Reglamento del Mercado Eléctrico Regional

Glosario

Definiciones
Agentes del mercado, Agentes del MER o Agentes

Son las personas naturales o jurídicas dedicadas a la generación, transmisión, distribución y comercialización de electricidad; así como grandes consumidores habilitados para participar en el MER.

Agente Transmisor

Se refiere en forma genérica a los propietarios de instalaciones de transmisión pertenecientes a la RTR.

Área de Control

Conjunto de plantas de generación, subestaciones, líneas de transmisión y distribución y demandas que son controladas desde un mismo Centro de Control.

Arranque en Negro

La capacidad de una unidad generadora de alcanzar una condición operativa a partir de un paro total sin la ayuda de la red eléctrica externa.

Base de Datos Regional

Base de datos que contiene toda la información relacionada con las instalaciones del SER, el planeamiento, operación y administración del MER, estructurada según un Modelo Integrado de Datos.

Beneficio Social

Es la suma del excedente del consumidor y el excedente del productor

Calidad

Característica del servicio de la energía eléctrica referida a su disponibilidad y al cumplimiento de requisitos técnicos de voltaje y frecuencia.

Canon (de una ampliación de la RTR)

Es el Ingreso Autorizado que recibe un Agente transmisor al que se le ha adjudicado una licitación de una Ampliación Planificada, de una Ampliación a Riesgo con Beneficio Regional de la RTR, que haya sido autorizada por la CRIE.

Canon Máximo Aceptable (asociado a una ampliación de la RTR)

Es el máximo valor aceptable para cualquier Canon ofertado en una licitación para una Ampliación de la RTR. El Canon Máximo Aceptable es fijado para cada licitación por la CRIE.

Capacidad Técnica de Transmisión

Es el máximo valor de potencia que puede ser transmitido por una determinada línea de transmisión o vínculo de la RTR, de acuerdo al diseño del elemento.

Capacidad Operativa de Transmisión

Es la máxima potencia que se puede transmitir por una línea o por un grupo de líneas que enlazan dos áreas distintas de un sistema nacional o del SER, tomando en consideración el cumplimiento de los Criterios de Calidad, Seguridad y Desempeño.

Capacidad Térmica Permanente de una Línea de Transmisión

Máxima corriente (o potencia aparente) que se puede transmitir por una línea permanentemente, sin que se sobrepase la máxima temperatura permitida en el conductor (para condiciones predefinidas de velocidad del viento, temperatura ambiente y radiación solar).

Capacidad Térmica Temporal de una línea de transmisión

Es la máxima corriente (o potencia aparente) que se puede transmitir por una línea temporalmente, sin que se sobrepase la máxima temperatura permitida en el conductor (para condiciones predefinidas de velocidad del viento, temperatura ambiente y radiación solar).

Cargo Complementario de Transmisión

Es la parte de los Ingresos Autorizados Regionales que no se recolectan como Peajes, Cargos Variables de Transmisión o venta de Derechos de Transmisión.

Cargos por Uso de la Red de Transmisión Regional

Cargos a pagar por los Agentes, excepto los transmisores, de acuerdo a lo establecido en el
Régimen Tarifario, por el uso de la RTR. Tiene como componentes el cargo por Peaje y el
Cargo Complementario de Transmisión.

Cargos Variables de Transmisión

Es la diferencia entre los pagos por la energía retirada en cada nodo de la Red de Transmisión Regional, valorizada al respectivo precio nodal, menos los pagos por la energía inyectada en los nodos de la RTR, valorizada al respectivo precio nodal. Se pueden calcular también como la sumatoria de los montos resultantes de la energía saliente de la instalación valorizada al precio en el respectivo nodo, menos la energía entrante a la instalación valorizada al precio en el nodo respectivo.

Cargo por Servicio de Operación del Sistema

Son los cargos pagados al EOR por los agentes del MER, para cumplir con las funciones establecidas en el Tratado Marco, Protocolos y Reglamentos.

Cargo por Servicio de Regulación del MER

Son los cargos pagados a la CRIE por los agentes del MER, para cumplir con las funciones establecidas en el Tratado Marco, Protocolos y Reglamentos.

Compensación Horaria de una Instalación

La Compensación horaria de una instalación será igual a su Costo Estándar Anual dividido por el número de horas al año (8760 horas).

Conexión a la Red de Transmisión Regional

Es la vinculación eléctrica a la RTR de uno o más Agentes que cumple con los Criterios de calidad, seguridad y desempeño.

Centro de Control

Sitio donde se programa, coordina, controla y supervisa la operación de un sistema eléctrico o área de control.

Conciliación

Proceso mediante el cual se calculan los montos correspondientes a las transacciones comerciales en el MER.

Confiabilidad

Medida del grado de continuidad con que se presta el servicio de energía eléctrica.

Contingencia

Es una falla inesperada de un componente del sistema, tal como un generador, una línea de transmisión, un interruptor, u otro elemento eléctrico. Una contingencia puede también incluir componentes múltiples, los cuales están relacionados por una situación que conlleva a la falla simultánea de estos.

Contrato Firme

Contrato que da prioridad de suministro de la energía contratada a la parte compradora, debe tener asociado Derechos de Transmisión entre los nodos de inyección y retiro.

Contrato No Firme Financiero

Contrato que no da garantía de suministro de la energía contratada a la parte compradora y no afecta el predespacho de energía.

Contrato No Firme Físico Flexible

Contrato que conlleva la entrega o recepción de la energía contratada, afecta el predespacho de energía, puede tener asociadas ofertas de pago máximo por Cargos Variables de Transmisión y ofertas de flexibilidad asociados a la entrega de la energía comprometida en el contrato.

Control Automático de Generación

Control centralizado y automático de las unidades de generación para mantener dentro de rangos específicos la frecuencia del sistema y los intercambios de energía entre Áreas de Control.

Costos Eficientes

Son los costos de Operación, Mantenimiento y Administración de una Empresa Eficientemente Operada.

Costo Estándar (de una instalación)

Es el costo de una instalación que resulta de valorizarla con los Costos Unitarios Estándar.

Costo Estándar Anual (de una instalación)

Es la suma del Costo Estándar anualizado a una determinada tasa y vida útil, de los costos eficientes de administración, operación y mantenimiento, de otros costos necesarios para el desarrollo de la actividad y del Valor Esperado por Indisponibilidad.

Costos de Suministro de Energía en el MER

Son los montos en dólares, resultantes de las transacciones de los productos y servicios que se prestan en el MER. Para fines de los estudios de planificación de mediano y largo plazo, los contratos serán valorizados con los precios de la energía resultantes del predespacho.

Costos Unitarios Estándar

Son costos unitarios de componentes de sistemas de transmisión, que establecerá la CRIE sobre la base de valores resultantes de licitaciones públicas competitivas en los Países Miembros. Los costos unitarios se establecerán al menos para las siguientes instalaciones: (1) líneas de transmisión, en US$/km, diferenciados por nivel de tensión, número de circuitos y características del terreno; (2) campos o bahías de salida de subestaciones, por nivel de tensión y configuración; (3) transformadores, en US $ por MVA instalado, y por niveles de tensión en alta y baja; (4) equipos de compensación reactiva, en US$ por MVAr instalado, tipo de instalación y nivel de tensión.

Criterios de Calidad, Seguridad y Desempeño

Son un conjunto de requisitos técnicos mínimos con los que se debe operar el sistema eléctrico regional en condiciones normales y de emergencia, a fin de asegurar que la energía eléctrica suministrada en el MER sea adecuada para su uso en los equipos eléctricos de los usuarios finales, que se mantenga una operación estable y se limiten las consecuencias que se deriven de la ocurrencia de contingencias, y que se mantenga el balance carga/generación en cada área de control cumpliendo con los intercambios programados y a la vez contribuyendo a la regulación regional de la frecuencia.

Criterio CPS

Criterio para medir el desempeño de la regulación secundaria de cada área de control que forma parte del SER y que permite indirectamente medir la disponibilidad y uso efectivo de la reserva de contingencia.

Cuenta de Compensación de Faltantes (por Agente Transmisor)

Es una cuenta contable, formada por subcuentas por instalación, que administra el EOR en la cual se registra cada mes el saldo a favor de cada Agente Transmisor no pagado por falta de fondos.

Cuenta de Compensación de Excedentes (por Agente Transmisor)

Es una cuenta contable, formada por subcuentas por instalación, que administra el EOR en la cual se registra cada mes el saldo por excedentes sobre el Ingreso Autorizado Regional.

Derecho Financiero Punto a Punto

Es un Derecho de Transmisión que asigna a su Titular el derecho a percibir o la obligación de pagar según el resultado de la diferencia entre el producto del Precio Nodal por la potencia de Retiro, menos el producto del Precio Nodal por la Potencia de Inyección. La Potencia de Inyección y la Potencia de Retiro son fijas por el Período de Validez del Derecho Financiero Punto a Punto.

Derechos Firmes

Está asociado a un Contrato Firme y asigna a su Titular, durante el Período de Validez: (a) el derecho pero no la obligación de inyectar potencia en un nodo de la Red de Transmisión Regional y a retirar potencia en otro nodo de la RTR y, (b) el derecho a percibir o la obligación de pagar según el resultado de la diferencia entre el producto del Precio Nodal por la potencia de Retiro del Derecho Firme menos el producto del Precio Nodal por la Potencia de Inyección del Derecho Firme. La Potencia de Inyección y la Potencia de Retiro son fijas por el Período de Validez del Derecho Firme.

Derechos de Transmisión

Es un documento que asigna a su Titular un derecho de uso o un derecho financiero sobre la Red de Transmisión Regional por un determinado período de validez.

Desviaciones en Tiempo Real

Desviaciones de las inyecciones y retiros durante la operación en tiempo real con respecto a aquellas programadas en el predespacho nacional y regional.

Día Hábil

Día no festivo, laborable en el país que corresponda a la sede del EOR.

Documento de Transacciones Económicas Regionales

Documento que presenta, para cada período de facturación, el balance de las transacciones económicas en el MER para cada agente del mercado u OS/OM.

Empresa de Transmisión Regional

Empresa propietaria de activos de la RTR en más de un país miembro.

Energía Declarada

Energía de los contratos regionales que se informa diariamente, por período de mercado, para el predespacho regional.

Energía Firme

Energía comprometida en un Contrato Firme regional y que cumple las características de firmeza de suministro definidas en la Regulación Regional.

Energía Firme Contratada

Energía informada durante el proceso de registro de Contratos Firmes en el MER conforme al Libro I del RMER.

Energía Firme Requerida o Energía Requerida

Parte de la energía declarada en un Contrato Firme para la cual el comprador requiere su entrega física en el nodo de retiro correspondiente.

Enlace Extraregional

Es la Interconexión eléctrica del SER con el sistema eléctrico de un País no Miembro del MER.

Equipamiento de Conexión

Es un conjunto de elementos que vinculan a la RTR, con una instalación de un Agente.

Esquemas de Control Suplementario

Es la desconexión automática de carga, generación o elementos de transmisión, que opera como consecuencia de la ocurrencia de contingencias en el SER.

Estado Operativo de Alerta

Es el estado del SER en el que se opera dentro de los criterios de calidad, pero se viola uno o más criterios de seguridad. Las variables que definen la calidad del sistema se mantienen dentro de los límites establecidos, sin embargo de no tomarse acciones correctivas inmediatas el sistema puede pasar a estado de emergencia.

Estado Operativo de Emergencia

Es cualquier condición anormal del SER que resulta de una contingencia a nivel nacional o en el SER, durante la cual el sistema opera fuera de los límites establecidos en los criterios de calidad, seguridad y desempeño, representando peligro para la vida de las personas o para las instalaciones.

Estado Operativo Normal

Es el estado del SER en que opera dentro de los criterios de calidad, seguridad y desempeño definidos en el Libro II del RMER.

Excedente del consumidor

Se calcula como la diferencia entre el precio que un consumidor estaría dispuesto a pagar por una unidad de energía eléctrica con determinadas características de calidad, menos el costo de la energía comprada, más la reducción de la Energía no Servida valorizada al respectivo Costo de la Energía no Servida.

Excedente del productor

Se calcula como la diferencia entre las cantidades de energía vendidas por los generadores a cada precio por los respectivos precios menos las cantidades ofertadas por los precios a los que se realizan las ofertas de ventas.

Facturación

Proceso mediante el cual se expide a cada agente del MER u OS/OM el documento de cobro por las obligaciones de pago adquiridas en el MER.

Garantías de Pago

Dinero u otros instrumentos financieros líquidos que se presentan en el MER como respaldo de las obligaciones de pago.

Habilitación

Es el cumplimiento de todos los requisitos para ser reconocido y aceptado como agente o participante del Mercado Mayorista en cada uno de los países miembros del Tratado Marco del Mercado Eléctrico Regional, por lo que una vez reconocidos o aceptados en cada país miembro son agentes del Mercado Eléctrico Regional.

Índice de Lerner

Es un indicador utilizado para medir el poder de mercado, el cual se calcula como la diferencia entre el precio de un bien en un mercado y los costos marginales del productor más caro que abastece la demanda, dividido por el precio del bien.

