CAMBIOS REALIZADOS A LAS REGLAS COMERCIALES ... - ETESA

está conectado, con la información suministrada por el Gran Cliente y el Distribuidor el CND
asignará al Gran Cliente su demanda máxima de generación prevista. Al mismo tiempo, el
CND calculará la nueva demanda máxima de generación prevista del Distribuidor restando
del valor previsto para dicho Distribuidor en el Informe la asignada al Gran Cliente. La
energía prevista a consumir será ajustada en forma análoga.
5.2.1.8 Cuando un Gran Cliente que es Participante Consumidor pasa a comprar
nuevamente a tarifa regulada como Gran Cliente de su Distribuidor, y este cambio no estaba
contemplado en el Informe Indicativo de Demandas, el CND recalculará la demanda máxima
de generación del Distribuidor sumando a la demanda prevista en el Informe Indicativo de
Demanda vigente, la demanda máxima de generación pronosticada para el Gran Cliente en
dicho Informe. La energía prevista a consumir será ajustada en forma análoga.
5.2.1.9 Cada vez que un Gran Cliente se convierta en Participante Consumidor o que un
Gran Cliente deje de serlo, y este cambio no hubiese sido previsto en el Informe Indicativo
de Demandas, el CND informará a los Participantes y al ERSP los ajustes que corresponden
al Informe Indicativo de Demandas vigentes para tener en cuenta estos cambios. Los
ajustes así informados pasarán a ser considerados parte integral del Informe Indicativo de
Demandas.
5.3 POTENCIA FIRME DE LARGO PLAZO
5.3.1.1 La compra de potencia firme de largo plazo surge de acuerdo libre entre partes en
el Mercado de Contratos y/o a través del servicio auxiliar de reserva de largo plazo.
5.3.1.2 La Potencia Firme de Largo Plazo de una central hidroeléctrica o eólica mide la
potencia que dicha central puede garantizar a entregar durante el período de máximo
requerimiento previsto para el sistema con una determinada probabilidad de excedencia,
dado el régimen hidrológico o de vientos de la central.
5.3.1.3 La probabilidad de excedencia a utilizar debe corresponder al nivel de confiabilidad
pretendido para el abastecimiento, y corresponde al riesgo de reducción en la oferta
hidroeléctrica o eólica por el aleatorio hidrológico (períodos secos) o de vientos.
Inicialmente, se considerará una probabilidad del 95 %. Este porcentaje sólo podrá ser
modificado por el ERSP de justificarlo los criterios de confiabilidad vigentes.
5.3.1.4 El CND debe calcular la potencia firme de largo plazo de cada central hidroeléctrica
y eólica con los modelos y procedimientos definidos en el Reglamento de Operación. El
procedimiento de cálculo deberá tener en cuenta:
a) La aleatoriedad de la hidrología o el régimen de vientos;
b) Para las hidroeléctricas, las características del embalse, de existir, y su capacidad
de regulación y de empuntamiento;
c) Las características de la central;
d) Para cada central hidroeléctrica de una cadena, la topología de otras centrales ubicadas
sobre la misma cuenca, que afectan los caudales entrantes y/o capacidad de generación
de la central.
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