar en
todas las subestaciones troncales del Sistema Nacional de
Transmisión las correspondientes terminales remotas (RTUs).
2. La empresa de Transmisión tiene la responsabilidad del
mantenimiento de las RTU y todo su equipamiento periférico y
cableado.
VI.3. El CNDC.
1. El CNDC tiene la responsabilidad de la estación maestra del
sistema SCADA, conforme las especificaciones del equipamiento
existente.
VII. AMPLIACIONES.
1. Las ampliaciones serán llevadas a cabo por los responsables de
las instalaciones en las que se lleven a cabo, conforme lo indicado
en el punto anterior. Los costos de las ampliaciones serán a cargo
de los que originaron la necesidad de ampliación.
2. El CNDC coordinara con el Agente el modo de realizar una
ampliación.
3. Ninguna nueva conexión que requiera estar vinculada al SCADA
puede entrar en servicio si no cuenta con todos los elementos de
dicha conexión funcionando correctamente, a conformidad del
CNDC
ANEXO TÉCNICO: MANTENIMIENTOS.
I. CRITERIO DE SEGURIDAD EN EL ABASTECIMIENTO
1. Para verificar el Criterio de Seguridad en el Abastecimiento de
largo plazo, el CNDC realizará un estudio con características
similares al de la programación anual considerando como escenarios
posibles:
a) Aleatorios de demanda, incluyendo la Condición de Demanda Media,
demanda alta y demanda baja.
b) Aleatorios de hidrología, incluyendo condiciones extremas
c) Aleatorios de disponibilidad de generación y de
Transmisión
d) Aleatorios de fuente de energía, incluyendo condiciones
extremas.
II. PROGRAMA ANUAL DE MANTENIMIENTO (PAM).
1. Antes de los 15 de Septiembre de cada año, cada Agente debe
suministrar al CNDC sus solicitudes de Mantenimientos Mayores para
los doce meses a partir del 1º de Enero del año siguiente y un
preliminar de los requerimientos de mantenimiento para los
siguientes doce meses del año subsiguiente.
2. La información debe ser suministrada en forma impresa y en
formato electrónico de acuerdo al formato que establezca el
CNDC.
3. Dentro de los plazos indicados, cada Agente deberá suministrar
para cada mantenimiento mayor programado la siguiente
información:
a) Identificación del Agente.
b) Identificación de los equipos que estarán indisponibles.
c) Tipo de mantenimiento y objetivos del trabajo a realizar. d)
Fecha prevista de inicio y fin del mantenimiento.
e) Estimación de la restricciones que resultan del mantenimiento
(por ejemplo en la capacidad de generación o de Transmisión)
f) Las maniobras que deberá realizar el CNDC, para efectuar el
trabajo. g) Identificación de otros equipos que pueden verse
afectados por la indisponibilidad
h) Si el mantenimiento involucra equipos de otro Agente, constancia
de aprobación o visto bueno del otro Agente. En el caso de Agentes
Transmisores, identificación de los distribuidores y usuarios, si
los hubiere, que resultarán afectados.
i) Observaciones que a juicio del Agente, considere relevante y de
interés.
4) Dentro de los mismos plazos, cada Agente Consumidor deberá
suministrar los ajustes que considere necesarios a sus proyecciones
de demanda informadas para la última Programación Anual.
5) Antes del 5 de Octubre, el CNDC publicará y enviará a cada
Agente su propuesta del PAM (versión preliminar del PAM) en etapas
semanales y mensuales. El CNDC incluirá como adjunto las
modificaciones realizadas a las solicitudes y su
justificación.
6) Antes del 5 de Noviembre de cada año, el CNDC publicará e
informará a cada Agente el PAM autorizado.
III. SOLICITUD DE MANTENIMIENTOS MENORES.
1. Junto con la información para la programación semanal o con una
anticipación no inferior a 4 días hábiles, el Agente suministrará
por el medio y formato que se establezca una solicitud escrita de
despeje al CNDC. Cuando la solicitud involucre instalaciones
pertenecientes a la RTR, la solicitud debe cumplir con lo que
indique el RMER.
2. La solicitud deberá realizarse en el formato y medio que
establezca el CNDC e incluir la siguiente información:
a) Identificación del Agente que solicita el mantenimiento.
b) Fecha y hora de inicio y fin del mantenimiento.
c) Tipo de mantenimiento y descripción del mantenimiento a
efectuar.
d) Equipos que estarán indisponibles.
e) Identificación de otros equipos que pueden verse afectados por
la indisponibilidad.
f) Las maniobras que deberá realizar el CNDC, para efectuar el
trabajo.
g) Estimación de la restricciones que resultan del mantenimiento
(por ejemplo en la capacidad de generación o de Transmisión)
h) Si el mantenimiento involucra equipos de otro Agente, la
aprobación de dicho Agente
i) En el caso de Agentes Transmisores, identificación de las
distribuidoras y usuarios, si los hubiere, que resultarán
afectados.
j) Nombre de la persona a cargo y firma del responsable del
mantenimiento.
k) Observaciones que a juicio del Agente, considere relevante y de
interés.
3. El CNDC podrá requerir modificar el período de mantenimiento
solicitado, para acordar un programa de mantenimiento que cumpla el
Criterio de Seguridad en el Abastecimiento de corto plazo o, si el
trabajo implica riesgo de disparos que provoquen desconexión de
carga y/o la continuidad del servicio, sean programadas fuera de
los períodos de mayor demanda.
4. El CNDC antes de 24 horas deberá informar al Agente la
autorización o no de la solicitud de mantenimiento. Para las
instalaciones pertenecientes a las RTR, según los plazos que
indique el RMER
IV. DESPEJES.
1. La persona responsable identificada por el Agente en su
solicitud deberá requerir al CNDC el inicio del
mantenimiento.
2. Para ello, deberá informar al CNDC los bloqueos que utilizará en
los equipos por criterios de seguridad.
3. El CNDC coordinará con el responsable la salida del o los
equipos involucrados.
4. El CNDC sólo autorizará el comienzo del trabajo cuando el
responsable le informe las medidas tomadas para asegurar que no
pueda volver a energizarse, mediante algún medio que bloquee su
operación.
5. Durante el mantenimiento sólo se podrán realizar los trabajos
informados. En caso de ser necesario otros trabajos, deberán
solicitarse una autorización para los mismos.
6. En caso que como resultado del mantenimiento se modifiquen
alguno de los datos suministrados en la Información Técnica del
Sistema, incluyendo los datos para estudios de redes, el Agente
deberá informarlo al CNDC suministrando la nueva información. La
información podrá ser suministrada en forma verbal al CNDC y
posteriormente deberá enviarla en formato electrónico en un tiempo
máximo de veinticuatro horas después.
7. Si de dicha información o de la operación real luego de
finalizado el mantenimiento, surge que las condiciones de respuesta
y características de operación de el o los equipos involucrados son
peores que las existentes previo al inicio del mantenimiento (tales
como en un GGD reducción de su carga máxima o incremento de su
carga mínima o una rampa de toma de carga más lenta, etc.), el
período en mantenimiento será calificado como indisponibilidad
forzada
8. Una vez finalizados los trabajos, la persona responsable
identificada por el Agente en su solicitud de mantenimiento deberá
requerir al CNDC poner el o los equipos nuevamente en operación o
en disponibilidad según corresponda.
9. Para ello, se coordinará con el CNDC un procedimiento de
verificación de la señalización de la posición de equipos,
mediciones y alarmas del SCADA, sala de control y subestación,
según corresponda. El equipo no será considerado por el CNDC como
liberado para la operación hasta que se finalicen las pruebas y
verificaciones que sean necesarias
ANEXO TÉCNICO: DESEMPEÑO MÍNIMO DEL SISTEMA I. OBJETO
1. El presente Anexo tiene como objeto definir los parámetros de
desempeño mínimo en el Mercado Mayorista de Nicaragua para mantener
los CCSDM, así como los estudios a realizar para
modificarlos.
2. En lo relativo a los esquemas de desconexión, toda modificación
o eliminación de los esquemas vigente o el agregado de un nuevo
esquema requerirá un estudio del CNDC que justifique dicho cambio,
de acuerdo a los principios generales que define la Normativa de
Operación y los criterios para estudios definidos en este
Anexo.
II. VARIACIONES DE VOLTAJE.
1. En Condición de Operación Normal, el CNDC deberá tener como
objetivo mantener el nivel de tensión dentro de un rango del +/- 5%
del valor nominal.
2. En condición de emergencia, el parámetro para el CNDC será
mantener el nivel de tensión dentro de un rango entre +/- 10% del
valor nominal.
3. Para propósitos de diseño de equipos y unidades generadoras, los
Agentes Productores deberán tener en cuenta que excepcionalmente el
voltaje de la red podrá desviarse del valor nominal +/- 20% durante
un tiempo de 10 segundos. Deberá poder permanecer durante tres (3)
minutos con una variación de la tensión entre el 10% y 20 % del
valor nominal
III. VARIACIÓN DE FRECUENCIA
1. En Condición de Operación Normal, el CNDC deberá tener como
objetivo mantener la frecuencia dentro de un rango entre 59.8 y
60.2
Hz.
2. En condición de emergencia, el parámetro para el CNDC será
mantener la frecuencia dentro de un rango 59.4 y 60.6 Hz por tiempo
indefinido.
3. Para propósitos de diseño de equipos y unidades generadoras, los
Agentes Productores deberán tener en cuenta que excepcionalmente la
frecuencia podría sobrepasar 63.0 Hz y caer por debajo de 57.00 Hz,
excepto para motores de mediana velocidad que deberán tener en
cuenta en su diseño que. podrá sobrepasar 62.5 Hz y caer por debajo
de 58.00 Hz. La unidad deberá poder mantener estos valores extremos
no menos de 10 segundos.
4. Estos criterios de diseño serán de obligatorio cumplimiento para
toda nueva unidad generadora que se quiera conectar al sistema. Las
unidades existentes a la puesta en marcha del Mercado Mayorista
deberán cumplir los requisitos de diseño que se les establecieron
al momento de decidir su incorporación al sistema.
IV. RESERVA.
1. Los requerimientos de reserva para condición de operación normal
son los siguientes:
a) Reserva rodante: 5% de la demanda momentánea.
b) Reserva bajo AGC: 2.5% de la demanda momentánea. El modo de
control del AGC, será determinado en conjunto por el CNDC y el
EOR.
c) Error de intercambio: 5 MW.
2. Los requerimientos de reserva para condición de operación en
emergencia son los siguientes:
a) Sin reserva rodante.
b) Error de intercambio: 5 MW
V. EQUIPOS DE PROTECCIÓN.
1. Las unidades generadoras deberán permanecer sincronizadas al SIN
ante la ocurrencia de los siguientes eventos:
a) Rangos de frecuencia:
a.1.) 59.8 - 60.2 por tiempo indefinido.
a.2.) 59.0 61.0 por 90 segundos.
a.3.) 58.5 62.0 por 30 segundos.
a.4.) 58.0 - 62.5 por 10 segundos.
b) Voltaje reducido en barra de alta:
b.1.) 0.3 pu por 0.175 segundos.
b.2.) 0.7 pu por 1.5 segundos.
2. Cualquier cortocircuito o falla en una línea de transmisión
deberá ser liberado despejando solamente la línea afectada en un
tiempo no mayor de 6 ciclos (Zona uno). Deberá haber tres niveles
de respaldo en caso de fallas del equipo de protección de línea.
Los tiempos de liberación de fallas de los niveles de respaldo
serán:
a) 30 ciclos para el primer nivel de respaldo (Zona 2);
b) 120 ciclos para el tercer nivel de respaldo
(sobrecorriente).
3. Los sistemas de protección deben de contar con equipos de
respaldo que actúen para garantizar la integridad de los esquemas
de protección y deben de estar coordinados adecuadamente con los
equipos primarios de protección del Agente así como con los de
otros Agentes cuando ello sea necesario. A su vez, los
transformadores de corriente y potencial que alimentan estos
equipos de respaldo deben ser independientes.
4. El CNDC requerirá para casos especiales, lo siguiente:
a) Los interruptores de las líneas deberán tener actuadores por
polo independientes (mecanismos independientes) y dos bobinas de
disparo por polo
b) El alambrado y los contactos de disparo deberán ser
independientes para cada polo del interruptor de línea (si falla un
relé auxiliar o el alambrado solo debiera afectar la apertura de
uno de los polos)
c) El esquema de protección de barras de alta tensión de una planta
de generación, debe ser adecuado para que ante una falla, si un
polo del interruptor de línea no abre, ésta pueda ser liberada por
el esquema de protección de respaldo y no dispare los
generadores
d) Se debe implementar un esquema de protecciones de respaldo que
actué con un tiempo máximo de liberación de la falla de 0.200
s.
5. El equipamiento de cada Agente debe tener un sistema de
protecciones adecuado y coordinado para que no actúe ante una falla
externa salvo que sea designado como protección de respaldo de
dicha falla.
6. Todas las unidades generadoras deben contar con una protección
que detecte la pérdida de la excitación y que inicie el proceso
para su inmediata desconexión
VI. ESQUEMAS DE DESCONEXIÓN DE CARGAS.
VI.1 CONDICIONES GENERALES.
1. Estos esquemas tienen por objeto la desconexión automática de
carga para prevenir el colapso del sistema por caída de frecuencia
o de voltaje.
2. Los esquemas de desconexión de carga serán, dentro de lo
posible, rotativos
VI.2.ESQUEMA DE DESCONEXIÓN POR BAJA FRECUENCIA.
1. El esquema de desconexión por baja frecuencia utilizará relés de
baja frecuencia, organizados en un esquema multietapas. Tanto la
carga como el valor de frecuencia de cada etapa serán determinados
por el CNDC de acuerdo a estudios al efecto. La primera etapa de
desconexión y de las interconexiones internacionales será la que se
defina a nivel del Mercado Eléctrico Regional y estará coordinada
con el resto de los países interconectados.
2. La carga total inicialmente incluida en el esquema de
desconexión por baja frecuencia corresponde al 60.1% de la carga
del SIN.
3. El esquema de desconexión por baja frecuencia inicial consistirá
de las siguientes ocho (8) etapas
Etapa I
59.30 Hz
Etapa II
59.10 Hz
Etapa III
59.00 Hz (Incluye en 58.90 Hz apertura de
interconexiones internacionales)
Etapa IV
58.80 Hz
Etapa V
58.60 Hz
Etapa VI
58.45 Hz
Etapa VII
58.20 Hz
Etapa VIII
57.90 Hz
4. Ante la activación del esquema de desconexión de carga por baja
frecuencia y con el fin de no degradar más la frecuencia del
sistema, los generadores despachable y no despachables no ejercerán
acción manual o automática sobre sus equipos de generación
VI.3.ESQUEMA DE DESCONEXIÓN DE CARGA POR BAJO VOLTAJE
1. El esquema de desconexión por bajo voltaje estará organizado en
un esquema multietapas. Tanto la carga como el valor de voltaje de
cada etapa serán determinados por el CNDC de acuerdo a estudios al
efecto.
2. El esquema que determinará el CNDC de acuerdo a los estudios
requeridos deberá indicar:
a) Magnitud y ubicación de la carga a desconectar
b) Voltaje inicial de disparo.
c) Número de pasos o etapas del esquema.
d) Tipos de relevadores y tiempos de retardo.
e) Velocidad de los interruptores de potencia.
VI.4. ESQUEMAS DE DESCONEXIÓN POR SOBRECARGA
1. Los Esquemas de Control Suplementario (ECS) tienen por objeto
evitar sobrecargas y mantener en línea elementos de transmisión a
través de disparo transferido de cargas
2. Los ECS que involucren elementos de la RTR, podrán ser
propuestos por el CNDC y aprobados por el EOR
VII. ESQUEMAS DE DISPARO DE INTERCONEXIÓN.
VII.1. CONDICIONES GENERALES.
1. Estos esquemas tienen por objeto la desconexión automática de
interconexiones internacionales para evitar que una perturbación en
el sistema eléctrico de otro país lleve a la partición del sistema
eléctrico de Nicaragua o a su colapso
VII.2. POR SOBREFRECUENCIA Y FLUJO MÁXIMO.
1. Estos esquemas estarán instalados en las subestaciones que
vinculen a los sistemas del Norte y Sur y corresponden a
desconexión por avalancha de potencia hacia Nicaragua.
2. Los requerimientos para su operación serán definidos por el CNDC
y aprobados por el EOR.
3. El efecto del esquema es abrir los interruptores de las líneas
de Etapa III 58.90 Hz apertura de interconexiones internacionales)
interconexión Norte o Sur, según corresponda.
VIII. ESQUEMAS DE DISPARO DE GENERACIÓN.
VIII.1 CONDICIONES GENERALES.
1. Estos esquemas tienen por objeto la desconexión automática de
generación para evitar sobrecargas en elementos de transmisión que
conlleven a la participación o colapso del sistema. A nivel del
Mercado Eléctrico Regional, los esquema de desconexión automática
son propuestos por los OS/OM y aprobados por el EOR para realizar
la coordinación si aplica con otros esquemas
VIII.2. POR DISPARO DE VÍNCULOS DE TRANSMISIÓN.
1. Ante el disparo de líneas importantes y que provoquen la
sobrecarga de otras líneas, se producirá el disparo escalonado de
generación. Por motivos de tecnología y tiempos de rearranque, el
disparo se ubicará en donde corresponda. La lógica de operación es
vigilar el flujo en el elemento de transmisión a proteger y al
superar un valor límite actuará la desconexión automática de
generación para evitar la sobrecarga.
IX. ARRANQUE EN NEGRO.
1. Los estudios de desempeño mínimo deberán determinar la cantidad
y localización de arranques en negro requeridos. Se establecen tres
localizaciones:
a) En Occidente;
b) En el Anillo de Managua;
c) En una planta hidroeléctrica
2. Para habilitar una unidad o planta para prestar el servicio de
arranque en negro deberá suministrar la información y documentación
que demuestra que cuenta con el equipamiento necesario. Asimismo,
deberá tener la capacidad de arrancar en 10 minutos sin
alimentación del sistema, alcanzar plena carga en 10 minutos más y
mantener esta condición con permanencia no menor a dos horas. De
acuerdo al punto de conexión y de existir problemas de
sobretensión, podrá ser necesario contar además con un reactor
propio.
X. ESTUDIOS
1. Los estudios para modificar los parámetros y criterios de
desempeño mínimo se deberán realizar teniendo en cuenta las
premisas que se indican en el presente Anexo. Se podrá realizar un
estudio particular, para un parámetro o criterio específico, o un
estudio general que abarque el conjunto de todos los CCSDM.
2. El modelo de flujo de carga y estabilidad utilizado para los
estudios deberá ser uno o ambos de los siguientes: PSS/E,
DIgSILENT. Dichos modelos podrán en el futuro ser modificados por
el CNDC por mejoras de modelos u otra condición que garantice que
la calidad del nuevo modelo y el nivel de detalle que permite
representar no sea menor que el de los modelos vigentes.
3. Se deberán modelar los elementos indicados en el Anexo Técnico:
Información Técnica del Sistema para estudios de redes.
4. En caso de no contarse con información de un sistema
interconectado, se modelará como generadores con inercia
equivalente e impedancia despreciable.