Indisponibilidad

Se considera que un elemento de la RTR está indisponible cuando está fuera de servicio por causa propia o por la de un equipo asociado a su protección o maniobra.

Ingreso Autorizado Regional

Es la remuneración anual a que está autorizado percibir un Agente Transmisor.

Iniciador (de una Ampliación a Riesgo)

Es un interesado que presenta a la CRIE una solicitud para realizar una ampliación de la RTR, o que la presenta al organismo de su país encargado de autorizar la ampliación, pero esta resulta identificada como perteneciente a la RTR por el EOR.

Liquidación

Proceso de recolección de cobros y distribución de pagos en el MER.

Mantenimiento

Conjunto de acciones y procedimientos encaminados a revisar y/o reparar un determinado equipo o instalación de la RTR para mantener o restaurar sus condiciones de operación.

Mantenimiento Programado

Mantenimiento planeado con anticipación y cuya realización se coordina a nivel regional.

Mercado de Contratos Regional

Conjunto de contratos regionales de inyección y retiro de energía junto con las reglas para su administración.

Mercado Eléctrico Regional o Mercado

Es la actividad permanente de transacciones comerciales de electricidad, con intercambios de corto plazo, derivados de un despacho de energía con criterio económico regional y mediante contratos de mediano y largo plazo entre los agentes.

Mercado de Oportunidad Regional

Ámbito organizado para la realización de intercambios de energía a nivel regional con base en ofertas de oportunidad u ofertas de flexibilidad asociadas a contratos.

Nodos de Control

Son los nodos donde los OS/OM pueden controlar la inyección/retiro de energía en forma independiente de otros nodos.

Ofertas de Flexibilidad

Ofertas de oportunidad asociadas a los contratos de energía en el MER con el objeto de flexibilizar los compromisos contractuales.

Ofertas de Oportunidad

Ofertas por período de mercado de precios y cantidades para inyectar o retirar energía de la RTR.

Ofertas de Pago máximo por Cargos Variables de Transmisión

Ofertas asociadas a los contratos físicos flexibles representando la máxima disponibilidad a pagar por los Cargos Variables de Transmisión.

Operación Estable

Condición del sistema eléctrico durante la cual éste mantiene un estado de equilibrio tanto en operación normal como ante disturbios.

Operación en Tiempo Real

Instrucciones y maniobras de los operadores del SER para la operación física del sistema.

Operadores del Sistema / Operadores del Mercado, OS/OMS

Entidades encargadas en cada país de la operación de los sistemas y/o de la administración de los mercados nacionales.

Organismos Regionales

La Comisión Regional de Interconexión Eléctrica (CRIE) y el Ente Operador Regional (EOR).

Países Miembros

Países signatarios del Tratado Marco del Mercado Eléctrico de América Central que conforman el MER: Costa Rica, El Salvador, Guatemala, Honduras, Nicaragua y Panamá.

Peaje de Transmisión

Es la parte de los Cargos por Uso de la Red de Transmisión Regional cuyo pago es realizado por los Agentes, excepto Transmisores, en función de los flujos en la Red de Transmisión Regional

Período de Conciliación

Período de tiempo para el que se realiza la conciliación de las transacciones comerciales del MER. Corresponde a un (1) mes calendario y podrá ser modificado por la CRIE.

Período de Facturación

Período de tiempo para el que se realiza la facturación de las transacciones comerciales del MER. Corresponde a un (1) mes calendario y podrá ser modificado por la CRIE.

Período de Mercado

Intervalo de tiempo en que se divide el día para efecto del predespacho de transacciones de energía en el MER y cálculo de precios en cada nodo de la RTR.

Planeamiento Operativo

Planeación energética de la operación de los recursos de generación y transmisión regionales.

Posdespacho

Cálculo de precios Ex Post y transacciones del MER que se realiza después de la operación en tiempo real del mismo, tomando en consideración los retiros reales en la RTR y las inyecciones que estarán limitadas por las cantidades ofertadas en el predespacho.

Precios Ex–ante

Los precios nodales calculados antes de la operación en tiempo real.

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Precios Ex post

Los precios nodales calculados después de la operación en tiempo real.

Precios Nodales

Precio incurrido para satisfacer un incremento marginal de los retiros de energía en cada nodo de la RTR.

Predespacho regional o predespacho

Programación de las transacciones de energía y de la operación del sistema para el día siguiente, el cual se realiza por período de mercado.

Protocolos

Protocolos del Tratado Marco del Mercado Eléctrico de América Central.

Prueba de Factibilidad Simultánea

Es un procedimiento, que a través de la resolución de un conjunto de ecuaciones e inecuaciones que representan el conjunto de los límites físicos de un vínculo (líneas o conjunto de líneas) de la Red de Transmisión Regional, permite definir el conjunto de Derechos de Transmisión que pueden asignarse en una subasta. Los Derechos de Transmisión son las variables de estas ecuaciones.

Red de Transmisión Regional

Es el conjunto de instalaciones de transmisión a través de las cuales se efectúan los intercambios regionales y las transacciones comerciales en el MER, prestando el Servicio de Transmisión Regional.

Redespacho

Modificación de la programación efectuada en el predespacho, debido a cambios en las condiciones con las cuales se realizó el predespacho.

Reglamento del MER

Es el documento que desarrolla el Tratado Marco del Mercado Eléctrico de América Central y sus Protocolos en los aspectos contenidos en los respectivos Libros.

Regulación Regional

Conformada por el Tratado Marco, sus Protocolos, los reglamentos aprobados y demás resoluciones emitidas por la CRIE.

Renta de Congestión

Es la diferencia entre el producto del Precio Nodal por la Potencia de Retiro del Derecho de Transmisión menos el producto del Precio Nodal por la Potencia de Inyección del Derecho de Transmisión.

Reserva de Contingencia

Es la reserva conformada por los generadores con o sin capacidad de regulación primaria, cuya generación se puede modificar en un período máximo de 10 minutos. Además, incluye los generadores que se puedan arrancar y llevar a plena carga en menos de 10 minutos. A estos últimos generadores se les conoce como reserva fría o reserva de arranque rápido. La reserva de contingencia incluye también los esquemas de disparo de carga que se pueden ejecutar en

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forma manual o automática. El objetivo de la reserva de contingencia es proporcionar un recurso adicional para que el Error de Control de Área retorne a cero en menos de quince (15) minutos, después de un disparo de generación por lo menos igual a la unidad más grande del sistema.

Reserva para Regulación Primaria de Frecuencia

Valor de reserva rodante de potencia activa de unidades de generación previsto para responder automáticamente a cambios de frecuencia

Reserva para Regulación Secundaria de Frecuencia

Valor de reserva rodante de potencia activa de unidades de generación requerida para recuperar la reserva para regulación primaria de frecuencia y mantener la frecuencia y los intercambios por los enlaces entre áreas de control.

Restricciones Operativas

Limitaciones operativas de las instalaciones de la RTR o del sistema de un país miembro que imponen restricciones sobre las transacciones de inyección o retiro.

Secuencia de Eventos

Registro cronológico de datos de la operación en tiempo real del SER.

Seguridad

Habilidad del SER de mantener un estado de operación estable y seguir atendiendo las inyecciones y retiros ante la ocurrencia de fallas o contingencias en el sistema.

Seguridad Operativa

Planeación eléctrica que tiene por objeto identificar las restricciones técnicas de la RTR y garantizar los niveles de calidad, seguridad y desempeño regionales.

Servicio Auxiliar Regional

Servicios requeridos para la operación confiable, segura, económica y con calidad del SER. Los servicios auxiliares regionales son: reserva de potencia activa para regulación primaria y secundaria de la frecuencia, suministro de potencia reactiva, desconexión automática de carga y arranque en negro.

Servicio de Transmisión Regional

Consiste en transmitir energía eléctrica por medio de la RTR y de los sistemas de transmisión nacionales, permitiendo los intercambios regionales de energía.

Sistema Eléctrico Regional

Sistema Eléctrico de América Central compuesto por los sistemas eléctricos de los Países Miembros.

Sistema de Medición Comercial Regional

Sistema de medición que provee información acerca de las inyecciones y retiros en los nodos de la RTR y los intercambios de energía en los enlaces entre áreas de control, para la conciliación de las transacciones en el MER.

Sistema de Planificación de la Transmisión Regional

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Es el conjunto de procedimientos que conducen a la identificación de la RTR y de las ampliaciones del sistema de transmisión que producen un Beneficio Social positivo en el ámbito regional.

Titular de una Ampliación (de la RTR)

Es un Agente que realizó una Ampliación de la RTR o de una red nacional de los Países Miembros que resulta parte de la RTR, y que a tales efectos se le concede una autorización, permiso o concesión para la construcción y operación de la Ampliación.

Titular de un Derecho de Transmisión

Es un Agente del MER que tiene los derechos y obligaciones asociadas a un Derecho de Transmisión.

Transacciones de Contratos

Transacciones en el MER programadas en el Predespacho regional provenientes de acuerdos entre agentes del MER.

Transacciones por Desviaciones en Tiempo Real

Transacciones en el MER producto de las desviaciones calculadas con las mediciones en tiempo real.

Transacción Global MER

El conjunto de inyecciones y retiros en los nodos de la RTR, determinados por el EOR en el predespacho regional para cada período de mercado del día siguiente.

Transacción Global del Mercado Nacional

El conjunto de inyecciones y retiros en los nodos de la red de transmisión de un país, determinado por el OS/OM nacional para cada hora del día siguiente en la fase de predespacho nacional, que corresponde a la satisfacción de la demanda nacional y no incluye la Transacción Global MER.

Transacciones de Oportunidad Programadas

Transacciones del MER programadas en el predespacho regional provenientes de las ofertas de oportunidad.

Transacciones Programadas

Transacciones del MER programadas en el predespacho regional producto de los contratos regionales y de las ofertas de oportunidad.

Transmisión

Transporte de energía a través de redes eléctricas de alta tensión.

Tratado Marco del Mercado Eléctrico de América Central o Tratado Marco

Tratado internacional suscrito por los países miembros para la creación y desarrollo de un Mercado Eléctrico Regional.

Valor Esperado por Indisponibilidad

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Es el producto de las compensaciones establecidas por los valores de indisponibilidad previstos en los Objetivos de Calidad del Servicio de Transmisión. El Valor Esperado por Indisponibilidad será incorporado al Ingreso Autorizado de cada Agente Transmisor.

Nomenclatura

AGC: Automatic Generation Control (Control Automático de Generación)

AVR: Automatic Voltage Regulator (Regulador Automático de Voltaje)
CVT: Cargo Variable de Transmisión
CCSD: Criterios de Calidad, Seguridad y Desempeño
CURTR: Cargos por uso de la RTR
CPS: Criterio de Desempeño del AGC
Cargo Complementario
CRCT: Centro Regional de Coordinación de Transacciones
CRIE: Comisión Regional de Interconexión Eléctrica
DF: Derechos firmes de transmisión
DFPP: Derechos financieros punto a punto
DT: Derechos de Transmisión
DTER: Documento de Transacciones Económicas Regionales
EOR: Ente Operador Regional
EPR: Empresa Propietaria de la Red.
MCR: Mercado de Contratos Regional
MER: Mercado Eléctrico Regional
MOR: Mercado de Oportunidad Regional
OM: Operadores del Mercado
OS: Operadores del Sistema
OS/OMS: Operadores del Sistema y/o Operadores del Mercado
PFS: Prueba de Factibilidad Simultánea
RMER: Reglamento del MER
RTR: Red de Transmisión Regional
SCADA: Supervisory Control and Data Acquisition System (Sistema de Control Supervisorio y de Adquisición de Datos).
SER: Sistema Eléctrico Regional
SIEPAC: Sistema de Interconexión Eléctrica de los Países de América Central
SIMECR: Sistema de Medición Comercial Regional
SOE: Secuencia de Eventos
SPTR: Sistema de Planeación de la Transmisión Regional
TDTR: Transacciones por Desviaciones en Tiempo Real
TOPs: Transacciones de Oportunidad Programadas
TPs: Transacciones Programadas

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Introducción

1.1 Alcance del Capítulo 1

1.1.1 El Mercado Eléctrico Regional, en adelante denominado el Mercado o MER, está conformado a nivel regional por los países miembros del Tratado Marco del Mercado Eléctrico de América Central.

1.1.2 Las reglas establecidas en los capítulos y anexos que conforman este Reglamento, o a las que se hace referencia en el mismo, constituyen el Reglamento del Mercado Eléctrico Regional, en adelante denominado RMER.

1.1.3 Este capítulo presenta los antecedentes y las bases para la administración y operación del MER, expone los objetivos del Mercado, describe aspectos generales de la organización y estructura del MER, establece el propósito, aplicación e interpretación del RMER y define los procedimientos que se han de seguir en la administración del RMER.

