Resolución Nº 26/00 - Normativa de Operación – Tomo de Normas Generales (TNG)

1.1 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.

1.2 Datos para estudios de la red.

1.2.1 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.

1.2.2 Equipos de Transformación: a) Capacidad Nominal (MVA) b) Impedancia de secuencia positiva c) Impedancia de secuencia negativa Anexo Técnico: Información Técnica del Sistema. julio 2000 Pag. 1 NORMATIVA DE OPERACION 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

1.2.3 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, SF6, vacío, etc.) h) Modo de accionamiento (monopolar o tripolar)

1.2.4 Generadores: a) Potencia aparente nominal b) Voltaje nominal c) Factor de potencia nominal d) Conexión e) Método de puesta a tierra Anexo Técnico: Información Técnica del Sistema. julio 2000 Pag. 2 NORMATIVA DE OPERACION f) Reactancia síncrona de eje directo, Xd g) Reactancia síncrona de eje en cuadratura, xq h) Límite inferior de potencia reactiva (capacitiva) i) Límite superior de potencia reactiva (inductiva) j) Reactancia de secuencia cero, x0 k) Resistencia de secuencia cero, r0 l) Reactancia de secuencia negativa, x2 m) Resistencia de secuencia negativa, r2 n) Reactancia subtransitoria saturada, x”dsat o) Resistencia del estator p) Corriente de cortocircuito trifásico de estado estable q) Corriente de cortocircuito bifásico de estado estable r) Corriente de cortocircuito monofásico de estado estable s) Razón de cortocircuito t) Constante de inercia u) Tipo de rotor (polos salientes, polos lisos) v) Constante de tiempo transitoria de cortocircuito eje directo, T’d w) Constante de tiempo transitoria de cortocircuito eje en cuadratura, T’q x) Constante de tiempo subtransitoria de cortocircuito eje directo, T”d y) Constante de tiempo subtransitoria de cortocircuito eje en cuadratura, T”q z) Reactancia transitoria de eje directo, x’ d aa) Reactancia transitoria de eje en cuadratura, x’ q bb) Reactancia subtransitoria de eje directo, x”d cc) Reactancia subtransitoria de eje en cuadratura, x”q Anexo Técnico: Información Técnica del Sistema. julio 2000 Pag. 3 NORMATIVA DE OPERACION dd) Reactancia de saturación de Potier, xp ee) Curva de saturación de la corriente de campo con generador en circuito abierto a las siguientes condiciones: ee.1) 120% del voltaje terminal nominal ee.2) 110% del voltaje terminal nominal ee.3) 50% del voltaje terminal nominal ff) Sistemas de protecciones y ajustes

1.2.5 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

1.2.6 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

1.2.7 Subestaciones: Diagrama unifilar de la subestación, mostrando los siguientes equipos y sus principales especificaciones técnicas: a) Barras colectoras b) Equipo de transformación Anexo Técnico: Información Técnica del Sistema. julio 2000 Pag. 4 NORMATIVA DE OPERACION 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 j) Transformadores de corriente y voltaje k) Pararrayos

1.2.8 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

1.2.9 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

1.2.10 Equipo de compensación de reactivos: a) Tipo de equipo b) Capacidad nominal Anexo Técnico: Información Técnica del Sistema. julio 2000 Pag. 5 NORMATIVA DE OPERACION c) Rango de operación d) Características del control automático e) Puntos de conexión

1.2.11 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.

1.3 Agente Productor. 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 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 sobreexcitación. 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 Anexo Técnico: Información Técnica del Sistema. julio 2000 Pag. 6 NORMATIVA DE OPERACION 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 el reactivo indicado por dicha curva. e) Zonas prohibidas de generación de potencia activa y reactiva f) Consumos propios (consumos auxiliares) g) Capacidad de arranque negro h) Para unidades generadoras térmicas: h.1) Tipos de combustible que puede consumir y condiciones de almacenamiento. h.2) Restricciones de arranque y parada: Tiempo estimado de arranque desde parada fría hasta sincronismo y desde sincronismo hasta plena carga, tiempo mínimo entre arranque y parada. Tiempos para arranque en caliente. h.3) Velocidad de toma de carga: Rampa máxima de toma de carga y de reducción de carga i) Para plantas hidroeléctricas: i.1) Característica de los embalses i.2) Topología de la cuenca, vertimiento y derivación: planta aguas abajo para vertimiento, planta aguas abajo para turbinamiento, planta aguas abajo para filtración. i.3) Tipo (de embalse, compensador o regulador, de pasada, etc.); i.4) Cotas mínimas y máximas operativas (normal y extraordinaria). i.5) Curva de volumen embalsado i.6) Datos de evaporación y/o filtración, cuando corresponda i.7) Normas de operación que surgen de su Licencia. i.8) Estación hidrológica de caudales i.9) Registros históricos de afluencias i.10) Requerimientos aguas abajo que afectan su despacho Anexo Técnico: Información Técnica del Sistema. julio 2000 Pag. 7 NORMATIVA DE OPERACION i.11) Coeficiente de producción (MW/m3/s), de acuerdo al estado del embalse y/o erogación y coeficiente promedio i.12) Caudal turbinable, mínimo y máximo (m3/s), por unidad y por planta

1.4 Agente Consumidor. 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. 2. Plazos para el suministro de información

2.1 Para la coordinación de los mantenimientos, los plazos para el suministro de información serán los indicados en el Anexo Técnico: “Mantenimientos”.

2.2 Salvo en lo que hace a mantenimientos, la información requerida para la Programación Estacional deberá ser suministrada al CNDC por cada agente a más tardar dos meses antes del comienzo del período estacional a programar.

2.3 La información técnica para la Programación Semanal deberá ser suministrada por cada agente al CNDC antes de las 16 horas del penúltimo día hábil de la semana anterior a la semana a programar.

2.4 La información requerida para el predespacho diario deberá ser suministrada por cada agente al CNDC todos los días hábiles antes de las 10 horas. De ser del día siguiente un día hábil, se deberá suministrar la información para dicho día hábil. Para el caso ser el día siguiente feriado o semilaborable, se deberá suministrar la información para cada día hasta el primer día hábil siguiente inclusive. Anexo Técnico: Información Técnica del Sistema. julio 2000 Pag. 8 NORMATIVA DE OPERACION

2.5 Antes de las 18 horas de cada día hábil, el CNDC deberá informar a los agentes los resultados del posdespacho del día anterior. 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.

2.6 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. 3. Para la programación estacional.

3.1 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 unidades generadoras térmicas: c.1) Restricciones previstas a disponibilidad de combustibles d) Para plantas geotérmicas: d.1) número de pozos; Anexo Técnico: Información Técnica del Sistema. julio 2000 Pag. 9 NORMATIVA DE OPERACION d.2) caudal de vapor. e) Autoproductores y Cogeneradores: e.1) Rango de potencia que puede intercambiar. e.2) Los excedentes de energía previstos, y que se considerarán en el estudio como oferta al Mercado.

3.2 Agente consumidor. 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 carga 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) 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

3.3 Agente Transmisor: a) Tasa de indisponibilidad forzada prevista para cada vinculo 4. Para la Programación Semanal:

4.1 Agente Productor. a) Para cada unidad y GGD. Anexo Técnico: Información Técnica del Sistema. julio 2000 Pag. 10 NORMATIVA DE OPERACION 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 geotérmicas: d.1) número de pozos; d.2) caudal de vapor. e) Para un agente Autoproductor o Cogenerador, los excedentes de energía previstos, y que se considerarán en la programación como generación disponible para el Mercado

4.2 Agente Consumidor. a) previsiones de demanda de energía diaria; b) curva de demanda horaria; c) hipótesis consideradas d) cualquier observación que considere relevante sobre posibles desviaciones en los valores suministrados. Anexo Técnico: Información Técnica del Sistema. julio 2000 Pag. 11 NORMATIVA DE OPERACION e) Para un agente Autoproductor, los faltantes de energía previstos, y que se considerarán para la programación como demanda

4.3 Agente Transmisor: a) Indisponibilidades y restricciones previstas para cada vinculo y equipamiento 5. Para el predespacho

5.1 Datos Generales En el despacho el CNDC no programará paradas o arranques de una unidad cuya duración sea menor que una hora.

5.2 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) pronósticos de caudales afluentes; c.3) Modificaciones en las restricciones aguas abajo que afectan su despacho informadas en la Programación Semanal. d) Para plantas geotérmicas: d.1) número de pozos; d.2) caudal de vapor. e) Para un agente Autoproductor, los faltantes de energía previstos, y que se considerarán en el estudio como demanda f) Para un agente Autoproductor o Cogenerador, generación que oferta al Mercado

5.3 Agente Consumidor. a) curva de demanda horaria prevista; Anexo Técnico: Información Técnica del Sistema. julio 2000 Pag. 12 NORMATIVA DE OPERACION b) cualquier observación que considere relevante sobre posibles desviaciones en los valores suministrados. c) Para un agente Autoproductor, demanda que requiere del Mercado

5.4 Agente Transmisor: a) Modificación en las restricciones y/o indisponibilidades informadas en la Programación Semanal 6. Post despacho .