5.Se modelarán escenarios de demanda probables y analizarán
condiciones extremas, incluyendo hipótesis de demandas mínimas y
máximas previstas.
6. Se analizarán las distintas condiciones posibles de generación e
intercambio en interconexiones internacionales con el objeto de
determinar la representación de estas variables a considerar como
escenarios más críticos
7. Los estudios deberán modelar:
a) Características técnicas del equipamiento de la red de
transmisión.
a.1.) Entre las características de la red a tener en cuenta en los
estudios de desempeño mínimo se deberá incluir la actuación de
protecciones por sobrecarga de autotransformadores ante una
contingencia simple de generación.
b) Características técnicas de los equipos de generación, en
particular la capacidad de suministrar potencia activa y reactiva
de las unidades generadoras de acuerdo a los límites técnicos
definidos por las curvas de capabilidad.
c) Las características activa y reactiva de la carga.
d) Las características de los equipos de compensación reactiva
inductiva y capacitiva.
8. Los estudios deberán proponer los parámetros de desempeño mínimo
y requisitos para que se cumplan las siguientes condiciones:
a) La desviación de la tensión en las barras del sistema de
transmisión se mantenga dentro del rango definido en condiciones de
operación normal, y dentro del rango definido para condición de
emergencia ante una contingencia simple en los elementos que
integran el sistema de transmisión. Los rangos correspondientes se
definen en el punto: Variaciones de Voltaje de este Anexo.
b) La frecuencia se mantenga dentro del rango indicado para tiempo
indefinido en el punto: Equipos de Protección del presente
Anexo.
c) Los puntos de conexión de la demanda a la red resulten con un
factor potencia entre 0.85 atrasado y 0.90 adelantado
d) El SIN permanezca estable transitoria y dinámicamente ante
cortocircuitos monofásicos y bifásicos en cualquier línea de
transmisión con una duración máxima de 0.6 segundos.
XI. INCORPORACION AL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL (SIN) DE
GENERACION EOLICA
La generación eólica debido a la fuente primaria (el viento), hace
necesario que se establezcan ciertos parámetros o características
para mitigar en cierto modo las variaciones que se puedan originar
debido a las variaciones del viento. Los desarrolladores de los
parque eólicos, deberán proporcionar al CNDC un modelo de
pronóstico que permita con una mayor exactitud para determinar la
velocidad del viento y la producción de energía asociada basado en
un sistema de predicción meteorológica mundial y datos específicos
del sitio donde se instalará el parque eólico
XI.1 CARACTERISTICAS PRINCIPALES REQUERIDAS DE LOS
AEROGENERADORES
1. Deben soportar fallas que provoquen cero voltios en el punto de
interconexión durante no menos de 0.200 segundos para fallas
trifásicas, entre fases y entre fase y tierra sin dispararse.
2. Deben regular el voltaje de la barra de alta tensión en forma
dinámica y tendrán un factor de potencia de 0.95 entregando o
absorbiendo potencia reactiva. En caso de ser necesario y de
acuerdo a los resultados del estudio de interconexión, se
instalarán banco de capacitores si son requeridos.
3. En caso de emergencia o bajo condiciones especiales se debe
poder reducir la generación en forma remota (SCADA)
4. Se debe poder limitar las rampas de subida de generación
5. Se deben poder integrar en la prestación del servicio de control
automático de generación (AGC), según lo requiera la operación del
Sistema Interconectado Nacional (SIN)
XI.2 ESTUDIOS Y OPERACIÓN DE LA GENERACION EOLICA
1. Para la incorporación de la generación eólica al SIN, el CNDC
coordinara y suministrará los términos de referencia (TDR), las
bases de datos y escenarios a ser considerados por los
desarrolladores de los proyectos eólicos en el desarrollo de los
estudios de impacto en la operación a la red
2. Si durante la operación en tiempo real el CNDC requiera reducir
la generación eólica (para el cumplimiento de los CCSDM), primero
deberá reducirse en los parques eólicos que tengan capacidad de
regular en AGC, agotado esto, se reducirá la generación del resto
de parques eólicos según el orden en que estos fueron incorporados
al SIN, del más reciente al más antiguo.
ANEXO TÉCNICO: CONTROL DE TENSIÓN Y REACTIVO
I. DESPACHO Y OPERACIÓN.
1. El control se realizará despachando las reservas de reactivo de
manera que se minimicen las pérdidas del SIN y se respeten los
niveles de desempeño mínimo de voltajes indicados en el
correspondiente Anexo Técnico.
2. Para el caso cuando alguna contingencia produzca niveles
excesivamente bajos de voltajes en partes de la red y de existir un
esquema de desconexión de carga por bajo voltaje, se procederá a
disparar carga automáticamente utilizando relés de bajo voltaje. El
esquema de relés y los niveles de disparo serán establecidos
acuerdo a estudios que el CNDC realice al efecto, de acuerdo a lo
que define el Anexo Técnico: Desempeño Mínimo
II. REQUISITOS.
1. Una unidad generadora está obligada a aportar: en condición de
operación normal hasta el 90% de su capacidad de producir o
consumir potencia reactiva, y hasta el 100% en la operación en
emergencia.
2. El CNDC no podrá exigir un factor de potencia superior a 0.95 en
un nodo de conexión de carga a la red.
ANEXO TÉCNICO:
REGULACIÓN DE FRECUENCIA
I. REGULACIÓN PRIMARIA.
1. Los gobernadores de las unidades generadoras deberán cumplir los
siguientes requisitos:
a) Estatismo con valores entre 0% y 10%, cambiable bajo carga, con
excepción de unidades térmicas con turbinas de vapor las cuales
podrán requerir maquina parada para cambiar el estatismo.
b) Respuesta de tiempo igual a cinco (5) segundos para las máquinas
hidráulicas y dos (2) segundos para el resto. Este tiempo se define
como el requerido para que la variación de potencia llegue al 90%
del valor final dada una variación tipo step en la referencia del
gobernador.
c) Las oscilaciones deberán ser amortiguadas en todos los regímenes
de operación.
2. Salvo las excepciones que se indican en el siguiente párrafo,
todas las unidades generadoras que se encuentren sincronizadas al
SIN deberán estar libres de tomar o botar carga automáticamente por
acción del gobernador ante variaciones de frecuencia en el SIN. En
este régimen de operación las unidades podrán estar limitadas
solamente por sus límites de operación
3. Se exceptúa de lo indicado en el párrafo anterior a las unidades
térmicas con calderas que debido a sus constantes térmicas podrán
tener límites menores que el límite de operación, debiendo informar
al CNDC los límites adoptados ante cada condición de carga y la
correspondiente justificación técnica.
4. El estatismo que cada generador seleccione para su gobernador
estará dado por la cantidad de reserva que le corresponda aportar
para la Regulación Primaria de Frecuencia, de acuerdo a lo
establecido en el Anexo Técnico: Reserva .
5. Ninguna unidad podrá estar limitada por debajo , entendiéndose
por esto que cada unidad deberá reducir carga de acuerdo al
estatismo de sus gobernadores cuando la frecuencia suba arriba de
60.1 Hz
II. REGULACIÓN BAJO AGC (SECUNDARIA).
1. La Regulación bajo AGC (Secundaria) tiene como objetivo corregir
el Error de Control de Área (ACE).
2. El ACE tiene dos componentes: Una dada por la desviación de
frecuencia de su valor nominal de 60 Hz, y la otra dada por la
desviación de la sumatoria de los flujos en las interconexiones
internacionales comparados con la sumatoria de sus valores
programados.
3. La Regulación bajo AGC (Secundaria) se realizará en condiciones
normales a través del equipamiento que al efecto posea el CNDC por
medio del programa AGC (Control Automático de Generación).
4. El AGC utiliza la infraestructura del sistema SCADA para
controlar directamente la potencia generada por las unidades
generadoras habilitadas para ello y conectadas al AGC.
5. Todos los GGD habilitados para AGC tendrán una de dos interfases
para recibir comandos desde el CNDC a través del SCADA:
a) Pulsos dados por contactos libres de potencial, a razón de 0.5
MW por pulso.
b) Consigna de referencia: Dependerá de las capabilidades del SCADA
del CNDC.
6. Los límites de operación bajo AGC deberán ser informados por el
Agente al CNDC, y podrán ser distintos a los límites de operación
normales
ANEXO TÉCNICO: RESERVA I. CONDICIONES GENERALES.
1. El aporte máximo de reserva para la Regulación Primaria de
Frecuencia de una unidad generadora es igual al aumento de la
potencia generada que resultaría para dicha unidad si la frecuencia
bajase a un valor de 59.5 Hz, teniendo en cuenta el estatismo de su
gobernador y las limitaciones existentes en la unidad
generadora.
2. El requerimiento de reserva para Regulación Primaria de
Frecuencia se considera responsabilidad de todas las unidades
generadoras sincronizados al SIN de manera proporcional a su
generación.
3. El requerimiento de reserva para AGC será cubierto en primer
lugar por unidades conectadas al sistema SCADA para control
automático. La cantidad de reserva rodante de una unidad generadora
disponible para AGC con control automático estará dada por el rango
de potencia entre los límites de operación bajo AGC (o sea, límite
superior e inferior) declarados por el Agente, de acuerdo a lo que
establece el Anexo Técnico = Regulación de Frecuencia .
4. Salvo condiciones de emergencia en las que no se cuente con AGC,
el CNDC en forma manual tratará de mantener el balance carga-
generación y el intercambio en las interconexiones, para ello
solicitara el incremento o reducción de generación en las unidades
que se encuentren sincronizadas.
5. Para condiciones de emergencia donde la frecuencia cae por
debajo del primer escalón del esquema de Desconexión de Carga por
Baja Frecuencia, actuarán los correspondientes relés de
desconexión.
ANEXO TÉCNICO:
OPERACIÓN ANTE CONTINGENCIAS Y EMERGENCIAS
I. CARACTERÍSTICAS.
1. Al momento de ocurrir una Contingencia, el CNDC debe determinar
si el evento requiere ser declarado Condición de Alerta o Condición
de Emergencia, de acuerdo a las consecuencias en la seguridad y
continuidad del suministro de energía eléctrica, y lo comunicará a
los Agentes vía Radiofrecuencia.
2. En Condición de Alerta, el CNDC informará de inmediato al Ente
Operador Regional responsable de la coordinación operativa y
comercial de cada interconexión internacional, y lo mantendrá
informados de las maniobras que realiza durante el restablecimiento
del sistema.
II. CONDICIÓN DE EMERGENCIA.
1. Al entrar en Condición de Emergencia, todos los Agentes
permanecen listos para seguir las instrucciones del CNDC.
2. El CNDC tomará el control de todos los equipos de comunicación y
de operación que sean necesarios para hacer frente a la
Contingencia.
3. El CNDC deberá restablecer la seguridad del sistema de
transmisión utilizando los recursos de los Agentes que estén a su
disposición en ese momento, pudiendo para ello apartarse de los
programas de generación y demanda resultantes del despacho
económico vigente antes de la contingencia.
4. Cada Generador debe informar inmediatamente al CNDC cada Unidad
Generadora que salga de operación y de sincronismo durante la
Contingencia y además quede en condición de indisponibilidad. El
CNDC tendrá en cuenta esta información al tomar las medidas
necesarias para restablecer el Sistema.
5. Las Unidades Generadoras que durante la Contingencia quedan
disponibles para el Sistema y están asignadas para prestar el
servicio auxiliar de arranque en negro, deben iniciar de inmediato
y de forma autónoma las operaciones necesarias para poder
sincronizar dichas Unidades al Sistema y deben informar al CNDC el
momento en que se encuentran listos para sincronizar. En caso de
fallas en el arranque en negro asignado, se deberá comunicar al
CNDC. El CNDC es el responsable de tomar la decisión del momento en
que se podrá sincronizar al Sistema y le informará la Potencia que
deberá generar al entrar.
6. Las Unidades Generadoras que durante la Contingencia continúen
sincronizadas pero en islas, deben informar de inmediato al CNDC
para que éste tome las medidas necesarias en el proceso de
restablecimiento del Sistema
7. El personal de Subestaciones donde no existe supervisión SCADA,
de sus equipos de control y protección, debe informar al CNDC por
los medios disponibles los equipos que hayan operado durante la
Contingencia. Luego, deberán esperar las instrucciones del CNDC
para la normalización y conexión a la red.
8. Si el CNDC considera que una maniobra requerida por un Agente no
es correcta, no autorizará dicha maniobra e informará al Agente de
su decisión, la que prevalece.
9. Una Contingencia se considera terminada cuando el CNDC
restablece la operación del Sistema Interconectado Nacional con los
niveles establecidos de calidad y sin sobrecargas en los
equipos.
10. Cuando una Unidad Generadora queda indisponible y no se puede
cumplir con la Demanda en ese momento, el CNDC podrá recurrir al
mercado eléctrico regional para acordar una transacción de energía
de emergencia de acuerdo a su disponibilidad y condiciones que
establezcan el RMER. La liquidación de esta energía de emergencia
será distribuida entre todos los Agentes que realicen
extracciones.
11. Restablecida la operación del SIN y después de ocurrido de una
contingencia, todos los Agentes afectados deberán suministrar por
medio digital, las operaciones de los equipos de protecciones que
actuaron dentro de sus instalaciones y equipos.
III. INFORME DE CONTINGENCIA.
1. El CNDC deberá elaborar un reporte de Contingencia donde se
describan las acciones realizadas bajo su responsabilidad y las
ejecutadas por los Agentes.
2. Dicho Informe deberá incluir:
a) Fecha y hora de inicio y finalización de la Contingencia.
b) Localización.
c) Agentes involucrados.
d) Descripción de la contingencia, incluyendo el relatorio de las
acciones ejecutadas.
e) Energía dejada de servir y su duración.
f) Secuencia de los eventos durante la Contingencia, incluyendo las
acciones de restablecimiento en Generación, Transmisión y
Distribución.
3. El CNDC podrá realizar estudios de la red para determinar el
origen y/o posibles causas de la contingencia con el objeto de
elaborar conclusiones y/o determinar la necesidad de medidas
preventivas para el futuro
4. El CNDC debe enviar la versión preliminar del informe de
contingencias a los Agentes involucrados y o afectados, quienes
cuentan con un plazo de dos (2) días hábiles para entregar sus
observaciones. En base a las observaciones recibidas, el CNDC
elaborará la versión final del Informe de Contingencia que
presentará al Consejo de Operación, incluyendo como adjunto las
observaciones presentadas por los Agentes que no fueron tenidas en
cuenta y el motivo
ANEXO TECNICO: OPTIMIZACIÓN Y PROGRAMACIÓN I. OBJETO
1. El presente Anexo establece los pasos a realizar y los datos a
utilizar para realizar la optimización de embalses y cálculo del
valor del agua, y las programaciones y el despacho definidos por la
Normativa de Operación.
II. DATOS A UTILIZAR. II.1. BASES DE DATOS.
1. Las programaciones se realizarán utilizando las bases de datos
que organice el CNDC con la información suministrada por los
Agentes y las modificaciones realizadas a dicha información ante
condición de datos a verificar.
II.2. ESCENARIOS A CONSIDERAR.
1. Se entiende por escenario a una condición de las variables
aleatorias (hidrología, disponibilidad, demanda, viento, sol,
biomasa, geotérmicas, etc.) que representa una hipótesis de cálculo
(por ejemplo, hipótesis de demanda media, hipótesis hidrología
seca, etc.)
2. En los estudios a realizar para la Programación Anual y la
Programación Semanal se deberán incluir para la variable hidráulica
suficientes escenarios como para que el resultado sea
representativo de las hidrologías probables.
a) De no existir pronósticos, se utilizará la serie de caudales que
resulta de la información hidrológica histórica. Esta serie formará
parte de la Base de Datos del modelo. Con esta información
histórica, el modelo generará series sintéticas de caudales, que
corresponderán a los escenarios de hidrología a utilizar.
Inicialmente, se utilizarán como mínimo 25 series.
b) Bajo condiciones de hidrología seca y/o húmedas, el CNDC
utilizara las sensibilidades que representen estás condiciones
climáticas, evaluando los resultados a fin de que se ajusten a las
condiciones reales.
c) De contar con pronósticos de aportes, ya sean determinísticos o
estocásticos, se utilizarán para determinar los escenarios de
hidrología a considerar
3. La Programación Anual se determinará con los siguientes
escenarios:
a) Escenario de demanda media. El CNDC podrá incluir adicionalmente
un análisis de sensibilidad para la condición de demanda alta y de
demanda baja
b) Opcionalmente, se podrán incluir escenarios de variación en los
precios de combustibles.
4. La Programación Semanal se determinará para el escenario de
demanda media.
II.3. GENERACIÓN.
1. Se incluirán los costos variables vigentes.
2. Se dará prioridad al despacho de las unidades de generación a
base de fuentes renovables con capacidades superiores a 60 MW (Ley
746), siempre y cuando se cumpla con los CCSDM.
3. Se tendrá en cuenta los mantenimientos e indisponibilidades
previstos. Cada mantenimiento o indisponibilidad se podrá presentar
de dos maneras:
a) Definiendo la capacidad de generación que queda disponible al
realizar el mantenimiento;
b) Definiendo la capacidad de generación que se debe descontar al
realizar el mantenimiento.
4. Cada tipo de mantenimiento o indisponibilidad se podrá expresar
en:
a) Número de unidades;
b) Porcentaje (%) de la capacidad máxima de generación.
II.4 DEMANDA.
1. La demanda de cada Agente se representará en bloques de energía.
Cada bloque se define con un par de valores: duración en horas,
demanda en GWh.
2. La demanda se modelará en cinco (5) bloques por etapa semanal o
mensual, a criterio del CNDC.
II.5 RED DE TRANSMISIÓN
1. Se modelará la red con el nivel de detalle que sea necesario y
se tendrá en cuenta sus pérdidas.
2. Se identificará cada barra mediante:
a) Nombre
b) Carga conectada
c) Generación conectada
3. Se identifica cada circuito (línea de Transmisión o
transformador) mediante:
a) Nombre
b) Parámetros eléctricos: resistencia, Reactancia
c) Límites de flujo de potencia en condición normal y en
emergencia.
II.6 RESTRICCIONES
1. Se incluirán las restricciones a la máxima capacidad
transmisible de las líneas y de generación obligada por criterios
de calidad y seguridad cuyo impacto puedan afectar los resultados
de manera significativa.
III. OPTIMIZACIÓN DE EMBALSES Y SIMULACIÓN DE MEDIANO Y LARGO
PLAZO.
III.1 CRITERIOS GENERALES.
1. La optimización de los embalses y programación de mediano y
largo plazo de la operación se realizará con el modelo de
optimización y simulación de mediano y largo plazo vigente y la
información organizada en la Base de Datos de dicho modelo.
2. Se realizará en dos fases: Una primera fase de optimización de
embalses, y una segunda fase de simulación.
3. En la Programación Anual se obtendrá una previsión de la
optimización y programación a realizar, con los datos e hipótesis
disponibles a la fecha en que se realiza.
4. En la Programación Semanal se obtendrá el valor del agua y
energía prevista generar en cada embalse para la semana de
análisis, con los datos e hipótesis disponibles a la fecha en que
se realiza.
III.2 DATOS BÁSICOS.