1.2 Antecedentes y Validez

1.2.1 Los Gobiernos de las Repúblicas de Costa Rica, El Salvador, Guatemala, Honduras, Nicaragua y Panamá, en adelante los países miembros, dentro del marco del Sistema de Integración Centroamericana SICA, suscribieron en 1996 el Tratado Marco del Mercado Eléctrico de América Central, en adelante denominado el Tratado Marco.

1.2.2 El Tratado Marco tiene por objeto la creación y desarrollo gradual de un mercado eléctrico competitivo regional, basado en el tratamiento recíproco y no discriminatorio, que contribuya al desarrollo sostenible de la región de América Central. El Tratado Marco fue ratificado por los Congresos Nacionales de los países miembros y constituye para estos países un tratado internacional legalmente vinculante desde 1999.

1.2.3 Los principios que rigen el Tratado Marco para el funcionamiento del MER son los siguientes:

Competencia: Libertad en el desarrollo de las actividades con base en reglas objetivas, transparentes y no discriminatorias;

Gradualidad: Evolución progresiva mediante la incorporación de nuevos participantes, el aumento progresivo de la operación coordinada, el desarrollo de las redes de interconexión y el fortalecimiento de los organismos regionales; y

Reciprocidad: Derecho de cada Estado de aplicar a otro Estado las mismas reglas y normas que ese Estado aplica temporalmente de conformidad con el principio de Gradualidad.

1.2.4 El Tratado Marco contempla, dentro de sus fines, el establecimiento de reglas objetivas, transparentes y no discriminatorias para regular el funcionamiento del MER y las relaciones entre los agentes del mercado que participan en él. Así mismo, el Tratado Marco establece que la participación de los agentes en el MER estará regida por las reglas contenidas en el Tratado Marco, sus Protocolos y reglamentos.

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1.2.5 De conformidad con lo dispuesto en el Tratado Marco y en sus Protocolos, el presente Reglamento es válido, de obligatorio cumplimiento y vinculante en el territorio de los países miembros para regular el funcionamiento del mercado, la operación técnica y comercial del MER , el servicio de transmisión, los organismos regionales y la participación de los agentes en el mercado y su relación funcional con los organismos regionales.

1.3 Objetivos del MER

1.3.1 En concordancia con los fines del Tratado Marco, el MER tiene como propósito beneficiar a los habitantes de los países miembros mediante el abastecimiento económico y oportuno de electricidad y la creación de las condiciones necesarias que propicien una mayor confiabilidad, calidad y seguridad en el suministro de energía eléctrica en la región.

1.3.2 Para alcanzar el anterior propósito, los objetivos del MER son los siguientes:

Optimización de los recursos energéticos usados para el abastecimiento regional de electricidad;

Permitir el desarrollo de proyectos de generación para abastecer la demanda regional;

Viabilizar el desarrollo de las redes de transmisión regional;

Aumentar la confiabilidad y eficiencia económica en el suministro de electricidad;

Homogenizar los criterios operativos de calidad, seguridad y desempeño; y

Promover la participación competitiva del sector privado.

1.4 Aspectos Generales del MER

1.4.1 Premisas para la organización y funcionamiento del MER

El MER es un mercado mayorista de electricidad a nivel regional cuya organización y funcionamiento se basa en las siguientes premisas:

En el Mercado se realizan transacciones comerciales de electricidad mediante intercambios de oportunidad producto de un despacho económico regional y mediante contratos entre los agentes del mercado;

Los agentes del mercado a excepción de los agentes transmisores pueden comprar y vender energía eléctrica libremente sin discriminación de ninguna índole y se garantiza el libre tránsito de energía eléctrica por las redes eléctricas en los países miembros del MER;

Los agentes del mercado pueden instalar plantas de generación en cualquiera de las redes de los países miembros del MER para la comercialización a nivel regional de la energía producida;

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Los agentes del mercado tienen libre acceso a las redes de transmisión regional y nacional. La transmisión regional es el transporte de energía a través de las redes de alta tensión que conforman la Red de Transmisión Regional o RTR;

El MER es un mercado con reglas propias, independiente de los mercados nacionales de los países miembros, cuyas transacciones se realizan a través de la infraestructura de la RTR y de las redes nacionales. Los puntos de conexión entre el MER y los mercados nacionales son los nodos de la RTR.

1.4.2 Los Agentes del Mercado

Las actividades del Mercado son realizadas por los agentes, los cuales pueden ser personas naturales o jurídicas dedicadas a la generación, transmisión, distribución y comercialización de la electricidad, así como grandes consumidores. Los agentes de los mercados nacionales de los países miembros participan en el MER sujetos a los términos y condiciones del RMER.

1.4.3 Organización Comercial del MER

1.4.3.1 Productos y Servicios

Los productos y servicios que se prestan en el MER son los siguientes: (i) energía eléctrica, (ii) servicios auxiliares, (iii) servicio de transmisión regional, (iv) servicio de operación del sistema y (v) el servicio de regulación del MER.

1.4.3.2 Mercados y Precios

Las transacciones de energía en el MER se realizan en el Mercado de Contratos Regional o en el Mercado de Oportunidad Regional.

1.4.3.2.1 Mercado de Contratos Regional

El Mercado de Contratos Regional, MCR , está conformado por el conjunto de contratos de inyección y retiro de energía eléctrica en el MER, celebrados entre agentes, junto con las reglas para su administración y despacho a nivel regional. Existen dos tipos principales de contratos en el MER atendiendo a su prioridad de suministro. Estos son: (i) los Contratos Firmes y (ii) los Contratos No Firmes.

1.4.3.2.2 Mercado de Oportunidad Regional

El Mercado de Oportunidad Regional, MOR , es un mercado de corto plazo, basado en ofertas diarias de inyección y retiro de energía, para cada período de mercado, en los nodos de la RTR habilitados comercialmente. Las ofertas al Mercado de Oportunidad Regional son informadas por los OS/OM de cada país miembro con base en las ofertas de sus agentes. Las transacciones en el MOR son producto de un predespacho regional y de la operación en tiempo real y son las que posibilitan la optimización del despacho regional.

1.4.3.2.3 Sistema de Precios del MER

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Las transacciones comerciales de energía que se realizan en el MER se valoran aplicando un sistema de precios nodales. Los precios nodales son los precios de corto plazo que representan los costos marginales de operación debido a las inyecciones y retiros de energía programados o reales en cada nodo de la RTR.

1.4.4 Planeamiento y Operación Técnica del MER

La operación técnica del MER se lleva a cabo a través de una estructura jerárquica descentralizada, en la cual el EOR es responsable y coordina la operación del MER y la RTR mientras que los Operadores de los Sistemas y Mercados Nacionales, OS/OMS, son responsables de la coordinación de la operación en cada uno de sus países.

El planeamiento y la operación técnica del MER comprenden el planeamiento operativo y, la seguridad operativa, el predespacho regional diario y la supervisión de la operación en tiempo real.

1.4.4.1 Planeamiento Operativo y Seguridad Operativa

El planeamiento operativo y la seguridad operativa regional comprenden las proyecciones del comportamiento futuro del MER, la identificación de restricciones técnicas de la RTR, la programación del mantenimiento de las líneas y equipos de la RTR y el programa de entrada y retiro de instalaciones de la RTR.

1.4.4.2 Predespacho

Las transacciones en el MER y el uso de recursos de la RTR se programan mediante el siguiente proceso de predespacho:

Cada mercado nacional realiza un predespacho nacional de acuerdo con las reglas de cada país, sin considerar importaciones o exportaciones de energía eléctrica hacia o desde su área de control. Con base en los predespachos nacionales, se informan al MER las ofertas de oportunidad de inyección o retiro de energía y los contratos regionales que se pretenden realizar entre los agentes del mercado;

Con base en los contratos regionales validados, las ofertas de oportunidad provenientes de los mercados nacionales y las asociadas a contratos, el EOR realiza el predespacho económico regional. Los resultados del predespacho regional se comunican a los OS/OMS.

El predespacho regional se realiza el día anterior a la operación y para cada período de mercado. Los requisitos para la prestación de servicios auxiliares a nivel regional se determinan con base en los criterios de seguridad, calidad y desempeño establecidos para la operación del MER.

1.4.4.3 Supervisión de la Operación en Tiempo Real

Durante la Operación en Tiempo Real, el EOR, en coordinación con los OS/OMS, toma todas las acciones de supervisión necesarias para desarrollar las siguientes tareas:

Preservar la calidad y seguridad de la operación del Sistema Eléctrico Regional SER;

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Mantener las inyecciones y retiros programados en los nodos de la RTR y los intercambios establecidos entre las áreas de control;

Coordinar y supervisar el suministro de servicios auxiliares;

Realizar redespachos y controlar las desviaciones del predespacho en tiempo real; y

Coordinar la operación del SER en estado normal y de emergencia.

1.4.5 Servicio de Transmisión Regional

El Servicio de Transmisión Regional es la actividad de transmitir energía eléctrica por medio de la RTR y de los sistemas de transmisión nacionales, permitiendo los intercambios regionales de energía. El EOR realiza la coordinación del Servicio de Transmisión Regional. El Servicio de Transmisión Regional se relaciona con las transacciones en el MER mediante el cargo variable de transmisión o CVT. El peaje y el cargo complementario de transmisión son los otros componentes de la remuneración final del Servicio de Transmisión Regional.

El riesgo por el pago de cargos variables de transmisión se puede cubrir mediante la adquisición de derechos de transmisión o a través de las ofertas de pago máximo por CVT.

1.4.6 Conciliación, Facturación y Liquidación de Transacciones

El EOR, en coordinación con los OS/OMS, es responsable de la conciliación, facturación y liquidación de las obligaciones comerciales que resultan de las transacciones en el MER. El Sistema de Medición Comercial Regional, SIMECR, es el sistema de medición comercial del MER que provee información acerca de las inyecciones y retiros reales de energía que ocurren en los nodos de la RTR y le permite al EOR realizar la conciliación de las transacciones regionales. El SIMECR esta basado, aunque no limitado, a los Sistemas de Medición Comercial de cada área de control.

La conciliación de las transacciones en el MER tiene los siguientes componentes:

Transacciones Programadas de energía las cuales pueden ser:

Transacciones de Contratos.

Transacciones de Oportunidad Programadas

Transacciones por Desviaciones en Tiempo Real;

Cargos Regionales de Transmisión;

Cargo por Servicio de Operación del Sistema;

Cargo por Servicio de Regulación del MER; y

Otros cargos definidos en el RMER

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1.4.7 Documento de Transacciones Económicas Regionales

Al final de cada período de conciliación, el EOR determina para cada agente del mercado, que realiza transacciones y para cada OS/OMS en representación de los agentes de su país, el saldo de las cuentas por transacciones de energía eléctrica y servicios prestados en el MER y emite el Documento de Transacciones Económicas del MER, DTER, con el saldo y los detalles de la cuenta de cada agente del mercado. El DTER es el documento básico para la facturación y liquidación de pagos en el MER.

1.5 Estructura del MER

Este numeral describe la estructura del MER, los roles y responsabilidades de los organismos regionales y establece normas generales para su funcionamiento.

1.5.1 Estructura e Instituciones Regionales

1.5.1.1 La estructura institucional del MER comprende:

La Regulación Regional, formada por el Tratado Marco, sus Protocolos, reglamentos y resoluciones de la CRIE, incluyendo el presente Libro;

Los Organismos Regionales, encargados de velar por el cumplimiento y aplicación de la Regulación Regional; y

La regulación y organismos nacionales, incluyendo los OS/OM de cada uno de los países miembros, en la medida que estén relacionados con la operación del MER e interactúen con la Regulación y Organismos Regionales.

1.5.1.2 El Tratado Marco crea los siguientes Organismos Regionales: la Comisión Regional de Interconexión Eléctrica CRIE y el Ente Operador Regional EOR. La organización y el funcionamiento de los Organismos Regionales tiene por objeto cumplir de manera transparente y eficiente con los objetivos y funciones establecidos en la Regulación Regional.

1.5.1.3 En relación con la operación del MER, las regulaciones nacionales de los países miembros deberán estar en conformidad, como mínimo, con los siguientes requerimientos:

Permitir las transacciones internacionales de energía eléctrica;

Aplicar principios de no discriminación y reciprocidad respecto a las transacciones internacionales de energía eléctrica;

Permitir los contratos entre agentes regionales;

Incorporar las transacciones internacionales en conjunto con las transacciones del predespacho económico nacional;

Permitir la operación regional coordinada de las instalaciones pertenecientes a la RTR;

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Respetar los criterios de calidad, seguridad y desempeño;

Permitir el libre acceso y no discriminatorio a las redes de transmisión nacional;

Mantener los sistemas de supervisión, control, comunicaciones y de medición comercial necesarios para la operación regional coordinada;
Garantizar el libre acceso a información sobre el MER y la RTR tal como se establece en el RMER;

Adoptar las medidas necesarias para garantizar la aplicación uniforme y eficaz del régimen de sanciones del MER; y

Adoptar las medidas necesarias para garantizar los compromisos de pago en el MER.

