Resolución 264/2026
SECRETARIA DE ENERGIA
MINISTERIO DE ECONOMIA
RESOLUCIONES N° 400/2025 Y 61/1992 - MODIFICACION
- Sanción:
- Publicada en el Boletín Oficial:
- Número:
- Boletín Oficial número: 36000
- Página:
- 25
Texto original de la norma
MINISTERIO DE ECONOMÍA
SECRETARÍA DE ENERGÍA
Resolución 264/2026
RESOL-2026-264-APN-SE#MEC
Ciudad de Buenos Aires, 24/09/2026
VISTO el Expediente N° EX-2026-80238359- -APN-DGDA#MEC, las Leyes Nros. 15.336 y 24.065, el Decreto N° 450 de fecha 4 de julio de 2025 y las Resoluciones Nros. 61 de fecha 29 de abril de 1992 de la ex SECRETARÍA DE ENERGÍA ELÉCTRICA del ex MINISTERIO DE ECONOMÍA Y OBRAS Y SERVICIOS PÚBLICOS que aprobó “Los Procedimientos para la Programación de la Operación, el Despacho de Cargas y el Cálculo de Precios en el MEM”, sus modificatorias y complementarias y 400 de fecha 20 de octubre de 2025 de la SECRETARÍA DE ENERGÍA del MINISTERIO DE ECONOMÍA, y
CONSIDERANDO:
Que la Ley N° 24.065 establece, entre otros, los siguientes objetivos para la política nacional en materia de abastecimiento, transporte y distribución de electricidad: (i) proteger adecuadamente los derechos de los usuarios; (ii) promover la competitividad de los mercados de producción y demanda de electricidad y alentar inversiones para asegurar el suministro a largo plazo habilitando la celebración de contratos a término de energía eléctrica; (iii) promover la operación, confiabilidad, igualdad, libre acceso, no discriminación y uso generalizado de los servicios e instalación de transporte y distribución de electricidad; (iv) incentivar el abastecimiento, transporte, distribución y uso eficiente de la electricidad fijando metodologías tarifarias apropiadas; (v) alentar la realización de inversiones privadas en producción, transporte y distribución, asegurando la competitividad de los mercados donde sea posible; (vi) asegurar, tanto como sea posible, la libertad de elección de los consumidores de energía eléctrica en las relaciones de consumo; (vii) establecer procedimientos ágiles para la operatividad inmediata de señales económicas que vinculen calidad con precio; (viii) propiciar el comercio internacional de energía eléctrica y la integración de los sistemas regionales en condiciones de seguridad del suministro y confiabilidad; y (ix) adoptar los recaudos que sean necesarios para alcanzar la autosuficiencia económico-financiera del sistema eléctrico argentino.
Que el Artículo 3° del Decreto N° 450/25 estableció un período de transición por un plazo de VEINTICUATRO (24) meses desde la entrada en vigencia del citado decreto, debiendo esta Secretaría desarrollar todas las acciones necesarias para una transición gradual, ordenada y previsible hacia los objetivos fijados en el Artículo 2° de la Ley N° 24.065.
Que la incorporación al MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA (MEM) de nuevas demandas de gran magnitud, con independencia de que su vinculación física al SISTEMA ARGENTINO DE INTERCONEXIÓN (SADI) se efectúe mediante instalaciones de transporte o de distribución, genera requerimientos adicionales de abastecimiento, potencia firme, transporte, distribución y servicios complementarios que deben ser adecuadamente gestionados para preservar la seguridad del suministro, la calidad del servicio y la estabilidad del SADI.
Que mediante la Resolución N° 400 de fecha 20 de octubre de 2025 de la SECRETARÍA DE ENERGÍA del MINISTERIO DE ECONOMÍA, se aprobaron las “Reglas para la Normalización del MEM y su Adaptación Progresiva”, para su aplicación a las Transacciones Económicas del MEM a partir del 1° noviembre de 2025.
Que a través de la citada Resolución N° 400/25 de esta Secretaría, se dispuso un nuevo marco regulatorio aplicable a la contratación de energía y potencia en el MEM, orientado a dotar de mayor flexibilidad y gradualidad al proceso de adecuación del mercado.
Que, asimismo, mediante el Artículo 13 de la citada resolución se estableció un régimen aplicable a determinadas demandas extratendenciales, resultando necesario adecuarlo para contemplar las distintas modalidades de vinculación de dichas demandas al SADI, ya sea mediante instalaciones de transporte o de distribución.
Que la presente regulación establece las condiciones de participación de las Demandas Extratendenciales en el MEM, sin sustituir ni alterar las competencias de las autoridades regulatorias competentes en materia de acceso, conexión, ampliación y utilización de las redes de transporte y distribución.
Que la incorporación de Grandes Demandas de Energía Eléctrica vinculadas a infraestructura asociada al Procesamiento de Datos, y particularmente de Inteligencia Artificial, e infraestructura asociada a procesos productivos industriales como Minería, Plantas de GNL o Producción de Hidrógeno entre otros, presentan características que “Los Procedimientos” vigentes no contemplan: magnitud de la demanda concentrada en un único punto, y flexibilidad técnica para limitar o modular su retiro de la red.
Que las Demandas Extratendenciales destinadas al procesamiento intensivo de datos presentan perfiles de consumo de elevada continuidad, densidad de carga y sensibilidad operativa, pudiendo generar mayores exigencias sobre la reserva, la estabilidad y la capacidad de respuesta del SADI, circunstancias que justifican establecer para ellas requisitos de cobertura y cargos diferenciados respecto de otras demandas productivas, sobre la base de criterios objetivos, técnicos y no discriminatorios.
Que la categorización vigente de Grandes Usuarios no distingue entre demanda convencional y demanda Extratendencial, lo cual genera incertidumbre sobre las condiciones de conexión, facturación y asignación de cargos por servicios.
Que las Demandas Extratendenciales (XDEM) no constituyen una categoría autónoma de Agente del MEM, sino una modalidad especial comprendida dentro de la categoría de GRAN USUARIO MAYOR (GUMA), sujeta, en razón de la magnitud y características de su demanda, a condiciones particulares de ingreso, abastecimiento, contratación, planificación, operación y desempeño técnico.
Que, en consecuencia, a fin de asegurar la adecuada integración normativa del Régimen XDEM con las reglas generales aplicables a los Grandes Usuarios Mayores, evitar la coexistencia o superposición de regímenes y preservar la sistemática de “Los Procedimientos”, corresponde incorporar dicho régimen como APÉNDICE C del ANEXO 17 “INGRESO DE NUEVOS AGENTES AL MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA”, resultando aplicables a los GUMA-XDEM, con carácter supletorio, las disposiciones generales correspondientes a los Grandes Usuarios Mayores en todo aquello que no se encuentre específicamente regulado por el citado régimen.
Que corresponde, asimismo, delimitar las funciones de los organismos y sujetos intervinientes, atribuyendo a las autoridades regulatorias competentes las decisiones de acceso y ampliación; a los Transportistas y Distribuidores, los estudios y condiciones de conexión; al Organismo Encargado del Despacho (OED), la evaluación sistémica, operativa y de seguridad del MEM; y a esta Secretaría, la definición de las condiciones comerciales XDEM y la aprobación de las reglas aplicables por el OED.
Que, a fin de evitar que una porción sustancial del abastecimiento de las Demandas Extratendenciales sea trasladada al Mercado Spot y soportada indirectamente por el conjunto de los agentes del MEM, resulta necesario exigir una cobertura contractual mínima de energía equivalente al OCHENTA POR CIENTO (80%) de la demanda efectiva, preservando un margen acotado de flexibilidad para desvíos operativos y contingencias.
Que la magnitud y concentración de las Demandas Extratendenciales requieren asegurar la disponibilidad de potencia firme suficiente para respaldar su incorporación, por lo que corresponde exigir una cobertura equivalente al CIEN POR CIENTO (100%) de su demanda máxima y, para las XDEM-DATOS, un margen adicional del QUINCE POR CIENTO (15%), destinado a reforzar la reserva y confiabilidad frente a contingencias y variaciones de disponibilidad.
Que la insuficiencia de cobertura contractual de energía genera costos y riesgos adicionales para el MEM, al incrementar la exposición al Mercado Spot y comprometer recursos de abastecimiento no previstos para la nueva demanda, por lo que corresponde establecer un valor por Insuficiencia de Cobertura Energética que incentive el cumplimiento de las obligaciones de contratación e internalice el mayor costo sistémico asociado al faltante de respaldo.
Que la falta de potencia firme suficiente incrementa el riesgo de insuficiencia de reserva y de afectación de la seguridad de abastecimiento del sistema, resultando necesario establecer un Cargo por Déficit de Potencia Firme de magnitud suficiente para desincentivar el ingreso o permanencia de Demandas Extratendenciales sin respaldo adecuado y para reflejar el mayor impacto sistémico derivado de dicha insuficiencia.
Que, cuando múltiples solicitudes de acceso concurran sobre una capacidad de transporte limitada, resulta necesario evitar la inmovilización especulativa de capacidad y priorizar proyectos con grado suficiente de madurez y cumplimiento, por lo que corresponde establecer un cargo de reserva de capacidad que refleje el costo de oportunidad de su indisponibilidad temporal y genere incentivos efectivos para el cumplimiento de los cronogramas comprometidos.
Que el régimen de reembolso parcial y pérdida de los importes abonados por reserva de capacidad debe vincularse al grado de cumplimiento del cronograma comprometido, de modo que los proyectos que ingresen oportunamente recuperen una proporción sustancial de lo abonado, mientras que las demoras o el incumplimiento definitivo internalicen el costo de oportunidad generado por la capacidad que permaneció indisponible para otros solicitantes.
Que las inversiones en nueva generación, potencia firme, infraestructura de conexión y ampliaciones de transporte vinculadas al abastecimiento de las Demandas Extratendenciales requieren horizontes de planificación y recuperación de largo plazo, por lo que resulta razonable establecer un período de aplicación de QUINCE (15) años desde la habilitación comercial, otorgando previsibilidad regulatoria y preservando durante dicho período las condiciones de abastecimiento que justificaron el acceso.
Que las solicitudes de incorporación al MEM o de acceso vinculadas a Demandas Extratendenciales que se encuentren en trámite a la fecha de entrada en vigencia de la presente medida deben adecuarse al nuevo régimen con independencia de la fecha de su presentación, alcanzando dicha obligación a los titulares de las solicitudes, aunque aún no revistan la calidad de Agentes del MEM.
Que, en virtud de lo expuesto en los considerandos precedentes, corresponde modificar el Artículo 13 de la Resolución N° 400/25 de la SECRETARÍA DE ENERGÍA en los términos aquí descriptos.
Que la Dirección Nacional de Regulación y Desarrollo del Sector Eléctrico de la SUBSECRETARÍA DE ENERGÍA ELÉCTRICA de esta Secretaria ha tomado la intervención de su competencia.
Que el servicio jurídico permanente del MINISTERIO DE ECONOMÍA ha tomado la intervención que le compete.
Que las atribuciones para el dictado de la presente surgen de los Artículos 35 y 36 de la Ley N° 24.065, el Decreto 450/2025 y el Apartado IX del Anexo II del Decreto N° 50 de fecha 19 de diciembre de 2019 y sus modificatorios.
Por ello,
LA SECRETARIA DE ENERGÍA
RESUELVE:
ARTÍCULO 1°.- Sustitúyese el Artículo 13 de la Resolución N° 400 de fecha 20 de octubre de 2025 de la SECRETARÍA DE ENERGÍA del MINISTERIO DE ECONOMÍA, el que quedará redactado de la siguiente manera:
“ARTÍCULO 13.- Toda nueva demanda o ampliación de demanda que solicite su incorporación al MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA (MEM) y represente un incremento relativo que exceda en al menos un CERO COMA CINCO POR CIENTO (0,5%) de la demanda media del MEM será considerada Demanda Extratendencial (XDEM), con independencia de que su vinculación al SADI se efectúe mediante instalaciones de transporte o de distribución. Deberá acompañar a su solicitud la presentación de un Plan Especial de Abastecimiento que asegure: (i) al menos un OCHENTA POR CIENTO (80%) de nueva producción de energía; y (ii) respaldo físico de potencia suficiente para cubrir al menos el CIEN POR CIENTO (100%) de su consumo en caso de tratarse de un emprendimiento de Producción y el CIENTO QUINCE POR CIENTO (115%) en caso de tratarse de un emprendimiento de Datos. Dichos respaldos deberán efectuarse con nueva potencia firme y encuadrarse en el Plan Especial de Abastecimiento.
A los exclusivos efectos del presente régimen, y con independencia de la fecha prevista en el Artículo 6°, se considerará oferta nueva para el abastecimiento de una XDEM aquella cuya habilitación comercial se produzca con posterioridad a la fecha de presentación de la solicitud de incorporación de la XDEM ante la SECRETARÍA DE ENERGÍA.
El acceso, conexión y las ampliaciones de las instalaciones de transporte o distribución se regirán por la normativa aplicable y estarán sujetos a la intervención de las autoridades competentes.”
ARTÍCULO 2°.- Apruébase la reglamentación al Artículo 13 de la Resolución N° 400/25 de la SECRETARÍA DE ENERGÍA denominado “Régimen de Grandes Demandas en el MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA (MEM) - Demandas Extratendenciales XDEM - Procesamiento de Datos – Procesos Productivos”, que como Anexo (IF-2026-93194585-APN-DNRYDSE#MEC) y sus Subanexos I y II (IF-2026-93215295-APN-DNRYDSE#MEC, IF-2026-93217708-APN-DNRYDSE#MEC) forman parte integrante de la presente resolución.
Las condiciones de participación, abastecimiento, contratación, operación sistémica y transacciones de las XDEM en el MEM se regirán por la presente resolución, sin perjuicio de las competencias de las autoridades regulatorias en materia de acceso, conexión, ampliación y utilización de las redes de transporte y distribución.
ARTÍCULO 3°.- Incorpórase al ANEXO 17 “INGRESO DE NUEVOS AGENTES AL MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA” de “Los Procedimientos para la Programación de la Operación, el Despacho de Cargas y el Cálculo de Precios”, aprobados por la Resolución N° 61 de fecha 29 de abril de 1992 de la ex SECRETARÍA DE ENERGÍA ELÉCTRICA del ex MINISTERIO DE ECONOMÍA Y OBRAS Y SERVICIOS PÚBLICOS y sus normas modificatorias y complementarias, como APÉNDICE C, el “RÉGIMEN DE GRANDES DEMANDAS EN EL MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA (MEM) – DEMANDAS EXTRATENDENCIALES (XDEM)”, aprobado por el Artículo 2° de la presente resolución, conjuntamente con los Subanexos que lo integran.
Incorpórase, en consecuencia, al Índice del citado ANEXO 17, a continuación del punto 11. “APÉNDICE B: INGRESO DE GRANDES USUARIOS PARTICULARES COMO AGENTES AL MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA”, el siguiente punto:
“12. APÉNDICE C: RÉGIMEN ESPECIAL DE INGRESO Y PARTICIPACIÓN EN EL MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA DE GRANDES USUARIOS MAYORES – DEMANDAS EXTRATENDENCIALES (GUMA-XDEM).”
Los GUMA-XDEM constituyen una subcategoría de GRAN USUARIO MAYOR (GUMA). En todo aquello que no se encuentre expresamente regulado por el citado APÉNDICE C resultarán de aplicación supletoria las disposiciones del ANEXO 17 correspondientes a los Grandes Usuarios Mayores.
ARTÍCULO 4°.- Las especificaciones técnicas para las Demandas Extratendenciales serán las contenidas en el Subanexo II – “Especificaciones Técnicas Para Demandas Extratendenciales XDEM” de la presente resolución.
ARTÍCULO 5°.- Las solicitudes de incorporación al MEM o de acceso vinculadas a Demandas Extratendenciales que se encuentren en trámite a la fecha de entrada en vigencia de la presente, cualquiera sea la fecha de su presentación, deberán adecuarse al Régimen XDEM dentro de los SESENTA (60) días de su entrada en vigencia. Esta obligación alcanza a los titulares de dichas solicitudes aunque aún no revistan la calidad de Agentes del MEM.
ARTÍCULO 6°.- Facúltase a la SUBSECRETARÍA DE ENERGÍA ELÉCTRICA de esta Secretaría a dictar las normas reglamentarias, complementarias y aclaratorias, llevando adelante las acciones necesarias que se requieran para la implementación de la presente resolución.
ARTÍCULO 7°.- La presente resolución entrará en vigencia el día de su publicación en el Boletín Oficial.
ARTÍCULO 8°.- Notifíquese a CAMMESA y al ENTE NACIONAL REGULADOR DEL GAS Y LA ELECTRICIDAD (ENReGE), organismo descentralizado actuante en la órbita del MINISTERIO DE ECONOMÍA.
ARTÍCULO 9°.- Comuníquese, publíquese, dese a la DIRECCIÓN NACIONAL DEL REGISTRO OFICIAL y archívese.
María Carmen Tettamanti
NOTA: El/los Anexo/s que integra/n este(a) Resolución se publican en la edición web del BORA -www.boletinoficial.gob.ar-
SECRETARÍA DE ENERGÍA
Resolución 264/2026
RESOL-2026-264-APN-SE#MEC
Ciudad de Buenos Aires, 24/09/2026
VISTO el Expediente N° EX-2026-80238359- -APN-DGDA#MEC, las Leyes Nros. 15.336 y 24.065, el Decreto N° 450 de fecha 4 de julio de 2025 y las Resoluciones Nros. 61 de fecha 29 de abril de 1992 de la ex SECRETARÍA DE ENERGÍA ELÉCTRICA del ex MINISTERIO DE ECONOMÍA Y OBRAS Y SERVICIOS PÚBLICOS que aprobó “Los Procedimientos para la Programación de la Operación, el Despacho de Cargas y el Cálculo de Precios en el MEM”, sus modificatorias y complementarias y 400 de fecha 20 de octubre de 2025 de la SECRETARÍA DE ENERGÍA del MINISTERIO DE ECONOMÍA, y
CONSIDERANDO:
Que la Ley N° 24.065 establece, entre otros, los siguientes objetivos para la política nacional en materia de abastecimiento, transporte y distribución de electricidad: (i) proteger adecuadamente los derechos de los usuarios; (ii) promover la competitividad de los mercados de producción y demanda de electricidad y alentar inversiones para asegurar el suministro a largo plazo habilitando la celebración de contratos a término de energía eléctrica; (iii) promover la operación, confiabilidad, igualdad, libre acceso, no discriminación y uso generalizado de los servicios e instalación de transporte y distribución de electricidad; (iv) incentivar el abastecimiento, transporte, distribución y uso eficiente de la electricidad fijando metodologías tarifarias apropiadas; (v) alentar la realización de inversiones privadas en producción, transporte y distribución, asegurando la competitividad de los mercados donde sea posible; (vi) asegurar, tanto como sea posible, la libertad de elección de los consumidores de energía eléctrica en las relaciones de consumo; (vii) establecer procedimientos ágiles para la operatividad inmediata de señales económicas que vinculen calidad con precio; (viii) propiciar el comercio internacional de energía eléctrica y la integración de los sistemas regionales en condiciones de seguridad del suministro y confiabilidad; y (ix) adoptar los recaudos que sean necesarios para alcanzar la autosuficiencia económico-financiera del sistema eléctrico argentino.
Que el Artículo 3° del Decreto N° 450/25 estableció un período de transición por un plazo de VEINTICUATRO (24) meses desde la entrada en vigencia del citado decreto, debiendo esta Secretaría desarrollar todas las acciones necesarias para una transición gradual, ordenada y previsible hacia los objetivos fijados en el Artículo 2° de la Ley N° 24.065.
Que la incorporación al MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA (MEM) de nuevas demandas de gran magnitud, con independencia de que su vinculación física al SISTEMA ARGENTINO DE INTERCONEXIÓN (SADI) se efectúe mediante instalaciones de transporte o de distribución, genera requerimientos adicionales de abastecimiento, potencia firme, transporte, distribución y servicios complementarios que deben ser adecuadamente gestionados para preservar la seguridad del suministro, la calidad del servicio y la estabilidad del SADI.
Que mediante la Resolución N° 400 de fecha 20 de octubre de 2025 de la SECRETARÍA DE ENERGÍA del MINISTERIO DE ECONOMÍA, se aprobaron las “Reglas para la Normalización del MEM y su Adaptación Progresiva”, para su aplicación a las Transacciones Económicas del MEM a partir del 1° noviembre de 2025.
Que a través de la citada Resolución N° 400/25 de esta Secretaría, se dispuso un nuevo marco regulatorio aplicable a la contratación de energía y potencia en el MEM, orientado a dotar de mayor flexibilidad y gradualidad al proceso de adecuación del mercado.
Que, asimismo, mediante el Artículo 13 de la citada resolución se estableció un régimen aplicable a determinadas demandas extratendenciales, resultando necesario adecuarlo para contemplar las distintas modalidades de vinculación de dichas demandas al SADI, ya sea mediante instalaciones de transporte o de distribución.
Que la presente regulación establece las condiciones de participación de las Demandas Extratendenciales en el MEM, sin sustituir ni alterar las competencias de las autoridades regulatorias competentes en materia de acceso, conexión, ampliación y utilización de las redes de transporte y distribución.
Que la incorporación de Grandes Demandas de Energía Eléctrica vinculadas a infraestructura asociada al Procesamiento de Datos, y particularmente de Inteligencia Artificial, e infraestructura asociada a procesos productivos industriales como Minería, Plantas de GNL o Producción de Hidrógeno entre otros, presentan características que “Los Procedimientos” vigentes no contemplan: magnitud de la demanda concentrada en un único punto, y flexibilidad técnica para limitar o modular su retiro de la red.
Que las Demandas Extratendenciales destinadas al procesamiento intensivo de datos presentan perfiles de consumo de elevada continuidad, densidad de carga y sensibilidad operativa, pudiendo generar mayores exigencias sobre la reserva, la estabilidad y la capacidad de respuesta del SADI, circunstancias que justifican establecer para ellas requisitos de cobertura y cargos diferenciados respecto de otras demandas productivas, sobre la base de criterios objetivos, técnicos y no discriminatorios.
Que la categorización vigente de Grandes Usuarios no distingue entre demanda convencional y demanda Extratendencial, lo cual genera incertidumbre sobre las condiciones de conexión, facturación y asignación de cargos por servicios.
Que las Demandas Extratendenciales (XDEM) no constituyen una categoría autónoma de Agente del MEM, sino una modalidad especial comprendida dentro de la categoría de GRAN USUARIO MAYOR (GUMA), sujeta, en razón de la magnitud y características de su demanda, a condiciones particulares de ingreso, abastecimiento, contratación, planificación, operación y desempeño técnico.
Que, en consecuencia, a fin de asegurar la adecuada integración normativa del Régimen XDEM con las reglas generales aplicables a los Grandes Usuarios Mayores, evitar la coexistencia o superposición de regímenes y preservar la sistemática de “Los Procedimientos”, corresponde incorporar dicho régimen como APÉNDICE C del ANEXO 17 “INGRESO DE NUEVOS AGENTES AL MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA”, resultando aplicables a los GUMA-XDEM, con carácter supletorio, las disposiciones generales correspondientes a los Grandes Usuarios Mayores en todo aquello que no se encuentre específicamente regulado por el citado régimen.
Que corresponde, asimismo, delimitar las funciones de los organismos y sujetos intervinientes, atribuyendo a las autoridades regulatorias competentes las decisiones de acceso y ampliación; a los Transportistas y Distribuidores, los estudios y condiciones de conexión; al Organismo Encargado del Despacho (OED), la evaluación sistémica, operativa y de seguridad del MEM; y a esta Secretaría, la definición de las condiciones comerciales XDEM y la aprobación de las reglas aplicables por el OED.
Que, a fin de evitar que una porción sustancial del abastecimiento de las Demandas Extratendenciales sea trasladada al Mercado Spot y soportada indirectamente por el conjunto de los agentes del MEM, resulta necesario exigir una cobertura contractual mínima de energía equivalente al OCHENTA POR CIENTO (80%) de la demanda efectiva, preservando un margen acotado de flexibilidad para desvíos operativos y contingencias.