1. Se define la siguiente información económica a utilizar en el
análisis:
a) Tasa de descuento: La tasa definida en el régimen
tarifario.
b) Costo de la energía no suministrada: Costo de Racionamiento
definido por INE, resulta 420 US$/MWh.
c) Penalización por vertimientos: 100 US$/Hm³
2. De acuerdo a los resultados que produzca el modelo y su ajuste a
las condiciones del sistema de Nicaragua, los Generadores
hidroeléctricos o el CNDC podrán proponer modificar el valor a
utilizar como penalización por vertimiento. Dicho pedido deberá
estar acompañado de un estudio que justifica que de dicho cambio
resulta una operación más económica de los embalses.
III.3. FASE DE OPTIMIZACIÓN Y FASE DE SIMULACIÓN.
1. En la fase de optimización de embalses, con el modelo se
determinará la política operativa de los embalses que minimice el
costo total esperado de operación del sistema, suma del costo
variable de generación más costos por energía no abastecida más
penalizaciones por vertimientos.
2. La fase de optimización de embalses se realizará
considerando:
a) un horizonte de estudio no menor que dos años calendarios;
b) una etapa de cálculo de una semana calendario;
c) condiciones representativas de la demanda prevista;
d) condiciones representativas de la aleatoriedad prevista de los
caudales afluentes;
e) condiciones representativas de la disponibilidad esperada de las
unidades generadoras y sus costos variables;
f) condiciones representativas de los intercambios esperados en las
interconexiones internacionales.
3. Como resultado de la fase de optimización de embalses se
determinará para cada etapa de cálculo el costo futuro de reemplazo
asociado a los diferentes volúmenes terminales en cada embalse
(valor del agua semanal en cada embalse).
4. La fase de simulación se realizará considerando:
a) los resultados de la fase de optimización de embalses;
b) un horizonte de estudio igual al período a analizar;
c) una etapa de cálculo de una semana;
d) los escenarios definidos (especialmente hidrologías);
e) las restricciones operativas del sistema que puedan tener un
impacto representativo en los resultados
5) Como resultado de la etapa de simulación se obtendrá del modelo
la generación prevista en cada GGD, en particular para cada planta
hidroeléctrica, y se calcularás los precios previstos de la energía
en el Mercado de Ocasión.
III.4 RESULTADOS DEL MODELO DE MEDIANO Y LARGO PLAZO.
1. Como resultado del modelo se deberá obtener e informar a los
Agentes del Mercado los siguientes resultados:
a) El balance de oferta y demanda del sistema, esto incluye el
programa de generación, pérdidas de energía, la energía no
suministrada y la demanda del sistema.
b) El costo de operación del sistema, que incluye el consumo de
combustibles, las compras de energía a nivel de MER (contratos
firmes) y el costo de la energía no suministrada.
c) Para la Programación Semanal, el valor del agua y generación en
cada embalse.
2. Se podrá obtener adicionalmente las siguientes planillas de
salidas:
a) Información ingresada como dato
b) Duración de los bloques de demanda
c) Indicador de violación a caudales mínimos
d) Indicador de déficit:
d.1.) por sistema
d.2.) total y por barra
e) Costo operativo térmico
f) Flujo en los circuitos
g) Exportación e importación por área eléctrica (contratos
firmes)
h) Evolución de cota y volumen en los embalses
i) Consumo de combustible
j) Resultado por planta hidroeléctrica
j.1.) Generación
j.2.) Caudal vertido
j.3.) Energía almacenada
j.4.) Caudal turbinado
k) Generación térmica
l) Costo marginal:
1.1 por barra
1.2 de circuito
1.3 de demanda
1.4 de consumo de combustibles
1.5 del embalse
1.6 térmico
1.7 de turbinamiento
1.8 demanda nodo único
m) Valor marginal del agua
n) Límite de flujo en circuitos
o) Costo de arranque
p) Energía afluente
q) Generación hidroeléctrica nodo único
r) Generación térmica nodo único
s) Demanda por Costo Marginal demanda - nodo único
t) Demanda por Costo Marginal demanda -multinodal
u) Factor de producción
v) Pérdidas en circuitos
w) Costo de oportunidad generación hidroeléctrica
IV. MODELOS DE DESPACHO ECONÓMICO. IV.1. MODELOS.
1. El CNDC utilizará los siguientes modelos:
-Modelo de despacho de corto plazo: Nuevo Corto Plazo (NCP) para
realizar el despacho diario.
-Modelo de mediano y largo plazo Stochastic Dual Dinamic
Programming (SDDP).
2. Para la Programación Semanal el CNDC utilizará el modelo de
mediano y largo plazo para determinar la optimización semanal del
agua. De ello obtendrá el valor del agua semanal de cada embalse y
los paquetes de energía a producir en cada planta hidroeléctrica.
La asignación de dicha energía para los distintos tipos de días de
la semana se realizará con el modelo de despacho diario.
3. El CNDC utilizara el modelo de despacho diario Nuevo Corto
Plazo (NCP) adaptado y pasará a utilizarlo como modelo para la
optimización diaria.
IV.2. REQUISITOS Y CARACTERÍSTICAS DE LOS MODELOS.
1. El CNDC realizará la programación semanal, el predespacho y el
redespacho diario mediante modelos de despacho económico.
2. El modelo para la programación semanal deberá minimizar el costo
variable de operación de la semana.
3. El modelo de despacho diario asignará el despacho de las
unidades generadoras conforme orden creciente de costos variables
de operación, incluyendo los escalones de Racionamiento, dando
prioridad a los CCSDM teniendo en cuenta restricciones y la
optimización del Arranque y Parada de unidades. El objetivo es
minimizar el costo total de la operación del sistema, suma del
costo variable térmico más el costo de la energía asignada a las
Unidades Racionamiento
4. El modelo deberá asignar el uso de los recursos de generación
para cubrir el abastecimiento de la demanda teniendo en cuenta las
características y topología de la red eléctrica tales como las
pérdidas y las restricciones de transmisión, los, CCSDM las
restricciones operativas de las Unidades Generadoras y la
optimización del Arranque y Parada ( unit commitment).
5. La función objetivo a minimizar es el costo variable de
operación total del período, dentro de las restricciones vigentes.
Dicho costo se calculará teniendo en cuenta
a) El costo de generación térmica, dado por el consumo de
combustibles (por arranque y parada, por mantener en caliente y por
generar), y los costos variables de operación y
mantenimiento.
b) El costo de la generación hidroeléctrica a través del Valor del
Agua de las plantas hidroeléctricas.
c) Los costos de racionamiento forzado a través de los escalones de
Racionamiento.
d) El costo de la generación de Autoproductores y Cogeneradores,
teniendo en cuenta los precios de compra.
e) Los costos de importación de ocasión, teniendo en cuenta el
precio ofertado.
6) Se modelará la red de transmisión con el nivel de detalle
necesario para representar las pérdidas y las restricciones que
afectan el despacho y la operación del sistema.
7) El modelo permitirá considerar restricciones de generación
obligada.
8) El modelo mantendrá los flujos en las líneas dentro de los
límites establecidos, que se le ingresarán como dato, e
identificará las condiciones de saturación de la red.
9) El modelo determinará el unit commitment de los GGD
V. PROGRAMACIÓN SEMANAL.
V.1. CRITERIOS GENERALES
1. La Programación Semanal se realizará utilizando el mismo modelo
que para la Programación Anual, pero con una representación de
mayor detalle que la utilizada en la Programación Anual y
actualizando los datos a utilizar y la optimización.
2. De acuerdo a la disponibilidad de agua (estado de los embalses y
escenarios de afluencias) y el costo futuro de reemplazo del agua
que resulta de la optimización, se obtiene del modelo de simulación
la energía hidroeléctrica semanal prevista y el despacho previsto
de las unidades generadoras dentro de los CCSDM.
3. Como resultado se obtendrá para cada día de la semana y por hora
o bloques horarios las siguientes previsiones:
a) El balance de oferta y demanda del sistema, teniendo en cuenta
pérdidas de energía.
b) la energía hidroeléctrica;
c) generación por GGD;
d) abastecimiento de demanda;
e) racionamientos;
f) vertimientos;
g) intercambios en interconexiones internacionales (contratos
firmes). h) El costo variable total de operación.
i) Precios previstos para la energía
4. Si durante la semana se modifican las hipótesis consideradas de
forma tal que afectan el valor del agua y la optimización del agua,
el CNDC realizará una reprogramación semanal para recalcular el
valor del agua, ajustar la energía hidroeléctrica asignada a la
semana y mantener la optimización del uso del recurso
hidroeléctrico.
V.2. VALOR DEL AGUA
1. El CNDC calculará junto con la Programación Semanal el valor del
agua de cada embalse para la siguiente semana.
V.2.2. DEMANDA:
1. Para la Programación Anual, se utilizarán como forma de demandas
típicas semanales por barra en la Base de Datos del SDDP, obtenida
a partir de datos históricos registrados con el SCADA. Estas
demandas típicas se modificarán cuando se cuente con información
adicional suministrada por los Agentes Consumidores y/o
estimaciones realizadas a partir de nuevos registros del SCADA o
SIMEC.
2. Para la Programación Semanal se utilizarán la Base de Datos de
la Programación Anual ajustando los datos de demanda para tener en
cuenta la demanda prevista que surge de la información suministrada
por los Agentes en la Programación Semanal y verificación del CNDC,
así como otros ajustes que resulten necesarios de verificarse que
se están presentando desvíos significativos respecto de la demanda
utilizadas en la Programación Anual.
V.2.3. DISPONIBILIDAD:
1. Se incluirán el programa de mantenimiento anual previstos, con
paso semanal, con los ajustes vigentes.
2. Para las unidades en operación con por lo menos 6 meses, se
tendrá en cuenta tasa de indisponibilidad forzada representativa.
Esta se calculará con la histórica del año anterior salvo que
exista un motivo que justifique un tratamiento distinto
a) Si las condiciones reales registradas en la operación reflejan
diferencias respecto de la indisponibilidad forzada histórica y es
probable que esta condición se mantenga, se utilizará la
indisponibilidad forzada que se viene registrando en la
operación.
b) Si está previsto la entrada de una unidad generadora luego de un
mantenimiento para mejorar su disponibilidad, se podrá ajustar la
indisponibilidad forzada luego de la finalización de dicho
mantenimiento.
c) Si ha sucedido un evento que incrementa el riesgo de disparo de
una unidad, se incrementará
3. Para unidades nuevas o con menos de 6 meses desde su entrada en
servicio se utilizará valores standard para el tipo de
tecnología.
V.2.4 COSTOS VARIABLES:
1. Los costos variables serán los suministrados en la Programación
Semanal y se utilizarán para todas las semanas del período de
análisis. Opcionalmente, ante cambios bruscos y significativos en
los mercados combustibles, el CNDC podrá realizar un análisis de
variación de los precios de combustibles para evaluar su posible
impacto y decidir el precio a utilizar para el cálculo del valor
del agua.
V.2.5 HIDROLOGÍA:
1. Con la información de pronósticos y previsiones hidrológicas que
disponga el Generador, se acordará con el CNDC el escenario de
hidrología a utilizar.
2. En caso de no existir previsiones, se utilizará toda la serie
histórica incluida en la Base de Datos del SDDP.
V.2.6 MODELADO DE LAS PLANTAS HIDROELÉCTRICAS:
1. Se utilizará el modelado SDDP.
2. De considerar un modelado mejor, Agente lo presenta y se
acuerda.
V.2.7 NIVEL INICIAL:
1. El Agente Generador informará el nivel previsto en el
embalse
VI. DESPACHO DIARIO.
1. Mediante el modelo de despacho diario, se asignará el programa
de carga de las unidades generadoras
2. Se realiza con el modelo el predespacho con etapas de una hora,
en un horizonte diario, que reparte la energía hidroeléctrica
asignada para ese día en la programación semanal vigente de forma
tal de minimizar el costo total de operación y racionamiento. En
este proceso de asignación, de la energía hidroeléctrica despachada
podrá diferir hasta un 10% de la asignada en la programación
semanal.
3. Este predespacho considerará información de más detalle, que la
utilizada en la programación semanal.
4. Como resultado se obtendrá para cada hora del día:.
a) El balance de oferta y demanda del sistema
b) pérdidas previstas.
c) la energía hidroeléctrica;
d) programas de generación por GGD;
e) programas de abastecimiento de demanda;
f) programas de racionamientos;
g) vertimientos previstos;
h) Transacciones del MER.
i) costo operativo variable total de operación.
j) Precios horarios previstos para la energía
5. Si durante el día se modifican significativamente las hipótesis
consideradas en el predespacho, el CNDC realizará un redespacho con
características similares al predespacho
ANEXO TECNICO:
DISPONIBILIDAD
I. OBJETO.
1. El objeto del presente Anexo es establecer las metodologías
mediante las cuales el CNDC verificará y determinará la
disponibilidad de las unidades generadoras.
II. DISPONIBILIDAD Y REMUNERACIÓN DE LA POTENCIA
1. El ingreso neto por potencia que reciba un Generador dependerá
de las remuneraciones que resulten de sus contratos y el
cumplimiento de los compromisos de disponibilidad asociados, más
las compras y ventas de potencia que realice en el Mercado de
Ocasión en función de su disponibilidad.
2. La disponibilidad horaria se calculará como la potencia efectiva
neta menos la suma de la indisponibilidad programada y la
indisponibilidad forzada, incluyendo limitaciones propias del GGD
tales como restricciones a la máxima potencia generable y
disponibilidad de combustibles. No incluirán restricciones de
transmisión, salvo para equipamientos de conexión y transmisión que
pertenecen al Generador para conectarse al SIN en cuyo caso también
se descontarán el efecto de estas restricciones.
III. VERIFICACIÓN DE LA DISPONIBILIDAD
1. El CNDC tiene la responsabilidad de realizar el seguimiento y
determinar la disponibilidad real de cada GGD para poder
administrar sus transacciones de potencia en el Mercado de
Ocasión.
2. Cada Agente del Mercado tiene la obligación de informar al CNDC
toda indisponibilidad, ya sea programada o forzada, de sus unidades
generadoras así como toda limitación que afecte su capacidad máxima
generable.
3. El cálculo de la disponibilidad la realizará el CNDC en base a
la información suministrada por los Generadores, los resultados de
la operación real y verificaciones propias de disponibilidad, en
particular cuando la unidad generadora o planta no está generando.
Para ello, el CNDC podrá requerir sin preaviso arranques de
unidades o, de estar generando, incrementar la carga programada
para verificar su disponibilidad máxima. Asimismo podrá controlar
los registros propios de la planta en cuanto a horas de marcha,
limitaciones e indisponibilidad, inconvenientes y trabajos
realizados, para verificar si la disponibilidad real se corresponde
con la informada por el correspondiente Generador.
4. En el caso que el CNDC verifique una disponibilidad menor que la
informada por el Generador, se considerará que la disponibilidad
verificada está vigente desde la última vez en que el GGD se puso
en marcha y/o entregó una potencia mayor o igual que la
disponibilidad verificada, salvo que este período resulte mayor que
treinta días en cuyo caso la disponibilidad se considerará como de
treinta días.
5. En caso de verificar el CNDC una disponibilidad menor, la
disponibilidad se mantendrá reducida hasta que el Agente Productor
presente un informe que detalle el modo en que resolvió el problema
y demuestre ya sea generando o mediante un nuevo ensayo, con la
supervisión de personal designado por el CNDC, que puede alcanzar
una potencia mayor. La nueva disponibilidad a utilizar será la que
resulte de dicha generación o ensayo.
IV. DISPONIBILIDAD DIARIA
1. Al finalizar cada día, para cada GGD el CNDC determinará la
disponibilidad diaria como el promedio de la disponibilidad diaria
en el período de máxima demanda considerado para las transacciones
de potencia en el Mercado de Ocasión.
Si más tarde el CNDC verifica una disponibilidad menor que la
informada por el Generador y debe modificar la disponibilidad de un
día cuyas transacciones de potencia ya fueron liquidadas, el CNDC
deberá calcular la reliquidación de las transacciones de potencia
en el Mercado de Ocasión que resulta de esta modificación e
incluirla en la liquidación del mes en que se verificó la
diferencia
ANEXO COMERCIAL:
INFORMACIÓN COMERCIAL DEL MERCADO
I. DATOS BASICOS
I.1. INGRESO COMO AGENTE
1. Para ingresar como agente, se deberá suministrar la siguiente
información comercial al CNDC, con la anticipación que se indica en
la Normativa de Operación para presentar la solicitud de ingreso al
Mercado.
a) Identificación de la empresa: nombre, domicilio legal, y nombre
y apellido de su representante legal.
b) Identificación de las garantías bancarias para el Mercado de
Ocasión local y el MER.
c) Identificación de la cuenta bancaria requerida para las
transacciones económicas del mercado, en el Banco designado para
ello por el CNDC.
d) Para cada unidad generadora térmica, y para cada GGD térmico que
se acuerde con el CNDC, los datos para costos variables. Estos
datos se deben ajustar a lo que establece el Anexo Comercial:
Costos Variables y Costos
de Arranque Térmicos .
d.1) Costo variable de operación y mantenimiento, expresado en
unidad monetaria por hora.
d.2) Costos de arranque, en frío y en caliente, expresado en unidad
de combustible por arranque. Si el GGD corresponde a un
agrupamiento de unidades, el costo debe corresponder al arranque y
parada de una unidad.
d.3) Costo de mantener en caliente, expresado en unidad de
combustible por hora. Si el GGD corresponde a un agrupamiento de
unidades, el costo debe corresponder a mantener en caliente una
unidad.
d.4) Curva de rendimiento (o curva heat rate) en diferentes niveles
de carga por GGD, expresada en unidad de combustibles por MW neto.
Se deberá incluir por lo menos el valor para carga mínima y carga
máxima. Si el GGD corresponde a un agrupamiento de unidades, se
deberá indicar el consumo correspondiente a cada carga en que se
modifica el número de unidades generando
d.5) Precios previstos de combustibles.
1.2 La información deberá ser entregada al CNDC, en medio magnético
e impreso.
1.3 El agente deberá informar al CNDC cada vez que se modifican los
datos básicos comerciales. Los datos de costos térmicos se podrán
modificar con la periodicidad y en las condiciones que se indica en
el Anexo Comercial: Costos Variables y Costos de Arranque
Térmicos .
II. INFORMACIÓN COMERCIAL DE OTROS PAÍSES.
1. Las ofertas al Mercado de Ocasión provenientes de otros países
sólo podrán ser realizadas a través del organismo responsable de la
administración del mercado de oportunidad y el EOR
2. Los procedimientos de detalle para la coordinación de la
operación del mercado ocasión se incluyen en el Anexo Comercial:
Administración de las Importaciones y Exportaciones .
III. PLAZOS
III.1. PLAZOS PARA EL SUMINISTRO DE INFORMACIÓN.
1. La información comercial para la Programación Anual,
Programación Semanal y despacho diario deberá ser suministrada por
cada Agente al CNDC dentro de los mismos plazos para el suministro
de la información técnica a para la correspondiente programación o
despacho, de acuerdo a lo que se indica en el Anexo Técnico:
Información Técnica del Sistema .
2. Dentro de los plazos para el envío del postdespacho de acuerdo a
lo que se indica en el Anexo Técnico: Información Técnica del
Sistema , el CNDC deberá publicar a los agentes los
correspondientes resultados comerciales de los días anteriores
hasta el último día hábil anterior.