1.5.2 La CRIE y la Regulación del MER

1.5.2.1 La CRIE regula el funcionamiento del MER y las relaciones entre agentes de conformidad con las disposiciones del Tratado Marco, sus Protocolos y sus reglamentos. Son objetivos de la CRIE los siguientes:

Hacer cumplir la normativa del MER establecida en la Regulación Regional;

Procurar el desarrollo y consolidación del MER;

Velar por la transparencia y buen funcionamiento del MER; y

Promover la competencia entre los agentes del mercado.

1.5.2.2 En cumplimiento de la Regulación Regional, la CRIE está facultada para:

Aprobar los reglamentos necesarios para regular la administración y operación del MER;

Resolver sobre las autorizaciones establecidas en la Regulación Regional;

Regular la generación y transmisión regionales;

Aprobar las tarifas por el uso de la RTR;

Aprobar cargos por el servicio de operación del sistema provisto por el EOR;

Imponer las sanciones que establezcan los Protocolos en relación con los incumplimientos a las disposiciones del Tratado y sus reglamentos;

Resolver conflictos entre los agentes del MER derivados de la aplicación de la Regulación Regional;

Adoptar medidas conducentes a evitar el abuso de posiciones dominantes de cualquier agente del mercado; y

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Solicitar información a los agentes de mercado, OS/OMS y el EOR.

1.5.2.3 En cumplimiento y desarrollo de sus objetivos y facultades, la CRIE es responsable de:

Aprobar modificaciones a los reglamentos, normas y regulaciones regionales;

Supervisar y vigilar el funcionamiento del MER;

Aprobar la conexión de nuevas instalaciones de los Agentes que a partir de la vigencia de este Reglamento se conecten directamente a la RTR de conformidad con lo establecido en el Libro III RMER. Una vez obtenida la correspondiente concesión, permiso o autorización y aprobada la conexión de acuerdo con la Regulación Nacional correspondiente, la CRIE podrá aprobar la conexión;

Aprobar las Ampliaciones Planificadas de la RTR a propuesta del EOR, que surjan del Sistema de Planificación de la Transmisión Regional. Una vez aprobada la ampliación, la correspondiente concesión, permiso o autorización de la Ampliación Planificada será otorgada de acuerdo con la Regulación Nacional de los Países donde se ubique dicha ampliación;

Aprobar las Ampliaciones a Riesgo que incluyan instalaciones en más de un País Miembro. Una vez aprobada la ampliación, la correspondiente concesión, permiso o autorización de la Ampliación a Riesgo será otorgada de acuerdo con la Regulación Nacional de los Países donde se ubique la ampliación;

Aprobar las Ampliaciones a Riesgo, que si bien son propuestas por un Iniciador de un País Miembro, son identificadas por el EOR que en el futuro formarán parte de la RTR. Una vez aprobada la ampliación, la correspondiente concesión, permiso o autorización de la Ampliación a Riesgo será otorgada de acuerdo con la Regulación Nacional de los Países donde se ubique la ampliación.

Investigar situaciones de posibles abusos de poder de mercado;

Imponer sanciones en caso de incumplimientos a la Regulación Regional;

Preparar periódicamente los Informes de Diagnóstico del MER para evaluar el desarrollo del Mercado.

Exigir a los Agentes que adecuen sus instalaciones a los requerimientos establecidos en este Reglamento;

Establecer el Canon Máximo Aceptable asociado a una ampliación de la RTR.

1.5.2.4 Los recursos para financiar el funcionamiento de la CRIE provendrán del Cargo por Servicio de Regulación del MER y otros cargos pagados por los agentes del mercado, aportes de los gobiernos, del cobro de sanciones económicas y de otras fuentes tal como está establecido en el Tratado Marco.

1.5.3 El EOR y la Operación del MER

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1.5.3.1 El EOR dirige y coordina la operación técnica del SER y realiza la gestión comercial del MER con criterio técnico y económico de acuerdo con la Regulación Regional aprobada por la CRIE. Son funciones del EOR:

Proponer a la CRIE los procedimientos técnicos, comerciales y operativos del Mercado y del uso de la RTR;

Asegurar que la operación y el despacho regional de energía se realicen con criterio económico, respetando los criterios de calidad, seguridad y desempeño;

Realizar, en coordinación con los OS/OMS, la gestión de las transacciones comerciales entre los agentes del mercado;

Formular el plan de expansión indicativo para la generación y transmisión regionales; y

Apoyar mediante el suministro de información los procesos de evolución del Mercado.

1.5.3.2 En cumplimiento de sus objetivos y funciones, el EOR es responsable de:

Cumplir y aplicar la Regulación Regional;

Coordinar con los OS/OMS la operación técnica y comercial del MER y de la RTR, preservando la seguridad y calidad del servicio durante las condiciones de operación normal y en emergencias, conforme a los Criterios de Calidad, Seguridad y Desempeño establecidos en Libro III del RMER, ordenando las medidas y adecuaciones necesarias para asegurar su cumplimiento;

Elaborar los procedimientos técnicos y comerciales previstos en la Regulación Regional, para la operación del MER;

Realizar el seguimiento de la aplicación de las reglas de operación y de los criterios de calidad, seguridad y desempeño del MER;

Preparar periódicamente informes para:

Identificar los problemas detectados y proponer posibles soluciones;

ii.La CRIE, los OS/OM y a los Agentes sobre los resultados de la gestión de la operación;

iii.Elaborar informes sobre los eventos que se producen en la RTR, en coordinación con los OS/OM; y

iv.La CRIE sobre cualquier incumplimiento del presente Reglamento;

Proponer criterios de calidad, seguridad y desempeño para la operación del SER.

Desarrollar y mantener una Base de Datos Regional;

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Remitir a la CRIE copia del expediente de autorización de los agentes para realizar transacciones en el MER conforme al numeral 3.4.1 y siguientes en lo que corresponda.

Dirigir y coordinar la operación técnica del SER;

Adoptar las medidas que considere convenientes para salvaguardar la integridad de la RTR, tales como cortes de carga, desconexión de generación, apertura de líneas, auditoria de las instalaciones de los Agentes, y cualquier otra acción de supervisión para asegurar la calidad del servicio eléctrico en el MER. Las medidas se ejecutarán de acuerdo con los procedimientos y criterios que establece la regulación regional;

Delegar en los OS/OM jerárquicamente dependientes las funciones de control y gestión de la operación;

Validar o realizar los estudios que definan condiciones límite de la operación, la Capacidad Operativa de Transmisión de las instalaciones de la RTR, establecer restricciones y criterios operativos necesarios para el cumplimiento de los Criterios de Calidad, Seguridad y Desempeño (CCSD), ya sea por iniciativa propia o por solicitud de un OS/OM o Agente transmisor;

Coordinar las investigaciones de eventos en el SER, solicitando a los Agentes y OS/OM que se han visto involucrados en éstos, las informaciones pertinentes, resultados de evaluaciones y análisis desarrollados;

Solicitar información a los OS/OM y a los Agentes a través de los OS/OM correspondientes, sobre cualquier evento o contingencia que ocurra en el SER;

Supervisar y validar, en coordinación con el Agente respectivo, las calibraciones propuestas para las protecciones y sistemas de control cuyos efectos involucren a más de un Agente;

Verificar el cálculo de la Capacidad Técnica de Transmisión de los equipos e instalaciones de los Agentes Transmisores que estos han establecido, siguiendo los criterios determinados para tal fin;

Definir al menos una vez al año la Capacidad Operativa de Transmisión de la RTR, tomando en cuenta lo informado por el OS/OM y el Agente transmisor, conforme a los Criterios de Calidad, Seguridad y Desempeño establecidos en este Reglamento; y

Considerar en el SPTR las propuestas de adecuaciones de la RTR presentadas por los Agentes que no prestan el servicio de transmisión.

Administrar los Derechos de Transmisión y mantener un registro de los mismos.

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1.5.3.3 Los recursos para financiar el funcionamiento del EOR provendrán de los cargos de operación del sistema y administración del mercado aprobados por la CRIE, de otros cargos pagados por los agentes del mercado, del cobro de sanciones económicas y de otras fuentes tal como está establecido en el Tratado Marco.

1.5.4 Los Operadores de Sistema y de Mercado OS/OM

Los OS/OMS coordinaran la operación de los sistemas eléctricos y la gestión comercial entre sus agentes con el EOR, por lo que están obligados a:

Aplicar y velar por el cumplimiento a la Regulación Regional;

Suministrar toda la información requerida por la CRIE y el EOR, en el tiempo y formato establecidos, para el planeamiento y la operación del SER y la administración de las transacciones comerciales en el MER;

Coordinar con el EOR el planeamiento y la operación técnica de la RTR, según el siguiente detalle:

Informar sobre problemas en la coordinación de la operación de la RTR e intercambios de información, conflictos por libre acceso, y todo otro problema o controversia que haya surgido en la aplicación o interpretación del Reglamento de Transmisión;

Operar las instalaciones de la RTR en coordinación con el EOR;

Participar en los estudios de seguridad operativa regional;

Participar en la elaboración de Plan de Operación del SER ante contingencias;

Preservar la confiabilidad, seguridad y calidad del servicio durante las condiciones de operación normal y en emergencias, conforme a los Criterios de Calidad, Seguridad y Desempeño y en especial establecer restricciones y criterios operativos para el cumplimiento de dichos los criterios;

Coordinar con el EOR el tratamiento de las indisponibilidades y mantenimientos de la RTR;

Coordinar los servicios auxiliares que son suministrados por los agentes;

Coordinar con el EOR la puesta en servicio de la conexión de nuevas instalaciones de los agentes transmisores a la RTR;

Colaborar y coordinar con el EOR la administración del Sistema de Planificación de la Transmisión y Generación Regional (SPTR)

Colaborar y coordinar con el EOR lo relacionado con las Ampliaciones de la RTR; y

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Revisar la Capacidad Técnica de Transmisión presentada por los Agentes transmisores.

Colaborar y coordinar con el EOR la administración de los derechos de transmisión;

Coordinar con el EOR, por cuenta de sus agentes, la programación, conciliación, facturación y liquidación de transacciones en el MER;

Mantener los criterios de calidad, seguridad y desempeño definidos en la Regulación Regional y proveer los servicios auxiliares que le han sido asignados;

Cumplir con los requisitos de supervisión, control, comunicaciones y de medición comercial establecidos en el RMER;

Desarrollar las interfaces regulatorias necesarias que permitan compatibilizar la regulación del MER, con la regulación del mercado nacional, y someterla a la aprobación de la instancia respectiva;

Coordinar las pruebas técnicas y realizar las maniobras operativas requeridas por el EOR;

Comunicar oportunamente a sus agentes información consignada por el EOR;

Comunicar oportunamente al EOR la información consignada por sus agentes;

Remitir al EOR y la CRIE un listado y el expediente incluyendo la información de todos sus agentes y participantes de mercado;

Realizar observaciones a la actuación del EOR, en cuanto a la aplicación de las normas y procedimientos incluidos en este Reglamento.

Proponer y opinar sobre modificaciones de este Reglamento, de acuerdo a los procedimientos establecidos en el mismo;

Colaborar con el EOR en la identificación de la RTR; y

Cumplir con los requisitos de información para la Base de Datos Regional;

1.5.5 Grupos de Trabajo en apoyo al EOR

1.5.5.1 Los OS/OM y los Agentes colaborarán con los grupos de trabajo regionales que convoque el EOR para realizar estudios de cualquier índole o investigar las causas de eventos ocurridos en el ámbito de la RTR, aportando informaciones propias, resultados de estudios y evaluaciones propias y/o asesoramiento de expertos.

1.5.6 La Red de Transmisión Regional RTR

1.5.6.1 La Red de Transmisión Regional RTR es el conjunto de instalaciones de transmisión a través de las cuales se efectúan los intercambios regionales y las transacciones comerciales en el MER, prestando el Servicio de Transmisión Regional.

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1.5.6.2 La RTR está conformada por instalaciones que son propiedad de agentes transmisores y su operación es coordinada y supervisada por el EOR y los OS/OM.

1.5.6.3 El EOR es el responsable de identificar las instalaciones que componen la RTR como parte del Sistema de Planeamiento de la Transmisión Regional SPTR, cumpliendo con los criterios y procedimientos establecidos en la Regulación Regional.

1.6 Propósito del RMER

1.6.1 El propósito del RMER es:

Regular la operación técnica y comercial del MER para que el funcionamiento del Mercado sea eficiente, competitivo, transparente y confiable;

Establecer las responsabilidades, del EOR, los OS/OMS y los agentes del mercado en relación con el MER;

Regular la operación de la RTR por parte del EOR de manera que: (i) se garantice la seguridad del sistema, (ii) se garantice el libre acceso de los agentes del mercado; y (iii) se alcancen los objetivos del MER;

Precisar las facultades del EOR necesarias para el desarrollo adecuado de sus funciones en relación con el MER y la RTR;

Establecer los términos y condiciones bajo los cuales los agentes pueden realizar transacciones en el MER;

Regular las actividades de los agentes del mercado en el MER;

Regular las actividades de los agentes del mercado en relación con la RTR;

Proveer mecanismos para la supervisión, vigilancia y control de las actividades en el MER y de la conducta de los agentes del mercado;

Definir procedimientos para la aplicación de sanciones en caso de incumplimiento del RMER;

Proporcionar un marco eficaz para la resolución de controversias entre los agentes del mercado y entre éstos con los OS/OMS y con el EOR;

Establecer los procedimientos y mecanismos a ser utilizados, en la conciliación, facturación y liquidación de las transacciones comerciales realizadas en el MER;

Establecer un proceso ágil, transparente y eficiente para efectuar modificaciones al RMER; y

Definir procedimientos para el manejo y la publicación de información relacionada con el MER.