Que la magnitud y concentración de las Demandas Extratendenciales requieren asegurar la disponibilidad de potencia firme suficiente para respaldar su incorporación, por lo que corresponde exigir una cobertura equivalente al CIEN POR CIENTO (100%) de su demanda máxima y, para las XDEM-DATOS, un margen adicional del QUINCE POR CIENTO (15%), destinado a reforzar la reserva y confiabilidad frente a contingencias y variaciones de disponibilidad.
Que la insuficiencia de cobertura contractual de energía genera costos y riesgos adicionales para el MEM, al incrementar la exposición al Mercado Spot y comprometer recursos de abastecimiento no previstos para la nueva demanda, por lo que corresponde establecer un valor por Insuficiencia de Cobertura Energética que incentive el cumplimiento de las obligaciones de contratación e internalice el mayor costo sistémico asociado al faltante de respaldo.
Que la falta de potencia firme suficiente incrementa el riesgo de insuficiencia de reserva y de afectación de la seguridad de abastecimiento del sistema, resultando necesario establecer un Cargo por Déficit de Potencia Firme de magnitud suficiente para desincentivar el ingreso o permanencia de Demandas Extratendenciales sin respaldo adecuado y para reflejar el mayor impacto sistémico derivado de dicha insuficiencia.
Que, cuando múltiples solicitudes de acceso concurran sobre una capacidad de transporte limitada, resulta necesario evitar la inmovilización especulativa de capacidad y priorizar proyectos con grado suficiente de madurez y cumplimiento, por lo que corresponde establecer un cargo de reserva de capacidad que refleje el costo de oportunidad de su indisponibilidad temporal y genere incentivos efectivos para el cumplimiento de los cronogramas comprometidos.
Que el régimen de reembolso parcial y pérdida de los importes abonados por reserva de capacidad debe vincularse al grado de cumplimiento del cronograma comprometido, de modo que los proyectos que ingresen oportunamente recuperen una proporción sustancial de lo abonado, mientras que las demoras o el incumplimiento definitivo internalicen el costo de oportunidad generado por la capacidad que permaneció indisponible para otros solicitantes.
Que las inversiones en nueva generación, potencia firme, infraestructura de conexión y ampliaciones de transporte vinculadas al abastecimiento de las Demandas Extratendenciales requieren horizontes de planificación y recuperación de largo plazo, por lo que resulta razonable establecer un período de aplicación de QUINCE (15) años desde la habilitación comercial, otorgando previsibilidad regulatoria y preservando durante dicho período las condiciones de abastecimiento que justificaron el acceso.
Que las solicitudes de incorporación al MEM o de acceso vinculadas a Demandas Extratendenciales que se encuentren en trámite a la fecha de entrada en vigencia de la presente medida deben adecuarse al nuevo régimen con independencia de la fecha de su presentación, alcanzando dicha obligación a los titulares de las solicitudes, aunque aún no revistan la calidad de Agentes del MEM.
Que, en virtud de lo expuesto en los considerandos precedentes, corresponde modificar el Artículo 13 de la Resolución N° 400/25 de la SECRETARÍA DE ENERGÍA en los términos aquí descriptos.
Que la Dirección Nacional de Regulación y Desarrollo del Sector Eléctrico de la SUBSECRETARÍA DE ENERGÍA ELÉCTRICA de esta Secretaria ha tomado la intervención de su competencia.
Que el servicio jurídico permanente del MINISTERIO DE ECONOMÍA ha tomado la intervención que le compete.
Que las atribuciones para el dictado de la presente surgen de los Artículos 35 y 36 de la Ley N° 24.065, el Decreto 450/2025 y el Apartado IX del Anexo II del Decreto N° 50 de fecha 19 de diciembre de 2019 y sus modificatorios.
Por ello,
LA SECRETARIA DE ENERGÍA
RESUELVE:
ARTÍCULO 1°.- Sustitúyese el Artículo 13 de la Resolución N° 400 de fecha 20 de octubre de 2025 de la SECRETARÍA DE ENERGÍA del MINISTERIO DE ECONOMÍA, el que quedará redactado de la siguiente manera:
“ARTÍCULO 13.- Toda nueva demanda o ampliación de demanda que solicite su incorporación al MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA (MEM) y represente un incremento relativo que exceda en al menos un CERO COMA CINCO POR CIENTO (0,5%) de la demanda media del MEM será considerada Demanda Extratendencial (XDEM), con independencia de que su vinculación al SADI se efectúe mediante instalaciones de transporte o de distribución. Deberá acompañar a su solicitud la presentación de un Plan Especial de Abastecimiento que asegure: (i) al menos un OCHENTA POR CIENTO (80%) de nueva producción de energía; y (ii) respaldo físico de potencia suficiente para cubrir al menos el CIEN POR CIENTO (100%) de su consumo en caso de tratarse de un emprendimiento de Producción y el CIENTO QUINCE POR CIENTO (115%) en caso de tratarse de un emprendimiento de Datos. Dichos respaldos deberán efectuarse con nueva potencia firme y encuadrarse en el Plan Especial de Abastecimiento.
A los exclusivos efectos del presente régimen, y con independencia de la fecha prevista en el Artículo 6°, se considerará oferta nueva para el abastecimiento de una XDEM aquella cuya habilitación comercial se produzca con posterioridad a la fecha de presentación de la solicitud de incorporación de la XDEM ante la SECRETARÍA DE ENERGÍA.
El acceso, conexión y las ampliaciones de las instalaciones de transporte o distribución se regirán por la normativa aplicable y estarán sujetos a la intervención de las autoridades competentes.”
ARTÍCULO 2°.- Apruébase la reglamentación al Artículo 13 de la Resolución N° 400/25 de la SECRETARÍA DE ENERGÍA denominado “Régimen de Grandes Demandas en el MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA (MEM) - Demandas Extratendenciales XDEM - Procesamiento de Datos – Procesos Productivos”, que como Anexo (IF-2026-93194585-APN-DNRYDSE#MEC) y sus Subanexos I y II (IF-2026-93215295-APN-DNRYDSE#MEC, IF-2026-93217708-APN-DNRYDSE#MEC) forman parte integrante de la presente resolución.
Las condiciones de participación, abastecimiento, contratación, operación sistémica y transacciones de las XDEM en el MEM se regirán por la presente resolución, sin perjuicio de las competencias de las autoridades regulatorias en materia de acceso, conexión, ampliación y utilización de las redes de transporte y distribución.
ARTÍCULO 3°.- Incorpórase al ANEXO 17 “INGRESO DE NUEVOS AGENTES AL MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA” de “Los Procedimientos para la Programación de la Operación, el Despacho de Cargas y el Cálculo de Precios”, aprobados por la Resolución N° 61 de fecha 29 de abril de 1992 de la ex SECRETARÍA DE ENERGÍA ELÉCTRICA del ex MINISTERIO DE ECONOMÍA Y OBRAS Y SERVICIOS PÚBLICOS y sus normas modificatorias y complementarias, como APÉNDICE C, el “RÉGIMEN DE GRANDES DEMANDAS EN EL MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA (MEM) – DEMANDAS EXTRATENDENCIALES (XDEM)”, aprobado por el Artículo 2° de la presente resolución, conjuntamente con los Subanexos que lo integran.
Incorpórase, en consecuencia, al Índice del citado ANEXO 17, a continuación del punto 11. “APÉNDICE B: INGRESO DE GRANDES USUARIOS PARTICULARES COMO AGENTES AL MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA”, el siguiente punto:
“12. APÉNDICE C: RÉGIMEN ESPECIAL DE INGRESO Y PARTICIPACIÓN EN EL MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA DE GRANDES USUARIOS MAYORES – DEMANDAS EXTRATENDENCIALES (GUMA-XDEM).”
Los GUMA-XDEM constituyen una subcategoría de GRAN USUARIO MAYOR (GUMA). En todo aquello que no se encuentre expresamente regulado por el citado APÉNDICE C resultarán de aplicación supletoria las disposiciones del ANEXO 17 correspondientes a los Grandes Usuarios Mayores.
ARTÍCULO 4°.- Las especificaciones técnicas para las Demandas Extratendenciales serán las contenidas en el Subanexo II – “Especificaciones Técnicas Para Demandas Extratendenciales XDEM” de la presente resolución.
ARTÍCULO 5°.- Las solicitudes de incorporación al MEM o de acceso vinculadas a Demandas Extratendenciales que se encuentren en trámite a la fecha de entrada en vigencia de la presente, cualquiera sea la fecha de su presentación, deberán adecuarse al Régimen XDEM dentro de los SESENTA (60) días de su entrada en vigencia. Esta obligación alcanza a los titulares de dichas solicitudes aunque aún no revistan la calidad de Agentes del MEM.
ARTÍCULO 6°.- Facúltase a la SUBSECRETARÍA DE ENERGÍA ELÉCTRICA de esta Secretaría a dictar las normas reglamentarias, complementarias y aclaratorias, llevando adelante las acciones necesarias que se requieran para la implementación de la presente resolución.
ARTÍCULO 7°.- La presente resolución entrará en vigencia el día de su publicación en el Boletín Oficial.
ARTÍCULO 8°.- Notifíquese a CAMMESA y al ENTE NACIONAL REGULADOR DEL GAS Y LA ELECTRICIDAD (ENReGE), organismo descentralizado actuante en la órbita del MINISTERIO DE ECONOMÍA.
ARTÍCULO 9°.- Comuníquese, publíquese, dese a la DIRECCIÓN NACIONAL DEL REGISTRO OFICIAL y archívese.
María Carmen Tettamanti
NOTA: El/los Anexo/s que integra/n este(a) Resolución se publican en la edición web del BORA -www.boletinoficial.gob.ar-
e. 25/09/2026 N° 70372/26 v. 25/09/2026
Artículo1°.- A los efectos del presente Régimen y de sus instrumentos derivados, los términos definidos seguidamente tendrán los significados que en cada caso se les asignan:
Base Temporal: A los efectos de determinar el umbral previsto para la categorización como XDEM, la demanda media de referencia del MEM será calculada por el OED sobre la base de la energía total demandada en el MEM durante los DOCE (12) meses calendario completos inmediatamente anteriores a la presentación de la solicitud, dividida por la cantidad de horas correspondientes a dicho período.
BESS (Battery Energy Storage System): Sistema de almacenamiento de energía por baterías. Tecnología habilitada para realizar operaciones de carga y descarga de potencia y proveer servicios auxiliares al SADI.
CAMMESA (Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A.): Entidad a la que se han asignado las funciones del OED por Decreto N° 1.192/1992. Administra el Mercado Spot, el Mercado a Término de Energía (MATE), el Mercado a Término de Potencia (MATP) y las transacciones económicas del MEM.
Capacidad de Conexión Contratada: Potencia máxima de retiro de la red que la XDEM contrata, independientemente de su demanda instalada total, la que debe alinearse con el Plan Especial de Abastecimiento (PEA) y los requerimientos adicionales que el OED informe a la Secretaría de Energía.
Demanda Extratendencial (XDEM): Toda nueva demanda o ampliación de demanda cuya solicitud de incorporación al MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA (MEM) y, cuando corresponda, de acceso a la capacidad de transporte, sea presentada con posterioridad a la entrada en vigencia de la Resolución N° 400/2025 de la SECRETARÍA DE ENERGÍA, y que represente un incremento de potencia igual o superior al CERO COMA CINCO POR CIENTO (0,5 %) de la demanda media de referencia del MEM, calculada por el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) sobre la Base Temporal que se establezca a tal efecto, será considerada Demanda Extratendencial (XDEM), con independencia de que su vinculación al SISTEMA ARGENTINO DE INTERCONEXIÓN (SADI) se efectúe mediante instalaciones de transporte o de distribución. A los fines de la determinación de dicho umbral, la demanda correspondiente a un mismo proyecto, emprendimiento, establecimiento o conjunto económicamente o técnicamente vinculado deberá considerarse en forma integral, no pudiendo ser fraccionada, parcializada o subdividida en demandas de menor potencia cuando ello tenga por objeto o efecto evitar su encuadramiento como XDEM.
EMT (Electromagnetic Transient): Tipo de modelo de simulación eléctrica dinámica de alta resolución exigible como entregable técnico por parte de los agentes XDEM DATOS.
ENReGE (Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad): es el organismo autárquico de la República Argentina creado para controlar y fiscalizar los servicios de gas natural y energía eléctrica. Aprueba las tarifas de transporte y distribución de energía eléctrica y demás funciones asignadas por el Decreto N° 452/2025 que unificó bajo una sola entidad las estructuras y funciones asignadas por las Leyes Nros. 24.065 y 24.076 a los extintos ENRE y ENARGAS.
GAC (Generación Asociada al Consumo): Instalación o conjunto de instalaciones de generación eléctrica asociadas físicamente a una XDEM, destinadas total o parcialmente al abastecimiento de su propia demanda, con posibilidad de operar en forma coordinada con su retiro de energía del SADI conforme las condiciones técnicas y comerciales aplicables.
GUMA (Gran Usuario Mayor): Categoría de usuario del MEM definida en el Anexo 17 de Los Procedimientos. El presente Régimen crea dentro de esta categoría la subcategoría de GUMA-XDEM que genéricamente abarca las clasificadas como: (i) XDEM-DATOS, (ii) XDEM-PRODUCCIÓN.
MATE (Mercado a Término de Energía): Mecanismo de contratación de energía a plazo dentro del MEM, administrado por CAMMESA.
MATP (Mercado a Término de Potencia): Mecanismo de contratación de potencia firme a plazo dentro del MEM, administrado por CAMMESA.
MEM (Mercado Eléctrico Mayorista): Mercado de electricidad mayorista de la República Argentina, regulado por las Leyes Nros. 15.336 y 24.065 y administrado operativamente por CAMMESA en su carácter de OED.
Mercado Spot: Mercado de transacciones de energía y potencia en tiempo real dentro del MEM, al que acceden transitoriamente los agentes sin cobertura contractual suficiente.
Nueva Oferta Elegible XDEM: Oferta incremental de energía y potencia resultante de inversiones asociadas al Plan Especial de Abastecimiento (PEA), que implique un incremento efectivo, adicional y verificable de la capacidad disponible para el abastecimiento del MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA (MEM), y cuya habilitación comercial se produzca con posterioridad a la fecha de presentación de la respectiva solicitud ante la SECRETARÍA DE ENERGÍA.
Asimismo, podrá ser considerada Nueva Oferta Elegible XDEM la generación térmica existente, habilitada comercialmente con anterioridad a la entrada en vigencia de la presente resolución y que opere exclusivamente con gas natural, cuando, con posterioridad a dicha fecha, incorpore capacidad firme adicional de transporte de gas natural como consecuencia de ampliaciones de la capacidad de transporte, siempre que ello permita incrementar de manera efectiva y verificable su disponibilidad para el abastecimiento del MEM.
OED (Organismo Encargado del Despacho): Entidad responsable del despacho centralizado, la programación de la operación y el cálculo de precios en el MEM. Sus funciones han sido asignadas a CAMMESA por Decreto N° 1.192/1992.
Plan Especial de Abastecimiento (PEA): Es un documento a ser presentado por toda XDEM, con carácter de declaración jurada, para su ingreso al MEM y que deberá mantener actualizado ante la Secretaría de Energía conforme la presente norma incluyendo su previsión de demanda y de su abastecimiento de energía y potencia con un horizonte móvil de CINCO (5) años.
PMU (Phasor Measurement Unit): Unidad de medición fasorial. Equipamiento de monitoreo requerido a los agentes XDEM como parte de los requisitos de telecomunicaciones y supervisión del sistema.
Potencia Firme: Capacidad de generación que puede garantizarse con alta confiabilidad. Computable desde nuevas centrales térmicas, almacenamiento de energía con duración mínima de SEIS (6) horas, instalaciones hidroeléctricas, nucleares u otras tecnologías reconocidas por la Secretaría de Energía.
Punto de Interconexión: Punto físico donde la XDEM y su GAC se conectan al SADI. Es el nodo de referencia para el cálculo del Retiro Neto.
RoCoF (Rate of Change of Frequency): Es la Tasa de cambio de frecuencia. Parámetro técnico ante el cual los agentes XDEM deben demostrar capacidad de soportabilidad conforme al SUBANEXO II “Especificaciones Técnicas para Demandas Extratendenciales (XDEM)”.
SADI (Sistema Argentino de Interconexión): Es el Sistema Eléctrico, el conjunto de instalaciones de generación, transporte y distribución interconectados a través del cual se vinculan eléctricamente e interactúan comercialmente los agentes del MEM. El SADI y las transacciones que se realizan a través del mismo están sujetas a regulación y jurisdicción federal.
SMEC (Sistema de Medición Comercial): Sistema de medición comercial conforme al Anexo 24 de Los Procedimientos. Todo GUMA-XDEM deberá instalarlo bajo su responsabilidad, cumpliendo los requisitos adicionales que se impongan conforme el presente Régimen.
SOTR (Sistema de Operación en Tiempo Real): Sistema propio de operación en tiempo real que los GUMA XDEM deben disponer como parte de los requisitos técnicos del SUBANEXO II – “Especificaciones Técnicas para Demandas Extratendenciales (XDEM)” del presente Régimen.
XDEM - DATOS: Demanda extratendencial (XDEM) de energía y potencia destinada total o parcialmente a infraestructura de procesamiento computacional intensivo como centros de datos, entrenamiento o inferencia de Inteligencia Artificial.
XDEM - PRODUCCIÓN: Demanda extratendencial (XDEM) de energía y potencia destinada total o parcialmente a actividades productivas como industrias, Minería, Gas Natural Licuado, Hidrógeno, entre otras actividades productivas intensivas en consumo de energía eléctrica.
Artículo 2°.- Ámbito de aplicación. El presente Régimen aplica a toda la Demanda Extratendencial (XDEM) del MEM, cualquiera sea el destino productivo de la demanda. Las disposiciones del presente Régimen serán aplicables durante un período de QUINCE (15) años contados desde la habilitación comercial de la demanda como agente del MEM.
Artículo 3°. - Categorización. Se establece dentro de la condición de Grandes Usuarios Mayores (GUMA) del Anexo 17 de Los Procedimientos, las siguientes subcategorías para las XDEM, las cuales no podrán parcializarse en subconjuntos de menor potencia para eludir el umbral de categorización:
a) Subcategoría GUMA XDEM – DATOS
Demanda extratendencial de energía y potencia destinada total o parcialmente a infraestructura de procesamiento computacional intensivo como centros de datos, entrenamiento o inferencia de Inteligencia Artificial.
b) Subcategoría GUMA XDEM - PRODUCCIÓN
Demanda extratendencial de energía y potencia destinada total o parcialmente a actividades productivas como industrias, Minería, Gas Natural Licuado, Hidrógeno, entre otras actividades productivas intensivas en consumo de energía eléctrica.
Artículo 4°. - Registro obligatorio. Toda Demanda Extratendencial (XDEM) deberá registrarse ante la Secretaría de Energía. El registro incluirá la fecha prevista de habilitación comercial, la potencia requerida, la energía anual estimada, las instalaciones de conexión, las ampliaciones de transporte comprometidas y el Plan Especial de Abastecimiento (PEA) comprometido.
Sin perjuicio del procedimiento de habilitación como Agente del MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA (MEM) previsto en el Anexo 17 de “Los Procedimientos”, toda Demanda Extratendencial deberá inscribirse en un Registro de XDEM por la Secretaría de Energía. Dicha inscripción tendrá por objeto individualizar y mantener actualizadas las características técnicas y de abastecimiento de cada XDEM y no sustituirá ni implicará, por sí misma, la habilitación como Agente del MEM cuando ésta resulte exigible conforme a la normativa vigente.
En el caso de tratarse de una XDEM con autogeneración deberá registrarse ante la Secretaría de Energía declarando: potencia instalada total, cronograma de incorporación de carga por etapas, características de GAC, y capacidad de modulación de su retiro de la red.
Cuando, por las características de la instalación y de su operación, corresponda su encuadramiento como Autogenerador conforme a la normativa aplicable, la XDEM deberá obtener separadamente la habilitación correspondiente bajo dicha categoría. La inscripción en el Registro de XDEM y la habilitación como Autogenerador constituirán procedimientos independientes, sin perjuicio de la coordinación que corresponda efectuar entre ambos a los efectos de su incorporación y operación en el MEM.
Artículo 5°.- Plan Especial de Abastecimiento
Todo GUMA-XDEM deberá presentar ante la Secretaría de Energía con copia al Operador Encargado del Despacho (OED) junto con su solicitud de Acceso a la Capacidad de Transporte presentada ante el ENReGE, y con carácter de Declaración Jurada un Plan Especial de Abastecimiento (PEA) para los primeros CINCO (5) años de funcionamiento, incluyendo los compromisos de contratación, ubicación de la nueva oferta de energía y potencia, cronogramas de ejecución y mecanismos de respaldo previstos.
El PEA se actualizará periódicamente conforme lo establecido en el presente. La oferta de generación de energía y potencia debe provenir de Nueva Oferta Elegible XDEM enmarcada en el PEA.
La incorporación de la XDEM no deberá afectar negativamente la calidad de servicio, la seguridad operativa, la capacidad de abastecimiento ni la estabilidad del SADI. En la Solicitud de Acceso a la Capacidad de Transporte se deberá verificar que la demanda propuesta puede abastecerse sin requerir despacho de generación forzada.
La XDEM DATOS deberá comprometer, como incorporación, una potencia firme equivalente al CIENTO QUINCE POR CIENTO (115 %) de su demanda máxima a consumir en concepto de garantía de reserva, valor que se considerará para evaluar la cobertura mensual. La XDEM PRODUCCIÓN deberá comprometer como incorporación una potencia firme equivalente al CIEN POR CIENTO (100 %) de su demanda máxima.
Artículo 6°.- Verificación técnica de acceso
El Acceso a la Capacidad de Transporte quedará sujeto a la verificación técnica efectuada por el OED y por el Transportista y el Distribuidor involucrados, debiendo preservarse el margen remanente de capacidad de transporte disponible asociado a la zona y región donde se materializa el acceso de la XDEM. El solicitante podrá presentar un proyecto de ampliación de la capacidad de transporte asociado a la Demanda Extratendencial solicitado por ante el ENREGE o ante las autoridades regulatorias competentes, el cual deberá ser validado por el OED y la Transportista, en función del criterio mencionado.
Las condiciones técnicas de conexión, operación, control, estabilidad, calidad de producto técnico, automatismos, regulación de tensión, control de frecuencia y demás requerimientos específicos serán las establecidas en el Subanexo II - “Especificaciones Técnicas para Demandas Extratendenciales (XDEM)”, que forma parte integrante del presente Régimen.
Cuando las características particulares del proceso industrial de la demanda de que se trate así lo requieran, el OED podrá exigir condiciones técnicas adicionales a las previstas en el referido Subanexo II.
Artículo 7°.- Evaluación integral de la solicitud
Cumplidos los requisitos correspondientes al acceso a la capacidad de transporte y presentada la totalidad de la documentación exigida por el presente Régimen, la SECRETARÍA DE ENERGÍA remitirá la solicitud al ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED), a fin de que éste efectúe su evaluación integral respecto de la incorporación de la XDEM.