III.2. PLAZOS PARA RECLAMOS
1. Los Agentes sólo podrán presentar reclamos a los resultados
comerciales de un día dentro de las 48 horas hábiles posteriores de
ser publicados los resultados comerciales de los post despachos del
correspondiente día. Cumplido el precitado plazo no se aceptarán
reclamos y los Agentes no deberán de presentarlos como parte de un
reclamo al DTE correspondiente.
IV. INFORMACIÓN BÁSICA DEL MERCADO DE CONTRATOS
1. Junto con la solicitud de autorización, el Agente debe
suministrar la información que se indica en la Normativa de
Operación en medio impreso y copia electrónica.
V. PARA LA PROGRAMACIÓN ANUAL.
V.1 AGENTE PRODUCTOR:
a) Para unidades generadoras térmicas que no están comprometidas en
contratos preexistentes, ya sea bajo la modalidad PPA o contratos
de generación de haberse convertido en contratos del Mercado, los
datos para costos variables. Estos datos se deben ajustar a lo que
establece el Anexo Comercial: Costos Variables y Costos de
arranque térmicos .
a.1. Costo variable de operación y mantenimiento.
a.2. Precios de combustibles previstos.
b) Para unidades eólicas, debe proporcionar la previsión de
generación y factores de carga
c) Inyecciones previstas por contratos firmes en el MER
d) Retiros previstos por contratos firmes en el MER.
V.2. AGENTE CONSUMIDOR:
a) De estar habilitado como demanda flexible, previsión de ofertas
de demanda flexible, indicando reducción prevista de acuerdo al
precio de la energía en el Mercado de Ocasión.
b) En el caso de un Distribuidor que es la parte compradora de un
contrato preexistente, para la potencia comprometida en las
unidades generadoras del contrato:
b.1.) Previsión de precios de la energía para el despacho del
contrato.
c) Retiros previstos por contratos firmes en el MER.
d) Inyecciones previstas por contratos firmes en el MER, que estén
autorizados por las autoridades correspondientes.
VI. PARA LA PROGRAMACIÓN SEMANAL.
VI.1. AGENTE PRODUCTOR.
a) Para unidades generadoras térmicas que no estén comprometidas en
contratos preexistentes, ya sea bajo la modalidad PPA o contratos
de generación de haberse convertido en contratos del Mercado, los
datos para costos variables. Estos datos se deben ajustar a lo que
establece el Anexo Comercial: Costos Variables y Costos de
arranque térmicos .
a.1.) Costo variable de operación y mantenimiento
a.2.) Precios de combustibles.
b) Ofertas de reserva fría, indicando:
b.1.) Identificación del GGD
b.2.) Capacidad máxima de generación ofertada;
b.3.) Tiempo máximo comprometido para arranque, sincronismo y
alcanzar plena carga;
b.4.) Precio requerido expresado en unidad monetaria por MW día en
reserva fría disponible.
c) Inyecciones previstas por contratos en el MER.
d) Retiros previstos por contratos en el MER.
e) Para unidades eólicas, debe de proporcionar la previsión y
factores de carga
VI.2. AGENTE CONSUMIDOR.
a) En el caso de un Distribuidor que es la parte compradora de un
contrato preexistente, para la potencia comprometida en las
unidades generadoras del contrato:
a.1.) Precio al que requiere la generación, de acuerdo al precio de
la energía en el contrato y, de existir, las obligaciones de pago
obligado (take or pay) de energía.
b) Inyecciones y Retiros previstos por contratos firmes en el
MER.
c) De estar habilitado como demanda flexible, previsión de ofertas
de demanda flexible para cada día, indicando reducción prevista de
acuerdo al precio de la energía en el Mercado de Ocasión.
d) Ofertas de reserva fría, indicando:
d.1.) Identificación del nodo de conexión;
d.2.) Porcentaje de demanda ofertado como flexible en reserva
fría;
d.3.) Tiempo máximo comprometido para reducir la demanda;
d.4.) Precio requerido expresado en unidad monetaria por MW día en
reserva fría disponible.
VI.3. RESULTADOS.
1. Junto con los resultados de la Programación Semanal, el CNDC
debe de publicar para los Agentes las condiciones comerciales
previstas para la semana siguiente, indicando:
a) Precios de combustible y costos variables para el despacho en
cada planta;
b) Valor del agua en cada embalse;
c) Inyecciones y retiros previstos por contratos firmes en el MER
de los Agentes locales;
d) Precios por bloque de energía previstos en el Mercado de
Ocasión;
VII. PARA LOS PREDESPACHOS DE ENERGIA, POTENCIA, RESERVA FRIA
DEL MEMN Y OFERTAS DE RETIRO E INYECCIÓN DEL MER
Para los Predespachos, el CNDC y el EOR pondrán a disposición de
todos los Agentes los formularios y formatos bajo los cuales sin
excepción están obligados a presentar diariamente, a más tardar a
las
08:00 horas. La información a enviar, será la siguiente:
VII.1. AGENTE PRODUCTOR.
a) Reserva rodante máxima ofertada.
b) Oferta de venta de excedentes de potencia al Mercado de Ocasión,
indicando uno o más bloques de potencia con el precio ofertado en
caso de resultar el Agente con excedentes.
c) Para Autoproductores y Cogeneradores, precio al que oferta los
excedentes de energía.
d) Ofertas de Reserva Fría.
e) Ofertas de inyecciones previstas de oportunidad y por contratos
en el MER conforme al procedimiento definido por el EOR y aprobado
por la CRIE.
f) Ofertas de retiro previsto de oportunidad y por contratos en el
MER conforme al procedimiento definido por el EOR y aprobado por la
CRIE.
g) Previsiones de la generación eólica y la velocidad del
viento-
VII.2. AGENTE CONSUMIDOR.
a) Oferta de demanda flexible, indicando las variaciones en la
demanda horaria prevista informada, de acuerdo a lo indicado en el
Anexo Técnico: Información Técnica del Sistema en función del
precio de la energía previsto en el Mercado de Ocasión.
b) Oferta de venta de excedentes de potencia al Mercado de Ocasión,
indicando uno o más bloque de potencia con el precio ofertado en
caso de resultar el agente con excedentes,
c) Retiros previstos de oportunidad y por contratos en el MER
conforme al procedimiento definido por el EOR y aprobado por la
CRIE.
d) Inyecciones previstas de oportunidad y por contratos en el MER
conforme al procedimiento definido por el EOR y aprobado por la
CRIE.
Los Agentes que no entreguen la información anterior en tiempo y
forma estarán sujetos a las multas y sanciones establecidas por el
INE y la CRIE.
VII. 3. RESULTADOS.
1. Junto con los resultados de los predespachos nacionales, el CNDC
debe de publicar para los Agentes las condiciones comerciales
previstas para el día siguiente, indicando:
a) Las ofertas de demanda flexible;
b) Transacciones del MER previstas y ofertas de autogeneradores y
cogeneradores;
c) Precios horarios de energía previstos en el Mercado de
Ocasión;
d) Ofertas de excedentes de potencia en el Mercado de
Ocasión;
e) Ofertas de reserva fría;
f) Asignación de servicios auxiliares.
2. Los resultados de los predespachos regionales, son remitidos por
el EOR al CNDC, el cual a su vez los publicará para los
Agentes.
VIII. POST DESPACHOS DE ENERGIA, POTENCIA Y RESERVA FRIA DEL
MEMN Y OFERTAS DE RETIRO E INYECCIÓN DEL MER
1. Dentro de los plazos establecidos, el CNDC debe de publicar para
los Agentes los resultados comerciales de la operación o
postdespachos nacionales, indicando:
a) Valores preliminares de los precios horarios de energía en el
Mercado de Ocasión, identificando la generación marginal;
b) Para cada condición de generación obligada, estimación
preliminar de la compensación que corresponde al GGD e
identificación de el o los Agentes a los que se asignará su
pago;
c) Precio diario de la potencia en el Mercado de Ocasión;
d) Transacciones de potencia en el Mercado de Ocasión;
e) La estimación preliminar de las compensaciones por déficit de
oferta de excedentes de potencia;
f) Precios de la reserva fría.
g) Remuneración y costo total de la reserva fría;
2. Según lo establecido en el RMER, los resultados de los
postdespachos regionales son remitidos por el EOR al CNDC, para su
consolidación. Los resultados de la consolidación, los publicará el
CNDC para los Agentes.
ANEXO COMERCIAL:
RACIONAMIENTO
I. CARACTERÍSTICAS.
1. Al realizar el despacho, el CNDC debe agregar tres escalones de
racionamiento, con el objeto de identificar la energía a programar
como racionamiento, de existir, y afectar cuando corresponda el
cálculo del precio de la energía en el Mercado de Ocasión.
2. El porcentaje de la demanda que corresponde a cada Escalón de
Racionamiento será: 5% para el primero, 30% para el segundo, y el
restante para la última.
3. El Costo de los Escalones de Racionamiento se calculará con la
siguiente metodología:
a) Se determina el Costo Variable para el Despacho de la oferta de
generación (GGD) más cara.
b) Se calcula la diferencia entre el Costo de Racionamiento y el
determinado en el punto a., cuyo resultado se denomina Costo
Incremental por Racionamiento.
c) Se calcula el Costo del primer Escalón de Racionamiento, como la
suma del Costo Variable determinado en el punto a., más el 10% del
Costo Incremental por Racionamiento.
d) Se calcula el Costo Variable para el Despacho del segundo
Escalón de Racionamiento, como las suma del Costo Variable
determinado en el punto a., más el 35% del Costo Incremental por
Racionamiento.
e) Para el último Escalón de Racionamiento, el Costo Variable para
el Despacho es el Costo de Racionamiento.
ANEXO COMERCIAL:
COSTOS VARIABLES Y COSTOS DE ARRANQUE TÉRMICOS.
I. METODOLOGÍA DE CÁLCULO.
1. El CNDC calculará los costos variables y costos de arranque
térmicos de acuerdo a las metodologías que establece el presente
Anexo.
2. Para ello utilizará valores referenciales, valores
característicos, valores reconocidos y valores informados por los
agentes Generadores, de acuerdo a los criterios y metodologías que
describe el presente Anexo.
II. VALORES TÉCNICOS CARACTERÍSTICOS.
II.1 PARÁMETROS TÉCNICOS.
II.1.1. Los parámetros técnicos que afectan el cálculo de los
costos Unidades Managua (kWh/gal) variables y costos de arranque
son los siguientes:
II.1.2. Mínimo técnico de la unidad.
a) Al entrar en operación una unidad, el Generador deberá informar
el mínimo técnico de diseño con la documentación que lo
avala.
b) Toda vez que una unidad requiera un mínimo mayor que el mínimo
técnico vigente, este incremento se considerará una restricción
obligada por el Generador.
II.1.3. Tiempo de arranque reconocido (en frío y en
caliente).
1. El CNDC definirá los tiempos de arranque standard (en frío y en
caliente) por tipo de unidad, pudiendo diferenciar de acuerdo al
tipo de tecnología, en particular dado la cantidad de años desde la
entrada en operación de la unidad. Los siguientes tiempos son los
standards a considerar:
Tipo
Arranque en Frío
Arranque en Caliente
Turbovapor
12 horas
2 horas
Turbina de gas
15 minutos
10 minutos
Hidroeléctrica
10 minutos
10 minutos
Motores de baja y media
velocidad
10 minutos
Inmediato
a) Un Agente podrá requerir justificadamente ajustes en los tiempos
de arranque standard y/o agregar otros tipos de tecnología o
diferenciar antigüedad. En este caso deberá presentar su solicitud
con un estudio y documentación de fabricantes y/o pruebas auditadas
que lo justifique. El CNDC deberá analizar la solicitud y podrá
proponer ajustes y/o mejoras, incluyendo pruebas a cargo del Agente
solicitante en el caso que dicha solicitud no las incluya. En base
a este análisis y la información adicional que pueda surgir durante
el transcurso del mismo, se acordará la nueva Tabla de tiempos
standard de arranque a utilizar.
b) El tiempo de arranque reconocido para una unidad generadora será
el mínimo entre el tiempo de arranque informado por el Generador y
el tiempo de arranque standard.
II.1.4. Curva heat rate para generación neta:
1. La curva de heat rate se deberá informar para generación neta a
mínimo técnico, a máxima carga, y en uno o más puntos intermedios.
La información se deberá suministrar al ingresar como agente y cada
vez que ingrese una unidad nueva.
2. Para las unidades que pertenecen a la empresa ENEL, no se
considerará curva heat rate sino en su reemplazo el rendimiento
medio promedio histórico. Dicho valor se calcula con los registros
históricos, dividiendo la generación neta de un período anual por
el consumo de combustible para el mismo período. El rendimiento
medio a utilizar es el definido en el presente Anexo. El CNDC
pasará a utilizar una curva heat rate sólo si el Generador realiza
las pruebas necesarias para determinar los puntos de dicha curva,
de acuerdo a los requisitos establecidos en este Anexo para ajustes
a los valores reconocidos
Unidades
Rendimiento
(kWh/gal)
Managua
4
15
5
15.5
Las Brisas
1
9.3
II.2 VALORES RECONOCIDOS.
1. Para una unidad que ingresa al Mercado, los valores previstos de
los parámetros técnicos indicados deberán ser informados por el
Generador adjuntando la documentación del fabricante que lo
avala.
2. Para una unidad nueva, durante la puesta en servicio el
Generador deberá realizar las pruebas y mediciones requeridas para
verificar y, de ser necesario ajustar, los valores previstos de los
parámetros técnicos informados. Las pruebas deberán cumplir los
requisitos definidos en el presente Anexo. El Generador deberá
presentar los valores que resultan para los parámetros técnicos
requeridos, adjuntando los resultados de las pruebas que lo avalan.
El CNDC deberá rechazar el ensayo si no se cumplen los requisitos
establecidos en este Anexo. En tanto no sean aprobado los
resultados de la prueba, los valores reconocidos de los parámetros
técnicos serán los valores previstos. Una vez aprobado los
resultados del ensayo, los valores reconocidos serán los que
resultan como conclusión de dicho ensayo.
3. Para las unidades e que pertenecen a la empresa ENEL, se
considerarán los siguientes valores reconocidos de los parámetros
técnicos.
Unidades
Mínimo MW
MáximoMW
Managua
3
20
45
4
1
6
5
1
6
Las Brisas
1
15
25
2
25
36
II.3 AJUSTES A LOS VALORES RECONOCIDOS.
1. Los valores reconocidos de los parámetros técnicos sólo podrán
ser ajustados en base a los resultados de pruebas que cumplan los
requisitos definidos en el presente Anexo
2. El Generador al que pertenece la unidad podrá requerir las
pruebas. El solicitante de las pruebas es quien se hará cargo de su
costo.
3. El Generador deberá realizar las pruebas y presentar los valores
que resultan para los parámetros técnicos requeridos, adjuntando
los resultados que lo avala. El Generador deberá tomar los recaudos
necesarios para que las pruebas cumplan los requisitos definidos en
este Anexo.
4. El CNDC deberá rechazar la información suministrada por el
Generador y requerir nuevas pruebas si no se cumplen los requisitos
para pruebas definidos en este Anexo. En este caso, las nuevas
pruebas serán a costo del Generador.
5. En tanto no se realicen pruebas que cumplan los requisitos
definidos y sean aprobados en consecuencia sus resultados, no se
modificarán los valores reconocidos de los parámetros
técnicos.
6. Una vez aprobado los resultados de pruebas, los nuevos valores
reconocidos serán los que resultan como conclusión de dichas
pruebas.
II.4. PRUEBAS Y ENSAYOS PARA DETERMINAR PARÁMETROS
TÉCNICOS
1. Las pruebas deberán ser realizadas por personal especializado.
El CNDC podrá establecer y acordar en el Consejo de Operación
protocolos a cumplir por cada tipo de prueba.
2. En caso que el solicitante de las pruebas para confirmar,
cambiar o ajustar las curvas heat rate sea el CNDC, éste deberá
presentar el requerimiento al Generador con una anticipación no
menor que 15 días hábiles. Previamente el CNDC deberá justificar
ante el Ente Regulador la necesidad de realizar estas pruebas y
recibir su autorización. De comprobarse que la curva de heat rate
requería cambios o ajustes, los costos de las pruebas serán
asumidos por el generador, en caso contrario estos serán asumidos
por el Mercado. Los resultados de estas pruebas deberán ser
presentados ante el INE y el MEM 10 días hábiles después de
concluidas.
3. El Generador deberá notificar al CNDC la fecha de realización de
las pruebas con una anticipación no menor que 5 días hábiles. El
CNDC tiene el derecho de presenciar las pruebas con personal propio
o contratado al efecto ensayo no son las correctas, justificándolo
debidamente.
4. Al finalizar las pruebas, el personal especializado que las
realizó deberá elaborar un acta con los principales resultados. El
representante del CNDC tendrá el derecho a incluir en el acta sus
observaciones, en especial de considerar que las condiciones en que
fueron realizadas el ensayo no son las correctas, justificándolo
debidamente.
5. En el caso que el CNDC haya presentado en el Acta objeciones al
ensayo, queda habilitado a rechazar los resultados de las mismas.
De considerar el Agente injustificado el rechazo, el conflicto será
elevado al Consejo de Operación.
6. El CNDC deberá rechazar los resultados de pruebas si el
Generador no cumplió con el requisito de notificación al CNDC o no
permitió la presencia de representantes del CNDC como establece
este Anexo. En este caso, el Generador deberá realizar nuevas
pruebas a su costo.
III. PRECIOS REFERENCIALES DE COMBUSTIBLES.
III.1 CARACTERISTICAS GENERALES
1. Se define la metodología a emplear para calcular los precios
referenciales en planta de los combustibles que se emplean para
generar energía eléctrica. De modificarse dichos combustibles o
incorporarse nuevos tipos de combustibles, se deberán desarrollar
los ajustes necesarios al presente Anexo para establecer la
metodología de cálculo del correspondiente precio
referencial.
2. El precio referencial de un combustible en una planta está dado
por la suma del precio medio de referencia en el mercado
internacional, más el precio reconocido por traer el combustible a
la planta.
III.2. PRECIO RECONOCIDO POR TRAER UN COMBUSTIBLE A LA
PLANTA.
III.2.1. Precio reconocido:
6.2.1.1.1 Para el ingreso de una planta térmica al Mercado, el
Generador deberá presentar al INE la constancia del acuerdo de
traer el combustible a la planta, con el precio correspondiente.
Dicho precio reconocido deberá ser aprobado por el INE, quién
informará posteriormente al CNDC.
III.2.2. Ajustes al Precio reconocido:
1. Junto con el suministro de la información para una Programación
Anual, el Generador podrá requerir ajustes a su precio reconocido
por llevar el combustible a la planta. El Generador deberá tener en
cuenta que, una vez ajustado un precio reconocido por traer el
combustible a la planta, el Generador no podrá requerir un nuevo
ajuste para los siguientes doce meses.
2. Para solicitar ajustes al precio reconocido por llevar el
combustible a la planta, el Generador deberá presentar al CNDC la
constancia del acuerdo de traer el combustible a la planta, con el
precio correspondiente, con la debida autorización del INE.
3. En todas las condiciones en que el ajuste se considere aprobado,
el CNDC deberá pasar a utilizar como precio reconocido el precio
informado.