6.1 Informe a enviar Dentro de los plazos establecidos para el envío de la información del pos despacho, 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.

6.2 Plazos para reclamos Dentro de los 48 horas hábiles posteriores a recibir los resultados de un pos despacho, los agentes podrán enviar sus reclamos al mismo. Anexo Técnico: Información Técnica del Sistema. julio 2000 Pag. 13 NORMATIVA DE OPERACION ANEXO TÉCNICO II: SISTEMA DE MEDICIONES EN TIEMPO REAL PARA LA OPERACIÓN 1. Objeto

1.1 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.

1.2 El presente Anexo identifica las responsabilidades de los agentes Proctores y Consumidores, la empresa de transmisores y el CNDC referido al sistema de medición en tiempo real. 2. Generalidades.

2.1 El sistema de mediciones en tiempo real para la operación corresponde al Sistema SCADA.

2.2 Las mediciones para la operación en tiempo real deberán cumplir las normas y especificaciones que define este Anexo Técnico.

2.3 El Sistema de Operación en Tiempo está compuesto por : a) La estación maestra ubicada en el CNDC b) las Unidades Terminales Remotas (RUT) 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 y señales entre el CNDC y las plantas con potencia bruta mayor de 10 MW deberá realizarse a través de una RTU localizada en dicha planta 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. 5. Cada RTU tendrá la capabilidad de interrogar los multimedidores utilizados en el Sistema de Mediciones Comerciales (SIMEC). Anexo Técnico: Sistema de Mediciones en Tiempo Real para la Operación (julio 2000) Pag. 1 NORMATIVA DE OPERACION 6. Las señales analógicas y digitales, así como los comandos a implementarse en dichas RTUs serán las que se indican en el presente Anexo. 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. 3. Señales Analógicas .

3.1 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 al-ta del transformador elevador.

3.2 Rangos Máximos:

3.2.1 Para adquirir las mediciones se precisa de transductores, los rangos máximos recomendados a utilizar son los siguientes: a) Potencia de Línea de Transmisión: a.1) -150... 0... +150 MW a.2) - 75... 0... + 75 MVAR b) Potencia de Transformador de distribución: b.1) 0... (MVA del transformador) MW b.2) 0... (MVA/2 del transformador) MVAR c) Tensión de barra: c.1) 270 kV c.2) 160 kV c.3) 80 kV c.4) 28 kV c.5) 17 kV d) Frecuencia: Anexo Técnico: Sistema de Mediciones en Tiempo Real para la Operación (julio 2000) Pag. 2 NORMATIVA DE OPERACION d.1) 55… 60… 65 Hz

3.2.2 Todos los transductores tendrán un rango de salida igual a: a) Para mediciones bidireccionales: -10...0...+10 mA b) Para mediciones unidireccionales: 0...+10 mA 4. Señales Digitales

4.1.1 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) Interruptores de alta y baja de transformadores de distribución.

4.1.2 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) Anexo Técnico: Sistema de Mediciones en Tiempo Real para la Operación (julio 2000) Pag. 3 NORMATIVA DE OPERACION a.9) Anomalía interruptor (presión de hidráulico, aire, sf6) 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 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 5. Señales de Control Contactos en paralelo a los comandos de los equipos conectados 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. 6. Límites de Responsabilidad.

6.1 Agentes del Mercado :

6.1.1 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, Anexo Técnico: Sistema de Mediciones en Tiempo Real para la Operación (julio 2000) Pag. 4 NORMATIVA DE OPERACION 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.

6.1.2 Cada Agente del Mercado tendrá la obligación de contar con una bornera seccionable, en la cual se conectarán los terminales de los transductores de medición, de las señalizaciones y alarmas recogidas en la instalación, valores de consigna, los ingresos de los telecomandos y de automatismos que se encontraren instalados y toda otra señal que la RTU necesite intercambiar con el proceso.

6.1.3 En la misma bornera se reunirán también los conexionados de los sistemas de comunicaciones con el CNDC y del SIMEC.

6.1.4 Las normas técnicas a las cuales se deben ajustar tanto los transductores como las borneras, alambrados, y todo otro aspecto requerido para configurar adecuadamente la interfase, son responsabilidad del CNDC.

6.2 La Empresa de Transmisión

6.2.1 Cada agente transmisor tiene la responsabilidad de instalar en todas las subestaciones troncales del Sistema Nacional de Transmisión las correspondientes terminales remotas (RTUs).

6.2.2 La empresa de Transmisión tiene la responsabilidad del mantenimiento de las RTU y todo su equipamiento periférico y cableados.

6.3 EL CNDC.

6.3.1 El CNDC tiene la responsabilidad de la estación maestra del sistema SCADA, conforme las especificaciones del equipamiento existente.

6.3.2 El CNDC elaborará una norma técnica con las especificaciones correspondientes. Podrá implementar sistemas para verificar el correcto funcionamiento del sistema SCADA. 7. Ampliaciones.

7.1 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.

7.2 El CNDC elaborará una norma técnica referida al modo de realizar una ampliación. Anexo Técnico: Sistema de Mediciones en Tiempo Real para la Operación (julio 2000) Pag. 5 NORMATIVA DE OPERACION

7.3 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: Sistema de Mediciones en Tiempo Real para la Operación (julio 2000) Pag. 6 NORMATIVA DE OPERACION ANEXO TÉCNICO III: MANTENIMIENTOS. 1. Criterio de Seguridad en el Abastecimiento

1.1 Para verificar el Criterio de Seguridad en el Abastecimiento de largo plazo, el CNDC realizará un estudio con características similares al de la programación Estacional 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 2. Programa Anual de Mantenimiento (PAM).

2.1 Antes de los 15 de Septiembre de cada año, cada Agente debe informar al CNDC sus solicitudes de Mantenimientos Mayores para los doce meses a partir del 1º de Enero y un preliminar de los requerimientos de mantenimiento para los siguientes doce meses.

2.2 La información debe ser suministrada por escrito y en formato electrónico.

2.3 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 del acuerdo con el otro agente. En el caso de transportistas, identificación de los distribuidores y usuarios, si los hubiere, que resultarán afectados. Anexo Técnico: Mantenimientos julio 2000 Pag. 1 NORMATIVA DE OPERACION i) Observaciones que a juicio del agente, considere relevante y de interés.

2.4 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 Estacional.

2.5 Antes del 5 de Octubre, el CNDC 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.

2.6 Antes del 5 de Noviembre de cada año, el CNDC informará a cada Agente el PAM autorizado. 3. Solicitud de Mantenimientos Menores.

3.1 Junto con la información para la programación semanal o con una anticipación no inferior a 4 días laborables, el Agente enviará una solicitud escrita de despeje al CNDC.

3.2 La solicitud deberá 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 transportistas, 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..

3.3 El CNDC podrá requerir modificar el período de mantenimiento solicitado, para acordar un programa de mantenimiento que cumpla el Criterio de Seguridad en el Anexo Técnico: Mantenimientos julio 2000 Pag. 2 NORMATIVA DE OPERACION 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.

3.4 El CNDC antes de 48 hrs. deberá informar al Agente la autorización o no de la solicitud de mantenimiento. 4. Despejes.

4.1 La persona responsable identificada por el agente en su solicitud deberá requerir al CNDC el inicio del mantenimiento.

4.2 Para ello, deberá informar al CNDC los bloqueos que utilizará en los equipos por criterios de seguridad.

4.3 El CNDC coordinará con el responsable la salida de él o los equipos involucrados.

4.4 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.

4.5 Durante el mantenimiento sólo se podrán realizar los trabajos informados. En caso de ser necesario otros trabajos, deberán solicitarse una autorización para los mismos.

4.6 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.

4.7 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.

4.8 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.

4.9 Para ello, se coordinará con el CNDC un procedimiento de verificación de la señalización de la posición de equipos 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: Mantenimientos julio 2000 Pag. 3 NORMATIVA DE OPERACION ANEXO TÉCNICO IV: DESEMPEÑO MÍNIMO DEL SISTEMA 1. Objeto

1.1 El presente Anexo tiene como objeto definir los parámetros iniciales de desempeño mínimo en el Mercado Mayorista de Nicaragua para mantener los criterios de calidad y seguridad, así como los estudios a realizar para modificarlos.

1.2 En lo relativo a los esquemas de desconexión, inicialmente se mantendrán los esquemas vigentes a la puesta en marcha del Mercado Mayorista. Toda modificación o eliminación de algún esquema 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. 2. Variaciones de voltaje .

2.1 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.

2.2 En condición de emergencia, el parámetro para el CNDC será mantener el nivel de tensión dentro de un rango entre +/- 10% del valor nominal.

2.3 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. 3. Variación de frecuencia

3.1 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.

3.2 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.

3.3 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. Anexo Técnico:Desempeño Mínimo del Sistema. julio 2000 Pag. 1 NORMATIVA DE OPERACION

3.4 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. 4. Reserva.

4.1 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. c) Error de intercambio: 5 MW.