A tal efecto, el OED deberá verificar, como mínimo:
a) la inscripción de la solicitud en el Registro de XDEM previsto en el artículo 4°;
b) el cumplimiento de los requisitos exigibles para su incorporación como Gran Usuario Mayor (GUMA) conforme al Anexo 17 de “Los Procedimientos”;
c) la consistencia del Plan Especial de Abastecimiento (PEA) con la demanda prevista y con el cronograma de incorporación de carga declarado;
d) la acreditación de la Nueva Oferta Elegible XDEM comprometida para el abastecimiento de energía y potencia;
e) la disponibilidad de la potencia firme exigida conforme al presente Régimen y la existencia de mecanismos de respaldo o sustitución adecuados;
f) la correspondencia entre la potencia, el cronograma de incorporación de carga y las condiciones previstas en el PEA y aquellas autorizadas en el procedimiento de acceso a la capacidad de transporte, incluyendo las ampliaciones de transporte que resulten necesarias;
g) el cumplimiento de los requerimientos técnicos establecidos en el Subanexo II – “Especificaciones Técnicas para Demandas Extratendenciales (XDEM)”;
h) que la incorporación de la XDEM no afecte negativamente la seguridad, confiabilidad, calidad de servicio, estabilidad ni capacidad de abastecimiento del SADI; y
i) todo otro requisito técnico, comercial o de abastecimiento previsto en el presente Régimen.
Cuando de la evaluación surjan observaciones, inconsistencias o incumplimientos que impidan verificar alguno de los requisitos establecidos, el OED deberá requerir al solicitante su subsanación con carácter previo a la elevación de las actuaciones.
Una vez verificado el cumplimiento de los requisitos aplicables, el OED elaborará un informe técnico integral en el que deberá expedirse sobre la viabilidad de la incorporación de la XDEM, las condiciones bajo las cuales podrá efectuarse su habilitación y, cuando corresponda, las obligaciones particulares que deban cumplirse durante su operación.
El referido informe, conjuntamente con los antecedentes técnicos, comerciales y regulatorios correspondientes, será elevado a la SECRETARÍA DE ENERGÍA para su consideración.
Artículo 8°.- Habilitación de la XDEM
La incorporación de una Demanda Extratendencial (XDEM) al MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA (MEM) requerirá la previa habilitación de la SECRETARÍA DE ENERGÍA, sin perjuicio del cumplimiento del procedimiento de incorporación como Agente del MEM previsto en el Anexo 17 de “Los Procedimientos” y de las demás autorizaciones que resulten exigibles conforme a la normativa vigente.
La SECRETARÍA DE ENERGÍA evaluará las actuaciones y el informe técnico elaborado por el OED y, de corresponder, aprobará la incorporación de la demanda bajo la subcategoría GUMAXDEM-DATOS o GUMA XDEM-PRODUCCIÓN, según corresponda.
El acto de habilitación podrá establecer condiciones particulares relativas a la incorporación de carga, disponibilidad de potencia firme, cobertura contractual de energía y potencia, ejecución de ampliaciones de transporte, puesta en servicio de Nueva Oferta Elegible XDEM, cumplimiento del Plan Especial de Abastecimiento y demás obligaciones necesarias para preservar la seguridad y confiabilidad del SADI.
La habilitación comercial de la XDEM por parte del OED sólo podrá efectuarse una vez acreditado el cumplimiento de las condiciones establecidas por la SECRETARÍA DE ENERGÍA y de los restantes requisitos técnicos y comerciales previstos en el presente Régimen y en “Los Procedimientos”.
Cuando la incorporación de la demanda se encuentre prevista por etapas, la habilitación comercial de cada incremento de potencia quedará condicionada a la acreditación previa de la correspondiente capacidad de abastecimiento, potencia firme, infraestructura de conexión y demás requisitos asociados a dicha etapa.
La inscripción en el Registro de XDEM, la aprobación del acceso a la capacidad de transporte y la presentación o aceptación del Plan Especial de Abastecimiento no implicarán, por sí solas, habilitación para operar como XDEM en el MEM.
En los casos de XDEM con autogeneración, la habilitación prevista en el presente artículo será independiente de la habilitación que, cuando corresponda, deba obtenerse como Autogenerador conforme a la normativa aplicable, sin perjuicio de la coordinación de ambos procedimientos a efectos de su incorporación y operación en el MEM.
Artículo 9°.- Cobertura de energía
Todo GUMA-XDEM deberá acreditar mensualmente una cobertura contractual mediante Nueva Oferta Elegible XDEM equivalente, como mínimo, al OCHENTA POR CIENTO (80%) de la energía efectivamente demandada durante el período mensual correspondiente.
La Nueva Oferta Elegible XDEM podrá provenir de: (a) generación renovable; (b) generación térmica; (c) generación hidroeléctrica o nuclear; (d) otras tecnologías que determine la Secretaría de Energía.
La porción de energía no cubierta podrá adquirirse transitoria o circunstancialmente en el Mercado Spot, sin perjuicio de los cargos establecidos en el presente.
Artículo 10°.- Cobertura de potencia
El GUMA-XDEM debe contar con cobertura de potencia firme. Dicha potencia debe ser capaz de abastecer físicamente la demanda en el nodo de consumo correspondiente.
El GUMA-XDEM deberá acreditar cobertura contractual de potencia firme equivalente, al menos, al CIEN POR CIENTO (100%) de su requerimiento máximo de potencia. En el caso de la XDEM DATOS la cobertura contractual de potencia firme mínima será equivalente al CIENTO QUINCE POR CIENTO (115 %) de su requerimiento máximo.
En el caso de nuevas demandas XDEM que se incorporen en áreas exportadoras del SADI con limitaciones estructurales de capacidad de transporte, la SECRETARÍA DE ENERGÍA podrá evaluar el caso y, con carácter excepcional, autorizar una reducción del porcentaje de cobertura de potencia correspondiente a comprometer, previo informe técnico fundado del OED que justifique dicha reducción en función de las condiciones verificadas en el área.
En el caso de cobertura de potencia: La Nueva Oferta Elegible XDEM podrá provenir de:
(a) centrales térmicas;
(b) sistemas de almacenamiento de energía con una duración mínima de SEIS (6) horas;
(c) instalaciones hidroeléctricas;
(d) centrales nucleares; o
(e) nuevas tecnologías que sean reconocidas por la SECRETARÍA DE ENERGÍA como aporte firme al sistema.
Artículo 11°.- Administración de contratos de energía
La energía contratada para el cumplimiento de las obligaciones del presente Régimen será registrada y administrada de acuerdo con los procedimientos comerciales del Mercado a Término de Energía (MATE) que administra CAMMESA. La XDEM deberá hacerse cargo de costos de servicios, adicionales y transporte como el resto de los Grandes Usuarios del MEM.
El volumen de energía no cubierto por contratos, es decir la energía consumida en el Mercado Spot, se abonará al valor de Insuficiencia de Cobertura Energética, equivalente al valor de la energía del período incrementado en un porcentaje que, para el GUMA XDEM DATOS se establece en el CIEN POR CIENTO (100%), y para el GUMA XDEM PRODUCCIÓN en el CINCUENTA POR CIENTO (50%).
La energía no respaldada mediante contratos elegibles no gozará de garantía de abastecimiento en situaciones de emergencia energética.
Artículo 12°.- Administración de contratos de potencia
La potencia contratada será registrada y administrada de acuerdo con los procedimientos del Mercado a Término de Potencia (MATP) que administra CAMMESA. La porción de potencia requerida sin respaldo contractual suficiente será abastecida transitoriamente desde el Mercado Spot del MEM.
En tal caso, se determina el Cargo por Déficit de Potencia Firme (CDPF) de la XDEM, aplicable a la potencia no respaldada por contratos elegibles, equivalente al cargo de potencia vigente para Grandes Usuarios incrementado en un porcentaje que, para el GUMA XDEM DATOS se establece en el CUATROCIENTOS POR CIENTO (400%), y para el GUMA XDEM PRODUCCION en el DOSCIENTOS POR CIENTO (200%).
El déficit de cobertura de potencia dará lugar a restricciones operativas de la XDEM antes de afectar al resto de la demanda del MEM.
Artículo 13°.- Servicios y asignación de cargos
La SECRETARÍA DE ENERGÍA instruirá al ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) para que asigne específicamente a las XDEM los cargos correspondientes a los Servicios del MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA (MEM), de conformidad con la normativa vigente, en proporción a la energía efectivamente demandada en cada mes.
A las XDEM no les resultará aplicable el descuento previsto en el artículo 20 del Anexo de la Resolución N° 281-E/2017 del ex MINISTERIO DE ENERGÍA Y MINERÍA, sus modificatorias y complementarias, asociado a la contratación de energía eléctrica proveniente de fuentes renovables.
Asimismo, las XDEM quedarán excluidas del beneficio consistente en la exención de los Cargos de Comercialización y Administración, derivados del ejercicio de la opción de exclusión de las Compras Conjuntas prevista en el Régimen del Mercado a Término de Energía Eléctrica de Fuente Renovable (MATER).
Artículo 14°.- Destino de los ingresos por cargos por insuficiencia y déficit
Los ingresos provenientes del CICE y del CDPF serán destinados a la CUENTA DE EXPORTACIONES del FONDO DE ESTABILIZACIÓN del MEM creada por la Resolución N° 1.037/2021 de la Secretaría de Energía, para promover la expansión de la oferta de generación, potencia firme y confiabilidad del sistema eléctrico nacional.
Artículo 15°.- Auditorías técnicas y comerciales
El OED podrá realizar auditorías técnicas y comerciales y requerir toda información necesaria para verificar el cumplimiento de los compromisos asumidos e informará a la Secretaría de Energía con evaluación de los resultados.
Artículo 16°.- Registro público
El OED publicará y mantendrá actualizado un registro público de XDEM habilitadas, indicando potencia contratada, modalidad de conexión elegida y región, preservando la confidencialidad de información comercial sensible conforme a la normativa vigente.
Artículo 17°.- Adecuación de solicitudes en trámite
Las solicitudes de incorporación al MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA (MEM) o de acceso vinculadas a Demandas Extratendenciales (XDEM) que se encuentren en trámite a la fecha de entrada en vigencia del presente Régimen, cualquiera sea la fecha de su presentación, deberán adecuarse a sus disposiciones dentro de los SESENTA (60) días de dicha entrada en vigencia.
La obligación prevista en el párrafo precedente alcanzará a los titulares de dichas solicitudes con independencia de que, a esa fecha, revistan o no la calidad de Agentes del MEM.
A los efectos de dicha adecuación, los titulares deberán cumplimentar los requisitos que correspondan para su incorporación, registro y encuadramiento conforme al presente Régimen y, cuando corresponda, para su inscripción en la subcategoría GUMA-XDEM DATOS o GUMA-XDEM PRODUCCIÓN.
Artículo 18°.- Régimen de transición operativa
Las solicitudes de conexión y acceso al Sistema Argentino de Interconexión (SADI) correspondientes a las XDEM deberán tramitarse conforme al régimen general aplicable a los Grandes Usuarios del MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA (MEM), establecido por la Resolución N° 61 de fecha 29 de abril de 1992 de la ex SECRETARÍA DE ENERGÍA ELÉCTRICA y sus normas modificatorias y complementarias, así como por LOS PROCEDIMIENTOS vigentes.
El cumplimiento del régimen general de conexión y acceso no implicará, por sí mismo, la habilitación de la demanda como XDEM, la cual quedará sujeta al cumplimiento integral de las condiciones y procedimientos establecidos en el presente Régimen.
Artículo 1°.- Plan Especial de Abastecimiento - PEA
Todo GUMA-XDEM deberá presentar ante la Secretaría de Energía, en calidad de Declaración Jurada, previamente y como condición para su Habilitación Comercial, una actualización del Plan Especial de Abastecimiento (PEA) con horizonte móvil de CINCO (5) años, que deberá contener, como mínimo:
a) Cronograma de Incorporación Gradual de Carga: Detalle mes por mes de la demanda de potencia máxima estacional prevista para los siguientes SESENTA (60) meses, especificando el nodo y nivel de tensión de la interconexión.
b) Certificado de Respaldo de Potencia y Cubrimiento de Energía: Declaración de la procedencia de la energía contratada, identificando los contratos del Mercado a Término celebrados con Nueva Oferta Elegible XDEM. En todos los casos de capacidad firme se deberá demostrar el cumplimiento de los compromisos establecidos.
c) Impacto en la confiabilidad del SADI: Adjuntar estudios eléctricos de flujo de carga, cortocircuito y estabilidad transitoria validados por el Transportista correspondiente, demostrando que la incorporación de la carga no degrada los márgenes de seguridad operativa ni la calidad del servicio de los usuarios preexistentes.
El PEA deberá ser actualizado anualmente a partir del año inmediato posterior al de la Habilitación Comercial en el MEM.
Artículo 2°.- Ordenamiento de ingreso de nuevas demandas
a. Acceso condicionado a ampliaciones del Sistema de Transporte. Cuando la factibilidad del acceso dependa de la ejecución de una ampliación del Sistema de Transporte, la autorización podrá quedar condicionada a la habilitación comercial de dicha ampliación.
Cuando, con carácter previo a dicha habilitación comercial, resulte técnicamente factible admitir el ingreso total o parcial de la demanda sin afectar la seguridad, confiabilidad ni calidad de servicio del SADI, el OED determinará los límites de retiro, restricciones operativas y demás condiciones transitorias que resulten necesarias, las que regirán hasta la puesta en servicio de la ampliación correspondiente.
La identificación de los beneficiarios de la ampliación, así como la determinación y asignación de los costos, cánones y demás obligaciones económicas asociadas a ésta, se efectuará de conformidad con lo establecido en el Anexo 16 de Los Procedimientos y sus normas complementarias.
b. Cargo de reserva de capacidad. Los proyectos a los que se asigne capacidad conforme el Inciso a) deberán abonar al OED un cargo trimestral de reserva de capacidad de DÓLARES ESTADOUNIDENSES DOS MIL QUINIENTOS (USD 2.500) por MW, desde la fecha de asignación y hasta la fecha comprometida de ingreso en operación comercial declarada por el titular del proyecto.
c. Reembolso por cumplimiento. Si el proyecto ingresa en operación comercial en la fecha comprometida o con anterioridad a ella, el OED reembolsará al titular el OCHENTA POR CIENTO (80%) del monto total abonado en concepto del cargo previsto.
d. Incumplimiento de la fecha comprometida. Si el proyecto no ingresa en operación comercial en la fecha comprometida, operará una prórroga automática por el plazo perentorio de OCHO (8) trimestres adicionales. El titular del proyecto podrá desistir de la reserva de capacidad mediante comunicación fehaciente al OED en cualquier momento del período de vigencia de la reserva. Durante el plazo prorrogado el titular abonará un cargo trimestral de DÓLARES ESTADOUNIDENSES CINCO MIL (USD 5.000) por MW.
Dentro del plazo prorrogado, si el proyecto:
(i) ingresa en operación comercial, el OED reembolsará al titular el CUARENTA POR CIENTO (40%) a valor nominal, del monto total abonado computando conjuntamente los cargos de los incisos b) y d).
(ii) no ingresa en operación comercial, la reserva de capacidad y la totalidad de los montos abonados conforme los incisos b) y d) se perderán automáticamente sin derecho a reclamo ni reembolso alguno.
e. Destino de los fondos. Los importes que resulten definitivamente no reembolsables conforme el presente artículo serán acreditados por el OED en la Cuenta de Exportaciones del Fondo de Estabilización del MEM creada por la Resolución SE N° 1.037/2021, y serán aplicados conforme las instrucciones regulatorias que imparta la Secretaría de Energía.
Artículo 3°.- Monitoreo del sistema
El OED deberá informar semestralmente a la Secretaría de Energía y al ENREGE el estado de la cartera de solicitudes de conexión de XDEM, los volúmenes de potencia comprometidos por modalidad, y su impacto proyectado sobre el margen de reserva del SADI.
Cuando el conjunto de solicitudes en una región comprometa el margen de reserva o la confiabilidad de la red regional, el OED podrá proponer a la Secretaría de Energía la suspensión temporal de nuevas habilitaciones en Capacidad Firme Plena en dicha región, sin perjuicio de la habilitación bajo modalidades no firmes.
Tabla de contenido
1. Glosario
AGENTE: Persona jurídica habilitada para participar en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) en alguna de las categorías previstas en la normativa vigente.
BESS (Battery Energy Storage System): Sistema de almacenamiento de energía mediante baterías, incluyendo convertidores, transformadores, controles, protecciones y sistemas auxiliares asociados.
CAPABILIDAD P-Q: Capacidad de una instalación para intercambiar potencia activa y reactiva en el punto de conexión dentro de una envolvente operacional determinada.
CCA (Centro de Control de Área): Centro responsable de la supervisión y coordinación operativa de una determinada área o región del SADI.
CENTRO DE DATOS (DATA CENTER): Instalación destinada al alojamiento y operación de equipos informáticos y sistemas de procesamiento de datos con elevados requerimientos de suministro eléctrico.
CIT (Control Integral de Tensión): Modo de control de tensión en lazo cerrado sin estatismo ('droop'), destinado a mantener una tensión objetivo en el punto controlado.
CPT (Control Proporcional de Tensión): Modo de regulación tensión-reactivo con estatismo ('droop'), mediante el cual la potencia reactiva se ajusta automáticamente frente a variaciones de tensión.
CURVA V-T: Curva tensión-tiempo que define las condiciones mínimas de permanencia en servicio ante perturbaciones de tensión.
DAG (Desconexión Automática de Generación o Carga): Esquema automático destinado a preservar la seguridad del sistema mediante la desconexión parcial o total de generación o demanda bajo condiciones predeterminadas.
DROOP: Relación funcional utilizada en determinados sistemas de control para modificar la respuesta de potencia activa o reactiva ante variaciones de frecuencia o tensión.
EMT (Electromagnetic Transients): Modelos y estudios de transitorios electromagnéticos que permiten representar fenómenos eléctricos rápidos y el comportamiento detallado de convertidores y controles.
FAT (Factory Acceptance Test): Ensayos realizados en fábrica para verificar el cumplimiento de las especificaciones técnicas de los equipos.
FIDVR (Fault Induced Delayed Voltage Recovery): Fenómeno caracterizado por una recuperación lenta de la tensión luego de una perturbación, asociado típicamente a elevadas demandas de potencia reactiva.
FLICKER: Fenómeno de fluctuación de tensión que produce variaciones perceptibles en la intensidad luminosa de las cargas de iluminación.
FORTALEZA DE RED (GRID STRENGTH): Capacidad del sistema eléctrico para mantener condiciones estables frente a perturbaciones, variaciones operativas o interacción con dispositivos basados en electrónica de potencia.
FRECUENCIA NOMINAL: Frecuencia de referencia del SADI igual a 50 Hz.
GRID FORMING: Capacidad de determinados convertidores de establecer y sostener referencias de tensión y frecuencia contribuyendo al soporte dinámico del sistema eléctrico.
GRID FOLLOWING: Modo de operación de convertidores que sincronizan su funcionamiento siguiendo la tensión y frecuencia de la red existente.
HVRT (High Voltage Ride Through): Capacidad de una instalación para permanecer conectada durante sobretensiones temporarias.
ICCP (Inter Control Center Communications Protocol): Protocolo de intercambio de información en tiempo real entre centros de control, normalizado por IEC 60870-6/TASE.2.
INTERACCIONES DE CONTROL: Fenómenos dinámicos producidos por la interacción entre sistemas de control de una instalación y la red eléctrica o entre múltiples convertidores.
LVRT (Low Voltage Ride Through): Capacidad de una instalación para permanecer conectada durante huecos de tensión.
MEM: Mercado Eléctrico Mayorista de la República Argentina.
MODO PF: Modo de control basado en un valor objetivo de factor de potencia.
MODO Q: Modo de control basado en una referencia de potencia reactiva.
MODO V: Modo de control basado en una referencia de tensión.
OED (Organismo Encargado del Despacho): CAMMESA en su función de programación, coordinación y despacho del SADI.
OSCILACIÓN FORZADA: Oscilación sostenida causada por una excitación periódica externa al sistema eléctrico.
OVERSHOOT: Sobreimpulso máximo que experimenta una variable durante una transición dinámica respecto de su valor final.
PAFTT: Prestador Adicional de la Función Técnica de Transporte.
PCC (Point of Common Coupling): Punto de conexión entre una instalación y la red eléctrica.
PDC (Phasor Data Concentrator): Sistema encargado de concentrar y procesar mediciones fasoriales provenientes de múltiples PMU.
PEA (Plan Especial de Abastecimiento): Plan mediante el cual el solicitante define las fuentes de energía y potencia previstas para abastecer su demanda.
PLL (Phase Locked Loop): Sistema de sincronización utilizado por convertidores para estimar la fase y frecuencia de la tensión de red.
PMU (Phasor Measurement Unit): Equipo de medición sincronizada capaz de registrar magnitudes fasoriales de tensión y corriente.
POTENCIA ACTIVA: Potencia eléctrica efectivamente convertida en trabajo útil, expresada en MW.
POTENCIA REACTIVA: Potencia asociada al intercambio de energía electromagnética necesaria para el funcionamiento de determinados equipos eléctricos, expresada en MVAr.
PPC (Power Plant Controller): Sistema de control centralizado encargado de coordinar la operación eléctrica de una instalación.
PUNTO DE CONEXIÓN: Nodo de vinculación eléctrica entre la instalación del AGENTE y el SADI.
RoCoF (Rate of Change of Frequency): Tasa de variación temporal de la frecuencia eléctrica, expresada en Hz/s.
RMS (Root Mean Square): Modelos y estudios dinámicos de estabilidad electrome-cánica basados en valores eficaces.
SAT (Site Acceptance Test): Ensayos realizados en sitio para verificar el desempeño de la instalación previo a su habilitación comercial.
SCR (Short Circuit Ratio): Indicador utilizado para caracterizar la fortaleza eléctrica de una red en el punto de conexión de una instalación basada en convertidores.
SADI: Sistema Argentino de Interconexión.
SMEC: Sistema de Medición Comercial utilizado para la liquidación de transacciones económicas del MEM.
SOTR: Sistema de Operación en Tiempo Real.
STATCOM (Static Synchronous Compensator): Equipo de compensación dinámica de potencia reactiva basado en electrónica de potencia.
THD (Total Harmonic Distortion): Indicador del contenido armónico total presente en una señal eléctrica.
UPS (Uninterruptible Power Supply): Sistema de alimentación ininterrumpida destinado a mantener el suministro eléctrico ante perturbaciones o interrupciones.
VARIABILIDAD DE DEMANDA: Cambios de potencia demandada en distintas escalas temporales que pueden afectar la operación del sistema eléctrico.
XDEM: Demanda Extratendencial conforme a la definición establecida en la normativa.
2. Requisitos de acceso y conexión al SADI. Estudios eléctricos requeridos.
En los siguientes apartados se detallan los estudios requeridos en las distintas etapas del proceso de acceso.
2.1. Etapa 1 – Acceso a la capacidad de transporte y ampliaciones
La Etapa 1 es la requerida para autorizar el acceso a la capacidad de transporte existente o su ampliación.
El objetivo de los estudios es garantizar que el sistema eléctrico pueda absorber la demanda en términos de su comportamiento eléctrico en el punto de conexión, asumiendo que la nueva demanda cumple con los requerimientos de desempeño técnico establecidos para ese tipo de demanda. A tal efecto, en la Etapa 1 la demanda deberá representarse mediante una caracterización equivalente basada en su comportamiento eléctrico esperado. El diseño final de la instalación no será requerido en la Etapa 1; no obstante, deberán quedar definidos en esta etapa:
• la potencia maxima a demandar, y su evolucion prevista en el tiempo, incluyendo el cronograma de incorporación de carga por etapas,
• su localizacion,
• el punto de conexion al sistema,
• y el Plan Especial de Abastecimiento (PEA)
Para la evaluación del acceso, deberán presentarse como mínimo los siguientes estudios:
• analisis de flujos de carga,
• estudios de cortocircuito,
• estudios de estabilidad transitoria, utilizando modelos representativos o genéricos de la demanda,
• verificacion de los requerimientos del sistema de transporte.
La evaluación deberá realizarse considerando escenarios representativos del comportamiento de la demanda, incluyendo:
• condiciones operativas normales,
• contingencias de alto impacto sobre el sistema,
• contingencias relevantes que afecten la vinculacion electrica entre las fuentes de generación definidas en el plan de abastecimiento y la XDEM.
• escenarios críticos desde el punto de vista de:
o estabilidad,
o control de tensión,
o control de sobrecargas,
o fortaleza de red.
