Por medio de la cual se expide la Resolución Única de Regulación del Sector Eléctrico

SUBSECCIÓN 3

Planeamiento operativo indicativo de mediano plazo

ARTÍCULO 7.1.5.2.2.3.1. Planeamiento operativo indicativo de mediano plazo. En este proceso se calculan los costos incrementales para los embalses con períodos de regulación mayor que diario y los índices de la evolución esperada de la operación en el horizonte de mediano plazo.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE OPERACIÓN - Num. 2.1.2)

ARTÍCULO 7.1.5.2.2.3.2. INFORMACIÓN BÁSICA. Demanda:

Para el Mediano Plazo se utiliza una combinación de las predicciones diarias utilizadas para el Despacho Económico horario y las proyecciones mensuales de Largo Plazo, de la siguiente manera:

Para la primer semana se toman las predicciones utilizadas en el Despacho Económico horario.

Para las 4 semanas restantes, se considera la demanda mensual del mes correspondiente utilizadas en el Largo Plazo, calculando las demandas diarias promedio y agregando para obtener demandas semanales de energía, que son luego utilizadas para construir la curva de duración de demanda semanal.

Pérdidas:

Para el Mediano Plazo se toman las pérdidas mensuales estimadas de energía del STN para el Largo Plazo y se distribuyen a nivel diario en proporción a la demanda de energía diaria del sistema.

Hidrología :

Para la primera semana, se utilizan pronósticos basados en la información real de la última semana.

Para las siguientes cuatro (4) semanas se utilizan los pronósticos mensuales de caudales calculados a partir de: análisis de la información disponible, análisis general de comportamiento climático, la confrontación entre el pronóstico y la información histórica para el último mes, análisis individual de las cuencas, la consistencia de los pronósticos por áreas geográficas y los resultados de los modelos de pronóstico para períodos mensuales o menor que mensual.

Niveles mínimos operativos:

En el Mediano Plazo además se utilizan las dos curvas mensuales de niveles mínimos operativos para cada embalse.

Enlace largo Plazo - mediano Plazo:

Para la transferencia de costos del agua de los embalses desde el Largo Plazo al Mediano Plazo, se toman las tablas de costos totales resultantes de la optimización para cada embalse y para cada mes y se modifican entre el valor del mínimo operativo superior y mínimo operativo inferior, de tal forma que el costo sea el resultante de la interpolación entre el costo máximo térmico y el costo incremental operativo de racionamiento de energía (CRO1).

El costo terminal de embalses para la fecha del fin del horizonte del Mediano Plazo, se obtiene de interpolar los costos de agua para la hidrología de referencia pronosticada, entre los meses correspondientes a la fecha terminal. Para aquellos embalses que no son representados en el Largo Plazo, se derivan sus costos de otro embalse, perteneciente a la misma cuenca o a la misma región, aplicando un factor de escalación que refleje las diferencias en capacidad de regulación y el factor de conversión de las plantas asociadas. En el documento Parámetros Técnicos del SIN se incluyen los factores de escalación.

Mantenimiento y/o Desconexión de Generadores, Equipos de Transporte yconexión del SIN

Para los equipos de generación, de transporte y conexión del SIN que sean considerados de consignación nacional, el programa de mantenimientos será aquel que se encuentre consignado en el sistema de información descrito en los numerales 2.1.1.3 y 2.1.1.4.

Disponibilidad:

Para modelar la disponibilidad de las unidades de generación durante la primera semana del horizonte del Mediano Plazo se considera la reserva rodante estimada del Despacho Económico del día anterior, la capacidad efectiva y los mantenimientos programados. Durante el resto del horizonte se considera capacidad efectiva, mantenimientos programados e índices de indisponibilidad de Corto Plazo de Energía (ICPE).

Restricciones eléctricas:

De acuerdo con los resultados del Planeamiento Operativo Eléctrico, se incluyen las generaciones mínimas por seguridad de las plantas térmicas e hidráulicas y los límites de intercambio de las áreas operativas considerando los mantenimientos en la red de transmisión.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE OPERACIÓN - Num. 2.1.2.1) (Fuente: R CREG 065/00, art. 7)

ARTÍCULO 7.1.5.2.2.3.3. DESPACHO HIDROTÉRMICO A MEDIANO PLAZO. Se utiliza el programa de optimización a Mediano Plazo basado en metodologías de programación lineal para determinar los desembalsamientos y costos incrementales de los embalses con períodos de regulación mayor que un día y las políticas de operación de las unidades térmicas que cumplan con el criterio de minimizar el valor presente de los costos operativos.

La frecuencia de utilización de este programa es dos veces a la semana con horizonte de cinco (5) semanas, períodos de resolución diario durante los primeros siete (7) días con seis (6) subperíodos, y semanal durante las siguientes cuatro (4) semanas.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE OPERACIÓN - Num. 2.1.2.2)

ARTÍCULO 7.1.5.2.2.3.4. INFORME DE RESULTADOS. El CND genera los días miércoles y viernes el informe que constituyen el Plan indicativo de operación energética a Mediano Plazo el cual contiene:

- Evolución esperada de los embalses.

- Generación esperada de las plantas.

- Índices de confiabilidad.

- Costos incrementales de los recursos del agua.

- Costos marginales del sistema.

- Análisis de sensibilidad ante diferentes escenarios.

Adicionalmente, se presenta el programa coordinado de mantenimientos.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE OPERACIÓN - Num. 2.1.2.3)