4.2 Los requerimientos de reserva para condición de operación en emergencia son los siguientes: a) Sin reserva rodante. b) Error de intercambio: 5 MW. 5. Equipos de protección.

5.1 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.

5.2 Cualquier cortocircuito en una línea de transmisión deberá ser liberado despejando solamente la línea afectada en un tiempo no mayor de 6 ciclos (Zona uno). Deberán haber tres Anexo Técnico:Desempeño Mínimo del Sistema. julio 2000 Pag. 2 NORMATIVA DE OPERACION 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) 60 ciclos para el segundo nivel de respaldo (Zona 3); c) 120 ciclos para el tercer nivel de respaldo (sobrecorriente).

5.3 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.

5.4 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.

5.5 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. 6. Esquemas de Desconexión de Cargas.

6.1 Condiciones generales.

6.1.1 Estos esquemas tienen por objeto la desconexión automática de carga para prevenir el colapso del sistema por caída de frecuencia o de voltaje.

6.1.2 Los esquemas de desconexión de carga serán, dentro de lo posible, rotativos.

6.2 Esquema de desconexión por baja frecuencia.

6.2.1 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 desconexión de las interconexiones internacionales resultará de acuerdos regionales y estudios coordinados con el resto de los países interconectados.

6.2.2 La carga total inicialmente incluida en el esquema de desconexión por baja frecuencia corresponde al 60.1% de la carga del SIN.

6.2.3 El esquema de desconexión por baja frecuencia inicial consistirá de las siguientes ocho (8) etapas: Anexo Técnico:Desempeño Mínimo del Sistema. julio 2000 Pag. 3 NORMATIVA DE OPERACION Etapa I 59.40 Hz Etapa II = 59.20 Hz Etapa III 59.00 Hz (Incluye en 58.85 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

6.3 Esquema de desconexión de carga por bajo voltaje

6.3.1 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.

6.3.2 Inicialmente y en tanto no se realicen los estudios necesarios que establezcan dicho esquema con la correspondiente justificación, no existirá un esquema de desconexión de carga por bajo voltaje.

6.3.3 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.

6.4 Esquemas de desconexión por sobrecarga

6.4.1 Estos esquemas tienen por objeto evitar sobrecargas y mantener en línea elementos de transmisión a través de disparo transferido de cargas.

6.4.2 El esquema inicial vigente tiene como objetivo fundamental evitar el disparo por sobrecarga de los autotransformadores instalados en la Subestación Los Brasiles. Actúa en dos etapas cuando el flujo de algún autotransformador es mayor o igual que Anexo Técnico:Desempeño Mínimo del Sistema. julio 2000 Pag. 4 NORMATIVA DE OPERACION 70 MW. La primera etapa, con un tiempo de retardo de 10 segundos, desconecta las Subestaciones Nandaime, Rivas, Catarina, Masatepe, Diriamba y San Rafael del Sur. La segunda etapa, con un tiempo de retardo de 20 segundos, desconecta las Subestaciones Masaya y Granada. 7. Esquemas de Disparo de Interconexión.

7.1 Condiciones generales. 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 eléçtrico de Nicaragua o a su colapso.

7.2 Por sobrefrecuencia y flujo máximo.

7.2.1 Estos esquemas están instalados en Masaya y León, y corresponden a desconexión por avalancha de potencia hacia Nicaragua. .

7.2.2 Requiere para su operación que se cumplan las siguientes dos condiciones: a) Frecuencia mayor o igual de 61.5 Hz. b) Flujo de potencia direccional entrando hacia Nicaragua mayor o igual que 50 MW.

7.2.3 El efecto del esquema es abrir el interruptor de la línea Masaya – Liberia o León – Los Prados, según corresponda. 8. Esquemas de Disparo de generación.

8.1 Condiciones generales. 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.

8.2 Por disparo de vínculos de transmisión. Ante el disparo de la línea L9020 y sobrecarga de la línea L8050, se producirá el disparo escalonado de generación. Por motivos de tecnología y tiempos de rearranque, el disparo se ubicará en motores. La lógica de operación es vigilar el flujo en el elemento de transmisión a Anexo Técnico:Desempeño Mínimo del Sistema. julio 2000 Pag. 5 NORMATIVA DE OPERACION proteger y al superar un valor límite actuará la desconexión automática de generación para evitar la sobrecarga. 9. Arranque en Negro .

9.1 Los estudios de desempeño mínimo deberán determinar la cantidad y localización de arranques en negro requeridos. Inicialmente se establecen tres localizaciones: a) En Occidente; b) En el Anillo de Managua; c) En una planta hidroeléctrica.

9.2 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. 10. Estudios

10.1 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 criterios de calidad y seguridad y parámetros de desempeño mínimo,

10.2 El modelo de flujo de carga y estabilidad utilizado para los estudios deberá ser uno 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.

10.3 Se deberán modelar los elementos indicados en el Anexo Técnico: “Información Técnica del Sistema” para estudios de redes.

10.4 En caso de no contarse con información de un sistema interconectado, se modelará como generadores con inercia equivalente e impedancia despreciable.

10.5 Se modelarán escenarios de demanda probables y analizarán condiciones extremas, incluyendo hipótesis de demandas mínimas y máximas previstas. Anexo Técnico:Desempeño Mínimo del Sistema. julio 2000 Pag. 6 NORMATIVA DE OPERACION

10.6 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 mas críticos.

10.7 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.

10.8 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. Anexo Técnico:Desempeño Mínimo del Sistema. julio 2000 Pag. 7 NORMATIVA DE OPERACION ANEXO TÉCNICO V: CONTROL DE TENSIÓN Y REACTIVO 1. Despacho y operación.

1.1 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.

1.2 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”. 2. Requisitos.

2.1 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.

2.2 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: Control de Tensión y Reactivo julio 2000 Pag. 1 NORMATIVA DE OPERACION ANEXO TÉCNICO VI: REGULACIÓN DE FRECUENCIA 1. Regulación Primaria:

1.1 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.

1.2 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.

1.3 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.

1.4 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”.

1.5 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. 2. Regulación bajo AGC (secundaria).

2.1 La Regulación bajo AGC (Secundaria) tiene como objetivo corregir el Error de Control de Area (ACE). Anexo Técnico: Regulación de Frecuencia julio 2000 Pag. 1 NORMATIVA DE OPERACION

2.2 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.

2.3 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).

2.4 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.

2.5 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: Pendiente a especificar según las capabilidades del nuevo SCADA del CNDC.

2.6 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: Regulación de Frecuencia julio 2000 Pag. 2 NORMATIVA DE OPERACION ANEXO TÉCNICO VII: RESERVA. 1. Condiciones Generales.

1.1 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.

1.2 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.

1.3 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”.

1.4 Si todas las unidades generando no tienen control automático por SCADA, el CNDC podrá realizar en forma manual el servicio de AGC y asignar la reserva AGC entre las unidades que estén generando.

1.5 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. Esta carga asignada al esquema de desconexión se considera como reserva de emergencia para la Regulación Primaria de Frecuencia. Anexo Técnico: Reserva julio 2000 Pag. 1 NORMATIVA DE OPERACION ANEXO TÉCNICO VIII: OPERACIÓN ANTE CONTINGENCIAS Y EMERGENCIAS 1. Características.

1.1 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.

1.2 En Condición de Alerta, el CNDC informará de inmediato al Operador del sistema y del mercado (OS&M) responsable de la coordinación operativa y administración comercial de cada interconexión internacional, y los mantendrá informados de las maniobras que realiza durante el restablecimiento del sistema. 2. Condición de Emergencia.

2.1 Al entrar en Condición de Emergencia, todos los Agentes permanecen listos para seguir las instrucciones del CNDC.

2.2 El CNDC tomará el control de todos los equipos de comunicación y de operación que sean necesarios para hacer frente a la Contingencia.

2.3 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.

2.4 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.

2.5 Las Unidades Generadoras que durante la Contingencia quedan disponibles para el Sistema y asignadas como arranque negro, deben iniciar de inmediato las operaciones necesarias para 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, el CNDC podrá requerir el mismo a otras unidades que cuenten con el equipamiento necesario. 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. Anexo Técnico: Operación ante Contingencias y Emergencias. julio 2000 Pag. 1 NORMATIVA DE OPERACION

2.6 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.

2.7 El personal de Subestaciones donde no existe supervisión de 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.

2.8 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.

2.9 Una Contingencia se considera terminada cuando el CNDC restablece la operación del Sistema de transmisión con los niveles establecidos de calidad y sin sobrecargas en los equipos del Sistema.

2.10 Cuando una Unidad Generadora queda indisponible y no se puede cumplir con la Demanda en ese momento, el CNDC deberá recurrir a los Sistemas interconectados de otro países para recibir energía en las interconexiones internacionales de acuerdo a su disponibilidad. 3. Informe de Contingencia.

3.1 El CNDC deberá elaborar un reporte de Contingencia donde se describan las acciones realizadas bajo su responsabilidad y las ejecutadas por los Agentes.

3.2 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.

3.3 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.