Asimismo, deberán analizarse:
• Escenarios correspondientes a las distintas etapas de ingreso del proyecto. Los escenarios deben reflejar condiciones operativas extremas en los corredores de transporte involucrados en la vinculación eléctrica entre las fuentes de generación definidas en el plan de abastecimiento y la XDEM.
• Al menos un escenario horizonte consistente con la Gu^a de Referencia aplicable.
Los resultados de los estudios deberán demostrar que, para los casos analizados, la demanda puede ser abastecida de acuerdo con el plan de abastecimiento propuesto, sin que se verifiquen restricciones de capacidad de transporte que limiten la entrega efectiva de la energía en el punto de consumo.
Cualquier modificación relevante en el plan de abastecimiento declarado, incluyendo cambios en la potencia comprometida, fuentes de abastecimiento, condiciones contractuales o su vinculación con el sistema eléctrico, deberá ser informada al OED y a la Transportista. En tales casos, el OED podrá requerir la revisión o repetición de los estudios de la Etapa 1, en la medida en que dichas modificaciones puedan afectar las condiciones de evaluación del acceso al sistema.
El diseño técnico de detalle necesario para cumplir los requerimientos de desempeño deberá ser definido en la Etapa 2. Dichos requerimientos serán de cumplimiento obligatorio, y su verificación, así como la aprobación de los estudios de Etapa 2 por parte de la Transportista y el OED, constituirán criterios de aceptación para la conexión al sistema. Los eventuales equipamientos adicionales que surjan como consecuencia de los estudios de diseño deberán ser instalados dentro de la instalación, aguas abajo del Punto de Conexión.
2.2. Etapa 2 Fase 1– Diseño técnico de detalle
El objetivo de los estudios de la Etapa 2 Fase 1 es la aprobación del diseño técnico por parte de la Transportista y del OED, lo cual constituirá uno de los criterios de aceptación para la conexión al sistema. Los estudios de Etapa 2 Fase 1 deberán permitir tanto (i) la evaluación detallada del impacto sistémico de la instalación como (ii) la definición de las soluciones técnicas necesarias dentro de la propia instalación.
Los estudios de esta etapa deberán realizarse inmediatamente después de la aprobación del acceso y previamente a la adquisición de equipamiento, de modo de permitir que sus resultados condicionen el diseño final de la instalación.
En el inicio de la Etapa 2 Fase1 debe estar establecido:
• el tipo de demanda (por ejemplo: data center de IA, cloud, minena, u otros),
• la arquitectura interna de la carga,
Los estudios deberán ser los necesarios para definir en detalle el equipamiento a instalar, los sistemas de protección, control y maniobra, y para establecer:
• la incorporacion de sistemas de almacenamiento o respaldo (BESS, UPS u otros),
• la necesidad y tipo de compensacion reactiva (estatica y/o dinamica),
• los sistemas de proteccion,
• los automatismos y logicas de actuacion (incluyendo desconexion, reconexion y reducción de carga),
• la integracion con esquemas automaticos del sistema, incluyendo esquemas de desconexión automática de generación o carga del área,
• las restricciones operativas, incluyendo l^mites de rampa de potencia y condiciones de operación ante contingencias.
Las decisiones de diseño vinculadas a la configuración técnica de la instalación, incluyendo la selección de equipamiento - tales como sistemas de compensación reactiva, almacenamiento de energía, filtros y sistemas de control -, deberán adoptarse en esta etapa sobre la base de los resultados de los estudios eléctricos requeridos.
Los estudios eléctricos deberán acreditar el cumplimiento de los criterios de desempeño establecidos en el punto 2 del presente Anexo, y ser los necesarios para sustentar las decisiones de diseño, pudiendo incluir, entre otros:
• analisis de flujos de carga,
• estudios de estabilidad transitoria en dominio RMS con modelos detallados de fabricante,
• estudios de transitorios electromagneticos (EMT) con modelos espec^ficos de fabricante,
• estudios de interaccion de control y comportamiento colectivo de cargas electrónicas, incluyendo:
o interacción entre convertidores,
o interacción con el sistema eléctrico,
o efectos agregados de múltiples instalaciones,
• estudios de calidad de energia, incluyendo armonicos,
• cualquier otro estudio necesario para la correcta definicion del equipamiento y su desempeño.
La evaluación se realizará considerando escenarios representativos del comportamiento de la demanda, incluyendo:
• condiciones operativas normales,
• contingencias de alto impacto sobre el sistema,
• escenarios críticos desde el punto de vista de:
o estabilidad,
o control de tensión,
o control de sobrecargas.
o fortaleza de red
Cuando la XDEM incluya almacenamiento, BESS u otros recursos capaces de modificar la demanda neta en el punto de conexión, en los Estudios de Etapa 2 deberán declararse sus modos de operación, capacidades, restricciones, lógicas de transferencia, posibilidad de paralelismo con la red y disponibilidad esperada. El OED podrá definir para los estudios escenarios particulares con diferentes combinaciones operativas de los recursos.
2.3. Etapa 2 Fase 2 – Estudios de Operación
La Etapa 2 Fase 2 deberá realizarse con una anticipación mayor a 5 meses y menor a 7 meses respecto de la fecha de puesta en servicio de la instalación. El objetivo de esta etapa es ajustar y optimizar el desempeño de la instalación, considerando su configuración definitiva y condiciones actualizadas del sistema eléctrico.
Los estudios deberán orientarse al ajuste y verificación de:
•sistemas de control,
• sistemas de compensacion reactiva,
• limitacion de perturbaciones de tension,
• variaciones bruscas de carga,
• reguladores y controles asociados,
• parametros de las logicas de los automatismos definidos en la Etapa 2 Fase 1.
El comportamiento de la instalación deberá validarse en escenarios operativos representativos, considerando:
• condiciones actualizadas del sistema,
• la configuracion definitiva de la instalacion,
• y su interaccion con el resto del sistema electrico.
Asimismo, deberá verificarse el cumplimiento de los requerimientos técnicos definidos en etapas previas y asegurarse la adecuada coordinación con los sistemas de control y operación del sistema eléctrico.
Los estudios a realizar deberán incluir, como mínimo:
• analisis de flujos de carga,
• estudios de estabilidad transitoria en dominio RMS con modelos detallados de fabricante,
• estudios de transitorios electromagneticos (EMT) con modelos de fabricante, cuando corresponda.
• Estudio de coordinacion de protecciones
Se podrán requerir estudios adicionales cuando resulten necesarios para asegurar el correcto desempeño operativo de la instalación.
Los estudios de la Etapa 2 Fase 2 deberán ser aprobados por la Transportista y por el OED, constituyendo un requisito previo a la puesta en servicio de la instalación.
2.4. Etapa 3 – Ensayos, ajuste en campo y validación
En esta etapa se deberán realizar (i) los ensayos necesarios para verificar el comportamiento de la instalación en condiciones reales de operación, así como (ii) el ajuste final de los sistemas de control y protección.
Previamente a la Habilitación Comercial, el AGENTE deberá presentar un informe de ensayos que documente el comportamiento de la instalación y permita validar su desempeño respecto de los requerimientos establecidos.
Dentro de los sesenta (60) días posteriores a la Habilitación Comercial, el AGENTE deberá presentar el informe final de estudios, correspondiente a la Etapa 3 del Procedimiento Técnico N° 1 de CAMMESA, que deberá incluir:
• la homologacion de los modelos electricos,
• la presentacion completa y actualizada de los datos de la instalacion,
• la consistencia entre los modelos utilizados y el comportamiento observado en campo.
En caso de que los modelos o los datos finales difieran significativamente respecto de los utilizados en las etapas previas, el OED deberá evaluar el impacto de dichas diferencias sobre los resultados de los estudios de la Etapa 2 Fase 2, y podrá requerir al AGENTE la realización de estudios complementarios para actualizar los resultados bajo las condiciones que se consideren críticas.
2.5. Otras consideraciones particulares
Cualquier modificación significativa en la potencia máxima, cronograma de entrada, punto de conexión, tecnología principal, arquitectura interna, presencia de BESS, dispositivos de compensación, sistemas de control, protecciones, automatismos o modelos eléctricos deberá ser informada al OED y a la Transportista. El OED y/o la Transportista podrán requerir la actualización de modelos y la repetición parcial o total de estudios cuando dichas modificaciones puedan afectar los resultados previamente aprobados.
Cuando existan múltiples solicitudes de grandes demandas en una misma área eléctrica o con fechas de entrada cercanas, el OED y/o la Transportista podrán requerir estudios conjuntos o coordinados que evalúen el impacto agregado de dichas instalaciones sobre la red, la estabilidad, la capacidad de transporte, la regulación de frecuencia y la necesidad de refuerzos o restricciones operativas.
2.6. Información operativa y previsiones de demanda
El solicitante deberá presentar información técnica suficiente para caracterizar el comportamiento operativo de la Demanda Extratendencial (XDEM), con el objeto de permitir la adecuada evaluación de su impacto sobre la operación del SADI y la planificación de la operación futura.
Como mínimo, deberá remitirse la siguiente información:
• Caracterización detallada de la demanda, incluyendo su variabilidad temporal, comportamiento dinámico, patrones de consumo esperados y cualquier otra característica relevante para su representación en los estudios eléctricos y operativos.
• Descripción de las características de operación de la instalación, incluyendo previsiones de potencia y energía demandada, cronograma de incorporación de carga y perfil típico de consumo para los primeros cinco (5) años de operación.
• Identificación de eventuales variaciones estacionales, diarias u horarias de la demanda, así como de las condiciones operativas que puedan producir cambios significativos en su consumo eléctrico.
• Presentación de las previsiones de demanda requeridas por LOS PROCEDIMIENTOS, conforme a los formatos, plazos y contenidos establecidos en el ANEXO 2: Base de Datos Estacional, ANEXO 9: Base de Datos Semanal y ANEXO 10: Base de Datos Diaria, incluyendo sus futuras actualizaciones y revisiones.
• Toda otra información que el OED requiera para la adecuada programación de la operación, evaluación de la seguridad del sistema y análisis de abastecimiento de la demanda.
La información precedente deberá mantenerse actualizada durante todas las etapas del proyecto, debiendo el solicitante informar al OED cualquier modificación significativa en las previsiones de potencia, energía o perfil de consumo originalmente declaradas.
3. Requerimientos de Desempeño para XDEM
Las grandes demandas extratendenciales (XDEM) deberán cumplir con un conjunto de requerimientos de desempeño técnico predefinidos en el punto de conexión, establecidos con el objeto de garantizar la seguridad, estabilidad y calidad del sistema eléctrico.
Dichos requerimientos no dependen del diseño particular de la instalación, constituyen condiciones exigibles de desempeño en el punto de conexión, y deberán ser considerados como condiciones de diseño obligatorias del proyecto.
En la Etapa 1 del proceso de acceso se asumirá que la demanda cumple con estos requerimientos de desempeño, evaluándose su impacto en el sistema bajo dicha hipótesis.
En la Etapa 2, el diseño técnico de la instalación deberá garantizar el cumplimiento efectivo de dichos requerimientos, mediante la incorporación de los equipamientos, sistemas de control y configuraciones que resulten necesarios.
3.1. Control de tensión y potencia reactiva.
La instalación deberá contar con capacidad de control de tensión en el punto de conexión, mediante la provisión y gestión adecuada de potencia reactiva, de modo de no degradar el desempeño del sistema eléctrico.
La instalación deberá operar dentro de una envolvente admisible de intercambio de potencia reactiva en el plano P‑Q, la cual deberá ser consistente, como mínimo, con una capacidad de operación equivalente a un factor de potencia de 0,95 en el punto de conexión (curva de capabilidad P‑Q de tipo triangular). En caso de que los estudios correspondientes a la Etapa 1 o a la Etapa 2 Fase 1 demuestren que la incorporación de la demanda provoca un deterioro de los perfiles de tensión o una reducción del margen de estabilidad de tensión en el área de influencia, tanto en condiciones N como N‑1, podrá requerirse una extensión del rango de regulación reactiva en el punto de conexión al sistema. El alcance de dicha ampliación de la capabilidad deberá determinarse en función de los resultados de los estudios eléctricos realizados.
A los efectos de garantizar el cumplimiento de los requerimientos anteriores, la instalación deberá contar con capacidad de operación en distintos modos de control de potencia reactiva y tensión, incluyendo:
• Modo factor de potencia (PF): operacion con factor de potencia objetivo definido en el punto de conexión.
• Modo potencia reactiva (Q): control directo del intercambio de potencia reactiva en el punto de conexión.
• Modo control de tensión (V): regulación automática de la tensión en el punto de conexión
o Modo CIT: Control Integral de tensión (lazo cerrado – sin “droop”)
o Modo CPT: Control Proporcional de tensión Q/V (con “droop”)
La selección del modo de control aplicable, así como sus parámetros de ajuste, serán definidos en la Etapa 2 en función de los estudios eléctricos correspondientes. La instalación deberá ser capaz de operar en forma estable en cualquiera de los modos requeridos, incluyendo condiciones de red débil o contingencias.
Los dispositivos de compensación requeridos para cumplir con el control de la potencia reactiva podrán ser bancos de compensación mecánicos o equipos capaces de proveer un control dinámico de potencia reactiva. La elección de un equipo por sobre otro dependerá de las características del punto de conexión y comportamiento de la demanda, y la elección del mismo quedará definido durante estudios de Etapa 2 Parte 1.
3.2. Requerimientos de rampas de potencia activa
La instalación deberá cumplir con el menor de los siguientes límites de variación de potencia activa (rampas), tanto en incremento como en reducción de carga:
• 30 MW/min
• 10 %/min
Este requisito debe cumplimentarse para los intercambios de potencia activa en el punto de conexión de la red, pudiendo incorporar equipamiento adicional de almacenamiento para tal fin.
Sin detrimento de lo anterior los requisitos de rampas de potencia activa podrán ser configurables para responder a requerimientos del operador.
3.3. Requerimientos sobre variabilidad y oscilaciones
La instalación deberá limitar la variabilidad de su demanda en escalas:
o minuto a minuto,
o segundo a segundo,
o e intra-segundo cuando corresponda.
La operación de la instalación deberá limitar fluctuaciones de potencia que puedan afectar:
o la regulación de frecuencia,
o el control de tensión,
o o la estabilidad del sistema, no introducir oscilaciones forzadas cerca de los modos electromecánicos dominantes.
Las oscilaciones de tensión deberán permanecer dentro de los límites admisibles para todo el rango de frecuencias de oscilación, definidos como el menor valor entre los límites establecidos por la IEC 61000‑2‑2 y una amplitud máxima del 1 %.
La Tabla 1 presenta, a título ilustrativo, los límites de amplitud de oscilación equivalentes a un nivel de severidad de Flicker Pst=1. En el rango de bajas frecuencias, el criterio de amplitud máxima del 1 % constituye generalmente la condición más exigente.
La conexión o desconexión de bloques de demanda deberá limitarse de manera de garantizar que las variaciones de tensión inducidas en la red no superen ±1 % en el sistema de 500 kV y 220 kV ni ±2 % en el sistema de 132 kV, evaluadas en los nodos del sistema eléctricamente influenciados por la instalación.
El cumplimiento de estos criterios deberá verificarse mediante los estudios correspondientes a la Etapa 2 – Fase 1, considerando escenarios operativos representativos y de máxima exigencia, tanto en condición N como N‑1.
Asimismo, no deberán producirse oscilaciones de tensión atribuibles a la instalación que excedan los límites de amplitud establecidos en el presente Anexo. En caso de identificarse oscilaciones o verificarse incumplimientos de las bandas de tensión definidas, deberán implementarse las medidas correctivas necesarias en el diseño de la instalación, las cuales deberán quedar debidamente justificadas mediante los estudios de la Etapa 2 – Fase 1.
3.4. Desempeño ante perturbaciones de tensión (Permanencia en servicio)
Las instalaciones deberán mantener su conexión al sistema eléctrico ante perturbaciones de tensión en el punto de conexión, de modo de no comprometer la estabilidad ni la seguridad del sistema.
La instalación deberá permanecer conectada ante variaciones de tensión dentro de curvas definidas de tensión-tiempo (V-t), considerando tanto:
o huecos de tensión (LVRT),
o como sobretensiones (HVRT).
En la zona de la característica de desempeño correspondiente a tensiones en el punto de conexión comprendidas entre 0,5 pu y 0,9 pu, la instalación podrá reducir su consumo de potencia activa en la medida necesaria para respetar las limitaciones de corriente admisible de sus equipos e instalaciones. No obstante, bajo estas condiciones la demanda no deberá desconectarse del sistema y deberá mantener su contribución al control de tensión mediante los recursos de regulación reactiva disponibles.
Este requisito resulta especialmente relevante durante eventos de recuperación lenta de tensión (FIDVR, Fault-Induced Delayed Voltage Recovery), asociados al elevado consumo de potencia reactiva de cargas de aire acondicionado durante condiciones estivales de alta demanda. En tales situaciones, la instalación deberá permanecer conectada y contribuir a la recuperación de los perfiles de tensión del sistema. La restitución de la potencia activa demandada deberá cumplir los requisitos de desempeño establecidos en el punto siguiente.
El cumplimiento de estos requerimientos deberá verificarse mediante estudios eléctricos en la Etapa 2 con los modelos proporcionados por el fabricante y diseñarse las medidas de compensación necesarias para poder cumplir.
La instalación deberá mantener su conexión ante la ocurrencia de múltiples perturbaciones consecutivas. No deberán implementarse lógicas de desconexión automática basadas en contadores de perturbaciones, salvo que estén debidamente justificadas y coordinadas con las protecciones y automatismos del sistema eléctrico.
3.5.Requerimientos de recuperación de potencia activa posterior a disturbios, incluyendo tiempos y niveles mínimos de recuperación.
La recuperación de potencia activa deberá producirse en tiempos compatibles con la estabilidad del sistema eléctrico. En particular, la instalación deberá evitar:
• recuperaciones excesivamente rapidas que puedan generar perturbaciones adicionales,
• recuperaciones excesivamente lentas que afecten el balance del sistema.
La instalación debe ser capaz de recuperar un 90% el nivel de potencia activa en 1 segundo cuando la tensión supere los 0.9 pu luego de una perturbación. En caso de que los estudios de Etapa 2 indiquen la necesidad de una recuperación más lenta, deberá poder ser capaz de cambiar la tasa de recuperación de potencia activa.
No deberán producirse sobreimpulsos de potencia (overshoot) mayores a 10% en la potencia activa, ni cambios bruscos que puedan comprometer la estabilidad del sistema. Lo cual podrá requerir estrategias de reconexión escalonada o controlada que se verificarán en la Etapa 2 de Estudios Eléctricos.
El cumplimiento de estos requerimientos deberá definirse y verificarse mediante estudios eléctricos en la Etapa 2 donde podrían surgir equipos de compensación adicionales para poder cumplir un desempeño adecuado del sistema.
3.6. Requerimientos de desempeño ante perturbaciones de frecuencia
Las instalaciones deberán mantener su operación y conexión al sistema eléctrico ante variaciones de frecuencia, de modo de no comprometer la estabilidad ni la seguridad del sistema.
Soportabilidad ante desviaciones de frecuencia
La instalación (con excepción de aquella porción afectada al esquema de alivio de carga por subfrecuencia) deberá permanecer conectada para variaciones de frecuencia en el punto de conexión dentro de los siguientes rangos:
• Rango de frecuencia admisible de operacion sin l^mite de tiempo entre 49 y 51 Hz
• Rango de frecuencia admisible de operacion del grupo con la actuacion de reles temporizados con una temporización mínima de 100 seg. entre 48,5 y 49,0 Hz, y entre 51, y 51,5 Hz.
• Rango de frecuencia admisible de operacion del grupo con la actuacion de reles temporizados con una temporización mínima de 25 seg. entre 48 y 48,5 Hz, y entre 51,5 y 52,0 Hz.
• Rango de frecuencia admisible de operacion del grupo con la actuacion de reles temporizados con una temporización mínima de 15 seg. entre 47,5 y 48 Hz, y entre 52,0 y 52,5 Hz.
• Rango de frecuencia admisible de operacion del grupo sin la actuacion de reles instantáneos de desconexión entre 47,5 Hz y 52,5 Hz.
Soportabilidad ante tasas de cambio de frecuencia (RoCoF)
La instalación deberá ser capaz de soportar tasas de cambio de frecuencia de al menos ±2 Hz/s, sin desconectarse ni modificar abruptamente su comportamiento.
No deberán implementarse protecciones o lógicas de control que provoquen la desconexión dentro de dichos valores.
El cumplimiento de estos requerimientos deberá verificarse mediante estudios en la Etapa 2.
3.7. Requerimientos de desempeño en cuanto a Interacciones de control.
La verificación de los requerimientos de desempeño ante interacciones de control deberá realizarse mediante estudios electromagnéticos (EMT), incluyendo análisis en el dominio del tiempo y en el dominio de la frecuencia.
Mediante estudios electromagnéticos (EMT) deberá demostrarse que:
• La instalacion presenta comportamiento estable ante perturbaciones del sistema eléctrico, sin divergencias ni oscilaciones crecientes.
• No se verifican modos inestables asociados a los sistemas de control de los convertidores.
• No se producen oscilaciones sostenidas, resonancias, ni fenomenos de acoplamiento inestable entre convertidores de la misma instalación.
• Los sistemas de control internos (incluyendo PLL, control de corriente y regulación de tensión) operan de forma coordinada y estable en todo el rango operativo.
• La instalacion opera de forma estable en el punto de conexion, incluyendo condiciones de red débil (incluyendo condiciones de red N-1). No se observan fenómenos de inestabilidad asociados a la interacción entre los controles de la instalación y la red.
• La instalacion no amplifica perturbaciones del sistema ni introduce resonancias o respuestas oscilatorias adversas.
• La respuesta de la instalacion ante fallas y eventos de conmutacion no genera oscilaciones no amortiguadas ni interacciones adversas.
• La recuperacion post-falla es estable y no induce fenomenos dinamicos indeseables.
Adicionalmente a las simulaciones EMT temporales, deberán realizarse estudios de barrido de impedancias (impedance scans) con el objeto de evaluar la interacción entre la instalación y el sistema eléctrico. A tal efecto, deberá demostrarse que:
• no existen resonancias en el rango relevante de frecuencias que puedan comprometer la estabilidad,
• la interaccion entre la impedancia equivalente de la instalacion y la del sistema no conduce a condiciones de inestabilidad,
• no se verifican condiciones de acoplamiento dinamico adverso entre convertidores o con la red.
La evaluación de estos requerimientos deberá realizarse en la Etapa 2 del proceso de acceso, utilizando estudios electromagnéticos (EMT) con modelos de fabricante representativos de la instalación.
En caso de que los estudios identifiquen riesgos de inestabilidad o interacciones adversas, deberán definirse e implementarse medidas de mitigación como parte del diseño técnico de la instalación.
Dichas medidas deberán formar parte del diseño aprobado en la Etapa 2 y podrán incluir, entre otras:
• ajustes en los sistemas de control,
• incorporacion de compensacion dinamica,
• modificaciones en la arquitectura de la instalacion.
3.8. Saltos de Fase
Ante la ocurrencia de un salto en el ángulo de fase de la tensión de hasta ±25 grados medido en el punto de conexión, la instalación deberá permanecer conectada al sistema eléctrico.
3.9. Calidad de Energía
Los requerimientos indicados en esta sección son aplicables a instalaciones cuyo punto de conexión se realice en un punto de conexión menor o igual a 220 kV.
Las instalaciones deberán operar de modo tal que no degraden la calidad de energía en el punto de conexión ni afecten el suministro a otros usuarios del sistema eléctrico.
3.9.1. Niveles de Flicker y variaciones rápidas de tensión
El flicker transitorio de corto plazo (Pst95%), nivel medido en un lapso de 10 minutos que puede ser excedido como máximo un 5% del tiempo durante 24h, no deberá exceder, según normas internacionales y Res. ENRE N° 184/2000, el valor Pst95% = 1, en el rango de 1 kV < U < 220 kV.
