PROCEDIMIENTO DO. Costos Marginales Reales de Energía

Transcripción

1 PROCEDIMIENTO DO Preparado por: Tercera Versión Noviembre de 2012

2 Contenido TÍTULO I: Aspectos generales y objetivo... 3 TÍTULO II: Definiciones... 3 TÍTULO III: Antecedentes para la determinación del Costo Marginal Real del sistema... 6 TÍTULO IV: Determinación del Costo Marginal Real de Energía sin limitaciones del Sistema de Transmisión... 7 TÍTULO V: Determinación del Costo Marginal Real de Energía producto de limitaciones del Sistema de Transmisión (Subsistemas)... 8 TÍTULO VI: Determinación de la central que fija el Costo Marginal Real de Energía... 9 TÍTULO VII: Determinación del Costo Marginal Real de Energía bajo condiciones especiales de operación de las centrales TÍTULO VIII: Determinación del Costo Marginal Real de Energía bajo condición de falla TÍTULO IX: Determinación del Costo Marginal Real de Energía en las barras del sistema TÍTULO X: Responsabilidades, plazos e informes TÍTULO XI (Transitorio): Compensación por sobrecosto de generación Historial Anexo Noviembre de

3 TÍTULO I: Aspectos generales y objetivo Artículo 1 De acuerdo a lo establecido en el Decreto Supremo 291/07, que aprueba el Reglamento que establece la estructura, funcionamiento y financiamiento de los Centros de Despacho Económico de Carga, en adelante el Decreto Reglamentario, y en el Reglamento Interno, corresponde a la Dirección de Operación calcular los costos marginales reales de energía eléctrica en las barras pertenecientes a los nudos del respectivo sistema eléctrico. Artículo 2 El objetivo del presente documento es especificar los antecedentes y definir la metodología y criterios para la determinación de los costos marginales reales de energía, para las diversas condiciones de operación del sistema, que la Dirección de Operación del CDEC-SIC debe calcular para ser utilizados en los balances de transferencias de energía, de acuerdo con las definiciones y conceptos establecidos en la reglamentación vigente. TÍTULO II: Definiciones Artículo 3 Para los efectos del presente procedimiento se entenderá lo siguiente: a) El signo $ representa la moneda nacional de la República de Chile denominada Pesos. b) La sigla mills representa una milésima de Dólar de los Estados Unidos de América (10-3 US Dólar). c) Subsistema: Es el conjunto de barras e instalaciones de transmisión del sistema eléctrico, que al considerar el despacho real queda afecto a limitaciones en la capacidad de transmisión que limitan el intercambio de energía con el resto del sistema. Noviembre de

4 d) Factores de Penalización: Son factores que dan cuenta de las pérdidas marginales del sistema de transmisión entre una barra en particular y la barra de referencia, para un determinado nivel de demanda. Para determinar los factores de penalización no se consideran las limitaciones de capacidad máxima de los diferentes tramos del sistema de transmisión. e) Barra de Referencia: Es el nudo que se utiliza para el cálculo de precios base de energía en el proceso de programación semanal y que define el factor de penalización de referencia (1.0). f) Consigna de Operación o consigna: Corresponde a la orden o petición emanada desde el CDC del CDEC-SIC para que una central opere en un determinado nivel de generación. Las consignas de operación pueden corresponder a la orden de entrada en operación de la central, generación a plena capacidad, a mínimo técnico, en niveles intermedios u orden de retiro de la central. La naturaleza de la consigna de operar está directamente relacionada con la operación del sistema y las variaciones de demanda que se producen en él. g) Abastecimiento de la demanda: Corresponde a la causa del movimiento de una central para mantener el balance entre demanda y oferta de energía en tiempo real en el sistema o subsistema correspondiente. La central podrá aumentar o disminuir su generación según se presente un déficit o exceso neto de energía. También se considerará que el movimiento tiene como objetivo el abastecimiento de la demanda del sistema, cuando la consigna de operar de la central que fija el costo marginal real del sistema o subsistema es quitar o dar carga a la o las centrales reguladoras de frecuencia del sistema. h) Margen de energía: Es la capacidad de una central en servicio, bajo una consiga de operación distinta a la de retiro, para aportar adicionalmente al abastecimiento de la demanda, hasta completar el límite máximo de generación vigente para dicha central. i) Control de cota: Corresponde a una limitación de la generación de una central hidráulica determinada por su estado, capacidad de embalse y sus afluentes. Así, se establece una limitación sobre la generación de la central de embalse coherente con una cota objetivo a lograr al final de un horizonte dado (día o semana). Noviembre de