3.4 El CNDC debe enviar la versión preliminar del informe de contingencias a los agentes involucrados y o afectados, quienes con un plazo de 10 días laborables para entregar sus Anexo Técnico: Operación ante Contingencias y Emergencias. julio 2000 Pag. 2 NORMATIVA DE OPERACION 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 Técnico: Operación ante Contingencias y Emergencias. julio 2000 Pag. 3 NORMATIVA DE OPERACION ANEXO TÉCNICO IX: OPTIMIZACIÓN Y PROGRAMACIÓN. 1. Objeto 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. 2. Datos a utilizar.

2.1 Bases de datos. 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.

2.2 Escenarios a considerar.

2.2.1 Se entiende por escenario a una condición de las variables aleatorias (hidrología, disponibilidad, demanda, etc.) que representa una hipótesis de cálculo (por ejemplo, hipótesis de demanda media, hipótesis hidrología seca, etc.)

2.2.2 En los estudios a realizar para la Programación estacional 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 25 series. b) De contar con pronósticos de aportes, ya sean determinísticos o estocásticos, se utilizarán para determinar los escenarios de hidrología a considerar.

2.2.3 La Programación Estacional 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.

2.2.4 La Programación Semanal se determinará para el escenario de demanda media. Anexo Técnico: Optimización y Programación julio 2000 Pag. 1 NORMATIVA DE OPERACION

2.3 Generación.

2.3.1 Se incluirán los costos variables vigentes.

2.3.2 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.

2.3.3 Cada tipo de mantenimiento o indisponibilidad se podrá expresar en: a) Número de unidades; b) Porcentaje (%) de la capacidad máxima de generación.

2.4 Demanda.

2.4.1 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.

2.4.2 La demanda se deberá modelar en por lo menos tres (3) bloques por etapa semanal o mensual, según corresponda. Estos 3 bloques corresponden a horas de punta, horas de valle y horas de media.

2.5 Red de transmisión

2.5.1 Se modelará la red con el nivel de detalle que sea necesario y se tendrá en cuenta sus pérdidas.

2.5.2 Se identificará cada barra mediante: a) Nombre b) Carga conectada c) Generación conectada

2.5.3 Se identifica cada circuito (línea de Transmisión o transformador) mediante: a) Nombre b) Parámetros eléctricos: resistencia, Reactancia Anexo Técnico: Optimización y Programación julio 2000 Pag. 2 NORMATIVA DE OPERACION c) Límites de flujo de potencia en condición normal y en emergencia.

2.6 Restricciones 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. 3. Optimización de embalses y Simulación de mediano y largo plazo . 3.1 Criterios generales.

3.1.1 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.

3.1.2 Se realizará en dos fases: Una primera fase de optimización de embalses, y una segunda fase de simulación.

3.1.3 En la Programación Estacional se obtendrá una previsión de la optimización y programación a realizar, con los datos e hipótesis disponibles a la fecha en que se realiza.

3.1.4 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.

3.2 Datos básicos.

3.2.1 Se define la siguiente información económica a utilizar en el análisis: a) Tasa de descuento: La tasa definida en el régimen tarifario. Inicialmente resulta 12%. b) Costo de la energía no suministrada: Costo de Racionamiento definido por INE. Inicialmente, resulta 420 US$/MWh c) Penalización por vertimientos: 100 US$/Hm3

3.2.2 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. Anexo Técnico: Optimización y Programación julio 2000 Pag. 3 NORMATIVA DE OPERACION

3.3 FASE DE OPTIMIZACIÓN Y FASE DE SIMULACIÓN.

3.3.1 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.

3.3.2 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.

3.3.3 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).

3.3.4 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.

3.3.5 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. Anexo Técnico: Optimización y Programación julio 2000 Pag. 4 NORMATIVA DE OPERACION

3.4 RESULTADOS DEL MODELO DE MEDIANO Y LARGO PLAZO.

3.4.1 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 y el costo de la energía no suministrada. c) Para la Programación Semanal, el valor del agua y generación en cada embalse.

3.4.2 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 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 Anexo Técnico: Optimización y Programación julio 2000 Pag. 5 NORMATIVA DE OPERACION j.4) Caudal turbinado k) Generación térmica l) Costo marginal: l.1) por barra l.2) de circuito l.3) de demanda l.4) de consumo de combustibles l.5) del embalse l.6) térmico l.7) de turbinamiento l.8) demanda nodo único m) Valor marginal del agua n) Limite 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 4. Modelos de despacho Económico.

4.1 Transitorio inicial Anexo Técnico: Optimización y Programación julio 2000 Pag. 6 NORMATIVA DE OPERACION

4.1.1 Al entrar en operación el Mercado, el CNDC utilizará los siguientes modelo: a) Modelo de despacho de corto plazo: La planilla de cálculo EXCEL vigente (método heurístico) para realizar el despacho diario. b) Modelo de mediano y largo plazo: el SDDP.

4.1.2 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.

4.1.3 Dentro de un plazo no mayor que doce meses de la entrada en operación del Mercado, los modelos de despacho económico que utilice el CNDC deberán cumplir los requisitos definidos en la Normativa de Operación y este Anexo Técnico.

4.1.4 Para ello, el CNDC pondrá a punto el módulo de despacho diario del modelo SDDP para adaptarlo a los requerimientos del sistema y Mercado de Nicaragua, y pasará a utilizarlo como modelo para la optimización diaria en la programación semanal y el despacho diario.

4.2 REQUISITOS Y CARACTERÍSTICAS DE LOS MODELOS.

4.2.1 El CNDC realizará la programación semanal, el predespacho y el redespacho diario mediante modelos de despacho económico.

4.2.2 El modelo para la programación semanal deberá minimizar el costo variable de operación de la semana.

4.2.3 El modelo de despacho diario asignará el despacho de las unidades generadoras conforme orden creciente de costos variables de operación, incluyendo las Unidades Racionamiento, dando prioridad a los criterios de calidad y seguridad y 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

4.2.4 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 Criterios de Calidad y Seguridad, las restricciones operativas de las Unidades Generadoras y la optimización del Arranque y Parada (“unit commitment’).

4.2.5 La función objetivo a minimizar es el costo variable de operación total del período, dentro de la restricciones vigentes. Dicho costo se calculará teniendo en cuenta: Anexo Técnico: Optimización y Programación julio 2000 Pag. 7 NORMATIVA DE OPERACION 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 hidroeléctricos a través del Valor del Agua de las plantas hidroeléctricas. c) Los costos de racionamiento forzado a través de las Unidades 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.

4.2.6 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.

4.2.7 El modelo permitirá considerar restricciones de generación obligada.

4.2.8 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.

4.2.9 El modelo determinará el “unit commitment” de los GGD. 5. Programación Semanal.

5.1 Criterios generales

5.1.1 La Programación Semanal se realizará utilizando el mismo modelo que para la Programación Estacional, pero con una representación de mayor detalle que la utilizada en la Programación Estacional y actualizando los datos a utilizar y la optimización.

5.1.2 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 criterios de calidad y seguridad.

5.1.3 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; Anexo Técnico: Optimización y Programación julio 2000 Pag. 8 NORMATIVA DE OPERACION d) abastecimiento de demanda; e) racionamientos; f) vertimientos; g) intercambios en interconexiones internacionales. h) El costo variable total de operación. i) Precios previstos para la energía

5.1.4 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.

5.2 Valor del agua

5.2.1 El CNDC calculará junto con la Programación Semanal el valor del agua de cada embalse para la siguiente semana.

5.2.2 Demanda: a) Para la Programación Estacional, inicialmente se utilizarán como froma 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 suministrad por los agentes Consumidores y/o estimaciones realizadas a partir de nuevos registros del SCADA o SIMEC. b) Para la Programación Semanal se utilizarán la Base de Datos de la Programación Estacional 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 verifcarse que se están presentando desvíos significativos respector de la demanda utilizadas en la Programación Estacional.

5.2.3 Disponibilidad: a) Se incluirán el programa de mantenimiento anual previstos, con paso semanal, con los ajustes vigentes. b) Para las unidades en operación 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. Anexo Técnico: Optimización y Programación julio 2000 Pag. 9 NORMATIVA DE OPERACION Ø 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 utiilizará la indisponibilidad forzada que se viene registrando en la operación. Ø 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. Ø Si ha sucedido un evento que incrementa el riesgo de disparo de una unidad, se incrementará c) Para unidades nuevas o con menos de 6 meses desde su entrada en servicio se utilizará valores standard para el tipo de tecnología.

5.2.4 Costos Variables: 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.

5.2.5 Hidrología: a) Con la información de pronósticos y previsiones hidrológicas que disponga el Generador, se acordará con el CNDC el escenario de hidrología a utilizar. b) En caso de no existir previsiones, se utilizará toda la serie histórica incluida en la Base de Datos del SDDP.

5.2.6 Modelado de las plantas hidroeléctricos: a) Al ponerse en marcha el Mercado se utilizará el modelado vigente en el SDDP. b) De considerar un modelado mejor, agente lo presenta y se acuerda.