3.9.2. Niveles de Armónicos
La demanda debe cumplir con la normativa vigente en cuanto a niveles máximos de inyección de corrientes armónicas (Resolución del ENRE N° 99/1997) y verificar que la onda de tensión en el punto de conexión cumpla con lo establecido en la Res. ENRE N° 184/2000.
Para ello, el agente debe instalar, en el punto de conexión, el equipamiento necesario para recolectar, almacenar, procesar estadísticamente y visualizar las mediciones realizadas para un posterior análisis a realizar por el OED, la Transportista o el PAFTT, conducente a posibles adecuaciones en los filtros y/o automatismos de la red.
3.9.3. Equipo de monitoreo
Se deberá instalar en el punto de conexión un equipo registrador para medición de las variables eléctricas de la red con funcionalidad de medición fasorial y capacidad de:
• Registro de oscilografias (formas de onda) con frecuencia de muestreo mayor o igual a 128 muestras/ciclo (6,4 kHz). Según norma IEEE C37.111 Compatible COMTRADE.
• Registro de RMS con frecuencia de muestreo mayor o igual a 1 muestra/ciclo (50 Hz). Según norma IEEE C37.111 Compatible COMTRADE.
• Registros de calidad de energ^a (medicion de todas las armonicas hasta la 50, flickers, distorsión armónica THD, etc.). Según norma IEC 61000-4-30 tipo Clase A.
• Medicion fasorial (PMU, Phasor Measurement Unit) con frecuencia mayor o igual a 1 muestra/ciclo (50 Hz). Según normas IEEE C37.118 y IEC 61850 90-5.
• El equipo debera poseer sincronizacion horaria local v^a GPS con una resolucion igual o inferior a 100 nano segundos a 1 pulso por segundo (pps).
Respecto a los registros, se deberá disponer de una estación de trabajo propia, con el software provisto por el fabricante del equipo, para: recolectar, almacenar y visualizar los registros (RMS y oscilografías). Se deberá medir en forma continua variaciones y perturbaciones de la tensión (nivel de tensión, huecos de tensión, corrientes, potencias, etc.). Obtener registros continuos de potencia activa, potencia reactiva, frecuencia, corriente y tensión para análisis estadísticos de la demanda. Se requiere que dichos registros estén a disposición del Centro de Control de Área y del OED para un posterior análisis que pudiera conducir a posibles adecuaciones necesarias en la central.
Acerca de las mediciones fasoriales se deberá establecer el vínculo de comunicaciones entre la función PMU y el concentrador de datos (PDC, Phasor Data Concentrator) del OED, según norma IEEE C37.118, a fin de incorporar dichas mediciones al sistema de monitoreo centralizado. El vínculo de comunicaciones será el enlace de datos con el OED descripto en el punto 3.12.1 de este documento.
3.9.4. Desequilibrio de tensiones
La instalación deberá operar de modo que no introduzca desequilibrios de la tensión en el punto de conexión mayor al 1%.
3.9.5. Implementación y verificación
El cumplimiento de estos requerimientos deberá verificarse mediante estudios eléctricos en la Etapa 2 del proceso de acceso. En caso de identificarse incumplimientos, deberán implementarse medidas de mitigación como parte del diseño de la instalación.
La verificación final, con el objetivo de determinar si la fuente del contenido armónico es interior o exterior a la instalación de la demanda, deberá realizarse mediante mediciones en la Etapa 3.
3.10. Sistemas de automatismos y protección.
Las instalaciones deberán contar con sistemas de protección y automatismos cuyo diseño sea consistente con los requerimientos de desempeño técnico establecidos, de modo de no comprometer la estabilidad ni la seguridad del sistema eléctrico.
Las protecciones deberán coordinarse adecuadamente con los sistemas de protección de la red, y los criterios operativos definidos por la Transportista y el OED. Como parte de los Estudios de Etapa 2 deberá presentarse el informe de coordinación de protecciones.
En función de los resultados de los estudios eléctricos de Etapa 1 y Etapa 2, podrá requerirse la implementación de automatismos específicos ante contingencias del sistema eléctrico o vinculación a automatismos preexistentes en el área de influencia (DAG regionales o locales). Dichos automatismos podrán incluir, entre otros:
• reduccion controlada de carga,
• desconexion parcial o escalonada de la demanda,
• transferencia a sistemas de respaldo,
• limitacion dinamica de potencia activa.
La necesidad, lógica de actuación y parámetros de estos automatismos deberán definirse en la Etapa 2, como parte del diseño técnico de la instalación. Estos automatismos deberán:
• operar de forma coordinada con los esquemas del sistema electrico,
• evitar acciones simultaneas no controladas,
• y contribuir a la estabilidad del sistema ante contingencias severas.
3.11. Alivio de carga por Subfrecuencia
La instalación deberá disponer de esquemas de reducción de la demanda ante disminuciones de frecuencia, que participe junto con el esquema de alivio de carga por subfrecuencia aplicable en el SADI.
Para tal fin, se podra implementar un control de potencia activa - frecuencia P-f, con una banda muerta y estatismo configurable de manera tal que la reducción de demanda sea igual o mayor que la demanda equivalente a establecida por el esquema de alivio de carga aplicable.
3.12. Requerimientos de telecomunicaciones, supervisión y monitoreo.
Telecomunicaciones, supervisión y monitoreo
Deberán contar a definición del OED o CCA con un Centro Operativo, con los sistemas de telecomunicaciones, supervisión y monitoreo que permitan la adecuada comunicación, observabilidad, análisis y control de su comportamiento, en forma consistente con los servicios requeridos por el Anexo 24 de LOS PROCEDIMIENTOS para el Sistema de Operación de Tiempo Real (SOTR).
3.12.1. Supervisión en tiempo real
La instalación deberá integrarse a los sistemas de supervisión del OED y CCA proporcionando información en tiempo real del punto de conexión, mediante enlace de datos de tiempo real implementando mediante protocolo ICCP (IEC 60870-6/TASE.2) incluyendo en el mismo las mediciones, estados, alarmas, envío/recepción de textos operativos y demás información operativa hacia el OED, así como la recepción de información o señales de datos desde el OED.
Como mínimo, deberán medirse y transmitirse:
o potencia activa (P),
o potencia reactiva (Q),
o tensión (V),
o corriente (A),
o frecuencia local,
o estado de conexión de la instalación,
o estado de los principales equipos (interruptores, transformadores, compensación, etc.).
El detalle de toda la información requerida para la operación del SADI se publica en el sitio web de CAMMESA:https://microfe.cammesa.com/static-
content/CammesaWeb/download-manager-
files/Sotr/Listado%20de%20Se%C3%B1ales%20para%20SOTR.pdf
3.12.2. Registro de perturbaciones
La instalación deberá contar con sistemas de registro de eventos y perturbaciones que permitan analizar su comportamiento ante disturbios del sistema eléctrico, en línea con lo detallado en el apartado 2.9.3 Equipo de monitoreo.
Dichos sistemas deberán:
o registrar variables eléctricas relevantes,
o contar con sincronización temporal adecuada,
o almacenar información de eventos significativos.
3.12.3. Disponibilidad de información
La información requerida deberá estar disponible para el OED tanto en tiempo real como para análisis posterior.
3.12.4. Implementación y verificación
Los sistemas de telecomunicaciones y monitoreo, así como las señales necesarias, deberán definirse en la Etapa 2 del proceso de acceso.
Su funcionamiento deberá verificarse en la Etapa 3 mediante ensayos y validación operativa.
3.13. Condiciones especiales según tipología de la demanda
Los requerimientos de desempeño técnico establecidos en el presente capítulo serán de aplicación general para todas las grandes demandas extratendenciales (XDEM).
No obstante, en función de las características tecnológicas y del comportamiento eléctrico específico de la instalación, podrán requerirse condiciones adicionales o más exigentes.
En función de los resultados de los estudios eléctricos de Etapa 1 y de la información técnica disponible al momento del inicio de la Etapa 2, el OED o la Transportista podrán establecer requerimientos particulares para determinadas tipologías de carga, incluyendo, entre otras:
• centros de datos y cargas de alta densidad electronica,
• instalaciones de inteligencia artificial,
• minería de criptomonedas,
• procesos de electrolisis (hidrogeno),
• instalaciones LNG,
• grandes procesos industriales.
Estos requerimientos adicionales deberán definirse con anterioridad al inicio de los estudios de la Etapa 2, a fin de que el diseño técnico de la instalación contemple adecuadamente su cumplimiento.
3.14. Ensayos previos a la Habilitación Comercial
Los ensayos deberán tener por objeto verificar, previo a la Habilitación Comercial, el cumplimiento de los requerimientos de desempeño técnico establecidos en el presente capítulo, así como validar la adecuación del diseño y de los sistemas implementados en la instalación.
La verificación del cumplimiento deberá realizarse mediante:
• ensayos en fabrica de los principales equipos (Factory Acceptance Tests - FAT), cuando corresponda,
• ensayos en sitio previos a la habilitacion comercial
La combinación de estos ensayos deberá ser suficiente para demostrar el cumplimiento de los requerimientos de desempeño en condiciones representativas de operación.
3.14.1. Ensayos en fábrica (FAT)
Cuando corresponda, deberán realizarse ensayos en fábrica sobre los equipos críticos de la instalación, incluyendo sistemas de conversión de potencia, sistemas BESS, STATCOM u otros dispositivos relevantes.
Estos ensayos deberán permitir verificar:
• capacidades declaradas de operacion,
• comportamiento ante variaciones de tension y frecuencia, cuando resulte aplicable,
• funcionamiento de los sistemas de control y proteccion asociados,
• cumplimiento de especificaciones tecnicas relevantes para el desempeno requerido.
Los resultados de los ensayos de fábrica deberán documentarse y formar parte de la evidencia de cumplimiento.
3.14.2. Ensayos en sitio previos a la habilitación comercial
Previo a la puesta en servicio, deberán realizarse ensayos en sitio que permitan verificar el comportamiento de la instalación en condiciones reales de operación.
Los ensayos en sitio (SAT) deberán contemplar tanto la verificación individual de los principales equipos como la verificación del comportamiento integrado de la instalación en su conjunto.
La verificación a nivel de equipos tendrá por objeto validar el correcto funcionamiento de cada subsistema, mientras que la verificación a nivel de instalación deberá asegurar el comportamiento coordinado de la totalidad de los sistemas y su respuesta en el punto de conexión.
En particular, deberá verificarse:
• la correcta interaccion entre sistemas de control,
• la coordinacion de protecciones,
• el funcionamiento de automatismos,
• la operacion de logicas de transferencia a sistemas de respaldo,
• la capacidad de operacion estable en distintas condiciones operativas.
Estas pruebas deberán demostrar que el comportamiento integrado de la instalación es consistente con los requerimientos de desempeño en el punto de conexión y deberán incluir, como mínimo, la verificación de:
• variaciones controladas de potencia activa (rampas),
• operacion en distintos modos de control (tension, potencia reactiva, factor de potencia),
• funcionamiento de sistemas de compensacion reactiva,
• comportamiento ante cambios operativos internos de la instalacion.
Los ensayos deberán realizarse en condiciones seguras para el sistema eléctrico y en coordinación con el OED y la Transportista.
Cuando no sea posible reproducir determinadas perturbaciones en campo, el cumplimiento deberá sustentarse en:
• resultados de ensayos de fabrica,
• simulaciones electricas mediante modelos EMT validados y proporcionados por el fabricante.
Los ensayos deberán ser debidamente documentados, incluyendo: condiciones de ensayo, variables medidas, resultados obtenidos, y comparación con los requerimientos aplicables.
La información deberá ser presentada al OED y a la Transportista como parte del proceso de habilitación correspondiente a los ensayos definidos en el Procedimiento Técnico N° 4 de CAMMESA.
El procedimiento detallado de ensayos para cada caso particular se definirá en función de las características específicas de la instalación, sobre la base de los resultados de los Estudios de Etapa 2.
3.15. Modelos entregables de simulación
En los estudios correspondientes a la Etapa 1, la instalación podrá ser representada mediante un modelo equivalente simplificado que refleje la tecnología considerada y su comportamiento esperado. No obstante, para la realización de los estudios de la Etapa 2, deberán disponerse modelos eléctricos detallados y adecuadamente validados, capaces de representar el comportamiento de la instalación con el grado de precisión requerido para evaluar su desempeño en el sistema eléctrico y verificar el cumplimiento de los criterios y requisitos establecidos en el presente Anexo.
El solicitante deberá entregar modelos eléctricos en los siguientes dominios:
• Modelos para flujos de carga y cortocircuito (PSS®E),
• Modelos dinamicos en dominio RMS (PSS®E),
• Modelos en dominio electromagnetico EMT (PSCAD), cuando corresponda.
Previamente al inicio de los estudios de la Etapa 2, se entregará al solicitante un documento actualizado que contendrá los requisitos particulares aplicables a los modelos RMS y EMT requeridos para la evaluación de la instalación.
A continuación, se describen, a título ilustrativo, los lineamientos y características generales que deberán satisfacer los modelos RMS y EMT. Los modelos deberán ser coherentes entre sí y permitir una representación consistente del comportamiento de la instalación.
3.15.1. Modelos RMS (PSS®E)
La demanda deberá representarse mediante una desagregación que distinga los componentes relevantes de la instalación.
Se deberán incluir Incluyendo:
• Modelo detallado de la instalacion basado en modelos de fabricante de los dispositivos presentes en la instalación,
• Modelo basado en componentes librería del PSSE.
Estos modelos deberán permitir simular:
• dinamica de control (P, Q, V, frecuencia),
• limitaciones operativas,
• logicas de proteccion,
• comportamiento ante perturbaciones.
3.15.2. Modelos EMT (PSCAD)
Deberán incluir:
• representacion adecuada de convertidores,
• controles internos de dispositivos basados en inversores (incluyendo lazos PLL, control de corriente, etc.),
• control de planta (PPC),
• limitaciones dinamicas y protecciones,
El modelo EMT deberá ser representativo del comportamiento real del sistema y permitir el análisis de:
• interacciones de control subsincronicas,
• estabilidad en redes debiles,
• eventos rapidos y transitorios no capturables en RMS.
Los modelos deberán representar, como mínimo:
• sistemas de conversion de potencia,
• sistemas de almacenamiento (BESS), UPS u otros,
• sistemas de compensacion reactiva,
• sistemas de control de planta,
• automatismos relevantes,
• protecciones que afecten el comportamiento dinamico o la conexion.
Se deberán entregar modelos ejecutables, documentación técnica completa, casos de prueba reproducibles, archivos necesarios para ejecutar simulaciones, manual de usuario y parámetros. La entrega deberá permitir la reproducción independiente de los estudios por parte del OED.
Los modelos EMT provistos por fabricantes deberán estar validados mediante un reporte de validación mediante comparación con ensayos de fábrica (FAT), para modelos individuales de cada dispositivo relevante. La validación deberá demostrar que el modelo reproduce adecuadamente magnitudes dinámicas, tiempos de respuesta, comportamiento ante perturbaciones.
3.16. Sistema de Medición Comercial (SMEC)
El Agente deberá instalar el Sistema de Medición Comercial (SMEC) conforme al Anexo 24 de Los Procedimientos y a los documentos técnicos normativos emitidos por CAMMESA.
Los puntos de interconexión de las XDEM deberán contar con SMEC conforme los requisitos aplicables a GUMA y con las clases de exactitud establecidas seguidamente, con independencia del nivel de tensión efectivo del punto de conexión. Es decir:
Puntos de Interconexión XDEM
Transformadores de corriente: clase 0,2s
Transformadores de tensión: clase 0,2
Medidores Principal y Control: clase 0,2s
(Nota Infoleg: Los anexos referenciados en la presente norma han sido extraídos de la edición web de Boletín Oficial)
ANEXO
Régimen de Grandes Demandas en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) -Demandas Extratendenciales XDEM - Procesamiento de Datos – Procesos Productivos
TÍTULO I
DISPOSICIONES GENERALES
Régimen de Grandes Demandas en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) -Demandas Extratendenciales XDEM - Procesamiento de Datos – Procesos Productivos
TÍTULO I
DISPOSICIONES GENERALES
Artículo1°.- A los efectos del presente Régimen y de sus instrumentos derivados, los términos definidos seguidamente tendrán los significados que en cada caso se les asignan:
Base Temporal: A los efectos de determinar el umbral previsto para la categorización como XDEM, la demanda media de referencia del MEM será calculada por el OED sobre la base de la energía total demandada en el MEM durante los DOCE (12) meses calendario completos inmediatamente anteriores a la presentación de la solicitud, dividida por la cantidad de horas correspondientes a dicho período.
BESS (Battery Energy Storage System): Sistema de almacenamiento de energía por baterías. Tecnología habilitada para realizar operaciones de carga y descarga de potencia y proveer servicios auxiliares al SADI.
CAMMESA (Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A.): Entidad a la que se han asignado las funciones del OED por Decreto N° 1.192/1992. Administra el Mercado Spot, el Mercado a Término de Energía (MATE), el Mercado a Término de Potencia (MATP) y las transacciones económicas del MEM.
Capacidad de Conexión Contratada: Potencia máxima de retiro de la red que la XDEM contrata, independientemente de su demanda instalada total, la que debe alinearse con el Plan Especial de Abastecimiento (PEA) y los requerimientos adicionales que el OED informe a la Secretaría de Energía.
Demanda Extratendencial (XDEM): Toda nueva demanda o ampliación de demanda cuya solicitud de incorporación al MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA (MEM) y, cuando corresponda, de acceso a la capacidad de transporte, sea presentada con posterioridad a la entrada en vigencia de la Resolución N° 400/2025 de la SECRETARÍA DE ENERGÍA, y que represente un incremento de potencia igual o superior al CERO COMA CINCO POR CIENTO (0,5 %) de la demanda media de referencia del MEM, calculada por el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) sobre la Base Temporal que se establezca a tal efecto, será considerada Demanda Extratendencial (XDEM), con independencia de que su vinculación al SISTEMA ARGENTINO DE INTERCONEXIÓN (SADI) se efectúe mediante instalaciones de transporte o de distribución. A los fines de la determinación de dicho umbral, la demanda correspondiente a un mismo proyecto, emprendimiento, establecimiento o conjunto económicamente o técnicamente vinculado deberá considerarse en forma integral, no pudiendo ser fraccionada, parcializada o subdividida en demandas de menor potencia cuando ello tenga por objeto o efecto evitar su encuadramiento como XDEM.
EMT (Electromagnetic Transient): Tipo de modelo de simulación eléctrica dinámica de alta resolución exigible como entregable técnico por parte de los agentes XDEM DATOS.
ENReGE (Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad): es el organismo autárquico de la República Argentina creado para controlar y fiscalizar los servicios de gas natural y energía eléctrica. Aprueba las tarifas de transporte y distribución de energía eléctrica y demás funciones asignadas por el Decreto N° 452/2025 que unificó bajo una sola entidad las estructuras y funciones asignadas por las Leyes Nros. 24.065 y 24.076 a los extintos ENRE y ENARGAS.
GAC (Generación Asociada al Consumo): Instalación o conjunto de instalaciones de generación eléctrica asociadas físicamente a una XDEM, destinadas total o parcialmente al abastecimiento de su propia demanda, con posibilidad de operar en forma coordinada con su retiro de energía del SADI conforme las condiciones técnicas y comerciales aplicables.
GUMA (Gran Usuario Mayor): Categoría de usuario del MEM definida en el Anexo 17 de Los Procedimientos. El presente Régimen crea dentro de esta categoría la subcategoría de GUMA-XDEM que genéricamente abarca las clasificadas como: (i) XDEM-DATOS, (ii) XDEM-PRODUCCIÓN.
MATE (Mercado a Término de Energía): Mecanismo de contratación de energía a plazo dentro del MEM, administrado por CAMMESA.
MATP (Mercado a Término de Potencia): Mecanismo de contratación de potencia firme a plazo dentro del MEM, administrado por CAMMESA.
MEM (Mercado Eléctrico Mayorista): Mercado de electricidad mayorista de la República Argentina, regulado por las Leyes Nros. 15.336 y 24.065 y administrado operativamente por CAMMESA en su carácter de OED.
Mercado Spot: Mercado de transacciones de energía y potencia en tiempo real dentro del MEM, al que acceden transitoriamente los agentes sin cobertura contractual suficiente.
Nueva Oferta Elegible XDEM: Oferta incremental de energía y potencia resultante de inversiones asociadas al Plan Especial de Abastecimiento (PEA), que implique un incremento efectivo, adicional y verificable de la capacidad disponible para el abastecimiento del MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA (MEM), y cuya habilitación comercial se produzca con posterioridad a la fecha de presentación de la respectiva solicitud ante la SECRETARÍA DE ENERGÍA.
Asimismo, podrá ser considerada Nueva Oferta Elegible XDEM la generación térmica existente, habilitada comercialmente con anterioridad a la entrada en vigencia de la presente resolución y que opere exclusivamente con gas natural, cuando, con posterioridad a dicha fecha, incorpore capacidad firme adicional de transporte de gas natural como consecuencia de ampliaciones de la capacidad de transporte, siempre que ello permita incrementar de manera efectiva y verificable su disponibilidad para el abastecimiento del MEM.
OED (Organismo Encargado del Despacho): Entidad responsable del despacho centralizado, la programación de la operación y el cálculo de precios en el MEM. Sus funciones han sido asignadas a CAMMESA por Decreto N° 1.192/1992.
Plan Especial de Abastecimiento (PEA): Es un documento a ser presentado por toda XDEM, con carácter de declaración jurada, para su ingreso al MEM y que deberá mantener actualizado ante la Secretaría de Energía conforme la presente norma incluyendo su previsión de demanda y de su abastecimiento de energía y potencia con un horizonte móvil de CINCO (5) años.
PMU (Phasor Measurement Unit): Unidad de medición fasorial. Equipamiento de monitoreo requerido a los agentes XDEM como parte de los requisitos de telecomunicaciones y supervisión del sistema.
Potencia Firme: Capacidad de generación que puede garantizarse con alta confiabilidad. Computable desde nuevas centrales térmicas, almacenamiento de energía con duración mínima de SEIS (6) horas, instalaciones hidroeléctricas, nucleares u otras tecnologías reconocidas por la Secretaría de Energía.
Punto de Interconexión: Punto físico donde la XDEM y su GAC se conectan al SADI. Es el nodo de referencia para el cálculo del Retiro Neto.
RoCoF (Rate of Change of Frequency): Es la Tasa de cambio de frecuencia. Parámetro técnico ante el cual los agentes XDEM deben demostrar capacidad de soportabilidad conforme al SUBANEXO II “Especificaciones Técnicas para Demandas Extratendenciales (XDEM)”.
SADI (Sistema Argentino de Interconexión): Es el Sistema Eléctrico, el conjunto de instalaciones de generación, transporte y distribución interconectados a través del cual se vinculan eléctricamente e interactúan comercialmente los agentes del MEM. El SADI y las transacciones que se realizan a través del mismo están sujetas a regulación y jurisdicción federal.
SMEC (Sistema de Medición Comercial): Sistema de medición comercial conforme al Anexo 24 de Los Procedimientos. Todo GUMA-XDEM deberá instalarlo bajo su responsabilidad, cumpliendo los requisitos adicionales que se impongan conforme el presente Régimen.
SOTR (Sistema de Operación en Tiempo Real): Sistema propio de operación en tiempo real que los GUMA XDEM deben disponer como parte de los requisitos técnicos del SUBANEXO II – “Especificaciones Técnicas para Demandas Extratendenciales (XDEM)” del presente Régimen.
XDEM - DATOS: Demanda extratendencial (XDEM) de energía y potencia destinada total o parcialmente a infraestructura de procesamiento computacional intensivo como centros de datos, entrenamiento o inferencia de Inteligencia Artificial.