5 j) Movimiento de una central: Corresponde al registro de la consigna de operación solicitada por el CDC del CDEC-SIC a una central determinada. Se compone de la hora de la solicitud con detalle en minutos, la solicitud, la central que fue solicitada, la potencia requerida en la consigna, la etapa de la central y motivo de la solicitud. k) Orden económico: Corresponde al orden de despacho de las centrales que forman el parque de generación del sistema, en función de la lista de mérito creciente de sus costos variables o costos de oportunidad. l) Limitación propia: Todo tipo de evento, atribuible a una condición específica que afecta a una central, no atribuible a una situación derivada de la operación del sistema eléctrico, que tenga como consecuencia limitar la capacidad normal de operación. Para estos efectos se considera que una limitación de la central con origen en la subestación elevadora de ella, corresponde a una limitación propia. Algunas de estas limitaciones pueden dar lugar a no poder entrar en operación, no poder salir de operación o no poder tomar variaciones por abastecimiento de la demanda, cuando le corresponde, y quedar en un nivel de generación fuera del orden económico. Se considerará como limitación propia para la central cada uno de los siguientes casos: a) Control de cota. b) Número limitado de partidas. Se puede presentar esta estricción horaria, diaria o semanalmente. c) Solicitud anticipada por tiempo de partida. d) Control por restricciones ambientales de la central (emisiones contaminantes, ruidos, etc.). e) Trabajos programados (limitación en generación o trasmisión). f) Limitación por vórtices. g) Controles de presión, vibraciones y temperatura, en centrales térmicas. h) Restricciones de riego. i) Cambio tipo de combustible. Noviembre de

6 j) Suministro de combustible. k) Solicitud de Desconexión de Curso Forzoso. TÍTULO III: Antecedentes para la determinación del Costo Marginal Real del sistema Artículo 4 El costo marginal real o instantáneo en cada barra es el costo, incluida la componente de racionamiento y las limitaciones en las instalaciones, en que el sistema eléctrico en conjunto incurre para suministrar una unidad adicional de energía en la barra correspondiente, considerando para su cálculo la operación real determinada por el CDEC. Artículo 5 Para calcular los costos marginales reales de energía, la Dirección de Operación utilizará la siguiente información que resulta de la operación real: a) Los costos variables de las centrales térmicas y los costos de oportunidad del agua contenidos en la Política de Operación vigente al momento de realizar el despacho real correspondiente. b) Factores de penalización utilizados en la elaboración de la Política de Operación vigente al momento de realizar el despacho real correspondiente. c) Condiciones especiales de operación de los embalses vigentes, de acuerdo a lo establecido en el procedimiento de condiciones especiales de operación de embalses respectivo que norme estas operaciones. d) Limitaciones de las instalaciones de generación y transporte que tuvo en consideración el Centro de Despacho y Control (CDC) para realizar la operación en tiempo real. Noviembre de

7 e) Movimientos de centrales solicitados por el CDC de acuerdo a la definición establecida en el Artículo 3 del presente procedimiento. f) Costo de falla informado por la Dirección de Operación en la Política de operación vigente. g) Profundidad y duración de fallas ocurridas según Procedimiento para la Aplicación del Costo de Falla en la Determinación de los Costos Marginales del Sistema. h) Barras en las que existe condición de racionamiento determinadas por la Dirección de Operación siguiendo el Procedimiento para la Aplicación del Costo de Falla en la Determinación de los Costos Marginales del Sistema. TÍTULO IV: Determinación del Costo Marginal Real de Energía sin limitaciones del Sistema de Transmisión Artículo 6 La Dirección de Operación, una vez transcurrida la operación real del sistema, calculará para cada hora el costo marginal real en todas las barras del sistema. El costo marginal real se calculará en forma horaria en cada barra de acuerdo al siguiente procedimiento: a) Para cada hora, el costo marginal real se calculará como el promedio ponderado, por minutos, de los costos variables o costos de oportunidad de las centrales que, habiéndose referido previamente a la barra de referencia, estuvieron fijando el costo marginal real durante dicha hora. Este valor corresponderá al costo marginal real debidamente vinculado a la barra de referencia del sistema eléctrico, estará expresado en mills/kwh y será redondeado al primer decimal. La barra de referencia del sistema eléctrico corresponderá a la utilizada en el proceso de programación semanal de la operación. b) Posteriormente, se multiplicará este valor por la tasa de cambio del dólar observado correspondiente al día previo a la entrada en vigencia de las políticas de operación derivadas del proceso de programación semanal, salvo que el día en cuestión sea inhábil, en cuyo caso se tomará el valor asociado al siguiente Noviembre de