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1.7 Interpretación del RMER

1.7.1 Referencias

A menos que el texto indique lo contrario, en el RMER:

Las palabras en singular incluyen el plural y viceversa; las palabras con género incluyen cualquier género; las palabras o frases en cursiva tienen un significado particular definido en el Glosario;

Una expresión referida a una persona se refiere a una persona natural o jurídica;

Una persona jurídica incluye cualquier compañía, sociedad, fundación, consorcio, asociación, corporación u otro organismo corporativo público o privado, agencia gubernamental, organismo internacional y cualquier otro tipo o clase de entidad u organismo contemplado en el RMER;

Una referencia a una persona natural incluye los albaceas, administradores, sucesores, suplentes y concesionarios legales de esa persona, incluyendo sus respectivos suplentes o sucesores;

Una referencia a un organismo (incluyendo pero sin limitarse a institutos, asociaciones, organismos internacionales o autoridades), sea estatutaria o no, que cesa de existir o cuyas funciones son transferidas a otro organismo, se aplica al organismo que lo reemplaza o que substancialmente recibe sus facultades y funciones;

Una referencia a un capítulo, numeral, disposición, parte o anexo se hace a un capítulo, numeral, disposición, parte o anexo del RMER; una referencia a un numeral en un capítulo del RMER se hace a un numeral de dicho capítulo; una referencia a numerales del RMER separada por la palabra “a” (i.e., “numerales 1.1 a 1.4”) es inclusiva;

Una referencia a cualquier ley, decreto, reglamento, promulgación, ordenanza, estatuto, resolución, regla, orden o directiva incluye todas las leyes, decretos, reglamentos, promulgaciones, ordenanzas, estatutos, resoluciones, reglas, órdenes o directivas que la modifican, consolidan, restablecen, extienden o reemplazan; una referencia a una ley o decreto incluye todos las reglamentaciones, promulgaciones, decisiones, reglas y estatutos de naturaleza legislativa emitidas bajo dicha ley o decreto;

Una referencia a un documento o a una disposición de un documento, incluyendo el Libro I del RMER, comprende las modificaciones, suplementos, reemplazos y adiciones a dicho documento o disposición del documento, así como cualquier gráfica, tabla, apéndice u otro anexo del mismo; y

Una referencia a un objeto incluye las partes del mismo.

1.7.2 La CRIE constituirá la instancia de interpretación definitiva del RMER , para tal fin la CRIE podrá utilizar, como fuentes de interpretación, los documentos: “Informe de Diseño General

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del Mercado Eléctrico Regional”, “Informe de Diseño de Detalle de la Operación Técnica y Comercial” e “Informe de Diseño Detallado de Transmisión” del MER.

1.7.3 Este Libro forma parte de la Regulación Regional aplicable al EOR, a los OS/OM y a los agentes del mercado, de conformidad con el Tratado Marco y sus Protocolos. Si se presenta alguna inconsistencia entre los libros del RMER y otros documentos que regulen la operación del MER, el asunto será referido a la CRIE para su resolución.

1.7.4 Encabezados

Los encabezados en el RMER se incluyen sólo como referencia y no afectan la interpretación del mismo, tampoco deben entenderse como indicaciones de que todas las disposiciones del RMER relacionadas con algún tópico en particular se encuentran en un determinado capítulo, numeral, cláusula, parte o anexo.

1.7.5 Plazos

1.7.5.1 En los cálculos de plazos de tiempo que se realicen bajo el RMER, a menos que se especifique lo contrario, cuando exista una referencia a un número de días entre dos (2) eventos, los días se cuentan excluyendo el día en el cual sucede el primer evento e incluyendo el día en el cual sucede el segundo evento.

1.7.5.2 Cuando en el RMER se indique que un plazo es de días, éstos deberán entenderse como días calendario, a menos que se especifique lo contrario.

1.7.5.3 A menos que se especifique lo contrario en el RMER, los días no hábiles se refieren a días de asueto en el país sede del EOR y aquellos días que sean de asueto en al menos cuatro países miembros previa autorización del EOR. Cada año, antes del quince (15) de diciembre del año precedente, el EOR informará a los agentes los días no hábiles de su calendario.

1.7.5.4 A menos que se especifique lo contrario en el RMER, para aquellos procesos o asuntos donde interviene la CRIE, los días no hábiles se refieren a días de asueto en el país sede de la CRIE. Cada año, antes del quince (15) de diciembre del año precedente, la CRIE publicará en su sitio de Internet los días no hábiles de su calendario.

1.7.6 Tiempo y Moneda

1.7.6.1 A menos que se indique lo contrario, toda referencia de tiempo en el RMER o en cualquier forma, guía u otro documento a que se refiere el numeral 1.8.6, corresponde al tiempo oficial del país sede del EOR.

1.7.6.2 Toda referencia en el RMER a una cantidad monetaria en documentos de transacciones económicas o conciliación de obligaciones, en documentos de cobro y pago o en cualquier forma, guía u otro documento a que se refiere el numeral 1.8.6, deberá expresarse en Dólares de los Estados Unidos de América.

1.8 Administración del RMER

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1.8.1 Publicaciones

1.8.1.1 Siempre que la Regulación Regional requiera que la CRIE o el EOR publiquen algún documento o información, dicho requerimiento se hará efectivo publicando el documento o información en su sitio de Internet. El documento o información se considerará publicado desde el momento en que se encuentre disponible en su respectivo sitio de Internet.

1.8.1.2 En los casos que la Regulación Regional prescriba con respecto a un documento o información específica un modo de publicación diferente al descrito en el numeral 1.8.1.1, la CRIE o el EOR deberán publicarlo en su sitio de Internet, además de cumplir con los requisitos de publicación prescritos para tales documentos o información. En tal caso, el documento o información se considerará publicado en la fecha en la cual los requerimientos prescritos de publicación han sido satisfechos.

1.8.2 Avisos y Notificaciones

1.8.2.1 Forma de aviso

1.8.2.1.1 A menos que se indique lo contrario y con sujeción a lo dispuesto en el numeral 1.8.3, cualquier aviso o notificación que deba darse en cumplimiento del RMER, o cualquier solicitud que deba presentarse, se deberá efectuar por uno de los siguientes medios:

Correo certificado u otra forma de entrega personal; o

Por servicio de mensajería, enviado a: (i) la oficina sede del EOR, si el destinatario es el EOR, (ii) la oficina sede del OS/OM, si el destinatario es un OS/OM, o (iii) la dirección indicada en el registro de agentes del mercado que mantiene el EOR, conforme al numeral 3.9, si el destinatario es un agente del MER; o

Por fax, al número o referencia que corresponda a la dirección suministrada al remitente indicada en el literal anterior; o

Por correo electrónico, a las direcciones electrónicas registradas ante el EOR.

1.8.2.1.2 A menos que se indique lo contrario, cualquier solicitud que deba presentarse ante la CRIE, se deberá efectuar por uno de los siguientes medios:

Correo certificado u otra forma de entrega personal; o

Por servicio de mensajería enviado a la sede de la CRIE.

No obstante lo anterior, el interesado también podrá, sólo para efectos de adelantar la información, enviar la solicitud por cualquiera de los siguientes medios:

Por fax, al número o referencia de la CRIE; o

Por correo electrónico a la dirección registrada de la CRIE.

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1.8.2.1.3 A menos que se indique lo contrario, cualquier aviso o notificación que deba dar la CRIE, en cumplimiento del RMER, se deberá efectuar por medio de uno de los siguientes medios:

Correo certificado u otra forma de entrega personal; o

Por servicio de mensajería enviado a i) la sede del EOR, si el destinatario es el EOR, ii) la sede del OS/OM si el destinatario es un OS/OM, o iii) la dirección indicada en el registro de agentes del mercado que mantiene el EOR conforme el numeral 3.9 si el destinatario es un agente del MER.

No obstante lo anterior, la CRIE podrá enviar también, sólo para efectos de adelantar la información, el aviso o notificación por uno de los siguientes medios:

Por fax, al número o referencia suministrado a la CRIE por el EOR o por el interesado;

Por correo electrónico a las direcciones electrónicas suministradas a la CRIE o en su defecto las registradas ante el EOR.

1.8.2.2 Fecha de recepción de la notificación

1.8.2.2.1 A menos que se indique lo contrario y con sujeción a lo dispuesto en el numeral 1.8.3, cualquier notificación o aviso dado según lo dispuesto en el numeral 1.8.2.1, se considerará debidamente efectuado en la fecha más temprana entre la fecha de acuse de recibo por el notificado o en las siguientes fechas:

Al sexto (6º) día hábil después de la fecha en que es puesto al correo, cuando se realiza por correo certificado a una dirección en alguno de los países miembros;

Cuando se realiza por fax, al obtener un reporte de transmisión completa desde el equipo de transmisión del remitente:

En el día y hora indicadas en el reporte de transmisión del remitente, si el aviso, notificación, solicitud o envío es del tipo en el cual el destinatario está obligado a monitorear la recepción de faxes durante y por fuera de horas de oficina; o

En todos los otros casos, en el día y hora indicadas en el reporte de transmisión del remitente si ésta se efectúa en un día hábil en el país del destinatario, o a las 9:00 a.m. del siguiente día hábil si la transmisión se efectúa después de las 5:00 p.m. o en día festivo en el país del destinatario.

Cuando se dan o efectúan por correo electrónico:

En el día y hora en que el mensaje es registrado como recibido en el buzón electrónico de destino por el sistema de comunicación electrónica del remitente, si el aviso, notificación, solicitud o envío es del tipo en el cual el destinatario está obligado a monitorear la recepción de correo electrónico durante y por fuera de horas de oficina; o

CRIE 31 Diciembre 2005

En todos los otros casos, en el día y hora en que el mensaje es registrado como recibido en el buzón electrónico de destino por el sistema de comunicación electrónica del remitente, si corresponde a un día hábil en el país del destinatario, o a las 9:00 a.m. del siguiente día hábil si se envía después de las 5:00 p.m. o en día festivo en el país del destinatario.

En cualquier otro caso, cuando exista constancia de que la persona recibió el aviso, notificación, solicitud o documento enviado.

1.8.2.2.2 A menos que se indique lo contrario, cualquier aviso o notificación, dado por la CRIE según lo dispuesto en el numeral 1.8.2.1.3 se considerará debidamente efectuado en la fecha de acuse de recibo de acuerdo a las constancias del correo certificado, del servicio de mensajería o en cualquier otro caso cuando exista constancia de que la persona recibió el aviso o notificación enviada.

1.8.3 Instrucciones y órdenes del EOR

A menos que se indique lo contrario, las instrucciones, direcciones y órdenes del EOR podrán ser impartidas o emitidas a los OS/OMS y a los agentes del mercado, a través del OS/OM correspondiente, por escrito o por medio de comunicación verbal, la cual deberá quedar registrada en un medio automático de grabación, en cuyo caso la instrucción, dirección u orden se considerará válidamente impartida o emitida al momento de efectuarse la comunicación.

1.8.4 Modificaciones al RMER

1.8.4.1 Aplicación

Este numeral 1.8.4 establece los procedimientos para realizar modificaciones al RMER. Las disposiciones del RMER sólo podrán ser modificadas cuando se han seguido los procedimientos aplicables establecidos en este numeral;

Una modificación al RMER se hará efectiva a partir del momento en que sea aprobada y publicada por la CRIE, de acuerdo con los procedimientos establecidos en este numeral;

Las modificaciones al RMER podrán ser propuestas por cualquier agente del mercado, OS/OM, el EOR o por la misma CRIE, de acuerdo con los procedimientos establecidos en este numeral;

En la formulación y aprobación de modificaciones al RMER, la CRIE tomará en consideración los fines y objetivos del MER establecidos en el Tratado Marco y sus Protocolos.