XDEM - PRODUCCIÓN: Demanda extratendencial (XDEM) de energía y potencia destinada total o parcialmente a actividades productivas como industrias, Minería, Gas Natural Licuado, Hidrógeno, entre otras actividades productivas intensivas en consumo de energía eléctrica.
Artículo 2°.- Ámbito de aplicación. El presente Régimen aplica a toda la Demanda Extratendencial (XDEM) del MEM, cualquiera sea el destino productivo de la demanda. Las disposiciones del presente Régimen serán aplicables durante un período de QUINCE (15) años contados desde la habilitación comercial de la demanda como agente del MEM.
TÍTULO II
CATEGORIZACIÓN Y REGISTRO
CATEGORIZACIÓN Y REGISTRO
Artículo 3°. - Categorización. Se establece dentro de la condición de Grandes Usuarios Mayores (GUMA) del Anexo 17 de Los Procedimientos, las siguientes subcategorías para las XDEM, las cuales no podrán parcializarse en subconjuntos de menor potencia para eludir el umbral de categorización:
a) Subcategoría GUMA XDEM – DATOS
Demanda extratendencial de energía y potencia destinada total o parcialmente a infraestructura de procesamiento computacional intensivo como centros de datos, entrenamiento o inferencia de Inteligencia Artificial.
b) Subcategoría GUMA XDEM - PRODUCCIÓN
Demanda extratendencial de energía y potencia destinada total o parcialmente a actividades productivas como industrias, Minería, Gas Natural Licuado, Hidrógeno, entre otras actividades productivas intensivas en consumo de energía eléctrica.
Artículo 4°. - Registro obligatorio. Toda Demanda Extratendencial (XDEM) deberá registrarse ante la Secretaría de Energía. El registro incluirá la fecha prevista de habilitación comercial, la potencia requerida, la energía anual estimada, las instalaciones de conexión, las ampliaciones de transporte comprometidas y el Plan Especial de Abastecimiento (PEA) comprometido.
Sin perjuicio del procedimiento de habilitación como Agente del MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA (MEM) previsto en el Anexo 17 de “Los Procedimientos”, toda Demanda Extratendencial deberá inscribirse en un Registro de XDEM por la Secretaría de Energía. Dicha inscripción tendrá por objeto individualizar y mantener actualizadas las características técnicas y de abastecimiento de cada XDEM y no sustituirá ni implicará, por sí misma, la habilitación como Agente del MEM cuando ésta resulte exigible conforme a la normativa vigente.
En el caso de tratarse de una XDEM con autogeneración deberá registrarse ante la Secretaría de Energía declarando: potencia instalada total, cronograma de incorporación de carga por etapas, características de GAC, y capacidad de modulación de su retiro de la red.
Cuando, por las características de la instalación y de su operación, corresponda su encuadramiento como Autogenerador conforme a la normativa aplicable, la XDEM deberá obtener separadamente la habilitación correspondiente bajo dicha categoría. La inscripción en el Registro de XDEM y la habilitación como Autogenerador constituirán procedimientos independientes, sin perjuicio de la coordinación que corresponda efectuar entre ambos a los efectos de su incorporación y operación en el MEM.
TÍTULO III
ACCESO AL MEM Y AL SISTEMA DE TRANSPORTE
ACCESO AL MEM Y AL SISTEMA DE TRANSPORTE
Artículo 5°.- Plan Especial de Abastecimiento
Todo GUMA-XDEM deberá presentar ante la Secretaría de Energía con copia al Operador Encargado del Despacho (OED) junto con su solicitud de Acceso a la Capacidad de Transporte presentada ante el ENReGE, y con carácter de Declaración Jurada un Plan Especial de Abastecimiento (PEA) para los primeros CINCO (5) años de funcionamiento, incluyendo los compromisos de contratación, ubicación de la nueva oferta de energía y potencia, cronogramas de ejecución y mecanismos de respaldo previstos.
El PEA se actualizará periódicamente conforme lo establecido en el presente. La oferta de generación de energía y potencia debe provenir de Nueva Oferta Elegible XDEM enmarcada en el PEA.
La incorporación de la XDEM no deberá afectar negativamente la calidad de servicio, la seguridad operativa, la capacidad de abastecimiento ni la estabilidad del SADI. En la Solicitud de Acceso a la Capacidad de Transporte se deberá verificar que la demanda propuesta puede abastecerse sin requerir despacho de generación forzada.
La XDEM DATOS deberá comprometer, como incorporación, una potencia firme equivalente al CIENTO QUINCE POR CIENTO (115 %) de su demanda máxima a consumir en concepto de garantía de reserva, valor que se considerará para evaluar la cobertura mensual. La XDEM PRODUCCIÓN deberá comprometer como incorporación una potencia firme equivalente al CIEN POR CIENTO (100 %) de su demanda máxima.
Artículo 6°.- Verificación técnica de acceso
El Acceso a la Capacidad de Transporte quedará sujeto a la verificación técnica efectuada por el OED y por el Transportista y el Distribuidor involucrados, debiendo preservarse el margen remanente de capacidad de transporte disponible asociado a la zona y región donde se materializa el acceso de la XDEM. El solicitante podrá presentar un proyecto de ampliación de la capacidad de transporte asociado a la Demanda Extratendencial solicitado por ante el ENREGE o ante las autoridades regulatorias competentes, el cual deberá ser validado por el OED y la Transportista, en función del criterio mencionado.
Las condiciones técnicas de conexión, operación, control, estabilidad, calidad de producto técnico, automatismos, regulación de tensión, control de frecuencia y demás requerimientos específicos serán las establecidas en el Subanexo II - “Especificaciones Técnicas para Demandas Extratendenciales (XDEM)”, que forma parte integrante del presente Régimen.
Cuando las características particulares del proceso industrial de la demanda de que se trate así lo requieran, el OED podrá exigir condiciones técnicas adicionales a las previstas en el referido Subanexo II.
TÍTULO IV
EVALUACIÓN Y HABILITACIÓN DE LAS DEMANDAS EXTRATENDENCIALES
EVALUACIÓN Y HABILITACIÓN DE LAS DEMANDAS EXTRATENDENCIALES
Artículo 7°.- Evaluación integral de la solicitud
Cumplidos los requisitos correspondientes al acceso a la capacidad de transporte y presentada la totalidad de la documentación exigida por el presente Régimen, la SECRETARÍA DE ENERGÍA remitirá la solicitud al ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED), a fin de que éste efectúe su evaluación integral respecto de la incorporación de la XDEM.
A tal efecto, el OED deberá verificar, como mínimo:
a) la inscripción de la solicitud en el Registro de XDEM previsto en el artículo 4°;
b) el cumplimiento de los requisitos exigibles para su incorporación como Gran Usuario Mayor (GUMA) conforme al Anexo 17 de “Los Procedimientos”;
c) la consistencia del Plan Especial de Abastecimiento (PEA) con la demanda prevista y con el cronograma de incorporación de carga declarado;
d) la acreditación de la Nueva Oferta Elegible XDEM comprometida para el abastecimiento de energía y potencia;
e) la disponibilidad de la potencia firme exigida conforme al presente Régimen y la existencia de mecanismos de respaldo o sustitución adecuados;
f) la correspondencia entre la potencia, el cronograma de incorporación de carga y las condiciones previstas en el PEA y aquellas autorizadas en el procedimiento de acceso a la capacidad de transporte, incluyendo las ampliaciones de transporte que resulten necesarias;
g) el cumplimiento de los requerimientos técnicos establecidos en el Subanexo II – “Especificaciones Técnicas para Demandas Extratendenciales (XDEM)”;
h) que la incorporación de la XDEM no afecte negativamente la seguridad, confiabilidad, calidad de servicio, estabilidad ni capacidad de abastecimiento del SADI; y
i) todo otro requisito técnico, comercial o de abastecimiento previsto en el presente Régimen.
Cuando de la evaluación surjan observaciones, inconsistencias o incumplimientos que impidan verificar alguno de los requisitos establecidos, el OED deberá requerir al solicitante su subsanación con carácter previo a la elevación de las actuaciones.
Una vez verificado el cumplimiento de los requisitos aplicables, el OED elaborará un informe técnico integral en el que deberá expedirse sobre la viabilidad de la incorporación de la XDEM, las condiciones bajo las cuales podrá efectuarse su habilitación y, cuando corresponda, las obligaciones particulares que deban cumplirse durante su operación.
El referido informe, conjuntamente con los antecedentes técnicos, comerciales y regulatorios correspondientes, será elevado a la SECRETARÍA DE ENERGÍA para su consideración.
Artículo 8°.- Habilitación de la XDEM
La incorporación de una Demanda Extratendencial (XDEM) al MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA (MEM) requerirá la previa habilitación de la SECRETARÍA DE ENERGÍA, sin perjuicio del cumplimiento del procedimiento de incorporación como Agente del MEM previsto en el Anexo 17 de “Los Procedimientos” y de las demás autorizaciones que resulten exigibles conforme a la normativa vigente.
La SECRETARÍA DE ENERGÍA evaluará las actuaciones y el informe técnico elaborado por el OED y, de corresponder, aprobará la incorporación de la demanda bajo la subcategoría GUMAXDEM-DATOS o GUMA XDEM-PRODUCCIÓN, según corresponda.
El acto de habilitación podrá establecer condiciones particulares relativas a la incorporación de carga, disponibilidad de potencia firme, cobertura contractual de energía y potencia, ejecución de ampliaciones de transporte, puesta en servicio de Nueva Oferta Elegible XDEM, cumplimiento del Plan Especial de Abastecimiento y demás obligaciones necesarias para preservar la seguridad y confiabilidad del SADI.
La habilitación comercial de la XDEM por parte del OED sólo podrá efectuarse una vez acreditado el cumplimiento de las condiciones establecidas por la SECRETARÍA DE ENERGÍA y de los restantes requisitos técnicos y comerciales previstos en el presente Régimen y en “Los Procedimientos”.
Cuando la incorporación de la demanda se encuentre prevista por etapas, la habilitación comercial de cada incremento de potencia quedará condicionada a la acreditación previa de la correspondiente capacidad de abastecimiento, potencia firme, infraestructura de conexión y demás requisitos asociados a dicha etapa.
La inscripción en el Registro de XDEM, la aprobación del acceso a la capacidad de transporte y la presentación o aceptación del Plan Especial de Abastecimiento no implicarán, por sí solas, habilitación para operar como XDEM en el MEM.
En los casos de XDEM con autogeneración, la habilitación prevista en el presente artículo será independiente de la habilitación que, cuando corresponda, deba obtenerse como Autogenerador conforme a la normativa aplicable, sin perjuicio de la coordinación de ambos procedimientos a efectos de su incorporación y operación en el MEM.
TÍTULO V
OBLIGACIONES DE ABASTECIMIENTO (XDEM)
OBLIGACIONES DE ABASTECIMIENTO (XDEM)
Artículo 9°.- Cobertura de energía
Todo GUMA-XDEM deberá acreditar mensualmente una cobertura contractual mediante Nueva Oferta Elegible XDEM equivalente, como mínimo, al OCHENTA POR CIENTO (80%) de la energía efectivamente demandada durante el período mensual correspondiente.
La Nueva Oferta Elegible XDEM podrá provenir de: (a) generación renovable; (b) generación térmica; (c) generación hidroeléctrica o nuclear; (d) otras tecnologías que determine la Secretaría de Energía.
La porción de energía no cubierta podrá adquirirse transitoria o circunstancialmente en el Mercado Spot, sin perjuicio de los cargos establecidos en el presente.
Artículo 10°.- Cobertura de potencia
El GUMA-XDEM debe contar con cobertura de potencia firme. Dicha potencia debe ser capaz de abastecer físicamente la demanda en el nodo de consumo correspondiente.
El GUMA-XDEM deberá acreditar cobertura contractual de potencia firme equivalente, al menos, al CIEN POR CIENTO (100%) de su requerimiento máximo de potencia. En el caso de la XDEM DATOS la cobertura contractual de potencia firme mínima será equivalente al CIENTO QUINCE POR CIENTO (115 %) de su requerimiento máximo.
En el caso de nuevas demandas XDEM que se incorporen en áreas exportadoras del SADI con limitaciones estructurales de capacidad de transporte, la SECRETARÍA DE ENERGÍA podrá evaluar el caso y, con carácter excepcional, autorizar una reducción del porcentaje de cobertura de potencia correspondiente a comprometer, previo informe técnico fundado del OED que justifique dicha reducción en función de las condiciones verificadas en el área.
En el caso de cobertura de potencia: La Nueva Oferta Elegible XDEM podrá provenir de:
(a) centrales térmicas;
(b) sistemas de almacenamiento de energía con una duración mínima de SEIS (6) horas;
(c) instalaciones hidroeléctricas;
(d) centrales nucleares; o
(e) nuevas tecnologías que sean reconocidas por la SECRETARÍA DE ENERGÍA como aporte firme al sistema.
TÍTULO VI
TRANSACCIONES COMERCIALES DE ENERGÍA Y POTENCIA
TRANSACCIONES COMERCIALES DE ENERGÍA Y POTENCIA
Artículo 11°.- Administración de contratos de energía
La energía contratada para el cumplimiento de las obligaciones del presente Régimen será registrada y administrada de acuerdo con los procedimientos comerciales del Mercado a Término de Energía (MATE) que administra CAMMESA. La XDEM deberá hacerse cargo de costos de servicios, adicionales y transporte como el resto de los Grandes Usuarios del MEM.
El volumen de energía no cubierto por contratos, es decir la energía consumida en el Mercado Spot, se abonará al valor de Insuficiencia de Cobertura Energética, equivalente al valor de la energía del período incrementado en un porcentaje que, para el GUMA XDEM DATOS se establece en el CIEN POR CIENTO (100%), y para el GUMA XDEM PRODUCCIÓN en el CINCUENTA POR CIENTO (50%).
La energía no respaldada mediante contratos elegibles no gozará de garantía de abastecimiento en situaciones de emergencia energética.
Artículo 12°.- Administración de contratos de potencia
La potencia contratada será registrada y administrada de acuerdo con los procedimientos del Mercado a Término de Potencia (MATP) que administra CAMMESA. La porción de potencia requerida sin respaldo contractual suficiente será abastecida transitoriamente desde el Mercado Spot del MEM.
En tal caso, se determina el Cargo por Déficit de Potencia Firme (CDPF) de la XDEM, aplicable a la potencia no respaldada por contratos elegibles, equivalente al cargo de potencia vigente para Grandes Usuarios incrementado en un porcentaje que, para el GUMA XDEM DATOS se establece en el CUATROCIENTOS POR CIENTO (400%), y para el GUMA XDEM PRODUCCION en el DOSCIENTOS POR CIENTO (200%).
El déficit de cobertura de potencia dará lugar a restricciones operativas de la XDEM antes de afectar al resto de la demanda del MEM.
TÍTULO VII
SERVICIOS,
SERVICIOS,
Artículo 13°.- Servicios y asignación de cargos
La SECRETARÍA DE ENERGÍA instruirá al ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) para que asigne específicamente a las XDEM los cargos correspondientes a los Servicios del MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA (MEM), de conformidad con la normativa vigente, en proporción a la energía efectivamente demandada en cada mes.
A las XDEM no les resultará aplicable el descuento previsto en el artículo 20 del Anexo de la Resolución N° 281-E/2017 del ex MINISTERIO DE ENERGÍA Y MINERÍA, sus modificatorias y complementarias, asociado a la contratación de energía eléctrica proveniente de fuentes renovables.
Asimismo, las XDEM quedarán excluidas del beneficio consistente en la exención de los Cargos de Comercialización y Administración, derivados del ejercicio de la opción de exclusión de las Compras Conjuntas prevista en el Régimen del Mercado a Término de Energía Eléctrica de Fuente Renovable (MATER).
Artículo 14°.- Destino de los ingresos por cargos por insuficiencia y déficit
Los ingresos provenientes del CICE y del CDPF serán destinados a la CUENTA DE EXPORTACIONES del FONDO DE ESTABILIZACIÓN del MEM creada por la Resolución N° 1.037/2021 de la Secretaría de Energía, para promover la expansión de la oferta de generación, potencia firme y confiabilidad del sistema eléctrico nacional.
TÍTULO VIII
CONTROL Y SEGUIMIENTO
CONTROL Y SEGUIMIENTO
Artículo 15°.- Auditorías técnicas y comerciales
El OED podrá realizar auditorías técnicas y comerciales y requerir toda información necesaria para verificar el cumplimiento de los compromisos asumidos e informará a la Secretaría de Energía con evaluación de los resultados.
TÍTULO IX
TRANSPARENCIA Y NO DISCRIMINACIÓN
TRANSPARENCIA Y NO DISCRIMINACIÓN
Artículo 16°.- Registro público
El OED publicará y mantendrá actualizado un registro público de XDEM habilitadas, indicando potencia contratada, modalidad de conexión elegida y región, preservando la confidencialidad de información comercial sensible conforme a la normativa vigente.
TÍTULO X
DISPOSICIONES TRANSITORIAS
DISPOSICIONES TRANSITORIAS
Artículo 17°.- Adecuación de solicitudes en trámite
Las solicitudes de incorporación al MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA (MEM) o de acceso vinculadas a Demandas Extratendenciales (XDEM) que se encuentren en trámite a la fecha de entrada en vigencia del presente Régimen, cualquiera sea la fecha de su presentación, deberán adecuarse a sus disposiciones dentro de los SESENTA (60) días de dicha entrada en vigencia.
La obligación prevista en el párrafo precedente alcanzará a los titulares de dichas solicitudes con independencia de que, a esa fecha, revistan o no la calidad de Agentes del MEM.
A los efectos de dicha adecuación, los titulares deberán cumplimentar los requisitos que correspondan para su incorporación, registro y encuadramiento conforme al presente Régimen y, cuando corresponda, para su inscripción en la subcategoría GUMA-XDEM DATOS o GUMA-XDEM PRODUCCIÓN.
Artículo 18°.- Régimen de transición operativa
Las solicitudes de conexión y acceso al Sistema Argentino de Interconexión (SADI) correspondientes a las XDEM deberán tramitarse conforme al régimen general aplicable a los Grandes Usuarios del MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA (MEM), establecido por la Resolución N° 61 de fecha 29 de abril de 1992 de la ex SECRETARÍA DE ENERGÍA ELÉCTRICA y sus normas modificatorias y complementarias, así como por LOS PROCEDIMIENTOS vigentes.
El cumplimiento del régimen general de conexión y acceso no implicará, por sí mismo, la habilitación de la demanda como XDEM, la cual quedará sujeta al cumplimiento integral de las condiciones y procedimientos establecidos en el presente Régimen.
IF-2026-93194585-APN-DNRYDSE#MEC
SUBANEXO I
CONFIABILIDAD Y PLANIFICACIÓN
CONFIABILIDAD Y PLANIFICACIÓN
Artículo 1°.- Plan Especial de Abastecimiento - PEA
Todo GUMA-XDEM deberá presentar ante la Secretaría de Energía, en calidad de Declaración Jurada, previamente y como condición para su Habilitación Comercial, una actualización del Plan Especial de Abastecimiento (PEA) con horizonte móvil de CINCO (5) años, que deberá contener, como mínimo:
a) Cronograma de Incorporación Gradual de Carga: Detalle mes por mes de la demanda de potencia máxima estacional prevista para los siguientes SESENTA (60) meses, especificando el nodo y nivel de tensión de la interconexión.
b) Certificado de Respaldo de Potencia y Cubrimiento de Energía: Declaración de la procedencia de la energía contratada, identificando los contratos del Mercado a Término celebrados con Nueva Oferta Elegible XDEM. En todos los casos de capacidad firme se deberá demostrar el cumplimiento de los compromisos establecidos.
c) Impacto en la confiabilidad del SADI: Adjuntar estudios eléctricos de flujo de carga, cortocircuito y estabilidad transitoria validados por el Transportista correspondiente, demostrando que la incorporación de la carga no degrada los márgenes de seguridad operativa ni la calidad del servicio de los usuarios preexistentes.
El PEA deberá ser actualizado anualmente a partir del año inmediato posterior al de la Habilitación Comercial en el MEM.
Artículo 2°.- Ordenamiento de ingreso de nuevas demandas
a. Acceso condicionado a ampliaciones del Sistema de Transporte. Cuando la factibilidad del acceso dependa de la ejecución de una ampliación del Sistema de Transporte, la autorización podrá quedar condicionada a la habilitación comercial de dicha ampliación.
Cuando, con carácter previo a dicha habilitación comercial, resulte técnicamente factible admitir el ingreso total o parcial de la demanda sin afectar la seguridad, confiabilidad ni calidad de servicio del SADI, el OED determinará los límites de retiro, restricciones operativas y demás condiciones transitorias que resulten necesarias, las que regirán hasta la puesta en servicio de la ampliación correspondiente.
La identificación de los beneficiarios de la ampliación, así como la determinación y asignación de los costos, cánones y demás obligaciones económicas asociadas a ésta, se efectuará de conformidad con lo establecido en el Anexo 16 de Los Procedimientos y sus normas complementarias.
b. Cargo de reserva de capacidad. Los proyectos a los que se asigne capacidad conforme el Inciso a) deberán abonar al OED un cargo trimestral de reserva de capacidad de DÓLARES ESTADOUNIDENSES DOS MIL QUINIENTOS (USD 2.500) por MW, desde la fecha de asignación y hasta la fecha comprometida de ingreso en operación comercial declarada por el titular del proyecto.
c. Reembolso por cumplimiento. Si el proyecto ingresa en operación comercial en la fecha comprometida o con anterioridad a ella, el OED reembolsará al titular el OCHENTA POR CIENTO (80%) del monto total abonado en concepto del cargo previsto.
d. Incumplimiento de la fecha comprometida. Si el proyecto no ingresa en operación comercial en la fecha comprometida, operará una prórroga automática por el plazo perentorio de OCHO (8) trimestres adicionales. El titular del proyecto podrá desistir de la reserva de capacidad mediante comunicación fehaciente al OED en cualquier momento del período de vigencia de la reserva. Durante el plazo prorrogado el titular abonará un cargo trimestral de DÓLARES ESTADOUNIDENSES CINCO MIL (USD 5.000) por MW.
Dentro del plazo prorrogado, si el proyecto:
(i) ingresa en operación comercial, el OED reembolsará al titular el CUARENTA POR CIENTO (40%) a valor nominal, del monto total abonado computando conjuntamente los cargos de los incisos b) y d).
(ii) no ingresa en operación comercial, la reserva de capacidad y la totalidad de los montos abonados conforme los incisos b) y d) se perderán automáticamente sin derecho a reclamo ni reembolso alguno.
e. Destino de los fondos. Los importes que resulten definitivamente no reembolsables conforme el presente artículo serán acreditados por el OED en la Cuenta de Exportaciones del Fondo de Estabilización del MEM creada por la Resolución SE N° 1.037/2021, y serán aplicados conforme las instrucciones regulatorias que imparta la Secretaría de Energía.
Artículo 3°.- Monitoreo del sistema
El OED deberá informar semestralmente a la Secretaría de Energía y al ENREGE el estado de la cartera de solicitudes de conexión de XDEM, los volúmenes de potencia comprometidos por modalidad, y su impacto proyectado sobre el margen de reserva del SADI.
Cuando el conjunto de solicitudes en una región comprometa el margen de reserva o la confiabilidad de la red regional, el OED podrá proponer a la Secretaría de Energía la suspensión temporal de nuevas habilitaciones en Capacidad Firme Plena en dicha región, sin perjuicio de la habilitación bajo modalidades no firmes.
IF-2026-93215295-APN-DNRYDSE#MEC
SUBANEXO II
ESPECIFICACIONES TÉCNICAS PARA DEMANDAS
EXTRATENDENCIALES (XDEM)
EXTRATENDENCIALES (XDEM)
Tabla de contenido
1. Glosario
AGENTE: Persona jurídica habilitada para participar en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) en alguna de las categorías previstas en la normativa vigente.
BESS (Battery Energy Storage System): Sistema de almacenamiento de energía mediante baterías, incluyendo convertidores, transformadores, controles, protecciones y sistemas auxiliares asociados.