5.2.7 Nivel Inicial: El agente Generador informará el nivel previsto en el embalse. 6. Despacho Diario.

6.1 Mediante el modelo de despacho diario, se asignará el programa de carga de las unidades generadoras. Anexo Técnico: Optimización y Programación julio 2000 Pag. 10 NORMATIVA DE OPERACION

6.2 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, la energía hidroeléctrica despachada podrá diferir hasta un 10% de la asignada en la programación semanal.

6.3 Este predespacho considerará información de más detalle, que la utilizada en la programación semanal.

6.4 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) programas de intercambios en interconexiones internacionales. i) costo variable total de operación. j) Precios previstos para la energía

6.5 Si durante el día se modifican significativamente las hipótesis consideradas en el predespacho, el CNDC realizará un redespacho con características similares al predespacho. Anexo Técnico: Optimización y Programación julio 2000 Pag. 11 NORMATIVA DE OPERACION ANEXO TÉCNICO X: DISPONIBILIDAD. 1. Objeto. El objeto del presente Anexo es establecer las metodologías mediante las cuales el CNDC verificará y determinará la disponibilidad de las unidades generadoras.. 2. Disponibilidad y remuneración de la potencia

2.1 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.

2.2 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. 3. Verificación de la disponibilidad

3.1 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.

3.2 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.

3.3 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.

3.4 En el caso que el CNDC verifique una disponibilidad menor que la informada por el Generador, se considerará que la indisponibilidad 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 Anexo Técnico: Disponibilidad julio 2000 Pag. 1 NORMATIVA DE OPERACION verificada, salvo que este período resulte mayor que treinta días en cuyo caso la indisponibilidad se considerará como de treinta días.

3.5 En caso de verificar el CNDC una disponibilidad menor, la disponibilidad se mantendrá reducida hasta que el Agente Productor informe 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. 4. Disponibilidad Diaria

4.1 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.

4.2 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 Técnico: Disponibilidad julio 2000 Pag. 2 NORMATIVA DE OPERACION Anexo Técnico: Disponibilidad julio 2000 Pag. 3 NORMATIVA DE OPERACION ANEXOS COMERCIALES: I. INFORMACIÓN COMERCIAL DEL MERCADO II. UNIDAD RACIONAMIENTO III. COSTOS VARIABLES Y COSTOS DE ARRANQUE TÉRMICOS. IV. SISTEMA DE MEDICIONES COMERCIALES V. GENERACIÓN OBLIGADA. VI. DESPACHO SIN RESTRICCIONES Y PRECIO DE LA ENERGÍA EN EL MERCADO DE OCASIÓN VII. COORDINACIÓN DE CONTRATOS NORMATIVA DE OPERACION ANEXO COMERCIAL I: INFORMACIÓN COMERCIAL DEL MERCADO 1. Datos básicos .

1.1 Ingreso como agente 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 del depósito de garantía. 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 CND, 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 impresa. Anexo Comercial: Información Comercial del Mercado. Julio 2000 Pag. 1 NORMATIVA DE OPERACION

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”. 2. Información Comercial de Otros países

2.1 Las ofertas al Mercado de Ocasión provenientes de otros países sólo podrán ser realizadas de acuerdo al siguiente procedimiento: a) De existir en dicho país un Mercado Mayorista en operación, a través del organismo responsable de la administración del mercado de oportunidad (corto plazo); b) De no existir en dicho país un Mercado Mayorista en operación, a través del organismo responsable de la operación y despacho del sistema.

2.2 El CNDC acordará con dicho organismo los procedimientos de detalle para la coordinación de las operación de ocasión. Estos procedimientos de detalle se incluirán, una vez acordados, como un Anexo Comercial de la Normativa de Operación e incluirán como mínimo: a) Plazos y modos de suministro de ofertas al Mercado de Ocasión que no podrá ser, salvo déficit o emergencia en el sistema de Nicaragua, con plazos posteriores a los definidos para la declaración de costos variables los Generadores locales; b) Poder verificar, de requerirlo algún agente, que la oferta es representativa de su costo variable o costo futuro de reemplazo.

2.3. En condiciones normal de operación, el CNDC sólo aceptará ofertas de este tipo si el precio se informa dentro de los plazos definidos para la Programación Semanal. Se podrá presentar más de una oferta, que el CNDC ordenará según precios crecientes. Cada oferta informará el precio y la cantidad de potencia máxima ofertada a este precio. Opcionalmente la oferta también podrá indicar una limitación a la energía máxima día y/o semanal a entregar a ese precio.

2.4 Cada día, dentro de los plazos para el suministro de los datos para el predespacho, el organismo responsable del otro país informará al CNDC la potencia disponible para cada precio ofertado, que no podrá ser mayor que la potencia indicada en la oferta semanal.

2.5 En condición de déficit o emergencias, el CNDC podrá requerir ofertas adicionales a los otros países. La oferta tendrá características similares a la oferta semanal. 3. Plazos

3.1 Plazos para el suministro de información Anexo Comercial: Información Comercial del Mercado. Julio 2000 Pag. 2 NORMATIVA DE OPERACION a) La información comercial para la Programación Estacional, 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”. b) Dentro de los plazos para el envío del posdespacho de acuerdo a lo que se indica en el Anexo Técnico: “Información Técnica del Sistema”, el CNDC deberá enviar a los agentes los correspondientes resultados comerciales de los días anteriores hasta el último día hábil anterior.

3.2 Plazos para reclamos Los agentes sólo podrán presentar reclamos a los resultados comerciales de un día dentro de los 48 horas hábiles posteriores a recibir los resultados comerciales del pos despacho del correspondiente día. 4. Información básica del Mercado de Contratos Junto con la solicitud de autorización, el agente debe suministra la información que se indica en la Normativa de Operación en medio impreso y copia electrónica. 5. Para la Programación Estacional.

5.1 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 previsto. b) Ventas previstas por contratos de exportación. c) Compras previstas por contratos de importación.

5.2 Agente consumidor: Anexo Comercial: Información Comercial del Mercado. Julio 2000 Pag. 3 NORMATIVA DE OPERACION 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) Compras previstas por contratos de importación. 6. Para la Programación Semanal

6.1 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) Ventas previstas por contratos de exportación. d) Compras previstas por contratos de importación. Anexo Comercial: Información Comercial del Mercado. Julio 2000 Pag. 4 NORMATIVA DE OPERACION

6.2 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) Compras previstas por contratos de importación. 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.

6.3 Resultados. Junto con los resultados de la Programación Semanal, el CNDC debe enviar a 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) Ofertas de otros países; d) Precios horarios de energía previstos en el Mercado de Ocasión; 7. Para el predespacho

7.1 Agente productor. a) Reserva rodante máxima ofertada. Anexo Comercial: Información Comercial del Mercado. Julio 2000 Pag. 5 NORMATIVA DE OPERACION 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) Para Autoproductores y Cogeneradores, precio al que oferta excedentes de energía. d) Ofertas de otro Mercado Mayorista en una interconexión internacional, indicando uno o más bloques horarios de energía con su precio. e) Ventas previstas por contratos de exportación. f) Compras previstas por contratos de importación.

7.2 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) Compras previstas por contratos de importación.

7.3 Resultados. Junto con los resultados del predespacho, el CNDC debe enviar a los agentes las condiciones comerciales previstas para el día siguiente, indicando: a) Las ofertas de demanda flexible; b) Ofertas de otros países y 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 Anexo Comercial: Información Comercial del Mercado. Julio 2000 Pag. 6 NORMATIVA DE OPERACION 8. Post despacho . Dentro de los plazos establecidos para el envío de la información del pos despacho, el CNDC debe enviar a los agentes los resultados comerciales de la operación, indicando:: a) Valores preliminares de los precios horarios de energía en el Mercado de Ocasión, identificando la generación marginal; b) Estimación de las transacciones de energía en el Mercado de Ocasión c) Para cada condición de generación obligada, estimación preliminar de la compensación que corresponden al GGD e identificación de el o los agentes a los que se asignará su pago; d) Precio diario de la potencia en el Mercado de Ocasión e) Transacciones de potencia en el Mercado de Ocasión f) La estimación preliminar de las compensaciones por déficit de oferta de excedentes de potencia g) Precios de la reserva fría. h) Remuneración y costo total de la reserva fría. i) Remuneración y costo total del servicio de seguimiento de demanda. Anexo Comercial: Información Comercial del Mercado. Julio 2000 Pag. 7 NORMATIVA DE OPERACION ANEXO COMERCIAL II: UNIDAD RACIONAMIENTO 1. Características 1. Al realizar el despacho, el CNDC debe agregar tres unidades 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 Unidad Racionamiento será: 5% para la primera unidad racionamiento, 30% para la segunda, y 100 % para la última. 3. El Costo Variable para el Despacho de las Unidades Racionamiento se calcularán con la siguiente metodología: a) Se determina el Costo Variable para el Despacho de la oferta de generación más cara. b) Se calcula la diferencia entre el Costo de Racionamiento y el Costo Variable para el Despacho de la generación más cara, que se denomina Costo Incremental por Racionamiento. c) Se calcula el Costo Variable para el Despacho de la primera Unidad Racionamiento, como la suma del Costo Variable para el Despacho de la generación más cara más el 10% del Costo Incremental por Racionamiento. d) Se calcula el Costo Variable para el Despacho de la segunda Unidad Racionamiento, como las suma de el Costo Variable para el Despacho de la generación más el 35% del Costo por Racionamiento. e) Para la última Unidad Racionamiento, el Costo Variable para el Despacho es el Costo Incremental de Racionamiento. Anexo Comercial: Unidad RacionamientoJulio 2000 Pag. 1 NORMATIVA DE OPERACION ANEXO COMERCIAL III: COSTOS VARIABLES Y COSTOS DE ARRANQUE TÉRMICOS. 1. 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. 2. Valores Técnicos Característicos .