8 día hábil. De esta manera se obtendrá el valor del costo marginal real de la barra de referencia del sistema en $/kwh, valor que será redondeado al quinto decimal. c) Para el resto de las barras del sistema, el costo marginal real de energía, en cada hora, se obtendrá como el producto entre el costo marginal real en la barra de referencia del sistema y el factor de penalización de la barra en la que se desea calcular el costo marginal real. Este valor se expresará en $/kwh y será redondeado al quinto decimal. TÍTULO V: Determinación del Costo Marginal Real de Energía producto de limitaciones del Sistema de Transmisión (Subsistemas) Artículo 7 Si de acuerdo al movimiento de centrales efectuada por el CDC, la Dirección de Operación determinará la existencia de dos o más subsistemas, dicha Dirección calculará los costos marginales reales por barra para cada uno de los susbsistemas surgidos. Para estos efectos, la Dirección de Operación utilizará el siguiente procedimiento: a) Identificar los subsistemas que se originan en el SIC, señalando las barras que conforman cada subsistema y las instalaciones de transmisión que lo definen. b) En base a los valores establecidos en las Políticas de Operación y demás antecedentes descritos en el Artículo 5, se determina la central que fija costo marginal real para cada subsistema, aplicando para él las mismas reglas que para el sistema acoplado, teniendo en cuenta que el costo marginal real determinado para cada subsistema se mantenga referido a la barra de referencia del sistema eléctrico, aún cuando ella no pertenezca al subsistema en cuestión. c) El costo marginal real en cada barra del sistema se obtendrá multiplicando el costo marginal real del subsistema al que pertenece la barra, determinado según el punto anterior, con el factor de penalización de dicha barra, el que corresponderá al calculado de acuerdo a lo establecido en el TÍTULO IX del presente procedimiento. Noviembre de

9 TÍTULO VI: Determinación de la central que fija el Costo Marginal Real de Energía Artículo 8 Serán condiciones necesarias para que una central fije costo marginal real en el sistema o subsistema según corresponda, las siguientes: Que la central esté operando con una consigna de llegar a una carga igual o superior a su mínimo técnico por abastecimiento de la demanda. Que todas las centrales de menor costo variable o costo de oportunidad en la Política de Operación, se encuentren operando con consigna de plena capacidad, salvo que éstas no operen u operen con otra consigna por condiciones especiales de operación. Que todas las centrales de mayor costo variable o costo de oportunidad en la Política de Operación no se encuentren operando, salvo que sea por condiciones especiales de operación o se encuentren operando a mínimo técnico. Que no corresponda a centrales hidráulicas de pasada o con tecnología de generación no convencional, que no posean margen de energía para satisfacer las variaciones en el abastecimiento de la demanda. En el caso que dos o más centrales cumplan las condiciones anteriores, fijará costo marginal real la central con mayor costo variable o costo de oportunidad. En la eventualidad que una central quede fuera del orden económico y no sea debido a una condición especial de operación, no será considerada para efectos de evaluar las condiciones establecidas en este artículo. Noviembre de