III.3. PRECIO REFERENCIAL MEDIO DE UN COMBUSTIBLE.
III.3.1.Tipos de combustibles:
1) Para cada tipo de combustible empleado en el Mercado Mayorista
se definirá un combustible representativo en una publicación
internacional en un puerto de comercialización internacional
representativo.
2) Se define:
-Publicación: PLATT´S US MARKETSCAN
-Puerto representativo: Golfo
-Fuel Oil No 6 3% S (Bunker) y No 2 Oil (Diesel)
3) Los tipos de combustibles seleccionados son los más
representativos y sólo considerados a los efectos del cálculo del
precio referencial medio. No implican ninguna definición sobre el
combustible que deben consumir las plantas, que deberán cumplir con
sus requerimientos operativos y ambientales.
III.3.2. CÁLCULO DEL PRECIO REFERENCIAL MEDIO:
a) En cada semana, los precios referenciales medios para cada
combustible se calculan teniendo en cuenta los precios pasados para
el puerto de comercialización representativo.
b) Para la Programación Anual, el CNDC deberá estimar los precios
referenciales medios mensuales para los meses a programar
considerando la metodología para los precios referenciales medios
semanales y la tendencia futura de precios de combustibles.
c) Antes de las 10 horas del día en que los Agentes deben presentar
la información para la Programación Semanal, el CNDC deber calcular
el precio referencial medio de cada combustible para la semana
siguiente y enviarlo a los Agentes. Este Precio referencial medio
se calcula como el promedio de los valores diarios de acuerdo a la
publicación de referencia establecida de los últimos cinco días en
que haya información disponible. Los valores diarios se calculan
promediando los valores mínimo y máximos registrados ese día.
III.4. PRECIO REFERENCIAL DE UN COMBUSTIBLE PARA UNA PLANTA
TÉRMICA DE GENERACIÓN.
1. Para una planta térmica de generación, el precio referencial
medio de un combustible se calcula cada semana como la suma del
correspondiente precio referencial medio del combustible más el
precio reconocido por traer el combustible a la planta.
IV. DECLARACIÓN DE PRECIOS DE COMBUSTIBLES.
1. Para la Programación Anual, los Generadores deberán presentar
sus estimaciones de evolución del precio del combustible en la
planta. En caso de que el Generador no suministre algún precio, el
CNDC deberá completar el dato faltante con el costo variable
vigente para la correspondiente unidad.
2. Para la Programación Semanal y el despacho, los Generadores
deberán declarar sus precios de combustible para la siguiente
semana. Si algún Generador no suministra la información en tiempo,
el CNDC está habilitado a asignar al o los datos faltantes el costo
variable vigente para la correspondiente unidad.
3. El precio de combustible para el despacho en cada planta estará
dado por el mínimo entre el precio declarado y el correspondiente
precio referencial del combustible en la planta para la semana.
Dicho precio de combustible para el despacho tendrá una vigencia de
una semana.
V. COSTOS DE ARRANQUE.
1. El Generador debe informar el consumo de combustible por
arranque dentro de los tiempos de arranque reconocido (en frío y en
caliente), en base a los resultados de pruebas realizadas
cumpliendo los requisitos que define este Anexo.
2. El CNDC calculará el costo de arranque de una unidad como el
producto del consumo de combustible por el precio de combustible en
la planta para el despacho.
3. En el despacho de mínimo costo para la Programación Semanal y el
despacho diario el CNDC deberá tener en cuenta los costos de
arranque y parada
VI. COSTO VARIABLE DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO:
1. El costo variable de Operación y Mantenimiento corresponde a los
costos asociados a los mantenimientos menores.
2. Para las unidades que pertenecen a la empresa ENEL, se
considerarán los siguientes costos variables de Operación y
Mantenimiento:
Unidades
Costos Variables de OyM US
$/MWh
Managua
3
1.8
4
6
5
6
Las Brisas
1
2.9
2
6
3. Para una unidad que ingresa al Mercado, el Generador deberá
presentar al CNDC los costos de mantenimientos menores previstos y
la documentación que lo avala debidamente certificado por un
contador público autorizado, y el costo variable de Operación y
Mantenimiento que resulta.
4. De requerir un Generador un cambio en el costo variable de
Operación y Mantenimiento de una unidad, deberá presentar una
solicitud indicando el ajuste a realizar y el motivo que lo
justifica, los costos de mantenimientos menores previstos y la
documentación que lo avala debidamente certificado por un contador
público autorizado, y el nuevo costo variable de Operación y
Mantenimiento que resulta.
5. Al ingresar una nueva unidad, el generador suministrara la
información del fabricante en relación a su costo variable de
Operación y Mantenimiento. El CNDC, dentro de un plazo no mayor que
diez (10) días hábiles, deberá evaluar la información suministrada
respecto de valores de unidades de características y condiciones
similares y valores standard. De existir diferencias
significativas, el CNDC deberá considerarlo como un dato a
verificar e informar al Generador.
6. Transcurrido el plazo indicado sin que el CNDC informe al
Generador la necesidad de verificar el dato, se considerará que el
costo variable de Operación y Mantenimiento ha sido aprobado.
7. De no resultar una condición de dato a verificar, el CNDC deberá
informar al Generador que el dato ha sido aprobado.
8. De resultar una condición de dato a verificar, el CNDC deberá
requerir al Generador la verificación del dato solicitado,
explicando el motivo. El CNDC y el Generador deberán intentar
llegar a un acuerdo. De no llegar a un acuerdo el conflicto será
elevado a una auditoría técnica independiente. De aun así no llegar
a un acuerdo, será elevado al Consejo de Operación, para resolver
la aprobación o rechazo del dato.
9. En todas las condiciones en que el dato se considere aprobado,
el
CNDC deberá pasar a utilizarlo en la programación y el
despacho.
VII. CÁLCULO DEL COSTO VARIABLE.
1. Para el cálculo de precios de la energía, el costo variable de
una unidad térmica se calcula como el consumo de combustible que
resulta de la curva heat rate o rendimiento medio, según
corresponda, por el precio del combustible para el despacho más el
costo variable de operación y mantenimiento. En las bases de datos
de acceso abierto a los Agentes el CNDC deberá incluir los datos de
curva heat rate o rendimiento medio, precios de combustibles
vigentes (para el despacho y referenciales) y costo variables de
operación y mantenimiento,
2. El CNDC debe informar junto con los resultados del postdespacho
de energía, el costo variable resultante en cada unidad
térmica.
ANEXO COMERCIAL: SISTEMA DE MEDICIONES COMERCIALES
I. OBJETO
El presente Anexo describe las características y requisitos del
Sistema de Medición Comercial (SIMEC), requerido para medir las
magnitudes físicas entregadas y recibidas por cada Agente del
Mercado producto de sus intercambios en el Mercado Mayorista y en
el MER cuando aplique.
II. COMPONENTES
1. El SIMEC tendrá las siguientes componentes:
a) El sistema de medición de energía activa en los nodos.
b) El centro recolector de mediciones, ubicado en el CNDC, el cual,
a través del sistema de mediciones mencionado, accederá a los
medidores principales, efectuando su lectura a distancia, mediante
vínculos de comunicación.
2. Cada sistema de medición contará por lo menos con:
a) Un medidor principal y un medidor de respaldo
b) Los transformadores de corriente y de tensión. Los medidores,
principal y de respaldo, deberán de estar conectados a devanados
secundarios independientes del transformador de corriente y
tensión
c) El medio de comunicación confiable que permita realizar
interrogación remota desde el CNDC.
3. Para los puntos de medición que pertenecen a la RTR existentes
al 01 de abril del 2013, el CNDC en coordinación con el agente
correspondiente determinaran el cronograma de actividades que se
requieran para adecuar su sistema de medición, de acuerdo al plazo
establecido por la CRIE.
III. REQUISITOS GENERALES Y RESPONSABILIDADES.
1. Los equipos de medición del SIMEC deberán cumplir los
requisitos, condiciones de habilitación, supervisión y auditorías
indicadas en este Anexo, así como los requisitos indicados en el
RMER cuando aplique.
2. Cada Agente será propietario y responsable de los equipos de
medición de sus puntos de conexión que forman parte del SIMEC,
mediante los cuales se medirán sus transacciones en el Mercado
Mayorista, y en el MER cuando aplique, para cada punto en el que
inyecta o retira energía. Por lo tanto, el Agente propietario del
equipamiento asociado al SIMEC será responsable, a su costo,
de:
a) La implementación del sistema de medición en el punto de
conexión al SNT o a la RTR;
b) El mantenimiento y la verificación del correcto funcionamiento
de su sistema de medición, y el mantenimiento de la hora del
medidor dentro de un rango de un (± 1) minuto cada mes.
3. Para los casos de interconexiones internacionales, el
propietario de la línea deberá instalar el sistema de medición
comercial en el nodo de subestación frontera que conecta dicha
línea de transmisión cuando aplique.
4. Si a nivel del MER, se requiere trasladar la medición comercial
de las interconexiones regionales a los puntos fronteras se
utilizará el método de Medición Oficial Frontera (MOF) o el que sea
autorizado por las autoridades regionales.
5. Para los nodos que conforman la RTR se deberá proceder según el
Anexo I Libro II RMER, SISTEMA DE MEDICION COMERCIAL REGIONAL,
SIMECR. Es competencia de las autoridades regionales establecer las
dispensas al cumplimiento de los requerimientos indicados en el
RMER.
6. El CNDC es el responsable de la supervisión del correcto
funcionamiento del SIMEC y de la organización del registro de
mediciones. En los casos que el CNDC detecte que un equipamiento
afectado al SIMEC no cumple con las especificaciones y requisitos
establecidos en el presente Anexo, deberá informar al INE. El
Agente propietario del equipamiento con el incumplimiento será
pasible de las penalidades contempladas en la Normativa de Multas y
Sanciones.
7. El CNDC es el responsable de la supervisión del correcto
funcionamiento del SIMECR, y de recolectar información de los
SIMECR de la RTR nacional para enviarla al EOR para integrarse a la
Base de Datos Regional de acuerdo a lo indicado en el RMER.
8. Todo punto de conexión que no cuente con un sistema de medición
que cumpla con los requisitos indicados en el presente Anexo y en
el RMER cuando aplique, no podrá participar en el Mercado local y
Regional cuando aplique.
IV. CARACTERÍSTICAS GENERALES.
IV.1.UBICACIÓN DE MEDIDORES DEL SIMEC.
1. Los medidores del SIMEC deberán ser instalados en las fronteras
entre agentes del Mercado, pudiendo ser esta frontera:
a) Nodo de vinculación entre un Generador y un Transmisor;
b) Nodo de vinculación entre un Distribuidor y un Transmisor;
c) Nodo de vinculación entre un Gran Consumidor y un
Transmisor;
d) Nodo de vinculación entre un Generador y un Distribuidor, cuando
el Generador se encuentre vinculado a la red de dicho
Distribuidor;
e) Nodo de vinculación entre un Gran Consumidor y un Distribuidor,
cuando el Gran Consumidor se encuentre vinculado a la red de dicho
Distribuidor;
f) Nodo de vinculación entre un Distribuidor y otro Distribuidor,
cuando entre ambos existan vinculaciones físicas;
g) Nodo de vinculación entre un Transmisor e instalaciones
pertenecientes a interconexiones internacionales.
h) Nodo de vinculación entre un Transmisor y otro Transmisor cuando
entre ambos existan vinculaciones físicas.
2. La medición deberá estar ubicada en el punto más próximo posible
al límite de propiedad de las instalaciones mediante las cuales se
vincula el Agente que lleva a cabo transacciones en el Mercado
Mayorista en dicho nodo y es propietario del sistema de medición.
No obstante ello, como no siempre es posible materializar la
medición en tal punto, se admitirá la ubicación de los
transformadores de medición en otros puntos de las instalaciones,
respetando los siguientes principios:
a) La medición estará localizada en el mismo nivel de tensión en el
cual se encuentre el límite de propiedad.
b) En caso que lo anterior no sea posible, se podrá ubicar en un
punto de diferente tensión, siempre y cuando se tomen los recaudos
necesarios para asegurar que las pérdidas relativas al tramo de
instalaciones que va desde el punto límite de propiedad y el punto
de medición sean imputadas al Agente que le corresponda.
b.1.) Esta corrección podrá ser realizada en el mismo medidor,
cuando éste cuente con la función de corrección necesaria, lo cual
deberá ser certificado por el Auditor en el proceso de habilitación
del punto de medición.
b.2.) De no poder ser realizada en el mismo medidor, podrá ser
realizada mediante cálculos en el CNDC durante el proceso de
registro de datos para la liquidación de las Transacciones
Económicas, debiendo el agente informar al CNDC la necesidad de
dicho ajuste y suministrar la metodología y datos necesarios.
b.3.) En ambos casos el CNDC deberá informar en el Documento de
Transacciones de Energía (DTE) cada medición en que se realiza este
tipo de ajuste y describir la metodología de ajuste
implementada.
IV.2. MAGNITUDES A MEDIR.
a) Cada Generador debe contar con medición de inyección al menos de
energía y potencia activa y reactiva por unidad de generación. Se
podrá realizar una medición por agrupamiento de unidades
generadoras cuando este agrupamiento corresponda a un GGD. Se podrá
medir la energía activa neta, o separadamente la inyección bruta y
los consumos propios. En este último caso, el Agente informará al
CNDC quien será el responsable de realizar el cálculo para
determinar la inyección neta a utilizar en la liquidación de las
transacciones económicas.
b) Cada Distribuidor y Gran Consumidor debe contar con medición de
las extracciones al menos de energía y potencia activa y reactiva
en los nodos de retiro de la red.
c) De ser necesario para calcular adecuadamente los cargos por
pérdidas, el CNDC podrá requerir a la empresa de transmisión
mediciones de energía activa en la entrada y salida de líneas del
sistema de transmisión
V. CALIDAD DE LA MEDICIÓN. V.1. MEDIDORES.
1. Los medidores principales deberán cumplir las siguientes
características técnicas:
-Medir al menos energía y potencia activa y reactiva.
-Ser trifásicos, tetrafilares y de sólo lectura.
-Unidireccional o bidireccional, según sea el tipo de intercambio
que se realice en tal nodo.
-Ser de clase 0.2.
-Estático.
-Responder a las normas IEC para medidores 0,2S, números 687, 255-4
y 801-2 y-4, sus equivalencias de las normas ANSI, o sus
respectivas actualizaciones.
-Disponer de registradores integrados al mismo, que almacenarán los
valores medidos a intervalos programables (para algunos fabricantes
denominado función perfil de carga).
-Tener períodos de acumulación programables, desde un mínimo de un
minuto hasta una hora (60 minutos).
-Contar con memoria de almacenamiento no volátil, con una capacidad
de almacenamiento de la información de 60 días como mínimo, y para
un período de integración de 15 minutos.
-Contar con módulo de comunicación de red (Ethernet) o módulo
asíncrono (módem),con una velocidad de transmisión de 300 bps o
mayor, y sistema de telelectura, mediante el cual la información
almacenada en el registro integrado será periódicamente extraída en
forma remota, por el CNDC y eventualmente por el Agente
propietario.
-Permitir extracción local por medio de un puerto óptico o por
cualquier medio disponible en el propio medidor, de la información
almacenada en el registrador integrado.
-Contar con referencia de tiempo (frecuencia de red o la base de
tiempo propia).
-Disponibilidad de sincronización externa de la hora, o la puesta
en hora remota.
-Disponibilidad de funciones de compensación para el traslado
virtual de mediciones a puntos inaccesibles, programables por
teclado.
-Protección de datos en el almacenamiento, la extracción y la
transmisión.
-Contar con alimentación independiente asegurada, con baterías para
30 días de duración como mínimo.
-Permitir protección por palabra clave (password)
-Operar con protocolos de transmisión con detección de errores y
repetición de bloques defectuosos.
2. Los medidores de respaldo registrarán la misma magnitud que los
medidores principales, y deberán cumplir con las siguientes
especificaciones como mínimo:
-Trifásicos, tetrafilares y de solo lectura;
-Clase 0.2,
-Integrador estático (digital),
-Contar con protección contra falta de alimentación
eléctrica.
-Contar con módulo de comunicación de red (Ethernet) o módulo
asíncrono (módem),con una velocidad de transmisión de 300 bps o
mayor, y sistema de telelectura, mediante el cual la información
almacenada en el registro integrado será periódicamente extraída en
forma remota, por el CNDC y eventualmente por el Agente
propietario.
-Permitir extracción local por medio de un puerto óptico o por
cualquier medio disponible en el propio medidor, de la información
almacenada en el registrador integrado.
3. El Agente deberá proveer al CNDC la información, software y
licencias necesarias para hacer la lectura remota de los equipos de
medición y efectuar la conversión de los datos de las lecturas al
formato requerido para su almacenamiento y procesamiento en el
CNDC.
4. Periódicamente el Agente deberá realizar una verificación del
funcionamiento del medidor de respaldo, por medio de una lectura
local y contraste con el medidor principal, e informar al
CNDC.
5. El CNDC, en su función de supervisión del SIMEC, podrá requerir
periódicamente:
-Lectura local de una medición para verificar la precisión de las
lecturas remotas;
-Lectura local del medidor de respaldo y contraste con el medidor
principal.
V.2. TRANSFORMADORES DE MEDICIÓN.
1. Las características generales de los transformadores de
mediciones, serán las siguientes:
-Clase del Transformador de corriente: 0,2 S, debe responder a la
norma IEC 185, sus equivalencias ANSI o sus respectivas
actualizaciones.
-Clase del Transformador de tensión: 0,2 S, debe responder a la
norma IEC 186 sus equivalencias ANSI o sus respectivas
actualizaciones.
-La carga de los circuitos secundarios de los transformadores de
corriente y de tensión deberá estar comprendida entre el 25 y el
100% de la potencia de exactitud correspondiente. El error
porcentual total máximo a coseno fi = 0,9, introducido en la
medición por la caída de tensión en los cables de los circuitos
secundarios de los transformadores de tensión, no deberá superar el
0,1%.
-Los circuitos de medición contarán con borneras que permitan
separar y/o intercalar equipos de medición en forma individual, sin
afectar el funcionamiento del sistema eléctrico ni a otros usuarios
de tales circuitos.
VI. HABILITACIÓN Y AUDITORIAS TÉCNICAS. VI.1. AUDITORÍA DE
CERTIFICACIÓN
1. Cada Agente del Mercado debe encargar la realización de
auditorías técnicas para certificar la habilitación de sus
medidores del SIMEC en sus nodos de inyección y retiro. Dicha
certificación deberá ser presentada al solicitar su ingreso al
Mercado Mayorista como condición necesaria para ser habilitado como
Agente y cada vez que posteriormente sea requerido de acuerdo a las
condiciones que establece el presente Anexo.
2. Estas auditorías sólo podrán ser realizadas por Auditores
habilitados para ello por el CNDC.
3. El certificado de la auditoría deberá adjuntar todos los datos
de los equipos involucrados, demostrando que cumplen los requisitos
establecidos en el presente Anexo. Deberá incluir además:
-Esquema unifilar de la instalación de potencia mostrando la
conexión de los equipos de medición.
-Esquema de cableado de los transformadores, medidores,
resistencias de carga, etc.