CAPABILIDAD P-Q: Capacidad de una instalación para intercambiar potencia activa y reactiva en el punto de conexión dentro de una envolvente operacional determinada.
CCA (Centro de Control de Área): Centro responsable de la supervisión y coordinación operativa de una determinada área o región del SADI.
CENTRO DE DATOS (DATA CENTER): Instalación destinada al alojamiento y operación de equipos informáticos y sistemas de procesamiento de datos con elevados requerimientos de suministro eléctrico.
CIT (Control Integral de Tensión): Modo de control de tensión en lazo cerrado sin estatismo ('droop'), destinado a mantener una tensión objetivo en el punto controlado.
CPT (Control Proporcional de Tensión): Modo de regulación tensión-reactivo con estatismo ('droop'), mediante el cual la potencia reactiva se ajusta automáticamente frente a variaciones de tensión.
CURVA V-T: Curva tensión-tiempo que define las condiciones mínimas de permanencia en servicio ante perturbaciones de tensión.
DAG (Desconexión Automática de Generación o Carga): Esquema automático destinado a preservar la seguridad del sistema mediante la desconexión parcial o total de generación o demanda bajo condiciones predeterminadas.
DROOP: Relación funcional utilizada en determinados sistemas de control para modificar la respuesta de potencia activa o reactiva ante variaciones de frecuencia o tensión.
EMT (Electromagnetic Transients): Modelos y estudios de transitorios electromagnéticos que permiten representar fenómenos eléctricos rápidos y el comportamiento detallado de convertidores y controles.
FAT (Factory Acceptance Test): Ensayos realizados en fábrica para verificar el cumplimiento de las especificaciones técnicas de los equipos.
FIDVR (Fault Induced Delayed Voltage Recovery): Fenómeno caracterizado por una recuperación lenta de la tensión luego de una perturbación, asociado típicamente a elevadas demandas de potencia reactiva.
FLICKER: Fenómeno de fluctuación de tensión que produce variaciones perceptibles en la intensidad luminosa de las cargas de iluminación.
FORTALEZA DE RED (GRID STRENGTH): Capacidad del sistema eléctrico para mantener condiciones estables frente a perturbaciones, variaciones operativas o interacción con dispositivos basados en electrónica de potencia.
FRECUENCIA NOMINAL: Frecuencia de referencia del SADI igual a 50 Hz.
GRID FORMING: Capacidad de determinados convertidores de establecer y sostener referencias de tensión y frecuencia contribuyendo al soporte dinámico del sistema eléctrico.
GRID FOLLOWING: Modo de operación de convertidores que sincronizan su funcionamiento siguiendo la tensión y frecuencia de la red existente.
HVRT (High Voltage Ride Through): Capacidad de una instalación para permanecer conectada durante sobretensiones temporarias.
ICCP (Inter Control Center Communications Protocol): Protocolo de intercambio de información en tiempo real entre centros de control, normalizado por IEC 60870-6/TASE.2.
INTERACCIONES DE CONTROL: Fenómenos dinámicos producidos por la interacción entre sistemas de control de una instalación y la red eléctrica o entre múltiples convertidores.
LVRT (Low Voltage Ride Through): Capacidad de una instalación para permanecer conectada durante huecos de tensión.
MEM: Mercado Eléctrico Mayorista de la República Argentina.
MODO PF: Modo de control basado en un valor objetivo de factor de potencia.
MODO Q: Modo de control basado en una referencia de potencia reactiva.
MODO V: Modo de control basado en una referencia de tensión.
OED (Organismo Encargado del Despacho): CAMMESA en su función de programación, coordinación y despacho del SADI.
OSCILACIÓN FORZADA: Oscilación sostenida causada por una excitación periódica externa al sistema eléctrico.
OVERSHOOT: Sobreimpulso máximo que experimenta una variable durante una transición dinámica respecto de su valor final.
PAFTT: Prestador Adicional de la Función Técnica de Transporte.
PCC (Point of Common Coupling): Punto de conexión entre una instalación y la red eléctrica.
PDC (Phasor Data Concentrator): Sistema encargado de concentrar y procesar mediciones fasoriales provenientes de múltiples PMU.
PEA (Plan Especial de Abastecimiento): Plan mediante el cual el solicitante define las fuentes de energía y potencia previstas para abastecer su demanda.
PLL (Phase Locked Loop): Sistema de sincronización utilizado por convertidores para estimar la fase y frecuencia de la tensión de red.
PMU (Phasor Measurement Unit): Equipo de medición sincronizada capaz de registrar magnitudes fasoriales de tensión y corriente.
POTENCIA ACTIVA: Potencia eléctrica efectivamente convertida en trabajo útil, expresada en MW.
POTENCIA REACTIVA: Potencia asociada al intercambio de energía electromagnética necesaria para el funcionamiento de determinados equipos eléctricos, expresada en MVAr.
PPC (Power Plant Controller): Sistema de control centralizado encargado de coordinar la operación eléctrica de una instalación.
PUNTO DE CONEXIÓN: Nodo de vinculación eléctrica entre la instalación del AGENTE y el SADI.
RoCoF (Rate of Change of Frequency): Tasa de variación temporal de la frecuencia eléctrica, expresada en Hz/s.
RMS (Root Mean Square): Modelos y estudios dinámicos de estabilidad electrome-cánica basados en valores eficaces.
SAT (Site Acceptance Test): Ensayos realizados en sitio para verificar el desempeño de la instalación previo a su habilitación comercial.
SCR (Short Circuit Ratio): Indicador utilizado para caracterizar la fortaleza eléctrica de una red en el punto de conexión de una instalación basada en convertidores.
SADI: Sistema Argentino de Interconexión.
SMEC: Sistema de Medición Comercial utilizado para la liquidación de transacciones económicas del MEM.
SOTR: Sistema de Operación en Tiempo Real.
STATCOM (Static Synchronous Compensator): Equipo de compensación dinámica de potencia reactiva basado en electrónica de potencia.
THD (Total Harmonic Distortion): Indicador del contenido armónico total presente en una señal eléctrica.
UPS (Uninterruptible Power Supply): Sistema de alimentación ininterrumpida destinado a mantener el suministro eléctrico ante perturbaciones o interrupciones.
VARIABILIDAD DE DEMANDA: Cambios de potencia demandada en distintas escalas temporales que pueden afectar la operación del sistema eléctrico.
XDEM: Demanda Extratendencial conforme a la definición establecida en la normativa.
2. Requisitos de acceso y conexión al SADI. Estudios eléctricos requeridos.
En los siguientes apartados se detallan los estudios requeridos en las distintas etapas del proceso de acceso.
2.1. Etapa 1 – Acceso a la capacidad de transporte y ampliaciones
La Etapa 1 es la requerida para autorizar el acceso a la capacidad de transporte existente o su ampliación.
El objetivo de los estudios es garantizar que el sistema eléctrico pueda absorber la demanda en términos de su comportamiento eléctrico en el punto de conexión, asumiendo que la nueva demanda cumple con los requerimientos de desempeño técnico establecidos para ese tipo de demanda. A tal efecto, en la Etapa 1 la demanda deberá representarse mediante una caracterización equivalente basada en su comportamiento eléctrico esperado. El diseño final de la instalación no será requerido en la Etapa 1; no obstante, deberán quedar definidos en esta etapa:
• la potencia maxima a demandar, y su evolucion prevista en el tiempo, incluyendo el cronograma de incorporación de carga por etapas,
• su localizacion,
• el punto de conexion al sistema,
• y el Plan Especial de Abastecimiento (PEA)
Para la evaluación del acceso, deberán presentarse como mínimo los siguientes estudios:
• analisis de flujos de carga,
• estudios de cortocircuito,
• estudios de estabilidad transitoria, utilizando modelos representativos o genéricos de la demanda,
• verificacion de los requerimientos del sistema de transporte.
La evaluación deberá realizarse considerando escenarios representativos del comportamiento de la demanda, incluyendo:
• condiciones operativas normales,
• contingencias de alto impacto sobre el sistema,
• contingencias relevantes que afecten la vinculacion electrica entre las fuentes de generación definidas en el plan de abastecimiento y la XDEM.
• escenarios críticos desde el punto de vista de:
o estabilidad,
o control de tensión,
o control de sobrecargas,
o fortaleza de red.
Asimismo, deberán analizarse:
• Escenarios correspondientes a las distintas etapas de ingreso del proyecto. Los escenarios deben reflejar condiciones operativas extremas en los corredores de transporte involucrados en la vinculación eléctrica entre las fuentes de generación definidas en el plan de abastecimiento y la XDEM.
• Al menos un escenario horizonte consistente con la Gu^a de Referencia aplicable.
Los resultados de los estudios deberán demostrar que, para los casos analizados, la demanda puede ser abastecida de acuerdo con el plan de abastecimiento propuesto, sin que se verifiquen restricciones de capacidad de transporte que limiten la entrega efectiva de la energía en el punto de consumo.
Cualquier modificación relevante en el plan de abastecimiento declarado, incluyendo cambios en la potencia comprometida, fuentes de abastecimiento, condiciones contractuales o su vinculación con el sistema eléctrico, deberá ser informada al OED y a la Transportista. En tales casos, el OED podrá requerir la revisión o repetición de los estudios de la Etapa 1, en la medida en que dichas modificaciones puedan afectar las condiciones de evaluación del acceso al sistema.
El diseño técnico de detalle necesario para cumplir los requerimientos de desempeño deberá ser definido en la Etapa 2. Dichos requerimientos serán de cumplimiento obligatorio, y su verificación, así como la aprobación de los estudios de Etapa 2 por parte de la Transportista y el OED, constituirán criterios de aceptación para la conexión al sistema. Los eventuales equipamientos adicionales que surjan como consecuencia de los estudios de diseño deberán ser instalados dentro de la instalación, aguas abajo del Punto de Conexión.
2.2. Etapa 2 Fase 1– Diseño técnico de detalle
El objetivo de los estudios de la Etapa 2 Fase 1 es la aprobación del diseño técnico por parte de la Transportista y del OED, lo cual constituirá uno de los criterios de aceptación para la conexión al sistema. Los estudios de Etapa 2 Fase 1 deberán permitir tanto (i) la evaluación detallada del impacto sistémico de la instalación como (ii) la definición de las soluciones técnicas necesarias dentro de la propia instalación.
Los estudios de esta etapa deberán realizarse inmediatamente después de la aprobación del acceso y previamente a la adquisición de equipamiento, de modo de permitir que sus resultados condicionen el diseño final de la instalación.
En el inicio de la Etapa 2 Fase1 debe estar establecido:
• el tipo de demanda (por ejemplo: data center de IA, cloud, minena, u otros),
• la arquitectura interna de la carga,
Los estudios deberán ser los necesarios para definir en detalle el equipamiento a instalar, los sistemas de protección, control y maniobra, y para establecer:
• la incorporacion de sistemas de almacenamiento o respaldo (BESS, UPS u otros),
• la necesidad y tipo de compensacion reactiva (estatica y/o dinamica),
• los sistemas de proteccion,
• los automatismos y logicas de actuacion (incluyendo desconexion, reconexion y reducción de carga),
• la integracion con esquemas automaticos del sistema, incluyendo esquemas de desconexión automática de generación o carga del área,
• las restricciones operativas, incluyendo l^mites de rampa de potencia y condiciones de operación ante contingencias.
Las decisiones de diseño vinculadas a la configuración técnica de la instalación, incluyendo la selección de equipamiento - tales como sistemas de compensación reactiva, almacenamiento de energía, filtros y sistemas de control -, deberán adoptarse en esta etapa sobre la base de los resultados de los estudios eléctricos requeridos.
Los estudios eléctricos deberán acreditar el cumplimiento de los criterios de desempeño establecidos en el punto 2 del presente Anexo, y ser los necesarios para sustentar las decisiones de diseño, pudiendo incluir, entre otros:
• analisis de flujos de carga,
• estudios de estabilidad transitoria en dominio RMS con modelos detallados de fabricante,
• estudios de transitorios electromagneticos (EMT) con modelos espec^ficos de fabricante,
• estudios de interaccion de control y comportamiento colectivo de cargas electrónicas, incluyendo:
o interacción entre convertidores,
o interacción con el sistema eléctrico,
o efectos agregados de múltiples instalaciones,
• estudios de calidad de energia, incluyendo armonicos,
• cualquier otro estudio necesario para la correcta definicion del equipamiento y su desempeño.
La evaluación se realizará considerando escenarios representativos del comportamiento de la demanda, incluyendo:
• condiciones operativas normales,
• contingencias de alto impacto sobre el sistema,
• escenarios críticos desde el punto de vista de:
o estabilidad,
o control de tensión,
o control de sobrecargas.
o fortaleza de red
Cuando la XDEM incluya almacenamiento, BESS u otros recursos capaces de modificar la demanda neta en el punto de conexión, en los Estudios de Etapa 2 deberán declararse sus modos de operación, capacidades, restricciones, lógicas de transferencia, posibilidad de paralelismo con la red y disponibilidad esperada. El OED podrá definir para los estudios escenarios particulares con diferentes combinaciones operativas de los recursos.
2.3. Etapa 2 Fase 2 – Estudios de Operación
La Etapa 2 Fase 2 deberá realizarse con una anticipación mayor a 5 meses y menor a 7 meses respecto de la fecha de puesta en servicio de la instalación. El objetivo de esta etapa es ajustar y optimizar el desempeño de la instalación, considerando su configuración definitiva y condiciones actualizadas del sistema eléctrico.
Los estudios deberán orientarse al ajuste y verificación de:
•sistemas de control,
• sistemas de compensacion reactiva,
• limitacion de perturbaciones de tension,
• variaciones bruscas de carga,
• reguladores y controles asociados,
• parametros de las logicas de los automatismos definidos en la Etapa 2 Fase 1.
El comportamiento de la instalación deberá validarse en escenarios operativos representativos, considerando:
• condiciones actualizadas del sistema,
• la configuracion definitiva de la instalacion,
• y su interaccion con el resto del sistema electrico.
Asimismo, deberá verificarse el cumplimiento de los requerimientos técnicos definidos en etapas previas y asegurarse la adecuada coordinación con los sistemas de control y operación del sistema eléctrico.
Los estudios a realizar deberán incluir, como mínimo:
• analisis de flujos de carga,
• estudios de estabilidad transitoria en dominio RMS con modelos detallados de fabricante,
• estudios de transitorios electromagneticos (EMT) con modelos de fabricante, cuando corresponda.
• Estudio de coordinacion de protecciones
Se podrán requerir estudios adicionales cuando resulten necesarios para asegurar el correcto desempeño operativo de la instalación.
Los estudios de la Etapa 2 Fase 2 deberán ser aprobados por la Transportista y por el OED, constituyendo un requisito previo a la puesta en servicio de la instalación.
2.4. Etapa 3 – Ensayos, ajuste en campo y validación
En esta etapa se deberán realizar (i) los ensayos necesarios para verificar el comportamiento de la instalación en condiciones reales de operación, así como (ii) el ajuste final de los sistemas de control y protección.
Previamente a la Habilitación Comercial, el AGENTE deberá presentar un informe de ensayos que documente el comportamiento de la instalación y permita validar su desempeño respecto de los requerimientos establecidos.
Dentro de los sesenta (60) días posteriores a la Habilitación Comercial, el AGENTE deberá presentar el informe final de estudios, correspondiente a la Etapa 3 del Procedimiento Técnico N° 1 de CAMMESA, que deberá incluir:
• la homologacion de los modelos electricos,
• la presentacion completa y actualizada de los datos de la instalacion,
• la consistencia entre los modelos utilizados y el comportamiento observado en campo.
En caso de que los modelos o los datos finales difieran significativamente respecto de los utilizados en las etapas previas, el OED deberá evaluar el impacto de dichas diferencias sobre los resultados de los estudios de la Etapa 2 Fase 2, y podrá requerir al AGENTE la realización de estudios complementarios para actualizar los resultados bajo las condiciones que se consideren críticas.
2.5. Otras consideraciones particulares
Cualquier modificación significativa en la potencia máxima, cronograma de entrada, punto de conexión, tecnología principal, arquitectura interna, presencia de BESS, dispositivos de compensación, sistemas de control, protecciones, automatismos o modelos eléctricos deberá ser informada al OED y a la Transportista. El OED y/o la Transportista podrán requerir la actualización de modelos y la repetición parcial o total de estudios cuando dichas modificaciones puedan afectar los resultados previamente aprobados.
Cuando existan múltiples solicitudes de grandes demandas en una misma área eléctrica o con fechas de entrada cercanas, el OED y/o la Transportista podrán requerir estudios conjuntos o coordinados que evalúen el impacto agregado de dichas instalaciones sobre la red, la estabilidad, la capacidad de transporte, la regulación de frecuencia y la necesidad de refuerzos o restricciones operativas.
2.6. Información operativa y previsiones de demanda
El solicitante deberá presentar información técnica suficiente para caracterizar el comportamiento operativo de la Demanda Extratendencial (XDEM), con el objeto de permitir la adecuada evaluación de su impacto sobre la operación del SADI y la planificación de la operación futura.
Como mínimo, deberá remitirse la siguiente información:
• Caracterización detallada de la demanda, incluyendo su variabilidad temporal, comportamiento dinámico, patrones de consumo esperados y cualquier otra característica relevante para su representación en los estudios eléctricos y operativos.
• Descripción de las características de operación de la instalación, incluyendo previsiones de potencia y energía demandada, cronograma de incorporación de carga y perfil típico de consumo para los primeros cinco (5) años de operación.
• Identificación de eventuales variaciones estacionales, diarias u horarias de la demanda, así como de las condiciones operativas que puedan producir cambios significativos en su consumo eléctrico.
• Presentación de las previsiones de demanda requeridas por LOS PROCEDIMIENTOS, conforme a los formatos, plazos y contenidos establecidos en el ANEXO 2: Base de Datos Estacional, ANEXO 9: Base de Datos Semanal y ANEXO 10: Base de Datos Diaria, incluyendo sus futuras actualizaciones y revisiones.
• Toda otra información que el OED requiera para la adecuada programación de la operación, evaluación de la seguridad del sistema y análisis de abastecimiento de la demanda.
La información precedente deberá mantenerse actualizada durante todas las etapas del proyecto, debiendo el solicitante informar al OED cualquier modificación significativa en las previsiones de potencia, energía o perfil de consumo originalmente declaradas.
3. Requerimientos de Desempeño para XDEM
Las grandes demandas extratendenciales (XDEM) deberán cumplir con un conjunto de requerimientos de desempeño técnico predefinidos en el punto de conexión, establecidos con el objeto de garantizar la seguridad, estabilidad y calidad del sistema eléctrico.
Dichos requerimientos no dependen del diseño particular de la instalación, constituyen condiciones exigibles de desempeño en el punto de conexión, y deberán ser considerados como condiciones de diseño obligatorias del proyecto.
En la Etapa 1 del proceso de acceso se asumirá que la demanda cumple con estos requerimientos de desempeño, evaluándose su impacto en el sistema bajo dicha hipótesis.
En la Etapa 2, el diseño técnico de la instalación deberá garantizar el cumplimiento efectivo de dichos requerimientos, mediante la incorporación de los equipamientos, sistemas de control y configuraciones que resulten necesarios.
3.1. Control de tensión y potencia reactiva.
La instalación deberá contar con capacidad de control de tensión en el punto de conexión, mediante la provisión y gestión adecuada de potencia reactiva, de modo de no degradar el desempeño del sistema eléctrico.
La instalación deberá operar dentro de una envolvente admisible de intercambio de potencia reactiva en el plano P‑Q, la cual deberá ser consistente, como mínimo, con una capacidad de operación equivalente a un factor de potencia de 0,95 en el punto de conexión (curva de capabilidad P‑Q de tipo triangular). En caso de que los estudios correspondientes a la Etapa 1 o a la Etapa 2 Fase 1 demuestren que la incorporación de la demanda provoca un deterioro de los perfiles de tensión o una reducción del margen de estabilidad de tensión en el área de influencia, tanto en condiciones N como N‑1, podrá requerirse una extensión del rango de regulación reactiva en el punto de conexión al sistema. El alcance de dicha ampliación de la capabilidad deberá determinarse en función de los resultados de los estudios eléctricos realizados.
A los efectos de garantizar el cumplimiento de los requerimientos anteriores, la instalación deberá contar con capacidad de operación en distintos modos de control de potencia reactiva y tensión, incluyendo:
• Modo factor de potencia (PF): operacion con factor de potencia objetivo definido en el punto de conexión.
• Modo potencia reactiva (Q): control directo del intercambio de potencia reactiva en el punto de conexión.
• Modo control de tensión (V): regulación automática de la tensión en el punto de conexión
o Modo CIT: Control Integral de tensión (lazo cerrado – sin “droop”)
o Modo CPT: Control Proporcional de tensión Q/V (con “droop”)
La selección del modo de control aplicable, así como sus parámetros de ajuste, serán definidos en la Etapa 2 en función de los estudios eléctricos correspondientes. La instalación deberá ser capaz de operar en forma estable en cualquiera de los modos requeridos, incluyendo condiciones de red débil o contingencias.
Los dispositivos de compensación requeridos para cumplir con el control de la potencia reactiva podrán ser bancos de compensación mecánicos o equipos capaces de proveer un control dinámico de potencia reactiva. La elección de un equipo por sobre otro dependerá de las características del punto de conexión y comportamiento de la demanda, y la elección del mismo quedará definido durante estudios de Etapa 2 Parte 1.
3.2. Requerimientos de rampas de potencia activa
La instalación deberá cumplir con el menor de los siguientes límites de variación de potencia activa (rampas), tanto en incremento como en reducción de carga:
• 30 MW/min
• 10 %/min
Este requisito debe cumplimentarse para los intercambios de potencia activa en el punto de conexión de la red, pudiendo incorporar equipamiento adicional de almacenamiento para tal fin.
Sin detrimento de lo anterior los requisitos de rampas de potencia activa podrán ser configurables para responder a requerimientos del operador.
3.3. Requerimientos sobre variabilidad y oscilaciones
La instalación deberá limitar la variabilidad de su demanda en escalas:
o minuto a minuto,
o segundo a segundo,
o e intra-segundo cuando corresponda.
La operación de la instalación deberá limitar fluctuaciones de potencia que puedan afectar:
o la regulación de frecuencia,
o el control de tensión,
o o la estabilidad del sistema, no introducir oscilaciones forzadas cerca de los modos electromecánicos dominantes.
Las oscilaciones de tensión deberán permanecer dentro de los límites admisibles para todo el rango de frecuencias de oscilación, definidos como el menor valor entre los límites establecidos por la IEC 61000‑2‑2 y una amplitud máxima del 1 %.
La Tabla 1 presenta, a título ilustrativo, los límites de amplitud de oscilación equivalentes a un nivel de severidad de Flicker Pst=1. En el rango de bajas frecuencias, el criterio de amplitud máxima del 1 % constituye generalmente la condición más exigente.
Tabla 1. Límites de valores frecuencia-amplitud para Pst = 1
La conexión o desconexión de bloques de demanda deberá limitarse de manera de garantizar que las variaciones de tensión inducidas en la red no superen ±1 % en el sistema de 500 kV y 220 kV ni ±2 % en el sistema de 132 kV, evaluadas en los nodos del sistema eléctricamente influenciados por la instalación.
El cumplimiento de estos criterios deberá verificarse mediante los estudios correspondientes a la Etapa 2 – Fase 1, considerando escenarios operativos representativos y de máxima exigencia, tanto en condición N como N‑1.
Asimismo, no deberán producirse oscilaciones de tensión atribuibles a la instalación que excedan los límites de amplitud establecidos en el presente Anexo. En caso de identificarse oscilaciones o verificarse incumplimientos de las bandas de tensión definidas, deberán implementarse las medidas correctivas necesarias en el diseño de la instalación, las cuales deberán quedar debidamente justificadas mediante los estudios de la Etapa 2 – Fase 1.