10 TÍTULO VII: Determinación del Costo Marginal Real de Energía bajo condiciones especiales de operación de las centrales Artículo 9 Cuando una central de embalse se encuentre operando en alguna Condición Especial de Operación de Embalse y cumpla con los requisitos necesarios para fijar el costo marginal real, se deberán considerar las condiciones establecidas en el Procedimiento de Condiciones Especiales de Operación de Embalse de acuerdo a lo siguiente: Condición de Vertimiento: En este caso el costo de oportunidad de la central es cero, por lo tanto, en caso de encontrarse cumpliendo las condiciones establecidas en el Artículo 8 del presente Procedimiento, el costo marginal real del sistema será cero. Condición de Vertimiento Evitable: En este caso no se considerará el costo de oportunidad de la central establecido en la Política de Operación vigente. El costo marginal real del sistema corresponderá al más bajo de los costos variables o de oportunidad de las centrales que modificaron su generación de acuerdo al despacho económico, como resultado de esta declaración. Condición de Agotamiento: En este caso no se considerará el costo de oportunidad de la central establecido en la Política de Operación vigente. El costo marginal real del sistema corresponderá al más alto de los costos variables o de oportunidad de las centrales que modificaron su generación de acuerdo al despacho económico, como resultado de esta declaración. Dentro de estas condiciones, se establece el siguiente caso especial: En caso que la central de embalse se declare en condición de agotamiento y no se encuentre una central de mayor costo variable o costo de oportunidad que cumpla las condiciones indicadas en el Artículo 8, la central que está en agotamiento fijará el costo marginal real del sistema con su costo de oportunidad de la Política Operacional vigente. Artículo 10 Las centrales que se encuentren regulando frecuencia, fuera de orden económico del sistema, no fijarán el costo marginal real. Noviembre de

11 Artículo 11 Una central despachada fuera de orden económico de acuerdo a la Política de Operación vigente, por razones de seguridad u otras medidas de excepción, no fijará costo marginal real. Lo anterior, con excepción del caso en que el despacho pueda ser atribuido a limitaciones en la capacidad de transmisión, en cuyo caso se generará un subsistema según las reglas establecidas en el Artículo 7. Se entenderá como operación por seguridad el caso en que una central sea solicitada por el CDC o esté operando especialmente para dar cumplimiento a los requerimientos establecidos en la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio. Artículo 12 Toda central que se encuentre fijando costo marginal real en el sistema de acuerdo a lo establecido en este procedimiento, cuyo siguiente movimiento presente una limitación propia para la central, dejando su generación sin posibilidades de ser modificada para satisfacer las variaciones en el abastecimiento de la demanda, dejará de fijar costo marginal real del sistema toda vez que exista otra central que cumpla con las condiciones establecidas en el Artículo 8. Artículo 13 Cuando una central que por su tiempo de estabilización: a) sea solicitada anticipadamente fuera de orden económico de acuerdo a la política operacional correspondiente o b) no pueda bajar o subir su generación aunque le hubiere correspondido de acuerdo al orden de mérito señalado en la Política de Operación para cubrir las variaciones de consumo, no fijará costo marginal real. En estos casos, fijará el costo marginal real la central que deba subir o bajar carga, según el caso, por abastecimiento de la demanda. Artículo 14 Cuando una central que debió ser retirada del servicio por política operacional, pero debido a limitaciones propias se mantuvo en servicio con un nivel de carga igual o superior a su mínimo técnico para satisfacer una pronta subida de la demanda en el Noviembre de

12 sistema, no fijará costo marginal real. En estos casos, fijará el costo marginal real la central que deba subir o bajar carga, según el caso, por abastecimiento de la demanda. Artículo 15 Cuando una central se encuentre operando en condiciones de pruebas, no se considerará disponible para satisfacer las variaciones en el abastecimiento de la demanda en el sistema, por lo tanto, no fijará costo marginal real. Artículo 16 En caso que dos o más centrales se encuentren en servicio, o sean despachadas con consigna de operar a mínimo técnico por operación económica, y todas las centrales de menor costo variable o costo de oportunidad en la Política de Operación, se encuentren operando con consigna de plena capacidad, fijará el costo marginal real la central con menor costo variable o costo de oportunidad entre ellas. Para efectos de verificar lo indicado anteriormente, no se considerarán las centrales con menor costo variable o costo de oportunidad en la Política de Operación que no operen u operen con otra consigna por condiciones especiales de operación. TÍTULO VIII: Determinación del Costo Marginal Real de Energía bajo condición de falla Artículo 17 El cálculo del costo marginal real en condición de falla del sistema cuando éste se encuentra bajo racionamiento, será determinado según el Procedimiento para la Aplicación del Costo de Falla en la Determinación de los Costos Marginales del Sistema. En el caso en que el sistema no se encuentre bajo decreto de racionamiento y se produzca pérdida de consumo debido a falla en el sistema de transmisión y/o falla en el sistema de generación, se fijará costo de falla en el conjunto de barras afectadas, según la profundidad de la misma, comparando la situación de suministro pre y post falla. Noviembre de