-Copia de la documentación técnica original del fabricante de los
equipos.
-El software de adquisición de datos correspondiente a los equipos
de medición instalados y Copia de los manuales de uso del
mismo.
-Copia de los manuales de uso del equipamiento.
-El protocolo de programación específica de los equipos.
-Los protocolos de verificación del equipamiento, de un laboratorio
de ensayo para este tipo de equipos, cuya idoneidad deberá ser
demostrada mediante presentación de certificados de habilitación
para estos fines con que cuente tal laboratorio.
-Toda otra información adicional que el agente considere necesaria
para la verificación de los requisitos establecidos.
4. Como parte del procedimiento de supervisión del SIMEC, el CNDC
de detectar fallas o errores de medición podrá requerir a un Agente
una nueva auditoría y certificación del cumplimiento de los
requisitos técnicos definidos para el SIMEC en este Anexo. En este
caso, el CNDC dará un plazo no menor que 15 días para cumplir la
auditoría solicitada y el Agente deberá presentar dentro de ese
plazo una nueva certificación de auditoría. Transcurrido dicho
plazo sin la presentación de la certificación requerida, el CNDC
podrá deshabilitar la medición.
Las Auditorías de los SIMECR se realizarán considerando lo indicado
en el RMER.
VI.2. HABILITACIÓN DE UNA MEDICIÓN.
1. El CNDC es el responsable de otorgar la habilitación de un
sistema de medición.
2.Toda nueva medición que se instale deberá cumplir todos los
requisitos definidos y presentar la certificación de Auditoría para
su habilitación en el SIMEC.
3. Previo a la entrada en servicio de una nueva instalación, el
Agente involucrado deberá contar con el correspondiente sistema de
medición comercial habilitado.
4. Para ello, el Agente deberá presentar al CNDC una solicitud de
habilitación del SIMEC, con por lo menos 30 días de anticipación a
la fecha requerida de entrada en servicio del punto de medición. La
solicitud deberá adjuntar los resultados de la auditoría y el
certificado del Auditor habilitado por el CNDC.
5. Dentro de los diez días hábiles de recibida la solicitud de
habilitación, el CNDC deberá verificar el cumplimiento todos los
requerimientos del presente Anexo. De no verificar incumplimientos,
el CNDC notificará su aprobación a los Agentes y autorizará el
cronograma de ejecución de las tareas para proceder a la
habilitación. Dichos trabajos deberán realizarse en un plazo no
mayor a los veinte días subsiguientes, salvo que se autorice un
plazo mayor a solicitud de los Agentes afectados.
6. Para el caso de los SIMECR, los mismos deberán de ser
registrados de acuerdo a lo indicado en el RMER.
VI.3 REVISIÓN DE LOS MEDIDORES HABILITADOS.
1. Los medidores deberán ser revisados por lo menos una vez cada
dos años. Toda revisión será a costo del Agente.
2. El CNDC en su función de supervisión del SIMEC podrá solicitar
la revisión o auditoría de un medidor, con la correspondiente
justificación. Si de dicha revisión se verifica un incumplimiento a
los requisitos del SIMEC, el costo de la revisión será a cargo del
Agente. De no verificarse incumplimientos, será a costo del
CNDC
3. De tratarse de un SIMEC asociado a la RTR, deberá de
considerarse lo indicado en el RMER
VII. DERECHOS DE UN AGENTE DEL MERCADO A ACCEDER A SUS
MEDIDORES.
1. Cada Agente podrá leer las mediciones en los medidores de su
propiedad pero no está autorizado a introducir modificaciones a los
valores medidos.
2. Para los medidores principales y de respaldo, el Agente tendrá
la palabra clave que permite el acceso a los medidores. El Agente
deberá proveer al CNDC de dicha palabra clave para el acceso.
3. De detectarse algún tipo de fraude en los equipos o sistemas de
medición, el CNDC informará al INE y el Agente será pasible de
penalización.
4. Toda intervención a realizar por un Agente sobre su sistema de
medición comercial que implique cambios a las condiciones
informadas en su habilitación vigente requerirá la autorización
previa del CNDC.
5. Luego de realizar un Agente una intervención autorizada, deberá
presentar al CNDC un informe de las tareas realizadas con todos los
datos que correspondan. Junto con el informe deberá presentar una
certificación de un Auditor habilitado por el CNDC en que avala la
validez de lo indicado en el Informe y certifica que el sistema de
medición continúa cumpliendo todos los requisitos definidos en este
Anexo. El CNDC verificará el cumplimiento de esta certificación y
con ella dará una nueva habilitación al sistema de medición. En
tanto el Agente no presente este Informe con la certificación
indicada, la medición podrá quedar deshabilitada por el CNDC.
6. Para el caso de los SIMECR, los Agentes deberán de considerar
las medidas de seguridad de los equipos y datos de medición que se
indican en el RMER.
VIII. REGISTRO DE PUNTOS DEL SIMEC.
1. El CNDC mantendrá un registro con los puntos de medición
habilitados en el SIMEC con los datos del sistema de medición,
modificaciones, resultados de auditorías, etc. Dicho Registro será
de acceso abierto para consulta de todos los Agentes y el
INE.
2. Para cada medición del SIMEC el Registro identificará. a)
Ubicación.
b) Tipo de medición
c) Agente propietario.
d) Características del medidor.
e) Certificado de habilitación vigente, con la documentación que
corresponda.
f) Historia de fallas y/o incumplimientos registrados.
IX. FALLAS DE MEDICIÓN Y TRATAMIENTO DE LA
INFORMACIÓN.
1. En caso de falla en el acceso remoto a alguna medición remota,
la medición oficial será realizada localmente por el Agente, y
enviada al CNDC en formato electrónico dentro de las siguientes 24
horas.
2. Cuando por cualquier causa el CNDC no pueda acceder a los
medidores principales del SIMEC vía telelectura, la información
oficial del SIMEC a utilizar será la obtenida de las siguientes
mediciones alternativas, con el siguiente orden de prioridad:
i. Información del medidor principal, tomada en forma local por la
parte del agente propietario;
ii. Información del medidor de respaldo vía tele lectura o tomada
en forma local por parte del agente propietario;
iii. Información del sistema SCADA, de existir;
iv. Información suministrada por el Agente al centro de control del
CNDC, transmitida telefónicamente, por radio comunicación, o por
medio electrónico, (correo o fax) por los operadores de estaciones
transformadoras o plantas de generación según corresponda.
3. Cuando por cualquier causa el CNDC no pueda acceder a los
medidores principales del SIMEC vía telelectura ni a medición
local, de acuerdo a lo indicado en el párrafo anterior, adoptará
como información oficial del SIMEC valores programados o históricos
del CNDC, según resulte más representativo.
4. Cuando se utilice como fuente de información el medidor de
respaldo se convertirá en mediciones para cada intervalo de Mercado
utilizando una curva de carga estimada que construirá el CNDC con
la mejor información que disponga a tales efectos.
5. Cuando se utilice como fuente de información potencia horaria,
el CNDC la convertirá a mediciones de energía a partir de la mejor
representación que se obtenga del valor medio de la potencia en
cada hora.
6. Cuando se utilice como fuente información histórica, el CNDC
elegirá un conjunto de datos correspondiente a situaciones
operativas análogas a las existentes en el lapso de ausencia total
de otra fuente de información.
7. Cuando se utilice como fuente información programada, el CNDC
utilizará los valores programados para los correspondientes
intervalos de Mercado.
8. El CNDC informará a los Agente mediante el pos despacho y el
DTE, cuando se esté utilizando como fuente de información para las
transacciones económicas una medición diferente al medidor
principal, acompañado de las razones que lo motivaron y la
metodología para obtener los correspondientes valores oficiales del
SIMEC.
9. Cuando el CNDC detecte que el medidor supera el error teórico de
clase de la medición, deberá aplicar un ajuste a los valores
medidos igual al desvío de medición detectado. Dicho ajuste se
aplicará con retroactividad hasta la última verificación sin error
fuera de clase, salvo que ello sea mayor que 30 días en cuyo caso
se aplicará los 30 días anteriores.
10. Cuando el CNDC detecte que el medidor principal falla, tomará
como oficial la lectura del medidor de respaldo. Si este tampoco
cumple el error de clase, el CNDC utilizará el medidor principal y
le aplicará un ajuste igual al desvío de medición detectado a la
energía medida. Este ajuste se mantendrá en tanto sea corregido el
medidor y se realice una nueva verificación demostrando que el
medidor se encuentra dentro del error admisible.
11. En caso de que un medidor principal falle pero no el de
respaldo, el agente deberá corregir el medidor con falla dentro de
los siguientes cinco días hábiles.
12. En caso que el medidor no sea reparado en el tiempo establecido
en el numeral 11 los ajustes realizados por el CNDC no serán objeto
de reclamos o de re facturaciones.
ANEXO COMERCIAL: GENERACIÓN
OBLIGADA.
I. OBJETO.
El objeto del presente Anexo es identificar las condiciones que
llevan a la generación obligada y establecer las metodologías que
determinan el o los responsables a quienes se asignarán los
sobrecostos asociados.
II. TIPOS DE RESTRICCIONES.
Los tipos de restricciones que pueden llevar a la necesidad de
generación obligada son los siguientes:
a) Mantenimiento del Voltaje dentro de los niveles requeridos por
los criterios de calidad y seguridad.
b) Restricciones de unidades generadoras.
c) Restricciones de capacidad de transmisión por características
técnicas y/o criterios de calidad y seguridad.
III. RESTRICCIONES DE VOLTAJE.
1. El CNDC está habilitado a despachar generación obligada para
mantener el voltaje dentro de los parámetros que establecen los
CCSDM en las condiciones definidas en la Normativa de Operación
para el despacho y administración del reactivo.
2. Cuando el CNDC deba obligar generación para mantener el voltaje
dentro de los CCSDM, la responsabilidad de esta restricción será
asignada al o los agentes responsables de acuerdo a los criterios
que se indican a continuación.
3. Si el o los nodos en que se presenta el problema de voltaje se
conecta un agente Consumidor, dicho agente será considerado
responsable de la restricción si el agente no cumple con el factor
de potencia requerido en dicho punto de conexión.
4. Si el o los nodos en que se presenta el problema de voltaje se
conecta un agente Productor, dicho agente será considerado
responsable de la restricción si tiene restricciones al
cumplimiento del aporte requerido por su Curva de Capabilidad P-Q
nominal de acuerdo a lo establecido en la Normas de Operación
Técnica de la Normativa de Operación.
5. El agente transmisor será considerado responsable de la
generación obligada por voltaje si:
a) El nodo está conectado a su sistema de transmisión.
b) Tiene indisponible equipamiento de transmisión requerido para el
mantenimiento del voltaje en el nodo en que se presenta el problema
y/o tanto los agentes Consumidores como Productores conectados al o
los nodos no presentan incumplimientos en sus obligaciones de
reactivo.
c) Restricciones de Unidades Generadoras.
IV. RESTRICCIONES DE UNIDADES GENERADORAS. IV.1 CARACTERÍSTICAS
GENERALES.
a) Mínimo técnico.
b) Sus tiempos de arranque y parada.
c) Requerimientos de ensayos.
IV.2 TIEMPOS DE ARRANQUE Y PARADA.
1. El despacho económico puede requerir al arranque y parada de
unidades térmicas. Sin embargo, para determinar los programas de
carga de las unidades generadoras dicho despacho económico tendrá
en cuenta las restricciones en los tiempos de arranque y parada de
las unidades. De acuerdo al tiempo requerido para arrancar
nuevamente una unidad luego de haber sido detenida, el despacho
económico para minimizar el costo total de operación podrá mantener
generando en algunas horas una unidad térmica que, de ser parada en
la hora que lo requeriría un despacho sin restricciones de tiempos
de arranque y parada, no podría entrar nuevamente en servicio
generando en la hora que la requeriría nuevamente el despacho sin
restricciones de tiempos de arranque y parada. En este caso, en las
horas en que la unidad generadora se mantiene generando aunque el
despacho sin restricciones de arranque y parada no la requeriría,
se considerará a la unidad generadora como generación
obligada.
2. Para cada hora en que resulta obligada la unidad por este
motivo, la generación obligada asociada a esta restricción se
calculará con el
mínimo técnico reconocido. Si la unidad generadora informara que
por restricciones propias se debe mantener por encima de su mínimo
técnico reconocido, la generación obligada adicional por este
incremento del mínimo técnico será tratada de acuerdo a lo que se
establece en este Anexo para generación obligada por restricciones
de mínimo técnico.
3. El causante de la generación obligada por tiempos de arranque y
parada se determinará de acuerdo al siguiente criterio:
- Si el agente Productor al que pertenece la unidad obligada
requiere un tiempo de arranque y parada mayor que el reconocido,
las horas en que resulte obligada por este tiempo adicional serán
asignadas como responsabilidad del agente Productor.
- Para las horas obligadas por el tiempo de arranque y parada
reconocido, el motivo que justifica esta generación obligada es el
despacho económico, o sea la minimización del costo total de
operación, logrando así la reducción del costo marginal en las
horas en que dicha unidad generadora no resulta obligada.
4. El sobrecosto de la generación obligada por un tiempo de
arranque y parada mayor que el reconocido será asignado al agente
Productor propietario de la unidad generadora.
5. La responsabilidad de pago del sobrecosto de la generación
obligada por despacho económico, o sea por el tiempo de arranque y
parada reconocido de una unidad generadora, será asignado a los que
se benefician de este despacho económico. Esto se determinará de
acuerdo a su compra en el Mercado de Ocasión calculada con la
siguiente metodología:
a) Para cada agente Consumidor, el CNDC totalizará para las horas
del día en que la unidad no resulta obligada la compra de energía
del agente en el Mercado de Ocasión, que podrá ser cero, más la
asignación de pérdidas de energía que le corresponde (compra de
pérdidas) utilizando el mismo criterio de asignación que el
definido en la Normativa de Operación para el costo económico de
las pérdidas.
b) Para cada agente Productor, el CNDC totalizará para las horas
del día en que la unidad no resulta obligada la compra de energía
del agente en el Mercado de Ocasión, que podrá ser cero.
6. El sobrecosto de la generación obligada se repartirá entre los
agentes Productores y Consumidores proporcionalmente a su compra en
el Mercado de Ocasión calculado de acuerdo a lo que indicó en el
artículo anterior. En consecuencia, resultarán pagando el
sobrecosto aquellos en que la compra resulte mayor que cero.
IV.3 RESTRICCIONES DE MÍNIMO TÉCNICO
1. Cada vez que el despacho económico requiera despachar una unidad
generadora en su mínimo técnico u obligarla por criterios de
despacho económico teniendo en cuenta los tiempos de arranque y
parada, se considerará generación obligada por limitaciones en su
mínimo técnico a cualquier requerimiento de dicha unidad de operar
por encima de su mínimo técnico reconocido.
2. En este caso la generación obligada estará dada por la
diferencia entre el mínimo técnico requerido y el mínimo técnico
reconocido.
3. El responsable de pago del sobrecosto de esta generación
obligada será el agente Productor propietario de la unidad
generadora con la restricción de mínimo técnico.
IV.4. ENSAYOS
1. Si el agente Productor requiere un ensayo para una de sus
unidades generadoras y dicho ensayo requiere mantenerla generando
en alguna hora por encima de la energía con que resultaría
requerida por el despacho económico, cada hora se considerará
generación obligada la diferencia entre la energía requerida por el
ensayo y la energía requerida por el despacho económico sin dicho
ensayo.
2. El responsable de esta generación obligada es el agente
Productor que requiere el ensayo.
3. En una hora la generación obligada por el ensayo puede desplazar
generación más eficiente. En este caso, si un agente Productor al
que pertenece generación desplazada como resultado se ve obligado a
comprar dicha hora energía para cumplir obligaciones de entrega a
Contratos de Suministro en el Mercado de Ocasión a un precio mayor
que su costo variable para el despacho, recibirá una compensación.
La compensación horaria se calculará con la generación desplazada
valorizada a la diferencia entre el precio del Mercado de Ocasión y
su costo variable reconocido para el despacho (el costo variable
utilizado en el despacho, ya sea valor del agua o costo variable
térmico o precio de la energía en un contrato preexistente).
4. En este caso, la compensación horaria a pagar por el agente
Productor responsable que requiere el ensayo será la suma de:
a) El sobrecosto por generación obligada;
b) La suma de las compensaciones a pagar, de existir, a los agentes
Productores que resultan desplazados.
V. RESTRICCIONES DE TRANSMISIÓN.
1. Las restricciones de capacidad de transmisión, ya sea por
restricciones de diseño o para cumplimiento de CCSDM, que obliguen
generación serán consideradas responsabilidad del agente transmisor
dueño de las instalaciones.
2. El pago del sobrecosto correspondiente a dicha generación
obligada será cancelado por el agente transmisor que
corresponda.
VI. ADMINISTRACIÓN DEL CNDC DE LA GENERACIÓN OBLIGADA.
1. En el despacho y la operación del sistema el CNDC asignará la
generación obligada que resulte requerida de acuerdo a lo
establecido en la Normativa de Operación y el presente Anexo.
2. En los Informes que elabore el CNDC deberá identificar las
restricciones que afectaron el despacho y la generación obligada
resultante de cada restricción. Para cada restricción deberá
identificar la cantidad de horas en que la restricción provocó
generación obligada, la energía obligada y el sobrecosto
correspondiente más, de corresponder a ensayos, las compensaciones
a agentes Productores desplazados.
3. Cada hora en que generación obligada de una unidad generadora
sea asignada como responsabilidad del agente Productor al que
pertenece dicha unidad (por ejemplo, ante restricciones por encima
de los valores reconocidos para la unidad), si bien a la unidad le
corresponderá para esas horas adicionales la compensación del
sobrecosto, dicho sobrecosto será pagado por el mismo agente
Productor. El resultado de esta condición es que la remuneración
neta horaria de la unidad generadora será la valorización de la
generación obligada asignada como responsabilidad del agente
Productor al precio de la energía en el Mercado de Ocasión. En el
caso de generación obligada por ensayos la remuneración neta del
agente Productor podrá resultar menor si resulta que debe pagar
compensaciones a agentes Productores desplazados, de acuerdo a lo
que se establece en este Anexo.
ANEXO COMERCIAL:
DESPACHO Y PRECIO DE LA ENERGÍA EN EL MERCADO DE OCASIÓN
I. OBJETO
1. El objeto del presente Anexo es describir la metodología de
detalle para la implementación del despacho y el cálculo del precio
de la energía en el Mercado de Ocasión.
II. DESPACHO
1. De acuerdo a lo establecido en la Normativa de Operación, el
cálculo del precio de la energía en el Mercado de Ocasión se
calculará con un despacho incluyendo las restricciones. Se indica a
continuación las características de este despacho en cuanto al
alcance de las restricciones que se incluirán.
2. Se entiende por límites de diseño de la red de transmisión a la
capacidad de transmisión que resulta en cada equipamiento de
transmisión para sus condiciones de diseño. Estas restricciones de
capacidad de transmisión se incluyen en el despacho, o sea que se
colocarán límites a la capacidad de transmisión de cada vínculo
disponible.
3. Se incluye la disponibilidad real, tanto de generación como de
transmisión. En consecuencia, se representará la red disponible
asumiendo que ésta tiene restricciones de capacidad de transmisión.