2.1 Parámetros técnicos. Los parámetros técnicos que afectan el cálculo de los costos variables y costos de arranque son los siguientes:

2.1.2 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.

2.1.3 Tiempo de arranque reconocido (en frío y en caliente). a) 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. Inicialmente, se establecen los siguientes tiempos standard Tipo Arranque en Frío Arranque en Caliente Turbovapor 12 horas 2 horas Turbina de gas 20 minutos 20 minutos Hidroeléctrica 10 minutos 10 minutos Motores de 10 minutos Inmediato baja velocidad Anexo Comercial: Costos Variables y Costos de Arranque Térmicos Julio 2000 Pag. 1 NORMATIVA DE OPERACION b) 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. c) 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.

2.1.4 Curva heat rate para generación neta: a) 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. b) Para las unidades existentes a la entrada en operación del Mercado y que pertenecían a la empresa ENEL, inicialmente 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 3 13.3 4 15.0 5 15.5 Nicaragua 1 13.5 2 13.5 Las Brisas 1 9.3 2 14.2 Anexo Comercial: Costos Variables y Costos de Arranque Térmicos Julio 2000 Pag. 2 NORMATIVA DE OPERACION Chinandega 8.8

2.2 Valores reconocidos. a) 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. b) Para una unidad nueva, en 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. c) Para las unidades existentes a la entrada en operación del Mercado y que pertenecían a la empresa ENEL, inicialmente se considerarán los siguientes valores reconocidos de los parámetros técnicos: Unidades Mínimo Máximo MW MW Managua 3 20 45 4 1 6 5 1 6 Nicaragua 1 25 50 2 25 50 Las Brisas 1 15 25 2 25 36 Anexo Comercial: Costos Variables y Costos de Arranque Térmicos Julio 2000 Pag. 3 NORMATIVA DE OPERACION Chinandega 10 14

2.3 Ajustes a los valores reconocidos. a) 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. b) El Generador al que pertenece la unidad o el CNDC podrán requerir las pruebas. El solicitante de las pruebas es quien se hará cargo de su costo. c) 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. d) 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. e) 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. f) Una vez aprobado los resultados de pruebas, los nuevos valores reconocidos serán los que resultan como conclusión de dichas pruebas.

2.4 Pruebas y ensayos para determinar parámetros técnicos. a) 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. b) En caso que el solicitante de las pruebas sea el CNDC, deberá presentar el requerimiento al Generador con una anticipación no menor que 15 días hábiles. c) 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. En caso que el CNDC no haga uso de este derecho, no podrá rechazar los resultados de las pruebas. d) 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 Anexo Comercial: Costos Variables y Costos de Arranque Térmicos Julio 2000 Pag. 4 NORMATIVA DE OPERACION en el acta sus observaciones, en especial de considerar que las condiciones en que fueron realizadas al ensayo no son las correctas, justificándolo debidamente. e) En el caso que el CNDC haya presentado en el Acta objeciones a 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. f) 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. 3. Precios Referenciales de combustibles.

3.1 Características generales: a) Se define la metodología a emplear para calcular los precios referenciales en planta de los combustibles que se emplean para generar a la fecha de entrada en operación del Mercado Mayorista. 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. b) 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.

3.2 Precio reconocido por traer un combustible a la planta.

3.2.1 Precio reconocido inicial: a) Al ponerse en operación el Mercado Mayorista, el precio reconocido para traer el combustible a las plantas existentes de la empresa ENEL es el premio vigente en la compra de combustible de ENEL a la fecha Julio 2000 debidamente aprobado por el INE, quien informará al CNDC. b) Para el ingreso de una planta 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.

3.2.2 Ajustes al Precio reconocido: Anexo Comercial: Costos Variables y Costos de Arranque Térmicos Julio 2000 Pag. 5 NORMATIVA DE OPERACION a) Junto con el suministro de la información para una Programación Estacional, 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 siguiente doce meses. b) 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. c) En todas las condiciones en que el ajuste se considere aprobado, el CNDC deberá pasar a utilizar como precio reconocido el precio informado

3.3 Precio referencial medio de un combustible.

3.3.1 Tipos de combustibles: a) 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. b) Inicialmente se define: • Publicación: PLATT'S US MARKETSCAN • Puerto representativo: Golfo • Fuel Oil No 6 3% S (Bunker) y No 2 Oil (Diesel) c) Los tipos de combustibles seleccionados son los más representativos y sólo considerados a los efectos del calculo 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.

3.3.2 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 Estacional, 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. Anexo Comercial: Costos Variables y Costos de Arranque Térmicos Julio 2000 Pag. 6 NORMATIVA DE OPERACION 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.

3.4 Precio referencial de un combustible para una planta de generación. Para una planta 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. 4. Declaración de Precios de combustibles.

4.1 Para la Programación Estacional, 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.

4.2 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 a el o los datos faltantes el costo variable vigente para la correspondiente unidad.

4.3 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. 5. Costos de Arranque . 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.

5.1 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. 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. 6. Costo variable de operación y mantenimiento: Anexo Comercial: Costos Variables y Costos de Arranque Térmicos Julio 2000 Pag. 7 NORMATIVA DE OPERACION

6.1 El costo variable de Operación y Mantenimiento corresponde a los costos asociados a los mantenimientos menores.

6.2 Para las unidades existentes a la entrada en operación del Mercado y que pertenecían a la empresa ENEL, inicialmente se considerarán los siguientes costos variables de Operación y Mantenimiento: Unidades Costos Variables de OyM US$/MWh Managua 3 1.8 4 6.0 5 6.0 Nicaragua 1 1.8 2 1.8 Las Brisas 1 2.9 2 6.0 Chinandega 4.0

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, y el costo variable de Operación y Mantenimiento que resulta.

6.4 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, y el nuevo costo variable de Operación y Mantenimiento que resulta.

6.5 Al ingresar una unidad o solicitar una modificación a su costo variable de Operación y Mantenimiento un Generador, 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 tratarse de una modificación, deberá analizar también la diferencia con el valor vigente y el motivo que justifica la solicitud de cambio. De existir diferencias significativas, el CNDC deberá considerarlo como un dato a verificar e informar al Generador. Anexo Comercial: Costos Variables y Costos de Arranque Térmicos Julio 2000 Pag. 8 NORMATIVA DE OPERACION

6.6 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.

6.7 De no resultar una condición de dato a verificar, el CNDC deberá informar al Generador que el dato ha sido aprobado.

6.8 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 aún así no llegar a un acuerdo, será elevado al Consejo de Operación, para resolver la aprobación o rechazo del dato.

6.9 En todas las condiciones en que el dato se considere aprobado, el CNDC deberá pasar a utilizarlo en la programación y el despacho. 7. Cálculo del costo variable .

7.1 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,

7.2 El CNDC debe informar junto con los resultados del posdespacho, el costo variable resultante en cada unidad térmica. Anexo Comercial: Costos Variables y Costos de Arranque Térmicos Julio 2000 Pag. 9 NORMATIVA DE OPERACION ANEXO COMERCIAL III: SISTEMA DE MEDICIONES COMERCIALES 1. 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. El Anexo también define las fases de implementación del SIMEC, contemplando las necesidades de contar con un período inicial de transición para adecuar las instalaciones de medición existentes a los requerimientos finales del SIMEC. 2. Componentes.

2.1 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.

2.2 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, que podrán ser compartidos o independientes para cada medidor. c) El medio de comunicación con el CNDC. 3. Requisitos Generales y Responsabilidades.

3.1 Los equipos de medición del SIMEC deberán cumplir los requisitos, condiciones de habilitación, supervisión y auditorías indicadas en este Anexo.

3.2 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 para cada punto en el que inyecta o retire energía Por lo tanto, el Agente propietario del equipamiento afectado al SIMEC será responsable, a su costo, de: a) La implementación del sistema de medición en el punto de conexión. Anexo Comercial: Sistema de Mediciones Comerciales. Julio 2000 Pag. 1 NORMATIVA DE OPERACION b) El mantenimiento y la verificación del correcto funcionamiento de su sistema de medición, y por el mantenimiento de la hora del medidor dentro de un rango de un (± 1) minuto cada mes.

3.3 Para los casos de interconexiones internacionales, el propietario de la línea deberá instalar el sistema de medición comercial en el extremo nacional de la línea.