13 En caso que el sistema esté desacoplado, se entenderá que la condición de racionamiento se aplica a él o los subsistemas donde se encuentren las barras del sistema eléctrico cuyos aportes de potencia no son suficientes para abastecer la demanda. Artículo 18 En caso que la central que se encuentre fijando costo marginal real en el sistema o subsistema, falle y salga del servicio, seguirá fijando costo marginal real del sistema o subsistema a través de su costo variable o costo de oportunidad en la Política de Operación. Esta condición se mantendrá hasta que otra central cumpla con los requisitos fijados en el Artículo 8 del presente Procedimiento. TÍTULO IX: Determinación del Costo Marginal Real de Energía en las barras del sistema Artículo 19 Para determinar los costos marginales reales en cada una de las barras del sistema, es necesario referir el costo marginal real determinado en la barra de referencia del sistema, mediante la aplicación de los respectivos factores de penalización. Artículo 20 Los factores de penalización a utilizar en cada barra del sistema, corresponderán a los factores de penalización provenientes del programa semanal correspondiente por bloque diario, incluyendo sus posibles recálculos. Para las barras no modeladas en el programa semanal, se utilizarán los factores de penalización calculados de la siguiente forma: A partir de la elaboración de tres flujos de potencia AC mensuales, representativos de alta, media y baja carga, se determinan tres conjuntos de factores de penalización para las barras del sistema, considerando como barra de referencia la del programa semanal. Noviembre de

14 Para determinar el factor de penalización final de cada barra no modelada en el programa semanal, se obtiene la razón entre los factores de penalización provenientes del flujo de carga AC entre dicha barra y la barra directamente conectada a ella, modelada en el proceso de programación semanal de la operación, para cada bloque de carga diario. La razón indicada se multiplicará por el factor de penalización proveniente del proceso de programación semanal de la operación de la barra directamente conectada a ella, obteniendo el factor de penalización de la barra. En el caso que exista más de una barra directamente conectada, el factor de penalización final corresponderá al promedio de cada uno de los factores de penalización calculados de acuerdo a lo señalado. El detalle del cálculo se presenta en anexo. Finalmente, el costo marginal real de la barra se determina multiplicando el factor de penalización antes calculado, por el costo marginal real correspondiente al mismo día y bloque de demanda del subsistema (o sistema completo) al cual pertenece la barra. TÍTULO X: Responsabilidades, plazos e informes Artículo 21 La publicación del cálculo de los costos marginales reales para todas las barras del sistema se realizará a más tardar durante el segundo día hábil después de ocurrida la operación real del sistema. Se entenderá que estos valores son preliminares en conformidad con lo dispuesto en el Artículo 22 de este procedimiento. Las planillas, bases de simulación, programas o su equivalente, y aquellos datos utilizados para efectuar los cálculos de los costos marginales reales, de proceder en conformidad a las normas de propiedad intelectual, quedarán disponibles para cualquier interesado, en forma pública, a través de la página web del CDEC-SIC, de manera que puedan ser reproducidos. La DO deberá dejar disponible todo lo anterior junto con la publicación de los costos marginales reales preliminares. Noviembre de

15 Artículo 22 Sin perjuicio de la posibilidad que tienen los coordinados para observar los cálculos de los costos marginales reales cada vez que son emitidos, los coordinados tendrán plazo para realizar sus observaciones, hasta el quinto día hábil del mes siguiente de ocurrida la operación real para el cual se calculan los costos marginales reales. Artículo 23 La Dirección de Operación elaborará y publicará en la web del CDEC-SIC, dentro de los diez primeros días hábiles de cada mes, un informe resumido que contendrá los costos marginales reales calculados para todas las horas del mes anterior y en cada una de las barras del sistema. En este informe se especifican las observaciones realizadas por los coordinados, las respectivas respuestas de la Dirección de Operación y los demás antecedentes utilizados en su cálculo. Artículo 24 De ocurrir condiciones de operación no descritas en este Procedimiento, la DO preparará un documento que indique en detalle el criterio adoptado por ella y la forma de aplicación para la determinación del costo marginal real de energía, el que deberá ser considerado en el futuro de presentarse situaciones similares. El documento anterior será puesto a disposición pública, a través de la página web del CDEC-SIC, dentro del mismo plazo previsto para la publicación de los costos marginales reales preliminares calculados de acuerdo con él. Noviembre de