1.8.4.2 Modificaciones propuestas por agentes del mercado, OS/OMS y el EOR

Un agente del mercado podrá presentar una solicitud ante su respectivo OS/OM, proponiendo el estudio de una o más modificaciones al RMER. La solicitud de modificación deberá incluir la exposición de las razones por las cuales la o las modificaciones al RMER son necesarias o deseables;

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El OS/OM analizará y remitirá en un plazo máximo de un (1) mes al EOR cada una de las solicitudes de modificaciones de sus respectivos agentes del mercado, dando aviso a los agentes interesados. El OS/OM incluirá su opinión sobre la conveniencia o no de las modificaciones propuestas por los agentes;

Un agente del mercado podrá presentar directamente una solicitud ante el EOR, proponiendo el estudio de una o más modificaciones al RMER, si por alguna razón el OS/OM no ha remitido su solicitud de modificación en el plazo indicado en el literal b), adjuntando la constancia de haber remitido al OS/OM la solicitud. En tal caso, el EOR remitirá una copia de la solicitud del agente del mercado a su respectivo OS/OM, solicitando su opinión sobre la modificación propuesta y el motivo por el que no se remitió la solicitud del agente dentro del plazo previsto, lo cual deberá responderse dentro de un plazo máximo de 10 días hábiles posteriores a la notificación;

Un OS/OM podrá presentar directamente una solicitud al EOR, proponiendo el estudio de una o más modificaciones al RMER. La solicitud de modificación deberá incluir la exposición de las razones por las cuales la o las modificaciones al RMER son necesarias o deseables;

El EOR podrá requerir a los agentes del mercado y/o a los OS/OM que presenten solicitudes de modificaciones al RMER que provean información adicional con respecto a las mismas;

El EOR reunirá y organizará las solicitudes de modificaciones al RMER presentadas por los agentes del mercado y los OS/OMS y las incluirá en el Informe de Regulación del MER descrito en el numeral 2.3.2, junto con su evaluación de las mismas.

El EOR incluirá también en el Informe de Regulación sus recomendaciones para realizar ajustes y modificaciones al RMER que considere convenientes para la operación eficiente del Mercado y del SER.

Cada propuesta de modificación deberá contener específicamente la justificación de la misma e incluirá como mínimo una valoración del impacto de la propuesta en la operación técnica comercial así como un análisis costo/beneficio;

1.8.4.3 Modificaciones propuestas por la CRIE

La CRIE analizará continuamente el desempeño y evolución del MER y hará recomendaciones de ajustes y mejoras a su funcionamiento, incluyendo propuestas de modificaciones al RMER. La CRIE incluirá los ajustes y las mejoras propuestas en el Informe de Diagnóstico del MER descrito en el numeral 2.3.2. Con base en los Informes de Regulación o de Diagnóstico del MER, la CRIE dará inicio al proceso de revisión y aprobación de las modificaciones propuestas al RMER establecido en el numeral 1.8.4.4.

1.8.4.4 Revisión y aprobación de modificaciones

La CRIE revisará las modificaciones al RMER propuestas en los Informes de Regulación y/o de Diagnóstico del MER, determinará el procedimiento y cronograma para la revisión y aprobación de las mismas y los hará públicos en un plazo máximo de treinta (30) días

CRIE 33 Diciembre 2005

conforme a lo dispuesto en el numeral 1.8.1. La CRIE considerará la importancia y urgencia de las modificaciones propuestas al determinar el procedimiento y cronograma de revisión. La ejecución del cronograma tendrá un plazo máximo de ciento ochenta (180) días;

La CRIE publicará las modificaciones propuestas al RMER y notificará al EOR y éste a los OS/OMS, invitando a la presentación de comentarios por escrito con respecto a las modificaciones en cuestión dentro de un plazo determinado de acuerdo con el cronograma establecido;

La CRIE documentará los comentarios recibidos relacionados con las modificaciones propuestas al RMER junto con los argumentos en que basa su decisión, adoptará la resolución respectiva y la publicará conforme al numeral 1.8.1 y notificara al EOR y este a los OS/OM. El EOR implementará las modificaciones al RMER que hayan sido aprobadas por la CRIE;

Cuando la CRIE lo considere conveniente, el procedimiento para la revisión y aprobación de las modificaciones incluirá el mecanismo de audiencias públicas establecido en el reglamento interno de la CRIE;

Después de realizada la audiencia pública, la CRIE publicará las modificaciones propuestas, el proceso de revisión seguido, los argumentos presentados durante el proceso de revisión pública, la decisión tomada y las razones de la misma. Dicha decisión deberá ser publicada en un plazo no mayor de un (1) mes después de realizada la audiencia. El EOR implementará las modificaciones al RMER que hayan sido aprobadas por la CRIE;

Cuando la CRIE considere que la urgencia de una modificación al RMER impide esperar la realización del procedimiento de revisión definido en este numeral 1.8.4.4, adoptará mediante resolución una modificación transitoria al RMER que estará vigente hasta el momento en que el procedimiento de modificación descrito en este numeral, pueda llevarse a cabo, el cual deberá completarse como máximo en un plazo de seis (6) meses a partir de la entrada en vigencia de la norma transitoria. Transcurrido el plazo anterior, la norma transitoria perderá su vigencia.

1.8.4.5 Asistencia de Expertos

La CRIE podrá contratar las consultorías de apoyo y buscar el consejo de expertos externos que considere necesario o deseable con el propósito de cumplir las responsabilidades establecidas en este numeral 1.8.4;

En cumplimiento de las responsabilidades establecidas en este numeral 1.8.4, la CRIE podrá solicitar la asistencia del EOR;

En cualquier momento y para los casos en que la CRIE lo considere necesario o deseable, la CRIE podrá conformar grupos de trabajo para asistirla en el cumplimiento de las responsabilidades establecidas en este numeral 1.8.4;

CRIE 34 Diciembre 2005

La CRIE definirá los términos y condiciones de referencia para el trabajo de los asesores o grupos mencionados en los literales anteriores. La CRIE notificará al EOR, los OS/OMS y agentes del mercado sobre la contratación de asesores o el establecimiento de dichos grupos de trabajo.

1.8.5 Clarificaciones e Interpretaciones

Por propia iniciativa o a partir de la recepción de peticiones de clarificación e interpretación con respecto a la aplicación del RMER por parte de los agentes, de los OS/OM o del EOR, la CRIE podrá publicar comunicados de clarificación e interpretación de la aplicación del RMER. En el ejercicio de esta atribución, la CRIE no podrá efectuar modificaciones al RMER.

1.8.6 Documentos del EOR

1.8.6.1 A menos que el contexto indique lo contrario, cuando se haga referencia en el RMER al diseño, creación, desarrollo, establecimiento o implementación de formas, guías u otros documentos por parte del EOR, dichas formas, guías u otros documentos no entrarán en vigencia hasta que sean adoptados por el EOR, publicados y se notifiquen de acuerdo con lo previsto en el numeral 1.8.1 y 1.8.2.

1.8.6.2 El EOR podrá efectuar las consultas, buscar consejo y asistencia y requerir los aportes de una o más personas, de la manera que considere apropiado antes de adoptar formas, guías u otros documentos, siempre que conserve su autonomía exclusiva de adoptar tales formas, guías u otros documentos. Dichas formas, guías u otros documentos deberán ser consistentes con la Regulación regional.

1.8.6.3 Una vez adoptadas por el EOR, las formas, guías u otros documentos a los que se refiere este numeral serán publicadas y notificadas a los OS/OMS y los agentes del mercado. El EOR , los OS/OMS y los agentes del mercado estarán en adelante obligados a cumplir con las disposiciones de tales formas, guías u otros documentos.

1.8.6.4 El EOR podrá modificar, reemplazar o revocar cualquier forma, guía u otros documentos a que se refiere este numeral 1.8.6. Los procedimientos establecidos en los numerales 1.8.6.1 y 1.8.6.2 se aplicarán igualmente a cualquier modificación, reemplazo o revocatoria de tales formas, guías u otros documentos.

CRIE 35 Diciembre 2005

Información del MER

2.1 Alcance del Capítulo 2

Este capítulo establece los procedimientos que han de seguirse con respecto al suministro y manejo de información en el MER.

2.2 Manejo de Información en el MER

2.2.1 Conservación de Registros y Documentos

Cualquier registro o documento preparado por el EOR, los OS/OMS, o los agentes del mercado, con base en lo dispuesto en este Reglamento, deberá ser conservado por el EOR, los OS/OMS o los agentes del mercado, según sea el caso, durante un plazo mínimo de cinco (5) años. Para los propósitos de este numeral se entenderá por “registro” cualquier registro de información, sin importar si se ha hecho de manera impresa, en película, por medio electrónico o de cualquier otra manera.

2.2.2 Suministro y Manejo de la Información

2.2.2.1 La CRIE, el EOR, los OS/OMS, y los agentes del mercado deberán suministrar la información requerida por el RMER dentro de los plazos especificados y de la forma y manera requeridas en el RMER.

2.2.2.2 La información suministrada por la CRIE , el EOR, los OS/OM o los agentes del mercado, en cumplimiento del presente RMER, deberá ser verdadera, correcta y completa en el momento en que se suministra, en el mejor conocimiento de la persona que la suministra. La CRIE, el EOR, los OS/OMS o los agentes del mercado no suministrarán, concientemente o por descuido, información requerida en cumplimiento del RMER que, en el momento y bajo las circunstancias en que se realice, sea equívoca o engañosa o que no revele un hecho que sea necesario para que la información no sea equívoca o engañosa.

2.2.2.3 Tan pronto como el EOR, un OS/OM o un agente del mercado descubra que alguna información previamente suministrada por él a cualquier persona, en cumplimiento de un requerimiento del RMER, era falsa, incorrecta, incompleta, equívoca o engañosa, la rectificará en el menor tiempo posible y suministrará la información verdadera, correcta, completa, no equívoca o no engañosa a la persona a quien se suministró originalmente la información mencionada.

2.2.2.4 Sujeto a las disposiciones de confidencialidad del numeral 2.2.3, la CRIE y el EOR están autorizados para utilizar cualquier dato, registro o información obtenida en ejercicio de las facultades, funciones y obligaciones establecidas en la Regulación Regional. La CRIE y el EOR podrán utilizar tal información en relación con el RMER para llevar a cabo los procedimientos previstos en el RMER, incluyendo pero sin limitarse, a:

CRIE 36 Diciembre 2005

Un proceso para realizar modificaciones al RMER conforme a lo dispuesto en el numeral 1.8.4;

Un proceso de aplicación de sanciones conforme a lo dispuesto en el Libro IV del RMER;

Un proceso de solución de controversias conforme a lo dispuesto en el Libro IV del RMER; y

Auditorías técnicas según se establece en el Libro II del RMER

2.2.3 Confidencialidad

2.2.3.1 La CRIE, el EOR, los OS/OMS y los agentes del mercado deberán mantener confidencial toda información de terceros clasificada de esa manera y que esté en su posesión o de la cual tengan conocimiento.

2.2.3.2 La CRIE determinará qué información suministrada por agentes del mercado u, OS/OMS o el EOR es de carácter confidencial, para ello tomará en cuenta la protección de información relacionada con secretos industriales y comerciales. Conforme al numeral 3.3.7.4 del Libro II del RMER, la información operativa del mercado no será considerada de carácter confidencial.

2.2.3.3 La CRIE, el EOR, los OS/OMS y los agentes del mercado:

Se abstendrán de suministrar información confidencial a cualquier persona o entidad excepto en los casos autorizados por el RMER;

Deberán utilizar o reproducir la información confidencial solamente para los propósitos para los que fue suministrada o para los fines señalados en el RMER; y

No permitirán el acceso a información confidencial a personas no autorizadas.

2.2.3.4 La CRIE, el EOR, los OS/OMS y los agentes del mercado deberán:

Prevenir el acceso no autorizado a información confidencial que se encuentre en su posesión o bajo su control; y

Asegurarse que toda persona a la cual le suministran información confidencial conozca lo dispuesto en este numeral en relación con tal información.

2.2.3.5 La CRIE, el EOR , los OS/OMS y los agentes del mercado, tan pronto como tengan conocimiento de un incumplimiento a lo dispuesto en el presente numeral 2.2.3 con respecto a información confidencial, deberán:

Informar el hecho a cualquier persona con la cual se relacione dicha información confidencial, o que la suministró; y

Tomar las medidas para evitar la divulgación, acceso, uso o reproducción no autorizada de la información confidencial como resultado de dicho incumplimiento.

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2.2.3.6 La CRIE, el EOR, los OS/OMS y los agentes del mercado adoptarán medidas internas con relación a la protección de información confidencial, tales como y no limitados a la firma de acuerdos de confidencialidad, los cuales les permitan cumplir y vigilar el cumplimiento de sus obligaciones contempladas en este numeral 2.2.3.

2.2.3.7 A menos que en otros numerales de este Reglamento se disponga otra cosa, será permitida:

La divulgación, uso o reproducción de información, si en el momento de divulgación, uso o reproducción la información es conocida de manera general sin haber violado la confidencialidad de la misma;

El suministro de información confidencial por parte de la CRIE, el EOR, un OS/OM o un agente del mercado a:

Un directivo, funcionario o empleado del EOR, OS/OM o agente del mercado, cuando dicha persona requiere la información confidencial para el desempeño adecuado de sus deberes y responsabilidades bajo este Reglamento; o

Un asesor jurídico o de otro tipo, un auditor u otro consultor de la CRIE, el EOR, un OS/OM o agente del mercado, cuando dicha persona requiere la información para propósitos contemplados en el RMER o dentro de un acuerdo celebrado en cumplimiento del RMER.