3.4 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. 4. Características generales.

4.1 Ubicación de medidores del SIMEC. a) Los medidores del SIMEC deberán ser instalados en las fronteras entre agentes del Mercado, pudiendo ser esta frontera: • Nodo de vinculación entre un Generador y un Transmisor; • Nodo de vinculación entre un Distribuidor y un Transmisor; • Nodo de vinculación entre un Gran Consumidor y un Transmisor; • Nodo de vinculación entre un Generador y un Distribuidor, cuando el Generador se encuentre vinculado a la red de dicho Distribuidor; • Nodo de vinculación entre un Gran Consumidor y un Distribuidor, cuando el Gran Consumidor se encuentre vinculado a la red de dicho Distribuidor; • Nodo de vinculación entre un Distribuidor y otro Distribuidor, cuando entre ambos existan vinculaciones físicas; • Nodo de vinculación entre un Transmisor e instalaciones pertenecientes a interconexiones internacionales. b) 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 llevan 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: Anexo Comercial: Sistema de Mediciones Comerciales. Julio 2000 Pag. 2 NORMATIVA DE OPERACION • La medición estará localizada en el mismo nivel de tensión en el cual se encuentre el límite de propiedad. • 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. Ø 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. Ø 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. Ø 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.

4.2 Magnitudes a medir. a) Cada Generador debe contar con medición de inyección de energía activa por unidad de generación. Se podrá realizar una medición por agrupamiento de unidades generadoras cuando éste 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 de energía activa 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. 5. Calidad de la Medición.

5.1 Medidores. a) Los medidores principales deberán cumplir las siguientes características técnicas: Anexo Comercial: Sistema de Mediciones Comerciales. Julio 2000 Pag. 3 NORMATIVA DE OPERACION • Medir energía activa. • Ser trifásicos, tetrafilares y de solo 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. • 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 fijado por el CNDC que inicialmente será de 30 minutos. • Contar con módulo de comunicación 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, 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). Anexo Comercial: Sistema de Mediciones Comerciales. Julio 2000 Pag. 4 NORMATIVA DE OPERACION • Operar con protocolos de transmisión con detección de errores y repetición de bloques defectuosos. b) 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 0.5, • Integrador convencional o estático, • En caso de ser estático, contar con protección contra falta de alimentación eléctrica. c) El agente deberá proveer al CNDC la información necesaria 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. d) 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. e) 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,

5.2 Transformadores de medición. a) 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. • Clase del Transformador de tensión: 0,2 S, debe responder a la norma IEC 186. Ø 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%. Ø Los circuitos de medición contarán con borneras que permitan separar y/o intercalar equipos de medición en forma individual, sin afectar el funcionamiento del Anexo Comercial: Sistema de Mediciones Comerciales. Julio 2000 Pag. 5 NORMATIVA DE OPERACION sistema eléctrico ni a otros usuarios de tales circuitos. 6. Fases de implementación para los puntos de medición preexistentes.

6.1 Requisitos de adecuación. a) Todos los medidores comerciales deberán adecuarse a los requisitos definidos en este Anexo. b) A los efectos de posibilitar la adecuación y completar del sistema de medición existente que va a ser afectado al SIMEC para la puesta en marcha del Mercado Mayorista, se establece un programa de implementación gradual en cuatro (4) fases, las que se indican a continuación. c) Estas Fases se aplican solamente a los medidores preexistentes a la puesta en marcha del Mercado Mayorista. Todo nuevo sistema de medición que se incorpore con posterioridad de la puesta en marcha del Mercado Mayorista deberá cumplir todos los requisitos del presente Anexo, como se indica para la Fase IV.

6.2 Fase I. a) Se utilizarán las mediciones existentes disponibles indicadas en el Registro SIMEC, provenientes de medidores para fines comerciales instalados en el sistema y mediciones provenientes del SCADA del CNDC. Los transformadores de medición serán los existentes. b) La duración de esta fase será de doce (12) meses a partir de la puesta en vigencia de la Normativa de Operación. c) Se admitirá para un punto de conexión utilizar la integración de varios puntos de medidores del SIMEC. d) Se deberán reconocer los costos asociados, por parte de los agentes del mercado.Estos costos deberán ser aprobados por el INE, previa solicitud de la Empresa de Transmisión.

6.3 Fase II. a) Se utilizarán medidores comerciales con las características y ubicados en los puntos que corresponden de acuerdo a lo establecido en el presente Anexo. Estos medidores podrán estar configurados sin facilidades de comunicaciones (módem) para su acceso remoto. b) Los transformadores de medición serán los existentes. Anexo Comercial: Sistema de Mediciones Comerciales. Julio 2000 Pag. 6 NORMATIVA DE OPERACION c) El CNDC será responsable de organizar el sistema de recolección de esta información, mediante lecturas locales, con una periodicidad de por lo menos de una vez cada dos semanas. d) La duración de esta fase será de doce (12) meses a partir de la finalización de la Fase I.

6.3 Fase III. a) Se utilizarán medidores comerciales con las características y ubicados en los puntos que corresponden de acuerdo a lo establecido en el presente Anexo. Estos medidores deberán estar configurados con las facilidades de comunicaciones (módem) para su acceso remoto. b) Los transformadores de medición serán los existentes. c) El CNDC será responsable de contar con el Centro de Recolección necesario para realizar el acceso remoto a todos los puntos de medición. d) La duración de esta fase será de doce (12) meses a partir de la finalización de la Fase II.

6.5 Fase IV. a) Esta Fase corresponde al pleno cumplimiento de lo establecido en el presente Anexo, y entrará en vigencia a partir de la finalización de la Fase III. b) A partir de la puesta en marcha de la Fase IV, todo punto de conexión que no cuente con un sistema de medición que cumpla con los requisitos indicados en el presente Anexo no podrá participar en el Mercado. 7. Habilitación y Auditorias Técnicas.

7.1 Certificación. a) 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 de auditoría 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. b) Estas auditorías sólo podrán ser realizadas por Auditores habilitados para ello por el CNDC. Anexo Comercial: Sistema de Mediciones Comerciales. Julio 2000 Pag. 7 NORMATIVA DE OPERACION c) 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. d) 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.

7.2 Habilitación de una medición. a) El CNDC es el responsable de otorgar la habilitación de un sistema de medición. b) Al ponerse en marcha el Mercado Mayorista y comenzar la Fase I del SIMEC definida en el presenta Anexo, quedarán automáticamente habilitadas todas las mediciones indicados en el Registro SIMEC inicial. Dichas mediciones deberán contar con un certificado de Auditoría antes del comienzo de la Fase II. c) Toda nueva medición que se instale deberá cumplir todos los requisitos definidos y presentar la certificación de Auditoría para su habilitación en el SIMEC. Anexo Comercial: Sistema de Mediciones Comerciales. Julio 2000 Pag. 8 NORMATIVA DE OPERACION d) Previo a la entrada en servicio de una nueva medición, el agente involucrado deberá contar con el correspondiente sistema de medición comercial habilitado. e) Para ello, el agente deberá presentar al CNDC una solicitud de habilitación en el 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. f) Dentro de los diez días corridos 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.

7.3 Revisión de los medidores habilitados. a) Los medidores deberán ser revisados por lo menos una vez cada dos años. Toda revisión será a costo del agente. b) El CNDC en su función de supervisión del SIMEC podrá solicitar la revisión 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. 8. Derechos de un AGENTE DEL MERCADO a acceder a sus medidores.

8.1 Cada Agente podrá leer las mediciones en los medidores de su propiedad pero no está autorizado a introducir modificaciones a los valores medidos.

8.2 Para los medidores principales, el Agente tendrá la palabra clave que permite el acceso al medidor. E agente deberá proveer al CNDC de dicha palabra clave para el acceso.

8.3 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.

8.4 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.

8.5 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 Anexo Comercial: Sistema de Mediciones Comerciales. Julio 2000 Pag. 9 NORMATIVA DE OPERACION 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. 9. Registro de puntos del SIMEC.

9.1 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.

9.2 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.

9.3 Para la puesta en marcha del Mercado Mayorista el registro incluirá las mediciones existentes a utilizar inicialmente para las transacciones económicas, de acuerdo a lo establecido para Fase I en el presente Anexo. 10. Fallas de Medición y Tratamiento de la información.

10.1 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 los siguientes dos días.

10.2 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 locales alternativas, con el siguiente orden de prioridad: a) Información del medidor principal, tomada en forma local; b) Información del medidor de respaldo; c) Información del sistema SCADA, de existir; Anexo Comercial: Sistema de Mediciones Comerciales. Julio 2000 Pag. 10 NORMATIVA DE OPERACION d) Información suministrada por el agente al centro de control dl CNDC, transmitida telefónicamente por los operadores de estaciones transformadoras o plantas de generación según corresponda.

10.3 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.

10.4 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.

10.5 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.

10.6 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.

10.7 Cuando se utilice como fuente información programada, el CNDC utilizará los valores programados para los correspondientes intervalos de Mercado.

10.8 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.