La demanda y/o generación que no pueda conectarse por una
indisponibilidad (programada o forzada), no resultará despachada o
abastecida en el despacho.
4. Se entiende por restricciones de CCSDM a las restricciones de
voltaje y seguridad de áreas, de existir se incluirán estas
restricciones. La generación obligada por este motivo no
participará en la formación del precio de la energía en el Mercado
de Ocasión.
5. La generación obligada por restricciones de la red de
distribución (problemas de voltaje) tampoco será incluida como
forzada en el despacho y no participará en la formación del precio
de la energía en el Mercado de Ocasión.
6. Se entiende por restricciones operativas a las restricciones de
una unidad generadora que se apartan de sus condiciones
reconocidas, los tiempos de arranque y parada, y los requerimientos
de generación obligada por ensayos
7. En el despacho se incluirán los mínimos técnicos y potencias
máximas reconocidos, de acuerdo a lo que establece el Anexo
Técnico. Se considerará restricción operativa todo lo que se aparta
de los valores reconocidos reconocido (por ejemplo una restricción
en la unidad informada por el Generador que obligue un mínimo
técnico mayor que el reconocido). Estas restricciones adicionales
no se incluirán en el despacho.
8. Los tiempos de arranque y parada, y los requerimientos de
generación obligada por ensayos no se incluirán en el
despacho.
9. El despacho será tal que mantenga la reserva rodante
requerida.
10. El despacho tendrá en cuenta una representación de las pérdidas
características de la red disponible.
11. El despacho se realizara en períodos de 1 hora.
III. DATOS A UTILIZAR PARA EL CÁLCULO DEL PRECIO DE LA ENERGÍA
EN EL MERCADO DE OCASIÓN
III.1.CRITERIOS GENERALES
1. El precio de la energía en el Mercado de Ocasión se calculará
con el despacho utilizando la siguiente información.
III.2. DEMANDA (INCLUYENDO EXPORTACIÓN).
1. Para el cálculo del valor definitivo del precio de la energía en
el Mercado de Ocasión, a cada hora se asignará la demanda horaria
registrada en el SIMEC.
2. De no contarse con los datos del SIMEC dentro de los plazos
previstos para enviar a los agentes la información a suministrar
con el postdespacho, el CNDC utilizará los datos horarios de
demanda de la operación para obtener la estimación preliminar del
precio.
3. En caso de requerir evaluar precios dentro de la hora, debido a
eventos que llevan a un cambio que afecta el precio de la energía,
se utilizará como dato de demanda total para la discriminación
menor que la horaria la integración de la generación según las
mediciones del SCADA. En caso de no disponerse de medición SCADA,
se utilizará la mejor información disponible de la operación.
4. Cuando existan exportaciones (bajo contrato o de oportunidad),
los sobrecostos ocasionados en el SIN serán responsabilidad del o
de los Agentes que realicen dichas exportaciones. Es decir que el
precio de energía de ocasión no debe ser afectado por las
exportaciones.
III.3 DISPONIBILIDAD DE GENERACIÓN (INCLUYENDO
IMPORTACIÓN).
1. Se utilizará la disponibilidad real resultado de la
operación.
2. Se tomará como disponibilidad inicial la correspondiente a la
hora 0:00.
3. Para cada cambio de disponibilidad (tales como disparo, comienzo
y fin de mantenimiento, etc.) se tendrá en cuenta la hora del
evento.
4. Una unidad en prueba se considerará indisponible para el
despacho. Por lo tanto, se le asignará una disponibilidad igual a
cero para el cálculo del despacho.
III.4 DISPONIBILIDAD DE TRANSMISIÓN.
1. Se utilizará la disponibilidad registrada de la operación.
2. Se tomará como disponibilidad inicial la correspondiente a la
hora 0:00.
3. Para cada cambio de disponibilidad (incluyendo contingencia,
comienzo y fin de mantenimiento), se tendrá en cuenta la hora en
que se produjo.
III.5 RACIONAMIENTO:
Se tendrá en cuenta las condiciones de racionamiento registradas de
la operación, incluyendo para cada condición de energía no
abastecida:
a) Hora y fin de cada restricción al suministro sea programada o
por actuación de esquemas de desconexión de cargas.
b) Estimación de demanda no abastecida.
III.6 COSTOS VARIABLES PARA EL DESPACHO:
1. Se utilizarán los costos variables para el despacho
suministrados, excepto el valor del agua que se utilizará el
calculado por el CNDC.
2. Para cada GGD térmico, se podrá utilizar para el despacho un
único valor de costo variable, dado por el correspondiente a plena
carga. De no existir curva heat rate, se utilizará el único valor
disponible.
3. Para el cálculo del precio de la energía y de resultar la unidad
marginal un GGD térmico, se utilizará el costo variable disponible
para la condición de carga que resulta del despacho sin
restricciones. De no existir curva heat rate, se utilizará el único
valor disponible.
IV. PRECIO DE LA ENERGÍA ANTE EVENTOS.
4.1. Se entiende por evento a la pérdida o recuperación de carga
(incluyendo exportación), y/o una pérdida o recuperación de
generación (incluyendo importación).
4.2. Dado que el despacho en el pos despacho se correrá con la
condición en la hora exacta, no diferenciará el momento en que se
produce un evento.
4.3. Si ocurre un sólo evento dentro de una hora, se tomará como
precio representativo del evento al precio al comienzo de la
siguiente hora. De este modo, el precio representativo desde el
comienzo de la hora hasta el minuto anterior al evento es el que
resulta del despacho para la hora, y el precio representativo desde
el evento hasta el comienzo de la siguiente hora al precio que
resulta del despacho para la hora siguiente. Por ejemplo, si un
evento sucede a las 7:19, el despacho determinará el precio para
las 7:00 y para las 8:00. El precio de las 7:00 se considerará el
precio hasta las 7:18 (asumiendo que es el primer evento que ocurre
desde el inicio de la hora, y el precio de las 8:00 como precio
entre las 7:19 y las 8:00.
4.4. Si en cambio se presenta más de un evento dentro de una hora,
se calcularán los precios dentro de la hora para cada evento de
acuerdo a la siguiente metodología.
a) Se tomará el precio y despacho al comienzo de la hora, y se
ordenará la generación despachada fuera de las plantas
hidroeléctricas (o sea generación térmica, ofertas en la
interconexión internacional y unidades racionamiento) por costos
variables para el despacho crecientes. Se ordenará también la
generación restante prevista no generando pero disponible
excluyendo la hidroeléctrica (o sea generación térmica, ofertas en
la interconexión internacional y unidades racionamiento)) ordenada
por costos variables para el despacho crecientes.
b) Se tomará como precio previo al evento el correspondiente al
despacho del inicio de la hora. Se consideran los eventos por orden
de hora de ocurrencia.
c) Para el siguiente evento, se corregirá la lista de unidades
despachadas para representar el efecto del evento, de acuerdo a los
siguientes criterios.
c.1.) Para el caso de pérdida de generación o recuperación de
demanda, se eliminará de la lista de unidades despachadas las que
resulten indisponibles (de existir) y se agregarán en el orden de
la lista de unidades previstas no generando despachadas tantas como
sean necesarias para cubrir la demanda prevista en el evento más
pérdidas y reserva, incluyendo de ser necesario los escalones de
racionamiento.
c.2.) Para el caso de recuperación de generación o pérdida de
demanda, se agregará a la lista de unidades despachadas la
generación recuperada (de corresponder) y eliminará por orden de
costos variables para el despacho decreciente tanta generación como
sea necesaria para cubrir la demanda prevista en el evento más
pérdidas y reserva.
d) El precio representativo del evento se calculará con el
siguiente procedimiento:
d.1.) De corresponder el evento a una condición de racionamiento o
ser insuficiente la reserva, el precio lo dará la primera unidad
falla.
d.2.) De no existir una condición de racionamiento y resultar
reserva mayor o igual que la requerida por los criterios de calidad
y seguridad, el precio estará dado por la unidad más cara incluida
en la lista corregida de unidades previstas despachadas, salvo que:
el valor del agua sea mayor que este costo variable para el
despacho en cuyo caso el precio será el valor del agua.
e) Se considerará el siguiente evento de la hora, repitiendo c) y
d), hasta no haber determinado el precio en cada evento dentro de
la hora.
4.5. La hora se dividirá en subintervalos de acuerdo a la hora en
que se produjo cada evento. El precio del subintervalo inicial
estará dado por el precio de la hora que resulta del despacho sin
restricciones. El precio de cada uno de los siguientes
subintervalos estará dado por el precio representativo definido
para la condición del evento.
4.6. El precio horario de la energía se obtendrá ponderando los
precios representativos de cada subintervalo de acuerdo a los
criterios y metodología definida en la Normativa de
Operación.
ANEXO COMERCIAL: COORDINACIÓN DE CONTRATOS
I. OBJETO.
El presente Anexo establece las metodologías para la coordinación
del suministro de información y restricciones relacionados con los
contratos que acuerden los Agentes del Mercado, ya sean contratos
interno o de importación o exportación.
II. REQUERIMIENTOS PARA LA COORDINACIÓN COMERCIAL.
2.1. Teniendo en cuenta que la administración del Mercado de
Ocasión de potencia requiere utilizar la compra y venta de potencia
por contratos y que el paso de cálculo de dicho Mercado de Ocasión
es de un día, todo contrato que venda potencia deberá identificar
su compromiso en potencia por día. Por lo tanto no se podrá
expresar en un contrato un compromiso de potencia por un intervalo
menor que un día y el período de vigencia de un contrato que venda
potencia deberá ser de por lo menos un día.
2.2. Teniendo en cuenta que la administración del Mercado de
Ocasión de energía requiere utilizar la compra y venta de energía
por contratos y que el paso de cálculo de dicho Mercado de Ocasión
es de una hora, todo contrato que venda energía deberá identificar
su compromiso en
energía por hora. Por lo tanto no se podrá expresar en un contrato
un compromiso de energía por un intervalo menor que una hora y el
período de vigencia de un contrato que venda energía deberá ser de
por lo menos un día.
2.3. Con el objeto que el CNDC pueda realizar la administración del
Mercado de Ocasión, la información necesaria para determinar la
cantidad de energía contratada cada hora y/o la cantidad de
potencia contratada cada día deberá ser suministrada claramente,
sin requerir interpretaciones del CNDC. Asimismo, con el objeto de
dar transparencia a la administración del Mercado de Ocasión, dicha
información será de acceso abierto a los agentes que podrán así
verificar que las cantidades asignadas por el CNDC a cada contrato
corresponde a los contratos habilitados en el Mercado de
Contratos.
III. DURACIÓN DE CONTRATOS
3.1 Los contratos se clasificarán por su duración en largo, mediano
y corto plazo.
3.2 Se considera contrato de largo plazo al que tiene una vigencia
desde su fecha inicial a final no menor que 6 meses.
3.3 Se considera contrato de mediano plazo al que tiene una
vigencia desde su fecha inicial a final mayor o igual que 7 días
pero menor que
6 meses.
3.4 Se considera contrato de corto plazo al que tiene una vigencia
desde su inicio a finalización menor que 7 días. Los contratos de
corto plazo se diferenciarán en contratos programados y en
emergencia.
3.5 El contrato de corto plazo es un contrato de corto plazo que
cumple alguna de las siguientes condiciones:
a) Es requerido por un Agente Productor ante un indisponibilidad no
programada en una o más de sus unidades cuando dicha
indisponibilidad no podía ser prevista por dicho Agente el día
anterior;
b) Es un contrato de importación o exportación requerido cuando se
modifican las condiciones en uno o ambos de los sistemas en los
países que son parte del contrato.
IV) PLAZOS PARA EL SUMINISTRO DE INFORMACIÓN Y
MODIFICACIONES
4.1. Los plazos para el suministro de la información de contratos
al CNDC están relacionados con su uso por el CNDC, tanto en sus
funciones técnicas y operativas del sistema como en sus funciones
de administración del Mercado. Esto lleva a que es necesario que la
información se suministre con la anticipación necesaria para
cumplir adecuadamente sus funciones.
4.2. La información para la administración de un contrato de largo
plazo deberá ser suministrada al CNDC con una anticipación no menor
que 30 días al inicio de su entrada en vigencia. Toda modificación
deberá ser informada por el Agente con no menos de una semana de
anticipación de su entrada en vigencia junto con los datos para la
Programación Semanal. En este caso, el Agente deberá informar las
modificaciones que resultan para todo el período restante de
vigencia.
4.3. La información para la administración de un contrato de
mediano plazo deberá ser suministrada por el Agente al CNDC con
junto con los datos para la Programación Semanal. Si su duración es
mayor que una semana el Agente deberá suministrar la información
para la
administración del contrato para todo su período de vigencia, pero
la información para las semanas subsiguientes podrá ser modificada
junto con los datos de las siguientes Programaciones Semanales. El
contrato no podrá ser modificado durante el transcurso de una
semana (o sea no se puede modificar lo informado para la
Programación Semanal) salvo para informar su finalización
anticipada.
4.4. La información para la administración de un contrato de corto
plazo programado deberá ser suministrada por el agente junto con
los datos para el predespacho del día hábil anterior a su entrada
en vigencia. Si su duración es mayor que un día deberá informar el
contrato para todo su período de vigencia, pero la información para
los días subsiguientes podrá ser modificada junto con los datos de
los siguientes predespachos de días hábiles.
4.5. La información para la administración de un contrato de corto
plazo programado no podrá ser modificada durante el transcurso de
un día (o sea no se puede modificar lo informado para el
predespacho) salvo para informar su finalización anticipada.
4.6. La información para la administración de un contrato de corto
plazo en emergencia deberá ser suministrada por el agente con una
anticipación no menor que cuatro horas antes de su entrada en
vigencia. Si su duración es mayor que un día deberá informar el
contrato para todo su período de vigencia, pero la información para
los días subsiguientes podrá ser modificada junto con los datos de
los siguientes predespachos de días hábiles. La información para su
administración a lo largo del resto del día no podrá ser modificada
salvo para informar su finalización anticipada.
4.7. La finalización anticipada de un contrato deberá ser informada
con una anticipación no menor que: un día para los contratos de
mediano plazo y no menor que 4 horas para los contratos de corto
plazo.
V. RECHAZO, AUTORIZACIÓN CONDICIONAL Y AUTORIZACIÓN
DEFINITIVA.
5.1. El CNDC no dará la autorización a una solicitud de
habilitación de un contrato como perteneciente al Mercado de
Contratos si no cumple uno o más de los requisitos definidos en la
Normativa de Operación. En especial, un contrato será rechazado si
se verifica una o más de las siguientes condiciones:
a) Contiene una cláusula o condición que afecta el despacho
económico.
b) El contrato compra/vende energía pero no discrimina claramente
(permite identificar ex ante y sin necesidad de interpretaciones
del CNDC) las cantidades de energía contratadas en cada hora y/o de
potencia contratada cada día.
c) El contrato tiene más de una parte compradora y no se
discriminan todas las cantidades a comprar por cada una de las
partes compradoras. En este tipo de contratos, si no se explicita
la cantidad contratada total a entregar por la parte vendedora, el
CNDC deberá asumir que es la suma de las cantidades asignadas a
cada comprador. Si en cambio se identifica la cantidad contratada
total a entregar por la parte vendedora, el CNDC rechazará el
contrato si para alguna de las cantidades el total indicado es
distinto a la suma de las cantidades asignadas a cada parte
compradora.
5.2. El CNDC otorgará una autorización condicional a una solicitud
de contrato como perteneciente al Mercado de Contratos si se cumple
una o más de las siguientes restricciones definidas en la Normativa
de Operación pero el agente se compromete a cumplirlas antes de la
entrada en vigencia del contrato:
a) Alguna de las partes no es Agente pero dicha parte expresa su
compromiso de convertirse en agente antes del inicio del
contrato.
b) El Agente no presenta la documentación que avala su registro en
el INE pero el Agente expresa que realizará dicho trámite antes del
inicio del contrato.
c) El Agente Productor no cuenta con la suficiente potencia
contratable pero se compromete a tenerla antes del inicio del
contrato.
5.3. En todos los casos indicados para la autorización condicional,
el CNDC la otorgará condicional a que cumpla el requisito faltante.
Por lo tanto el contrato no tendrá la autorización definitiva, aun
cuando comience su fecha de entrada en vigencia prevista, si la
parte involucrada no notifica y avala el cumplimiento del o los
requisitos faltantes.
VI. ADMINISTRACIÓN DE CONTRATOS DE IMPORTACIÓN Y
EXPORTACIÓN.
6.1 .El agente local informará los datos del contrato (cantidades,
plazos y precios) al CNDC dentro de los plazos indicados en este
Anexo y el RMER.
6.2. Si en alguna hora durante la operación real el contrato no se
cumple como el intercambio físico programado en los nodos de la
RTR, para la administración del Mercado Mayorista de Nicaragua se
considerará para esa hora como valor programado del contrato el
indicado en el RMER.
6.3. Si de los datos informados para transacciones internacionales
por contratos resultaría un intercambio en los nodos de la RTR
mayor que el máximo admisible (por restricciones técnicas y/o
CCSDM), el intercambio de los contratos de importación o
exportación, según corresponda, que producirían esa congestión en
los nodos de la RTR se limitarán para no superar esa restricción de
acuerdo a la siguiente metodología.
a) El CNDC ordenará los contratos de importación o exportación
involucrados por duración creciente (primeros los de corto plazo,
luego los de mediano plazo y por último los de largo plazo).
b) El CNDC irá eliminando sucesivamente la importación o
exportación contratada hasta que el intercambio total resultante en
la interconexión internacional no supere el máximo admisible.
6.4. El CNDC informará a los agentes de la condición de congestión
en la interconexión internacional, y a los agentes afectados la
exportación o importación contratada que no podrá ser realizada
suministrando la información de los restantes contratos (cantidades
y duración) que avalan la reducción que se debió realizar a los
contratos de importación o exportación en la interconexión
internacional.
ANEXO COMERCIAL: ADMINISTRACION
DE LAS IMPORTACIONES Y EXPORTACIONES
I. PARA LA PROGRAMACIÓN ANUAL
1. Los Contratos que tienen definidos los montos de energía y
precio con duración de más de una semana, se modelarán como ofertas
de compra y/o venta de energía conforme a lo establecido en la
Normativa de Operación y en el RMER, y se incluirá en la
Programación Anual.
2. En condición de operación normal y de emergencia la máxima
capacidad de transacciones de energía a través de las líneas de la
RTR será la determinada por los estudios de seguridad operativa
local y regional.
II. PARA LA PROGRAMACIÓN SEMANAL
1. En la oferta de compra y/o venta de energía se identificará con
claridad el Agente que accede a comprar y/o vender, la cantidad de
energía horaria en MWh y su precio en US $/MWh, el total por
bloque, y por la semana en MWh. Para las ofertas de contrato, se
deberá incluir el cargo máximo del Servicio de Transmisión que el
Agente está dispuesto a pagar.
2. En condición de operación normal y de emergencia, la máxima
capacidad de transacciones de energía a través de las líneas de la
RTR será la determinada por los estudios de seguridad operativa
nacional y regional.