La divulgación, uso o reproducción de información confidencial:

Por parte del agente del mercado que suministró la información confidencial de acuerdo con el RMER;

Con el consentimiento del agente del mercado que suministró la información confidencial de acuerdo con el RMER; o

En el caso de datos de conciliaciones o de mediciones, por o con el consentimiento del agente del mercado relacionado con tales datos.

La divulgación, uso o reproducción de información confidencial por requerimiento de cualquier gobierno o ente gubernamental, organismo regulatorio, autoridad o agencia que tenga jurisdicción sobre un OS/OM o agente del mercado o sus afiliados con respecto a sus actividades dentro del MER.

2.2.3.8 Será posible la divulgación, uso o reproducción de información confidencial requerida en relación con procedimientos legales, conciliación, arbitrajes, determinación de expertos u otros mecanismos en relación con el RMER, cuando:

El suministro de información confidencial es requerido para proteger la salud y seguridad de personas, la integridad de instalaciones o equipos necesarios para asegurar la operación segura y confiable de la RTR o para preservar el medio ambiente;

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La información confidencial suministrada pertenece a un componente no identificable o se presenta como una suma agregada; o

El suministro de información confidencial la hace la CRIE o el EOR a un OS/OM o agente del mercado, cuando la RTR se encuentre en un estado de operación de alerta o de emergencia o cuando el EOR anticipa la ocurrencia de dicho estado, y en la medida que el suministro de información confidencial ayudará al OS/OM o agente del mercado a responder a las condiciones referidas o ayudará al EOR a restaurar la RTR a un estado de operación normal.

2.2.3.9 Antes de efectuar cualquier suministro de información confidencial en los casos contemplados en los numerales 2.2.3.7 y 2.2.3.8, se deberá informar a los receptores de dicha información la naturaleza confidencial de la misma y realizar todos los esfuerzos razonables, incluyendo pero sin limitarse a la firma de acuerdos de confidencialidad, para garantizar que el receptor mantenga confidencial dicha información y no la use para propósitos distintos a los contemplados en dichos numerales.

2.2.3.10 Antes de efectuar cualquier suministro de información confidencial en los casos contemplados en el numeral 2.2.3.7, deberá darse aviso a la persona relacionada con dicha información, de manera que se le permita controvertir tal acción o conciliar los términos y condiciones de la misma.

2.2.3.11 Al efectuar cualquier suministro de información confidencial en los casos contemplados en el numeral 2.2.3.8, deberá darse aviso, tan pronto como sea posible, a la persona relacionada con dicha información.

2.2.4 Condiciones de Acceso

2.2.4.1 Todo OS/OM, agente del mercado y cualquier otra persona que consulte, recupere o almacene la información publicada o puesta a disposición, a través de cualquier medio, por la CRIE o el EOR, se hará responsable de la consulta, recuperación o almacenamiento de dicha información por su propia cuenta.

2.2.4.2 Cuando un agente del mercado o cualquier otra persona realice una solicitud de suministro de información que se encuentre en posesión o bajo el control de la CRIE o el EOR, éstos podrán suministrar la información solamente si consideran que no están limitados por este Reglamento para suministrarla.

2.2.4.3 Además de cualquier obligación específica del EOR de suministrar información contemplada en el RMER, el EOR podrá suministrar a los OS/OMS, los agentes del mercado o cualquier otra persona, la información solicitada por éstos y relacionada con la operación del MER que no tenga carácter confidencial. El EOR determinara el plazo de entrega de la información y recuperará el costo de suministro de dicha información mediante el cobro directo de la misma al solicitante.

2.2.4.4 La información que se encuentre disponible por medios electrónicos podrá ser suministrada en formato sólo lectura.

CRIE 39 Diciembre 2005

2.2.4.5 Si la CRIE o el EOR permiten el acceso a información confidencial a través de medios de comunicación electrónicos, dicha entidad implementará protocolos de control de acceso y de seguridad.

2.3 Informes de los organismos regionales

2.3.1 Informe de Regulación del MER

2.3.1.1 El EOR deberá elaborar periódicamente un Informe de Regulación en donde identifique los problemas detectados durante la administración y operación del MER y proponga soluciones a los mismos, incluyendo ajustes o modificaciones al RMER. Este Informe deberá ser sometido a consideración de la CRIE y publicado por el EOR de manera semestral, o en cualquier momento de manera extraordinaria cuando se presenten cambios o situaciones imprevistas que requieran un análisis inmediato por parte de la CRIE.

2.3.1.2 El Informe de Regulación del EOR deberá incluir, como mínimo, los criterios seguidos en la implementación y aplicación de la Regulación Regional, los inconvenientes encontrados durante la administración y operación del mercado y las diferencias que hayan surgido con los OS/OMS o con los agentes del MER en la aplicación de la Regulación Regional.

2.3.1.3 En el Informe de Regulación, el EOR propondrá procedimientos operativos para ser aprobados por la CRIE, identificará distorsiones y otros problemas que afecten la administración y operación eficiente del mercado y con base en sus análisis propondrá mejoras, incluyendo recomendaciones de modificaciones al RMER si lo considera necesario. En dicho Informe el EOR incluirá las observaciones y solicitudes de modificaciones a los Libros provenientes de los OS/OMS y de los agentes del mercado, junto con su opinión sobre las mismas.

2.3.1.4 El Informe de Regulación del MER deberá ser publicado de acuerdo con lo previsto en el numeral 1.8.1 y las propuestas y solicitudes de modificaciones al RMER de los agentes del mercado y los OS/OMS serán tramitadas de acuerdo con lo establecido en el numeral 1.8.4.2. El reglamento interno del EOR deberá contener las guías y procedimientos para la presentación del Informe de Regulación.

2.3.2 Informe de Diagnóstico del MER

2.3.2.1 La CRIE analizará continuamente la evolución y resultados del MER y elaborará anualmente, o con más frecuencia si es necesario, un Informe de Diagnóstico donde evalúe el funcionamiento del MER con respecto al cumplimiento de los objetivos del mismo. El Informe de Diagnóstico del MER recogerá los análisis de la CRIE y las observaciones y propuestas presentadas por el EOR, los OS/OMS y los agentes del mercado en los Informes de Regulación del MER, incluyendo las solicitudes de modificaciones al RMER.

2.3.2.2 En los Informes de Diagnóstico, la CRIE evaluará la necesidad y conveniencia de realizar ajustes a la Regulación Regional, con el objeto de corregir distorsiones, subsanar vacíos, eliminar normas obsoletas y en general promover la consolidación y desarrollo eficiente del Mercado. A partir de las conclusiones y recomendaciones contenidas en los Informes de Diagnóstico, la CRIE podrá iniciar un proceso de revisión y aprobación de modificaciones al RMER.

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2.3.2.3 Para la elaboración de los Informes de Diagnóstico y en el proceso de revisión de solicitudes de modificaciones al RMER, la CRIE podrá solicitar la asistencia del EOR, de grupos asesores y en general de expertos externos cuando lo considere conveniente. El reglamento interno de la CRIE deberá contener las guías y procedimientos para la elaboración y presentación del Informe de Diagnóstico.

2.3.2.4 El Informe de Diagnóstico del MER deberá ser publicado de acuerdo con lo previsto en el numeral 1.8.1. El proceso de revisión y aprobación de las propuestas de modificaciones al RMER deberá ajustarse a lo dispuesto en el numeral 1.8.4.4.

2.4 Base de Datos Regional

2.4.1 El EOR desarrollará, mantendrá y administrará una Base de Datos Regional estructurada según un modelo integrado de datos, que contendrá toda la información necesaria para el cumplimiento de sus funciones y el registro de los resultados y la evolución del MER para información de los interesados.

2.4.2 La información que contendrá la Base de Datos Regional será la establecida en el RMER y aquélla adicional que el EOR requiera para el desarrollo de sus funciones y el cumplimiento de sus responsabilidades. El manejo y acceso a toda la información contenida en la Base de Datos Regional se ajustará a lo dispuesto en el numeral 2.2.

2.4.3 La estructura de la Base de Datos Regional preverá como mínimo la organización de la información en una base de datos comercial y una base de datos operativa que contengan todos los datos necesarios para la administración del Mercado, el planeamiento operativo, los estudios de seguridad operativa y la operación coordinada del SER por parte del EOR, de conformidad con lo establecido en el RMER. La Base de Datos Regional permitirá el almacenamiento, procesamiento, registro e intercambio de la información relevante para el desarrollo de, al menos, los siguientes procesos del MER:

Predespachos Regional y Nacionales;

Operación en Tiempo Real;

Posdespacho Regional;

Conciliación, Facturación y Liquidación de Transacciones;

Planeamiento Operativo y Seguridad Operativa;

Planeamiento Indicativo de la Expansión Regional;

Sistema de Planeamiento de la Transmisión Regional;

Supervisión y Vigilancia del Mercado; y

CRIE 41 Diciembre 2005

Información histórica proveniente del intercambio de información entre centros de control.

2.4.4 La Base de Datos Regional se actualizará principalmente con información producida por el EOR y con información suministrada por los OS/OMS, los adquiridos por medio del SCADA y la información de los agentes del mercado, los cuales podrán realizar la actualización en forma automática desde sus propias bases de datos. La información proporcionada por los agentes de mercado será enviada a través de su OS/OM. Los plazos para la actualización de la información de la Base de Datos Regional serán los definidos en este Reglamento.

2.4.5 El EOR, después de consultar con los OS/OMS y los agentes del mercado, deberá definir procedimientos de comunicación para el intercambio de información con los OS/OMS y los agentes del mercado, especificando el tipo, formato y plazos en que se deberá suministrar la información. Periódicamente, y después de consultar con los OS/OM y agentes del mercado, el EOR podrá revisar y modificar los procedimientos de comunicación del Mercado.

2.4.6 Con respecto a la información suministrada por los OS/OMS y los agentes del mercado con destino a la Base de Datos Regional, el EOR definirá un procedimiento de revisión y objeciones, de acuerdo con cada tipo de información, con el propósito de verificar la consistencia de la misma e identificar errores de trascripción y comunicación. En todo caso, los OS/OMS y los agentes del mercado serán responsables de la información suministrada.

2.4.7 El EOR mantendrá como parte de la Base de Datos Regional, la información de la Regulación Regional, incluyendo el Tratado Marco y sus Protocolos, el RMER y la reglamentación asociada expedida por la CRIE. Así mismo, mantendrá en la Base de Datos Regional los Informes Operativos y del Mercado.

2.4.8 El EOR dará acceso a su Base de Datos Regional por medio de su sitio de Internet.

CRIE 42 Diciembre 2005

3. Agentes del MER

3.1 Alcance del Capítulo 3

Este capítulo establece los derechos y obligaciones de los agentes del mercado incluyendo los requisitos para realizar transacciones en el MER.

3.2 Agentes del Mercado

3.2.1 Son agentes del MER las personas naturales o jurídicas dedicadas a la generación, transmisión, distribución y comercialización de electricidad; así como grandes consumidores, habilitados para participar en el MER, según lo establecido en este RMER.

3.2.2 De conformidad con lo dispuesto en el Tratado Marco, los agentes del MER que son empresas de transmisión regional deberán dedicarse exclusivamente a la actividad de transmisión de energía y no podrán participar en las otras actividades mencionadas en el numeral anterior.

3.2.3 En cumplimiento de lo dispuesto en el Tratado Marco, mientras la legislación de un país permita a una misma empresa la realización de dos o más actividades en la prestación del servicio eléctrico, o la designación de una sola empresa para realizar transacciones en el Mercado, éstas deberán crear unidades de negocios separadas que permitan una clara identificación de los costos de cada actividad.

3.2.4 Cualquier persona natural o jurídica que pretenda inyectar o retirar energía desde o hacia países no miembros, deberá solicitar su habilitación como agente en el mercado nacional del país donde se encuentre ubicado el nodo de la RTR terminal de un enlace extraregional del MER.

3.3 Derechos y Obligaciones de los Agentes

3.3.1 Un agente del mercado tendrá derecho a:

Comprar y vender energía en el MER libremente y sin discriminación alguna de conformidad con la regulación nacional y regional. Las empresas de transmisión regional tendrán como único fin la actividad de transmisión o transporte de energía eléctrica;

Participar en el Mercado de Oportunidad Regional y en el Mercado de Contratos Regional a nivel regional, sujeto a lo dispuesto en el literal (a);

Solicitar a través de su OS/OM, dentro de los plazos establecidos en este Reglamento, que el EOR revise los resultados de cualquier transacción comercial en la cual el agente crea que se cometió un error de cálculo o de aplicación del RMER;

Recibir una remuneración por el uso de terceros de instalaciones de su propiedad que pertenezcan a la RTR, en el caso de los agentes transmisores;

Presentar, a través del OS/OM correspondiente, propuestas de modificaciones al RMER y ser consultado sobre propuestas de otros agentes, OS/OMS o el EOR;

Solicitar al EOR, de acuerdo al procedimiento establecido para tal fin, la revisión de la aplicación del RMER cuando lo afecte de manera particular;

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Acudir ante la CRIE para la resolución de controversias relacionadas con el RMER;

Impugnar las decisiones de la CRIE de carácter particular que lo afecten, mediante la utilización del recurso de reposición; y

Al debido proceso en el evento de investigaciones realizadas por la CRIE.