10.9 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.

10.10 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.

10.11 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. Anexo Comercial: Sistema de Mediciones Comerciales. Julio 2000 Pag. 11 NORMATIVA DE OPERACION ANEXO COMERCIAL IV: GENERACIÓN OBLIGADA. 1. 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. 2. 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. 3. Restricciones de Voltaje .

3.1 El CNDC está habilitado a despachar generación obligada para mantener el voltaje dentro de los parámetros que establecen los criterios de calidad y seguridad en las condiciones definidas en la Normativa de Operación para el despacho y administración del reactivo.

3.2 Cuando el CNDC deba obligar generación para mantener el voltaje dentro de los criterios de calidad y seguridad, la responsabilidad de esta restricción será asignada a el o los agentes responsables de acuerdo a los criterios que se indican a continuación.

3.3 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.

3.4 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.

3.5 El agente transmisor será considerado responsable de la generación obligada por voltaje si: a) El nodo está conectado a su sistema de transmisión. Anexo Comercial: Generación ObligadaJulio 2000 Pag. 1 NORMATIVA DE OPERACION 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 a el o los nodos no presentan incumplimientos en sus obligaciones de reactivo. 4. Restricciones de Unidades Generadoras .

4.1 Características generales Se consideran restricciones de una unidad generadora: a) Mínimo técnico; b) Sus tiempos de arranque y parada; c) Requerimientos de ensayos.

4.2 Tiempos de arranque y parada a) 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. b) 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. c) 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. Anexo Comercial: Generación ObligadaJulio 2000 Pag. 2 NORMATIVA DE OPERACION • 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. d) 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. e) 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: • 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 perdidas. • 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. f) 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.

4.3 Restricciones de mínimo técnico a) 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. b) En este caso la generación obligada estará dada por la diferencia entre el mínimo técnico requerido y el mínimo técnico reconocido. c) 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.

4.4 Ensayos Anexo Comercial: Generación ObligadaJulio 2000 Pag. 3 NORMATIVA DE OPERACION a) 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. b) El responsable de esta generación obligada es el agente Productor que requiere el ensayo. c) 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). d) En este caso, la compensación horaria a pagar por el agente Productor responsable que requiere el ensayo será la suma de: • El sobrecosto por generación obligada; • La suma de las compensaciones a pagar, de existir, a los agentes Productores que resultan desplazados. 5. Restricciones de transmisión.

5.1 Las restricciones de capacidad de transmisión, ya sea por restricciones de diseño o de criterios de calidad y seguridad, que obliguen generación serán consideradas responsabilidad del agente transmisor.

5.2 El pago del sobrecosto correspondiente a dicha generación obligada será a pagar por el agente transmisor. 6. Administración del CNDC de la generación Obligada .

6.1 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. Anexo Comercial: Generación ObligadaJulio 2000 Pag. 4 NORMATIVA DE OPERACION

6.2 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.

6.3 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: Generación ObligadaJulio 2000 Pag. 5 NORMATIVA DE OPERACION ANEXO COMERCIAL VI: DESPACHO SIN RESTRICCIONES Y PRECIO DE LA ENERGÍA EN EL MERCADO DE OCASIÓN 1. Objeto El objeto del presente Anexo es describir la metodología de detalle para la implementación del despacho sin restricciones y el cálculo del precio de la energía en el Mercado de Ocasión. 2. Despacho sin restricciones

2.1 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 sin restricciones. Se indica a continuación las características de este despacho en cuanto al alcance de las restricciones que no se incluirán.

2.2 Se entiende por límites de diseño de la redespacho 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 no se incluyen en el despacho sin restricciones, o sea que no se colocarán límites a la capacidad de transmisión de cada vínculo disponible.

2.3 Se incluye la disponibilidad real, tanto de generación como de transmisión. En consecuencia, se representará la red disponible asumiendo que ésta no 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 sin restricciones.

2.4 Se entiende por restricciones de criterios de calidad y seguridad a las restricciones de voltaje y seguridad de áreas de existir. No se incluirán estas restricciones, por lo que la generación obligada por este motivo no participará en la formación del precio de la energía en el Mercado de Ocasión.

2.5 La generación obligada por restricciones de la red de distribución (problemas de voltaje) tampoco será incluida como forzada en el despacho sin restricciones y no participará en la formación del precio de la energía en el Mercado de Ocasión.

2.6 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. Anexo Comercial: Despacho sin Restricciones y Precio de la Energía. Julio 2000 Pag. 1 NORMATIVA DE OPERACION

2.7 En el despacho sin restricciones 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 con restricciones.

2.8 Los tiempos de arranque y parada, y los requerimientos de generación obligada por ensayos no se incluirán en el despacho sin restricciones.

2.9 El despacho sin restricciones será tal que mantenga la reserva rodante requerida.

2.10 El despacho sin restricciones tendrá en cuenta una representación de las pérdidas características de la red disponible.

2.11 El despacho sin restricciones se realizará con paso horario, representando la condición al inicio de cada hora. 3. Datos a Utilizar para el cálculo del precio de la energía en el Mercado de Ocasión

3.1 Criterios generales El precio de la energía en el Mercado de Ocasión se calculará con el despacho sin restricciones utilizando la siguiente información.

3.2 Demanda (incluyendo exportación). a) 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. b) De no contarse con los datos del SIMEC dentro de los plazos previstos para enviar a los agentes la información a suministrar con el posdespacho, el CNDC utilizará los datos horarios de demanda de la operación para obtener la estimación preliminar del precio. c) 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.

3.3 Disponibilidad de generación (incluyendo importación). a) Se utilizará la disponibilidad real resultado de la operación. Anexo Comercial: Despacho sin Restricciones y Precio de la Energía. Julio 2000 Pag. 2 NORMATIVA DE OPERACION b) Se tomará como disponibilidad inicial la correspondiente a la hora 0:00. c) Para cada cambio de disponibilidad (tales como disparo, comienzo y fin de mantenimiento, etc.) se tendrá en cuenta la hora del evento. d) Una unidad en prueba se considerará indisponible para el despacho. Por lo tanto, se le asignará una disponibilidad igual a cero para el calculo del despacho sin restricciones.

3.4 Disponibilidad de transmisión. a) Se utilizará la disponibilidad registrada de la operación. b) Se tomará como disponibilidad inicial la correspondiente a la hora 0:00. c) Para cada cambio de disponibilidad (incluyendo contingencia, comienzo y fin de mantenimiento), se tendrá en cuenta la hora en que se produjo.

3.5 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.

3.6 Costos variables para el despacho : a) Se utilizarán los costos variables para el despacho suministrados, excepto el valor del agua que se utilizará el calculado por el CNDC. b) 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. d) 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. Anexo Comercial: Despacho sin Restricciones y Precio de la Energía. Julio 2000 Pag. 3 NORMATIVA DE OPERACION 4. 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 sin restricciones 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 sin restricciones para la hora, y el precio representativo desde el evento hasta el comienzo de la siguiente hora al precio que resulta del despacho sin restricciones para la hora siguiente. Por ejemplo, si un evento sucede a las 7:19, el despacho sin restricciones 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. • 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 las unidades racionamiento. • 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 Anexo Comercial: Despacho sin Restricciones y Precio de la Energía. Julio 2000 Pag. 4 NORMATIVA DE OPERACION 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: • De corresponder el evento a una condición de racionamiento o ser insuficiente la reserva, el precio lo dará la primera unidad falla. • 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: Despacho sin Restricciones y Precio de la Energía. Julio 2000 Pag. 5 NORMATIVA DE OPERACION ANEXO COMERCIAL VII: COORDINACIÓN DE CONTRATOS 1. 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. 2. 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. 3. 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. Anexo Comercial: Coordinación de Contratos. Julio 2000 Pag. 1 NORMATIVA DE OPERACION

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 en emergencia 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, por indisponibilidades o emergencias que no podían ser previstas el día anterior. 4. 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. Anexo Comercial: Coordinación de Contratos. Julio 2000 Pag. 2 NORMATIVA DE OPERACION

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. 5. Rechazo, Autorización Condicional y Autorización Definitiva

5.1 El CNDC no dará la autorización a una solicitud de 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. Anexo Comercial: Coordinación de Contratos. Julio 2000 Pag. 3 NORMATIVA DE OPERACION 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, aún cuando comience su fecha de entrada en vigencia prevista, si la parte involucrada no notifica y avala el cumplimiento de el o los requisitos faltantes. 6. 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.

6.2 Si en alguna hora durante la operación real el contrato no se cumple como el intercambio físico programado en la interconexión internacional, para la administración del Mercado Mayorista de Nicaragua se considerará para esa hora como valor programado del contrato el correspondiente a la realidad de la operación.

6.3 Si de los datos informados para transacciones internacionales por contratos resultaría un intercambio en una interconexión internacional mayor que el máximo admisible (por restricciones técnicas y/o criterios de calidad y seguridad), el intercambio de los contratos de importación o exportación, según corresponda, que producirían esa congestión en la interconexión internacional 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: Coordinación de Contratos. Julio 2000 Pag. 4