3.4. Desempeño ante perturbaciones de tensión (Permanencia en servicio)
Las instalaciones deberán mantener su conexión al sistema eléctrico ante perturbaciones de tensión en el punto de conexión, de modo de no comprometer la estabilidad ni la seguridad del sistema.
La instalación deberá permanecer conectada ante variaciones de tensión dentro de curvas definidas de tensión-tiempo (V-t), considerando tanto:
o huecos de tensión (LVRT),
o como sobretensiones (HVRT).
En la zona de la característica de desempeño correspondiente a tensiones en el punto de conexión comprendidas entre 0,5 pu y 0,9 pu, la instalación podrá reducir su consumo de potencia activa en la medida necesaria para respetar las limitaciones de corriente admisible de sus equipos e instalaciones. No obstante, bajo estas condiciones la demanda no deberá desconectarse del sistema y deberá mantener su contribución al control de tensión mediante los recursos de regulación reactiva disponibles.
Este requisito resulta especialmente relevante durante eventos de recuperación lenta de tensión (FIDVR, Fault-Induced Delayed Voltage Recovery), asociados al elevado consumo de potencia reactiva de cargas de aire acondicionado durante condiciones estivales de alta demanda. En tales situaciones, la instalación deberá permanecer conectada y contribuir a la recuperación de los perfiles de tensión del sistema. La restitución de la potencia activa demandada deberá cumplir los requisitos de desempeño establecidos en el punto siguiente.
El cumplimiento de estos requerimientos deberá verificarse mediante estudios eléctricos en la Etapa 2 con los modelos proporcionados por el fabricante y diseñarse las medidas de compensación necesarias para poder cumplir.
La instalación deberá mantener su conexión ante la ocurrencia de múltiples perturbaciones consecutivas. No deberán implementarse lógicas de desconexión automática basadas en contadores de perturbaciones, salvo que estén debidamente justificadas y coordinadas con las protecciones y automatismos del sistema eléctrico.
3.5.Requerimientos de recuperación de potencia activa posterior a disturbios, incluyendo tiempos y niveles mínimos de recuperación.
La recuperación de potencia activa deberá producirse en tiempos compatibles con la estabilidad del sistema eléctrico. En particular, la instalación deberá evitar:
• recuperaciones excesivamente rapidas que puedan generar perturbaciones adicionales,
• recuperaciones excesivamente lentas que afecten el balance del sistema.
La instalación debe ser capaz de recuperar un 90% el nivel de potencia activa en 1 segundo cuando la tensión supere los 0.9 pu luego de una perturbación. En caso de que los estudios de Etapa 2 indiquen la necesidad de una recuperación más lenta, deberá poder ser capaz de cambiar la tasa de recuperación de potencia activa.
No deberán producirse sobreimpulsos de potencia (overshoot) mayores a 10% en la potencia activa, ni cambios bruscos que puedan comprometer la estabilidad del sistema. Lo cual podrá requerir estrategias de reconexión escalonada o controlada que se verificarán en la Etapa 2 de Estudios Eléctricos.
El cumplimiento de estos requerimientos deberá definirse y verificarse mediante estudios eléctricos en la Etapa 2 donde podrían surgir equipos de compensación adicionales para poder cumplir un desempeño adecuado del sistema.
3.6. Requerimientos de desempeño ante perturbaciones de frecuencia
Las instalaciones deberán mantener su operación y conexión al sistema eléctrico ante variaciones de frecuencia, de modo de no comprometer la estabilidad ni la seguridad del sistema.
Soportabilidad ante desviaciones de frecuencia
La instalación (con excepción de aquella porción afectada al esquema de alivio de carga por subfrecuencia) deberá permanecer conectada para variaciones de frecuencia en el punto de conexión dentro de los siguientes rangos:
• Rango de frecuencia admisible de operacion sin l^mite de tiempo entre 49 y 51 Hz
• Rango de frecuencia admisible de operacion del grupo con la actuacion de reles temporizados con una temporización mínima de 100 seg. entre 48,5 y 49,0 Hz, y entre 51, y 51,5 Hz.
• Rango de frecuencia admisible de operacion del grupo con la actuacion de reles temporizados con una temporización mínima de 25 seg. entre 48 y 48,5 Hz, y entre 51,5 y 52,0 Hz.
• Rango de frecuencia admisible de operacion del grupo con la actuacion de reles temporizados con una temporización mínima de 15 seg. entre 47,5 y 48 Hz, y entre 52,0 y 52,5 Hz.
• Rango de frecuencia admisible de operacion del grupo sin la actuacion de reles instantáneos de desconexión entre 47,5 Hz y 52,5 Hz.
Soportabilidad ante tasas de cambio de frecuencia (RoCoF)
La instalación deberá ser capaz de soportar tasas de cambio de frecuencia de al menos ±2 Hz/s, sin desconectarse ni modificar abruptamente su comportamiento.
No deberán implementarse protecciones o lógicas de control que provoquen la desconexión dentro de dichos valores.
El cumplimiento de estos requerimientos deberá verificarse mediante estudios en la Etapa 2.
3.7. Requerimientos de desempeño en cuanto a Interacciones de control.
La verificación de los requerimientos de desempeño ante interacciones de control deberá realizarse mediante estudios electromagnéticos (EMT), incluyendo análisis en el dominio del tiempo y en el dominio de la frecuencia.
Mediante estudios electromagnéticos (EMT) deberá demostrarse que:
• La instalacion presenta comportamiento estable ante perturbaciones del sistema eléctrico, sin divergencias ni oscilaciones crecientes.
• No se verifican modos inestables asociados a los sistemas de control de los convertidores.
• No se producen oscilaciones sostenidas, resonancias, ni fenomenos de acoplamiento inestable entre convertidores de la misma instalación.
• Los sistemas de control internos (incluyendo PLL, control de corriente y regulación de tensión) operan de forma coordinada y estable en todo el rango operativo.
• La instalacion opera de forma estable en el punto de conexion, incluyendo condiciones de red débil (incluyendo condiciones de red N-1). No se observan fenómenos de inestabilidad asociados a la interacción entre los controles de la instalación y la red.
• La instalacion no amplifica perturbaciones del sistema ni introduce resonancias o respuestas oscilatorias adversas.
• La respuesta de la instalacion ante fallas y eventos de conmutacion no genera oscilaciones no amortiguadas ni interacciones adversas.
• La recuperacion post-falla es estable y no induce fenomenos dinamicos indeseables.
Adicionalmente a las simulaciones EMT temporales, deberán realizarse estudios de barrido de impedancias (impedance scans) con el objeto de evaluar la interacción entre la instalación y el sistema eléctrico. A tal efecto, deberá demostrarse que:
• no existen resonancias en el rango relevante de frecuencias que puedan comprometer la estabilidad,
• la interaccion entre la impedancia equivalente de la instalacion y la del sistema no conduce a condiciones de inestabilidad,
• no se verifican condiciones de acoplamiento dinamico adverso entre convertidores o con la red.
La evaluación de estos requerimientos deberá realizarse en la Etapa 2 del proceso de acceso, utilizando estudios electromagnéticos (EMT) con modelos de fabricante representativos de la instalación.
En caso de que los estudios identifiquen riesgos de inestabilidad o interacciones adversas, deberán definirse e implementarse medidas de mitigación como parte del diseño técnico de la instalación.
Dichas medidas deberán formar parte del diseño aprobado en la Etapa 2 y podrán incluir, entre otras:
• ajustes en los sistemas de control,
• incorporacion de compensacion dinamica,
• modificaciones en la arquitectura de la instalacion.
3.8. Saltos de Fase
Ante la ocurrencia de un salto en el ángulo de fase de la tensión de hasta ±25 grados medido en el punto de conexión, la instalación deberá permanecer conectada al sistema eléctrico.
3.9. Calidad de Energía
Los requerimientos indicados en esta sección son aplicables a instalaciones cuyo punto de conexión se realice en un punto de conexión menor o igual a 220 kV.
Las instalaciones deberán operar de modo tal que no degraden la calidad de energía en el punto de conexión ni afecten el suministro a otros usuarios del sistema eléctrico.
3.9.1. Niveles de Flicker y variaciones rápidas de tensión
El flicker transitorio de corto plazo (Pst95%), nivel medido en un lapso de 10 minutos que puede ser excedido como máximo un 5% del tiempo durante 24h, no deberá exceder, según normas internacionales y Res. ENRE N° 184/2000, el valor Pst95% = 1, en el rango de 1 kV < U < 220 kV.
3.9.2. Niveles de Armónicos
La demanda debe cumplir con la normativa vigente en cuanto a niveles máximos de inyección de corrientes armónicas (Resolución del ENRE N° 99/1997) y verificar que la onda de tensión en el punto de conexión cumpla con lo establecido en la Res. ENRE N° 184/2000.
Para ello, el agente debe instalar, en el punto de conexión, el equipamiento necesario para recolectar, almacenar, procesar estadísticamente y visualizar las mediciones realizadas para un posterior análisis a realizar por el OED, la Transportista o el PAFTT, conducente a posibles adecuaciones en los filtros y/o automatismos de la red.
3.9.3. Equipo de monitoreo
Se deberá instalar en el punto de conexión un equipo registrador para medición de las variables eléctricas de la red con funcionalidad de medición fasorial y capacidad de:
• Registro de oscilografias (formas de onda) con frecuencia de muestreo mayor o igual a 128 muestras/ciclo (6,4 kHz). Según norma IEEE C37.111 Compatible COMTRADE.
• Registro de RMS con frecuencia de muestreo mayor o igual a 1 muestra/ciclo (50 Hz). Según norma IEEE C37.111 Compatible COMTRADE.
• Registros de calidad de energ^a (medicion de todas las armonicas hasta la 50, flickers, distorsión armónica THD, etc.). Según norma IEC 61000-4-30 tipo Clase A.
• Medicion fasorial (PMU, Phasor Measurement Unit) con frecuencia mayor o igual a 1 muestra/ciclo (50 Hz). Según normas IEEE C37.118 y IEC 61850 90-5.
• El equipo debera poseer sincronizacion horaria local v^a GPS con una resolucion igual o inferior a 100 nano segundos a 1 pulso por segundo (pps).
Respecto a los registros, se deberá disponer de una estación de trabajo propia, con el software provisto por el fabricante del equipo, para: recolectar, almacenar y visualizar los registros (RMS y oscilografías). Se deberá medir en forma continua variaciones y perturbaciones de la tensión (nivel de tensión, huecos de tensión, corrientes, potencias, etc.). Obtener registros continuos de potencia activa, potencia reactiva, frecuencia, corriente y tensión para análisis estadísticos de la demanda. Se requiere que dichos registros estén a disposición del Centro de Control de Área y del OED para un posterior análisis que pudiera conducir a posibles adecuaciones necesarias en la central.
Acerca de las mediciones fasoriales se deberá establecer el vínculo de comunicaciones entre la función PMU y el concentrador de datos (PDC, Phasor Data Concentrator) del OED, según norma IEEE C37.118, a fin de incorporar dichas mediciones al sistema de monitoreo centralizado. El vínculo de comunicaciones será el enlace de datos con el OED descripto en el punto 3.12.1 de este documento.
3.9.4. Desequilibrio de tensiones
La instalación deberá operar de modo que no introduzca desequilibrios de la tensión en el punto de conexión mayor al 1%.
3.9.5. Implementación y verificación
El cumplimiento de estos requerimientos deberá verificarse mediante estudios eléctricos en la Etapa 2 del proceso de acceso. En caso de identificarse incumplimientos, deberán implementarse medidas de mitigación como parte del diseño de la instalación.
La verificación final, con el objetivo de determinar si la fuente del contenido armónico es interior o exterior a la instalación de la demanda, deberá realizarse mediante mediciones en la Etapa 3.
3.10. Sistemas de automatismos y protección.
Las instalaciones deberán contar con sistemas de protección y automatismos cuyo diseño sea consistente con los requerimientos de desempeño técnico establecidos, de modo de no comprometer la estabilidad ni la seguridad del sistema eléctrico.
Las protecciones deberán coordinarse adecuadamente con los sistemas de protección de la red, y los criterios operativos definidos por la Transportista y el OED. Como parte de los Estudios de Etapa 2 deberá presentarse el informe de coordinación de protecciones.
En función de los resultados de los estudios eléctricos de Etapa 1 y Etapa 2, podrá requerirse la implementación de automatismos específicos ante contingencias del sistema eléctrico o vinculación a automatismos preexistentes en el área de influencia (DAG regionales o locales). Dichos automatismos podrán incluir, entre otros:
• reduccion controlada de carga,
• desconexion parcial o escalonada de la demanda,
• transferencia a sistemas de respaldo,
• limitacion dinamica de potencia activa.
La necesidad, lógica de actuación y parámetros de estos automatismos deberán definirse en la Etapa 2, como parte del diseño técnico de la instalación. Estos automatismos deberán:
• operar de forma coordinada con los esquemas del sistema electrico,
• evitar acciones simultaneas no controladas,
• y contribuir a la estabilidad del sistema ante contingencias severas.
3.11. Alivio de carga por Subfrecuencia
La instalación deberá disponer de esquemas de reducción de la demanda ante disminuciones de frecuencia, que participe junto con el esquema de alivio de carga por subfrecuencia aplicable en el SADI.
Para tal fin, se podra implementar un control de potencia activa - frecuencia P-f, con una banda muerta y estatismo configurable de manera tal que la reducción de demanda sea igual o mayor que la demanda equivalente a establecida por el esquema de alivio de carga aplicable.
Tabla 2. Reducción acumulada de demanda según el esquema de alivio de carga por subfrecuencia del SADI
3.12. Requerimientos de telecomunicaciones, supervisión y monitoreo.
Telecomunicaciones, supervisión y monitoreo
Deberán contar a definición del OED o CCA con un Centro Operativo, con los sistemas de telecomunicaciones, supervisión y monitoreo que permitan la adecuada comunicación, observabilidad, análisis y control de su comportamiento, en forma consistente con los servicios requeridos por el Anexo 24 de LOS PROCEDIMIENTOS para el Sistema de Operación de Tiempo Real (SOTR).
3.12.1. Supervisión en tiempo real
La instalación deberá integrarse a los sistemas de supervisión del OED y CCA proporcionando información en tiempo real del punto de conexión, mediante enlace de datos de tiempo real implementando mediante protocolo ICCP (IEC 60870-6/TASE.2) incluyendo en el mismo las mediciones, estados, alarmas, envío/recepción de textos operativos y demás información operativa hacia el OED, así como la recepción de información o señales de datos desde el OED.
Como mínimo, deberán medirse y transmitirse:
o potencia activa (P),
o potencia reactiva (Q),
o tensión (V),
o corriente (A),
o frecuencia local,
o estado de conexión de la instalación,
o estado de los principales equipos (interruptores, transformadores, compensación, etc.).
El detalle de toda la información requerida para la operación del SADI se publica en el sitio web de CAMMESA:https://microfe.cammesa.com/static-
content/CammesaWeb/download-manager-
files/Sotr/Listado%20de%20Se%C3%B1ales%20para%20SOTR.pdf
3.12.2. Registro de perturbaciones
La instalación deberá contar con sistemas de registro de eventos y perturbaciones que permitan analizar su comportamiento ante disturbios del sistema eléctrico, en línea con lo detallado en el apartado 2.9.3 Equipo de monitoreo.
Dichos sistemas deberán:
o registrar variables eléctricas relevantes,
o contar con sincronización temporal adecuada,
o almacenar información de eventos significativos.
3.12.3. Disponibilidad de información
La información requerida deberá estar disponible para el OED tanto en tiempo real como para análisis posterior.
3.12.4. Implementación y verificación
Los sistemas de telecomunicaciones y monitoreo, así como las señales necesarias, deberán definirse en la Etapa 2 del proceso de acceso.
Su funcionamiento deberá verificarse en la Etapa 3 mediante ensayos y validación operativa.
3.13. Condiciones especiales según tipología de la demanda
Los requerimientos de desempeño técnico establecidos en el presente capítulo serán de aplicación general para todas las grandes demandas extratendenciales (XDEM).
No obstante, en función de las características tecnológicas y del comportamiento eléctrico específico de la instalación, podrán requerirse condiciones adicionales o más exigentes.
En función de los resultados de los estudios eléctricos de Etapa 1 y de la información técnica disponible al momento del inicio de la Etapa 2, el OED o la Transportista podrán establecer requerimientos particulares para determinadas tipologías de carga, incluyendo, entre otras:
• centros de datos y cargas de alta densidad electronica,
• instalaciones de inteligencia artificial,
• minería de criptomonedas,
• procesos de electrolisis (hidrogeno),
• instalaciones LNG,
• grandes procesos industriales.
Estos requerimientos adicionales deberán definirse con anterioridad al inicio de los estudios de la Etapa 2, a fin de que el diseño técnico de la instalación contemple adecuadamente su cumplimiento.
3.14. Ensayos previos a la Habilitación Comercial
Los ensayos deberán tener por objeto verificar, previo a la Habilitación Comercial, el cumplimiento de los requerimientos de desempeño técnico establecidos en el presente capítulo, así como validar la adecuación del diseño y de los sistemas implementados en la instalación.
La verificación del cumplimiento deberá realizarse mediante:
• ensayos en fabrica de los principales equipos (Factory Acceptance Tests - FAT), cuando corresponda,
• ensayos en sitio previos a la habilitacion comercial
La combinación de estos ensayos deberá ser suficiente para demostrar el cumplimiento de los requerimientos de desempeño en condiciones representativas de operación.
3.14.1. Ensayos en fábrica (FAT)
Cuando corresponda, deberán realizarse ensayos en fábrica sobre los equipos críticos de la instalación, incluyendo sistemas de conversión de potencia, sistemas BESS, STATCOM u otros dispositivos relevantes.
Estos ensayos deberán permitir verificar:
• capacidades declaradas de operacion,
• comportamiento ante variaciones de tension y frecuencia, cuando resulte aplicable,
• funcionamiento de los sistemas de control y proteccion asociados,
• cumplimiento de especificaciones tecnicas relevantes para el desempeno requerido.
Los resultados de los ensayos de fábrica deberán documentarse y formar parte de la evidencia de cumplimiento.
3.14.2. Ensayos en sitio previos a la habilitación comercial
Previo a la puesta en servicio, deberán realizarse ensayos en sitio que permitan verificar el comportamiento de la instalación en condiciones reales de operación.
Los ensayos en sitio (SAT) deberán contemplar tanto la verificación individual de los principales equipos como la verificación del comportamiento integrado de la instalación en su conjunto.
La verificación a nivel de equipos tendrá por objeto validar el correcto funcionamiento de cada subsistema, mientras que la verificación a nivel de instalación deberá asegurar el comportamiento coordinado de la totalidad de los sistemas y su respuesta en el punto de conexión.
En particular, deberá verificarse:
• la correcta interaccion entre sistemas de control,
• la coordinacion de protecciones,
• el funcionamiento de automatismos,
• la operacion de logicas de transferencia a sistemas de respaldo,
• la capacidad de operacion estable en distintas condiciones operativas.
Estas pruebas deberán demostrar que el comportamiento integrado de la instalación es consistente con los requerimientos de desempeño en el punto de conexión y deberán incluir, como mínimo, la verificación de:
• variaciones controladas de potencia activa (rampas),
• operacion en distintos modos de control (tension, potencia reactiva, factor de potencia),
• funcionamiento de sistemas de compensacion reactiva,
• comportamiento ante cambios operativos internos de la instalacion.
Los ensayos deberán realizarse en condiciones seguras para el sistema eléctrico y en coordinación con el OED y la Transportista.
Cuando no sea posible reproducir determinadas perturbaciones en campo, el cumplimiento deberá sustentarse en:
• resultados de ensayos de fabrica,
• simulaciones electricas mediante modelos EMT validados y proporcionados por el fabricante.
Los ensayos deberán ser debidamente documentados, incluyendo: condiciones de ensayo, variables medidas, resultados obtenidos, y comparación con los requerimientos aplicables.
La información deberá ser presentada al OED y a la Transportista como parte del proceso de habilitación correspondiente a los ensayos definidos en el Procedimiento Técnico N° 4 de CAMMESA.
El procedimiento detallado de ensayos para cada caso particular se definirá en función de las características específicas de la instalación, sobre la base de los resultados de los Estudios de Etapa 2.
3.15. Modelos entregables de simulación
En los estudios correspondientes a la Etapa 1, la instalación podrá ser representada mediante un modelo equivalente simplificado que refleje la tecnología considerada y su comportamiento esperado. No obstante, para la realización de los estudios de la Etapa 2, deberán disponerse modelos eléctricos detallados y adecuadamente validados, capaces de representar el comportamiento de la instalación con el grado de precisión requerido para evaluar su desempeño en el sistema eléctrico y verificar el cumplimiento de los criterios y requisitos establecidos en el presente Anexo.
El solicitante deberá entregar modelos eléctricos en los siguientes dominios:
• Modelos para flujos de carga y cortocircuito (PSS®E),
• Modelos dinamicos en dominio RMS (PSS®E),
• Modelos en dominio electromagnetico EMT (PSCAD), cuando corresponda.
Previamente al inicio de los estudios de la Etapa 2, se entregará al solicitante un documento actualizado que contendrá los requisitos particulares aplicables a los modelos RMS y EMT requeridos para la evaluación de la instalación.
A continuación, se describen, a título ilustrativo, los lineamientos y características generales que deberán satisfacer los modelos RMS y EMT. Los modelos deberán ser coherentes entre sí y permitir una representación consistente del comportamiento de la instalación.
3.15.1. Modelos RMS (PSS®E)
La demanda deberá representarse mediante una desagregación que distinga los componentes relevantes de la instalación.
Se deberán incluir Incluyendo:
• Modelo detallado de la instalacion basado en modelos de fabricante de los dispositivos presentes en la instalación,
• Modelo basado en componentes librería del PSSE.
Estos modelos deberán permitir simular:
• dinamica de control (P, Q, V, frecuencia),
• limitaciones operativas,
• logicas de proteccion,
• comportamiento ante perturbaciones.
3.15.2. Modelos EMT (PSCAD)
Deberán incluir:
• representacion adecuada de convertidores,
• controles internos de dispositivos basados en inversores (incluyendo lazos PLL, control de corriente, etc.),
• control de planta (PPC),
• limitaciones dinamicas y protecciones,
El modelo EMT deberá ser representativo del comportamiento real del sistema y permitir el análisis de:
• interacciones de control subsincronicas,
• estabilidad en redes debiles,
• eventos rapidos y transitorios no capturables en RMS.
Los modelos deberán representar, como mínimo:
• sistemas de conversion de potencia,
• sistemas de almacenamiento (BESS), UPS u otros,
• sistemas de compensacion reactiva,
• sistemas de control de planta,
• automatismos relevantes,
• protecciones que afecten el comportamiento dinamico o la conexion.
Se deberán entregar modelos ejecutables, documentación técnica completa, casos de prueba reproducibles, archivos necesarios para ejecutar simulaciones, manual de usuario y parámetros. La entrega deberá permitir la reproducción independiente de los estudios por parte del OED.
Los modelos EMT provistos por fabricantes deberán estar validados mediante un reporte de validación mediante comparación con ensayos de fábrica (FAT), para modelos individuales de cada dispositivo relevante. La validación deberá demostrar que el modelo reproduce adecuadamente magnitudes dinámicas, tiempos de respuesta, comportamiento ante perturbaciones.
3.16. Sistema de Medición Comercial (SMEC)
El Agente deberá instalar el Sistema de Medición Comercial (SMEC) conforme al Anexo 24 de Los Procedimientos y a los documentos técnicos normativos emitidos por CAMMESA.
Los puntos de interconexión de las XDEM deberán contar con SMEC conforme los requisitos aplicables a GUMA y con las clases de exactitud establecidas seguidamente, con independencia del nivel de tensión efectivo del punto de conexión. Es decir:
Puntos de Interconexión XDEM
Transformadores de corriente: clase 0,2s
Transformadores de tensión: clase 0,2
Medidores Principal y Control: clase 0,2s
IF-2026-93217708-APN-DNRYDSE#MEC