3. El precio de la oferta de venta (inyección) de energía eléctrica
en el MER deberá cumplir con las tres condiciones establecidas en
el RMER:
a) El precio mínimo de la oferta de venta no debe ser inferior al
precio de la energía de ocasión en el MEMN.
b) El costo variable de la unidad más cara perteneciente al
Agente.
c) El precio final de la oferta será igual o mayor que el máximo
entre el precio del punto a) y el precio por bloque de la energía
en el Mercado de Ocasión local reflejado en la Programación
Indicativa de la semana anterior a la puesta en práctica de la
transacción.
4. El precio de la oferta de compra de energía eléctrica en el MER
deberá cumplir con lo establecido en el RMER
a) Para un contrato será el precio en US $/MWh pactado entre las
partes. Las transacciones en el Mercado de Contratos Regional pagan
los cargos variables de transmisión de manera explícita conforme al
RMER.
b) Las transacciones en el Mercado de Oportunidad pagan los cargos
variables de transmisión de manera implícita conforme al RMER. El
precio de la oferta será menor o igual al precio por bloque de la
energía en el Mercado de Ocasión local reflejado en la Programación
Indicativa de la semana anterior y se eliminarán las ofertas de
compra de energía con precios mayores a éste.
c) El precio de oferta de compra (retiro), debe ser inferior al
precio de la energía en el MEMN.
III. PARA LA PROGRAMACIÓN DIARIA
III. 1. DETERMINACIÓN DE CAPACIDAD MÁXIMA EXPORTABLE
La capacidad máxima exportable (Cme) del Sistema para cada hora se
determina considerando:
Potencia disponible: Pd en MW
Demanda máxima de generación: Dmg en MW Reserva rodante: Rr en
MW
Potencia disponible de los GGD y/o demanda flexible asignada como
reserva fría:
Prf en MW
Bajo la siguiente ecuación:
Cme= Pd-Dmg-Rr-Prf
Dónde:
DEMANDA MÁXIMA DE GENERACIÓN: es la demanda máxima del SIN prevista
por el CNDC.
POTENCIA DISPONIBLE DE LOS GGDs ASIGNADOS COMO RESERVA FRIA: es la
sumatoria de la potencia disponible de los GGDs asignados para
prestar el servicio auxiliar de reserva fría, lo que lo inhabilita
para participar en la prestación de otro servicio del MEMN y el
MER.
III.2. PROCEDIMIENTO EN CASO DE AUSENCIA DE PRECIO PARA LA
CONCILIACION DE DESVIACIONES, SEGÚN EL RMER
Cuando para la conciliación de las desviaciones en un nodo de
inyección o retiro o para un enlace entre áreas de control, no se
dispone del precio ex ante o del precio ex post, para la
conciliación el precio faltante se reemplaza de acuerdo a lo
siguiente:
(a) Si el precio faltante es el precio ex ante se reemplazara por
el precio ex post
(b) Si el precio faltante es el precio ex post se reemplazara por
el precio ex ante
(c) Si no existen simultáneamente los precios ex ante ex post,
entonces la conciliación de las desviaciones se hará utilizando
precios nodales calculados con los costos o precios marginales del
postdespacho de las unidades generadoras del sistema eléctrico
nacional.
III.3. CRITERIOS PARA SUSPENDER TRANSACCIONES DEL MER
Son causas de suspensión de programas de venta de Energía por
violación de los CCSDM conforme la Normativa de Operación y el
MER:
-Falta de Reserva Fría.
-Falta de Reserva Rodante.
-Restricciones en los equipos del Sistema Nacional de
Transmisión.
-Restricciones de Capacidad efectiva en las Unidades
Generadoras.
-Pérdida de generación
III.4. CONDICIONES O CRITERIOS PARA MANTENER LA TRANSFERENCIA DE
ENERGIA POR EL SISTEMA PARA EL CASO DE QUE EL SNT SEA
PORTEADOR.
-En el caso de que el País exportador reduzca la transferencia,
nuestro sistema mantendrá la Transferencia hacia al País
importador, si y solo si, se cumple con los CCSDM establecidos en
la Normativa de Operación.
-En el caso de que el País importador reduzca la transferencia,
nuestro sistema mantendrá la Transferencia desde el País
exportador, si y solo si, se cumple con el CCSDM establecidos en la
Normativa de Operación.
III.5. CONTRATO MER.
5.1 Mercado de Contratos Regional:
1. Tipos de contratos disponibles en el MER, conforme lo establece
el RMER:
a) Contrato Firme: con derechos de transmisión.
b) Contrato No Firme Financiero: Contrato No Firme sin ofertas
asociadas.
c) Contrato No Firme Físico Flexible: Contrato No Firme con ofertas
de flexibilidad y adicionalmente podrá tener asociadas ofertas de
pago máximo por CVT
Los Agentes que sean parte de un contrato regional deberán
suministrar al CNDC, la siguiente información, según la Normativa
de Operación y el RMER:
a) Utilizar los formatos que el CNDC ha destinado para tal
fin.
b) Identificación del Agente comprador y Agente vendedor que
suministra la información.
c) Tipo de contrato.
d) Nodos de inyección y retiro en la RTR.
e) Para cada período de mercado, la energía declarada del
compromiso contractual en los nodos de compra y venta.
f) Para los Contratos Firmes, la energía requerida por el Agente
comprador así como las ofertas de flexibilidad del Agente vendedor,
que sea como mínimo igual a la energía requerida informada por el
agente comprador del contrato.
g) Para los Contratos No Firmes Físicos Flexibles, las ofertas de
flexibilidad y/o de pago máximo por CVT asociadas al
contrato.
h) La parte que asumirá los cargos en el Mercado de Oportunidad
Regional por la diferencia de precios nodales entre los nodos de
retiro e inyección asociados al contrato.
2. El CNDC deberá hacer las validaciones correspondientes sobre la
información, con el objetivo de encontrar inconsistencias en los
datos enviados por los agentes nacionales, antes de ser enviados al
EOR.
3. Las siguientes validaciones aplican para todas las declaraciones
de contrato:
a) Verificar la existencia de ambos Agentes (vendedor y comprador).
b) Verificar que ambos Agentes deban tener al menos la garantía
mínima conforme el RMER.
c) Verificar de que ambos puntos de medición sean válidos (dueño,
autorizado por alquiler o concesión) para los Agentes
involucrados.
d) Verificar que el tipo de contrato sea alguno de los descritos en
el RMER.
c) Verificar que el Agente esté representado por el OS/OM que envía
el Archivo.
d) Verificar que la magnitud (MW) de los 5 bloques de ofertas esté
ordenado de 1 a 5 y que no se permita bloques en cero (0 MW) entre
diferentes bloques. Es decir, todos los bloques de energías deben
presentarse de forma consecutiva.
e) Verificar los precios por bloque, estos deben ser Precios
Crecientes para inyecciones y Precios decrecientes para retiros.
Los precios pueden ser iguales.
f) Revisar el Máximo Exportable, según el Pre despacho Nacional. g)
Revisar la Disponibilidad de sus máquinas.
h) Verificar el cumplimiento de los CCSDM en el SIN
i) Una vez que ha sido validada la oferta se realiza el
correspondiente envió al EOR en los plazos establecidos en el
RMER.
j) Monitorear inconsistencias en contratos publicados en la página
web del EOR, en el periodo de 10:00-11:00 horas.
5.2 Mercado de Oportunidad Regional:
5.2.1 Ofertas de Oportunidad de Inyecciones
(exportaciones):
Los Agentes deberán cumplir con los siguientes requisitos:
-Agentes Productores
-Presentar la oferta en los tiempos y formatos establecidos para
tal fin.
-La oferta corresponde a energía excedentes de las unidades de su
propiedad.
-La oferta es menor o igual a la disponibilidad efectiva excedente
de las unidades de su propiedad.
-La oferta no incluye a unidades que están comprometidas en
servicios auxiliares.
-La oferta no incluye a unidades que forman parte del predespacho
económico.
-La oferta debe incluir las pérdidas incrementales de transmisión
correspondientes, si las hubiese.
-El precio de la oferta debe ser mayor o igual al costo variable.
Si se trata de un grupo de unidades, será mayor o igual al costo
variable más alto.
-El precio de la oferta no debe afectar el precio de la energía en
el mercado de ocasión nacional.
- Agentes Consumidores
-Presentar la oferta en los tiempos y formatos establecidos para
tal fin.
-Identificar si es un Distribuidor o un Gran Consumidor. Si se
trata de un Distribuidor:
-La oferta corresponde a energía excedente de su contrato.
-La oferta es menor o igual a la disponibilidad efectiva excedente
de las unidades con las que tiene contratos.
-La oferta no incluye a unidades que están comprometidas en
servicios auxiliares.
-La oferta no incluye a unidades que forma parte del predespacho
económico.
-La oferta debe incluir las pérdidas incrementales de transmisión
correspondientes, si las hubiese.
-El precio de la oferta debe ser mayor o igual al costo variable.
Si se trata de un grupo de unidades, será mayor o igual al costo
variable más alto.
-El precio de la oferta no debe afectar el precio de la energía en
el mercado de ocasión nacional.
Si se trata de un Gran Consumidor:
-La oferta corresponde a energía excedente de su contrato.
-La oferta es menor o igual a la disponibilidad efectiva excedente
de la unidad con la que tiene contrato.
-La oferta debe incluir las pérdidas incrementales de transmisión
correspondientes, si las hubiese.
-El precio de la oferta debe ser mayor o igual al costo de compra
en su contrato. Si se trata de un grupo de unidades, será mayor o
igual al costo variable más alto.
-El precio de la oferta no debe afectar el precio de la energía en
el mercado de ocasión nacional.
5.2.2 Para las ofertas de Oportunidad de Inyección
(exportaciones), deberá evaluarse lo siguiente
a) Las ofertas de los agentes autorizados para realizar
transacciones en el MER, cuya energía provendrá de generación no
despachada o despachada parcialmente, que no forme parte de la
reserva requerida en el pre despacho nacional.
b) Las ofertas de los agentes autorizados para realizar
transacciones en el MER, deberán informar para cada uno de los
períodos de mercado del día siguiente, las ofertas de inyección de
oportunidad en bloques de energía. Para cada nodo de la RTR podrá
presentarse más de una oferta de inyección.
c) Las ofertas de oportunidad al MER serán de precio, expresadas en
dólares de los Estados Unidos de América por MWh y deberán
presentarse, en el formato definido por el EOR.
d) A cada bloque de energía ofertado se asignará un precio, que
corresponderá al precio mínimo a partir del cual estará dispuesto a
vender la energía ofertada. La oferta al MER deberá ser mayor o
igual al costo declarado o mayor o igual al precio de oferta en el
mercado nacional, respetar lo establecido a la regulación nacional
en relación a la formación del precio de la oferta al MER.
e) Se permitirá en cada oferta de inyección hasta cinco (5) bloques
crecientes en precio.
f) Verificar la disponibilidad de exportación, el valor límite al
cual se puede llevar una oferta de inyección al MER.
g) Verificar la disponibilidad de la garantía del agente.
h) Los agentes deberán enviar por medio de la página web del CNDC
las ofertas de inyección antes de las 9:00 a.m.
i) La coordinación de las transacciones regionales de oportunidad,
hasta las 13:00 horas, el CNDC intercambiará con el EOR las ofertas
de inyección y retiro de oportunidad regionales en los nodos de la
RTR
5.2.3 Ofertas de Oportunidad de Retiro (importaciones)
Los Agentes deberán cumplir con los siguientes requisitos:
Agentes productores
Los Agentes productores solo pueden realizar ofertas cuando han
indicado la indisponibilidad del grupo generador. La capacidad
máxima a importar será calculada como la diferencia entre la
sumatoria de los contratos vigentes y la potencia disponible del
GGD.
Agentes consumidores
Los Agentes consumidores (grandes consumidores, auto productores,
cogeneradores y distribuidores) tienen libre acceso para realizar
ofertas de retiros en el MER que permitan satisfacer su demanda al
menor precio, es decir que las ofertas deben de reemplazar la
generación de mayor costo en Nicaragua por generación de menor
costo a nivel Regional.
El CNDC podrá realizar compras de energía en el Mercado de
Oportunidad con autorización del Regulador Nacional, a nombre de
los Agentes Nacionales, para mantener los CCSDM.
Para las ofertas de Oportunidad de retiro (importaciones),
deberá evaluarse lo siguiente:
a) Las ofertas de los Agentes autorizados para realizar
transacciones en el MER, deberán informar para cada uno de los
períodos de mercado del día siguiente, las ofertas de retiro de
oportunidad en bloques de energía. Para cada nodo de la RTR podrá
presentarse más de una oferta de retiro.
b) Las ofertas de oportunidad al MER serán de precio, expresadas en
dólares de los Estados Unidos de América por MWh y deberán
presentarse, en el formato definido por el EOR.
c) A cada bloque de energía ofertado se asignará un precio, que
corresponderá al precio máximo hasta el cual estará dispuesto a
comprar la energía ofertada y respetar lo establecido en la
regulación nacional en relación a la formación del precio de la
oferta del MER.
d) Las ofertas de oportunidad de retiro, de los agentes autorizados
para realizar transacciones en el MER, vendrán a satisfacer la
Demanda no atendida por precio del predespacho nacional.
e) Ofertas para atender déficit nacional.
f) Se permitirá en cada oferta de retiro hasta cinco (5) bloques
decrecientes en precio.
g) Verificar la disponibilidad de la garantía del agente.
h) Los agentes deberán enviar por medio de la página web del CNDC
las ofertas de retiro antes de las 9:00 a.m.
La coordinación de las transacciones regionales de oportunidad,
hasta las 13:00 horas, el CNDC intercambiará con el EOR las ofertas
de inyección y retiro de oportunidad regionales en los nodos de la
RTR
5.2.4 Ofertas de Flexibilidad y Pago máximo por CVT asociadas a
los Contratos No Firmes Físicos Flexibles, según el RMER:
a) Para cada período de mercado, el agente informará al CNDC las
ofertas de flexibilidad y de pago máximo por CVT, asociadas a los
Contratos No Firmes Físicos Flexibles en el MER.
b) Cada parte de un Contrato No Firme Físico Flexible, el agente
efectuará la oferta de flexibilidad en su respectivo nodo de
inyección o retiro asociado al contrato. Dichas ofertas se
efectuarán, en general, del mismo modo y forma que las ofertas de
inyección y retiro descritas en los numerales anteriores.
c) Las ofertas de flexibilidad de Contratos No Firmes Físico
Flexibles no podrán superar, para cada período de mercado, la
energía declarada del contrato para el predespacho.
d) Cada Agente informará al CNDC las ofertas de pago máximo por CVT
de los Contratos No Firmes Físicos Flexibles, indicando la
diferencia máxima de precios nodales, entre el nodo de retiro y el
de inyección, que las partes contratantes estarán dispuestas a
pagar por unidad de energía. Para las ofertas de pago máximo por
CVT deberá considerarse lo siguiente:
-Se ofertarán hasta cinco (5) bloques de energía, con su
correspondiente precio decreciente, que corresponderá al precio
máximo que estará dispuesto a pagar el comprador o vendedor del
contrato por el servicio de transmisión entre el nodo de inyección
y el de retiro.
-Se indicará el nodo de inyección y retiro del contrato.
-Para cada bloque de energía se considerará que el precio ofertado
se aplica a todo el segmento, incluido el extremo mayor de energía
pero excluido el extremo menor de energía. Lo anterior con
excepción del primer segmento, donde el precio se aplicará incluso
al extremo menor, es decir, al valor cero de energía.
-Se indicará la parte que asumirá los cargos por el diferencial de
precios nodales asociados al compromiso contractual
6. ENERGIA DE EMERGENCIA
El EOR coordinará el manejo de la emergencia conforme lo indica el
RMER, dando prioridad a mantener la integridad del SER y mantener o
restaurar la continuidad del servicio. El EOR podrá solicitar a los
OS/ OM elaborar el redespacho para las nuevas condiciones y ajustar
las transacciones programadas utilizando las ofertas de
oportunidad, de flexibilidad de contratos y de pago máximo por CVT
y los compromisos contractuales considerados en el
predespacho.
7. GARANTIA DE PAGO AL MER:
La existencia de las garantías de los Agentes es fundamental para
un normal desarrollo del mercado. Sin éstas, el agente no puede
participar en los procesos de predespacho y por tanto no
participará del Mercado Eléctrico.
GESTIÓN DE GARANTÍAS:
a) Cada Agente del Mercado Regional, debe presentar a disposición
del EOR una Garantía de Pago en una Institución Financiera de
primera línea, para cubrir las transacciones que realizará en el
Mercado Eléctrico Regional. El monto de las garantías de pago no
podrá ser inferior a un valor mínimo que cubra los pagos de
transacciones por desviaciones en tiempo real, el Cargo por
Servicio de Operación del Sistema, el Cargo por Servicio de
Regulación del MER y los cargos por servicios de transmisión
regional.
b) Débitos de un Agente de Mercado en el MER: Se calculan como la
sumatoria de débitos originados por los retiros (importaciones) en
el Mercado de Oportunidad Regional y débitos asociados por pago de
transmisión por Contratos Regionales que el agente realizó más los
débitos por pagos de transacciones por desviaciones en tiempo real,
el Cargo por Servicio de Operación del Sistema, el Cargo por
Servicio de Regulación del MER y los cargos por servicios de
transmisión regional.
c) Créditos de un Agente de Mercado en el MER: Se calculan como la
sumatoria de los créditos originados por inyecciones
(exportaciones) en el mercado de Oportunidad Regional y créditos
por pago de transmisión por Contratos Regionales que el Agente
realizó, más los créditos originados por cargos variables de
Transmisión.
d) Disponibilidad Diaria de Garantía de un Agente de Mercado en el
MER: La disponibilidad de Garantía para un día específico de un
Agente de Mercado en el MER, corresponde al valor de Garantía de
Pago, más los créditos, menos los débitos de un Agente del MER a la
fecha corriente.
e) La garantía podrá ejecutarse (total o parcialmente) ante falta
de pago en los plazos establecidos.
f) Si en el cálculo de la Disponibilidad Diaria de un Agente de
Mercado en el MER, se obtiene un valor de uso mayor que el 80 %, el
Agente quedará Inhabilitado para realizar transacciones en el
MER
g) El Margen establecido del 5%, corresponde a una reserva
monetaria para el pago de otros cargos no incluidos en la
Disponibilidad Diaria (Fallas de Importación o Exportación, Cargos
administrativos).
8. LIQUIDACIONES MER:
Las remuneraciones y/o cargos que se originen por importaciones-
exportaciones se asignarán a los Agentes Nicaragüenses en
conformidad con lo indicado en la Normativa de Operación Nacional.
La Liquidación de las transacciones se basa en el procedimiento del
RMER.
Para la Liquidación de las transacciones en el MER se consideran
los siguientes componentes:
i. Transacciones Programadas de energía las cuales pueden
ser:
-Transacciones de Contratos (Firmes y No Firmes Físicos
Flexibles).
-Transacciones de Oportunidad Programadas.
j. Transacciones por Desviaciones en Tiempo Real.
k. Cargos Regionales de Transmisión (CVT y CURTR).
l. Cargo Complementario de la Línea SIEPAC
m. Cargo por Servicio de Operación del Sistema.
n. Cargo por Servicio de Regulación del MER.
o. Renta de Congestión.
p. Cargo Por Enlace Dedicado de Comunicación.
-
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