16 TÍTULO XI (Transitorio): Compensación por sobrecosto de generación Artículo 25. Transitorio En tanto no entre en vigencia la reglamentación de servicios complementarios que establezca o modifique la forma de compensar los sobrecostos de generación por operaciones en situaciones especiales, se establece mantener los pagos por sobrecostos de generación que se aplican a la fecha, de acuerdo a lo siguiente: Las centrales que se encuentren operando a mínimo técnico debido a las limitaciones de transmisión, con un costo variable superior al costo marginal real que resulta en sus barras de inyección, deben ser retribuidas en sus sobrecostos de generación a prorrata de los retiros de la zona afectada por la limitación, de acuerdo a lo establecido en la R.M. Exta. Nº 23 del 21 de febrero de 2000 del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción. Aquellas centrales que operen fuera de orden económico, por razones de seguridad del sistema o de una zona del sistema, con un costo variable superior al costo marginal real que resulta en sus barras de inyección, serán retribuidas en sus sobrecostos de generación a prorrata de los retiros del sistema o de la zona, según corresponda. Para ello, se revisará caso a caso, hora a hora, el aporte real de la central a través de su generación, a la seguridad del sistema o de la zona correspondiente. La DP determinará la pertinencia de retribuir de esta misma forma a las centrales a las que se refiere el último párrafo del Artículo 8. Noviembre de

17 Historial Versión Fecha Tipo Descripción Primera (Prelim.) Mayo 28, 2012 Versión preliminar para observaciones de los integrantes. Mediante carta DP N se envía para observaciones. Fecha límite 12/06/2012. Primera (Prelim.) Junio 12, 2012 Amplia plazo para observaciones a la versión preliminar por parte de los integrantes. Mediante carta DP Nº se envía una ampliación del plazo para observaciones. Fecha límite 26/06/2012. Segunda (Prelim.) Agosto 22, 2012 Segunda versión preliminar para observaciones de los integrantes. Mediante carta DP N se envía para observaciones. Fecha límite 3/09/2012. Tercera Noviembre 07, 2012 Tercera versión: para envío a los Integrantes. Mediante carta DP N del 7 de noviembre de 2012, se envía a las empresas integrantes para los efectos del artículo N 10 del DS 291/2007. Estado Procedimiento enviado a las empresas integrantes para los efectos del artículo 10 del DS 291/2007. Noviembre de

18 Anexo Determinación de factores de penalización por bloque diario Se definen dos conjuntos de barras del sistema, a saber: conjunto de barras del proceso de programación semanal de la operación; conjunto de barras pertenecientes al flujo de potencia AC. A cada barra del conjunto de barras pertenecientes al flujo de potencia AC se le asignará una o más barras de conjunto de barras del proceso de programación semanal de la operación, utilizando el criterio de cercanía eléctrica. Para las barras provenientes del flujo de potencia AC (FP), se considera una base con las instalaciones del sistema actualizadas y se ejecutan flujos de potencia AC promedio del mes para 3 bloques de demanda: alta, media y baja. De los resultados del flujo de potencia AC se obtienen los factores de penalización para dichos bloques. Para el conjunto de barras del proceso de programación semanal de la operación los factores se obtienen directamente de ese proceso de cálculo. Los factores de penalización para las barras no modeladas en el programa semanal, se obtiene con el siguiente procedimiento: F b : Factor de penalización de la barra b. Valor que se desea calcular. f b : Factor de penalización de la barra b obtenido a través de flujo de potencia AC. g p : Factor de penalización de la barra p modelada en el proceso de programación semanal de la operación asignada a la barra b. f p : Factor de penalización de la barra p modelada en el flujo de potencia AC asignada a la barra b. El cálculo del factor de penalización queda determinado a través de la siguiente expresión: F = g b p f f b p En caso de existir más de una barra asignada a aquella en la que se desea determinar el factor de penalización, se puede extender el cálculo a lo siguiente: Noviembre de

19 Donde: F b = p Ω f b g p f p n Ω : Conjunto de las n barras p modeladas en la proceso de programación semanal de la operación asignadas a la barra b Noviembre de