3.3.2 Un agente del mercado estará obligado a:

Pagar de manera oportuna los cargos por servicios del EOR y la CRIE que se establezcan en el RMER;

Pagar de manera oportuna los cargos resultantes de sus transacciones y por los servicios recibidos en el MER;

Permitir el acceso a sus instalaciones de representantes designados por el EOR o la CRIE para efectuar las inspecciones y auditorias que se establezcan en el RMER;

Cumplir con los requisitos de supervisión, control, comunicaciones y de medición comercial establecidos en el RMER;

Realizar, en coordinación con el OS/OM respectivo, las pruebas técnicas requeridas por el EOR;

Realizar las maniobras de sus equipos de acuerdo con lo dispuesto en la Regulación Regional, siguiendo las instrucciones de los respectivos OS/OMS bajo la coordinación del EOR;

Constituir y mantener los montos de garantías de pago que sean requeridas por el RMER e informar al EOR y al OS/OM los cambios a las condiciones de las garantías;

Cumplir las sanciones y pagar las multas impuestas por la CRIE, previstas en los Protocolos y el Libro IV del RMER; y

Mantener y entregar a su respectivo OS/OM toda la información requerida en este Reglamento.

3.3.3 Los agentes transmisores tendrán las obligaciones con respecto a sus instalaciones que se detallan en el Capítulo 3 del Libro III.

3.3.4 El agente del mercado deberá proveer garantías de pago como se establece en el numeral 1.9 del Libro II del RMER, como condición para realizar transacciones en el MER con el fin de asegurar la liquidez del MER.

3.3.5 Por efecto de su habilitación para participar en el MER, cada agente del mercado reconoce y acepta que el EOR tendrá la facultad de representarlo ante los demás agentes del mercado , los OS/OMS y la CRIE para efectos de la conciliación, facturación y liquidación de las

CRIE 44 Diciembre 2005

transacciones comerciales y otras obligaciones de pago en el MER, de conformidad con lo establecido en el presente Reglamento.

3.4 Requisitos para realizar transacciones en el MER

3.4.1 Cualquier agente que desee realizar transacciones en el MCR y/o en el MOR deberá presentar al

EOR, a través de su OS/OM, lo siguiente:

Solicitud de autorización para realizar transacciones en el MER;

Constancia de estar debidamente habilitado en el mercado nacional para participar en transacciones internacionales, extendida por el OS/OM o la autoridad correspondiente;

Constancia emitida por su OS/OM que certifique el cumplimiento de los requisitos técnicos aplicables, según el tipo de agente del mercado, a que se refiere el numeral 3.5; y

Garantía mínima de pago en el MER conforme a lo establecido en los numerales 1.9.1 y 1.9.2 del Libro II del RMER.

3.4.2 El EOR, en un plazo de cinco (5) días hábiles, a partir de la recepción de la solicitud de realizar transacciones en el MER, deberá requerir al OS/OM del país del solicitante cualquier información o aclaración adicional que se requiera como soporte de la solicitud, cuando en opinión del EOR, la misma esté incompleta o contiene información con respecto a la cual se requiere aclaración.

3.4.3 Si la información adicional o aclaración requerida por el EOR, conforme al numeral anterior, no es proporcionada a satisfacción del EOR en un plazo de diez (10) días hábiles, a partir de la notificación de información o aclaración adicionales, se considerará que el agente ha desistido de la solicitud de realizar transacciones y el EOR dará por caducado el tramite y archivará la solicitud.

3.4.4 El EOR, en un plazo máximo de treinta (30) días a partir la recepción de la solicitud o de la información o aclaración adicional requerida conforme al numeral 3.4.2, mediante una comunicación por escrito, con la explicación de motivos, autorizará al agente para realizar transacciones en el MER y notificará al OS/OM correspondiente, siempre y cuando el solicitante a través de su OS/OM haya acreditado ante el EOR el cumplimiento de los requisitos contenidos en el numeral 3.4.1.

3.4.5 Si el solicitante no ha cumplido con los requisitos establecidos en el numeral 3.4.1, el EOR, en un plazo máximo de treinta (30) días a partir de la recepción de la solicitud o de la información o aclaración adicional requerida conforme al numeral 3.4.2, mediante una comunicación por escrito, con explicación de motivos, negará la solicitud de realizar transacciones en el MER y notificará al OS/OM correspondiente.

3.4.6 Los agentes del mercado deberán notificar inmediatamente al EOR, a través de su OS/OM, cualquier cambio en su información relacionada con la solicitud de autorización para realizar transacciones en el MER. El EOR remitirá a la CRIE esta información.

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3.4.7 La CRIE evaluará, en un período máximo de treinta (30) días, la información relacionada con el numeral 3.4.6, a partir de la fecha de recepción de la información y verificara que la misma cumple con la Regulación Regional. La CRIE emitirá por resolución la decisión a seguir con relación a dicho agente.

3.5 Requisitos Técnicos

3.5.1 Para que un agente del mercado pueda ser autorizado para realizar transacciones de inyecciones o retiros de energía en el MER, son requisitos indispensables los siguientes:

Que disponga de un equipo de medición propio, compartido o autorizado por su propietario, que cumpla con los requisitos establecidos en el Anexo 1 del Libro II del RMER “Sistema de Medición Comercial Regional” en el punto de la RTR en el cual el agente va a realizar inyecciones o retiros de energía; y

Que dicho equipo de medición deberá estar registrado ante el EOR, de acuerdo con lo establecido en el Anexo 1 del Libro II del RMER “Sistema de Medición Comercial Regional”.

3.5.2 Cada agente del mercado autorizado para realizar transacciones en el MER deberá asegurar que los equipos e instalaciones que utilice cumplan los requisitos técnicos aplicables establecidos en la Regulación Regional, garantizando que en todo momento los equipos e instalaciones conectados a la RTR:

Cumplen los requisitos de medición comercial señalados en el Anexo 1 del Libro II del RMER “Sistema de Medición Comercial Regional”; y

Cumplen las normas de diseño para instalaciones conectadas a la RTR definidas en el Libro III del RMER.

3.5.3 Cada agente que solicite ser autorizado para realizar transacciones en el MER, como condición para obtener dicha autorización conforme al numeral 3.4, deberá completar de manera exitosa las pruebas y permitir las inspecciones que la CRIE y/o el EOR requieran para comprobar que sus equipos e instalaciones cumplen los requisitos técnicos aplicables establecidos en el RMER.

3.6 Requisitos para dejar de realizar transacciones en el MER

3.6.1 Un agente del mercado que desee no continuar realizando transacciones en el MCR y en el MOR, deberá comunicarlo por escrito al EOR y la CRIE, a través de su OS/OM. La comunicación especificará la fecha en la que el agente del mercado tiene intención de no continuar realizando transacciones en el MER.

3.6.2 Después de recibir la comunicación a la cual se refiere el numeral anterior, el EOR deberá informar a los otros OS/OMS y publicar que ha recibido dicha comunicación y que el agente que remitió la comunicación ha declarado su intención de no continuar realizando transacciones en el MER a partir de la fecha especificada en la misma.

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3.6.3 Sujeto a lo dispuesto en el numeral 3.6.4, el agente del mercado dejará de realizar transacciones en el MER en la fecha especificada en la comunicación dada según el numeral 3.6.1, la cual no podrá ser inferior a tres (3) meses contados a partir de haber recibido dicha comunicación o de la última transacción realizada por el agente, cualquiera sea el último de estos eventos.

3.6.4 Un agente del mercado que ha remitido una comunicación conforme al numeral 3.6.1, podrá dejar de hacer transacciones en el MER, si ha efectuado todos los pagos que deban ser realizados por él o a su nombre de acuerdo con el RMER; hasta tanto no se realicen dichos pagos deberán mantenerse vigentes las garantías de pago a que se refiere el numeral 3.3.4.

3.6.5 Si por cualquier motivo, después de aceptado el retiro del agente para realizar transacciones en el MER, sujeto a lo dispuesto en el numeral 3.6.4, resultan saldos a favor o en contra del mismo en el MER, éstos serán incluidos en su DTER y posteriormente le serán facturados y liquidados.

3.7 Retiro definitivo de Agentes

3.7.1 Un agente del mercado que desee cesar su participación en el MER, deberá comunicarlo por escrito al EOR y la CRIE, a través de su OS/OM. La comunicación especificará la fecha en la que el agente del mercado tiene intención de retirarse del MER.

3.7.2 Después de recibir la comunicación a la cual se refiere el numeral anterior, el EOR deberá informar a los otros OS/OMS y publicar que ha recibido dicha comunicación y que el agente que remitió la comunicación ha declarado su intención de retirarse del MER a partir de la fecha especificada en la misma.

3.7.3 Sujeto a lo dispuesto en el numeral 3.7.4, el agente del mercado cesará su participación en el MER en la fecha especificada en la comunicación dada según el numeral 3.7.1, la cual no podrá ser inferior a tres (3) meses contados a partir de haber recibido dicha comunicación o de la última transacción realizada por el agente, cualquiera sea el último de estos eventos.

3.7.4 Un agente del mercado que ha remitido una comunicación conforme al numeral 3.7.1, sólo podrá retirarse del MER si se ha retirado de su mercado nacional y cuando haya efectuado todos los pagos que deban ser realizados por él o a su nombre de acuerdo con el RMER; hasta tanto no se realicen dichos pagos deberán mantenerse vigentes las garantías de pago a que se refiere el numeral 3.3.4

3.7.5 Si por cualquier motivo, después del retiro de un agente del mercado sujeto a lo dispuesto en el numeral 3.7.4, resultan saldos a favor del mismo en el MER, éstos serán conciliados, facturados y liquidados en el MER entre todos los agentes en forma proporcional a sus transacciones.

3.7.6 Si por cualquier motivo, después del retiro de un agente del mercado sujeto a lo dispuesto en el numeral 3.7.4 y después de ejecutada la garantía de pago, resultan saldos a cargo del mismo en el MER, éstos serán cubiertos a través de un seguro del EOR y serán conciliados, facturados y liquidados entre todos los agentes afectados en forma proporcional hasta la cobertura del seguro.

3.8 Suspensión de Agentes

CRIE 47 Diciembre 2005

3.8.1 Si un Agente incurre en infracciones y después de seguido el debido proceso conforme al Libro IV del RMER, la CRIE emite una orden de suspensión de dicho agente del mercado, la participación en el MER de ese agente del mercado se suspenderá por el plazo especificado en la orden o hasta que la CRIE notifique que la misma ha sido revocada.

3.8.2 Una vez se expida una orden de suspensión de un agente del mercado, la CRIE publicará la orden conforme al numeral 1.8.1, notificará al agente suspendido e informará al EOR y al respectivo OS/OM de la suspensión del agente del mercado.

3.8.3 Por efecto de la orden de suspensión, y a partir del día siguiente de la notificación de la misma conforme al numeral 3.8.2, se suspenderá la participación del agente del mercado en el MER de la manera especificada en la orden de la CRIE, suspendiendo uno o varios de los derechos establecidos en el numeral 3.3.1, con excepción de los señalados en los literales (h), (i) y (j) de dicho numeral.

3.8.4 Un agente que haya sido suspendido del MER, permanecerá sujeto a todas las obligaciones y responsabilidades que haya asumido en cumplimiento del RMER. Si durante el período de suspensión el agente del mercado resulta responsable de inyecciones o retiros de energía, éstos serán considerados desviaciones significativas no autorizadas y tratadas conforme a lo establecido en el Libro II del RMER y en el Anexo 4 del Libro II del RMER “Conciliación de Transacciones”, sin perjuicio de cualquier sanción a que dicha acción pudiera dar lugar.

3.9 Registro de Agentes

3.9.1 La CRIE establecerá, mantendrá, actualizará y publicará un registro de agentes del MER que contenga:

Una lista de todos los agentes del mercado habilitados con su información de contacto;

Una lista de todos los agentes del mercado autorizados para realizar transacciones en el MER;

Una lista de todos los agentes del mercado que se encuentren suspendidos del MER, el momento a partir del cual sus derechos fueron suspendidos y el período de suspensión;

Una lista de todos los agentes que se retiraron del MER actualizado al último mes con la fecha a partir de la cual cesaron su participación en el MER;

Una lista de todos los agentes del mercado que se retirarán del MER y la fecha a partir de la cual cesarán su participación en el MER; y

Una lista de todos los agentes del mercado que dejarán de realizar transacciones en el MER y la fecha a partir de la cual cesarán su participación en el MER.

3.10 Cargos del Mercado

CRIE 48 Diciembre 2005

3.10.1 La CRIE elaborará y aprobará la metodología para la fijación del Cargo por Servicios de

Operación del Sistema aplicando el siguiente procedimiento:

La CRIE definirá y publicará la metodología que propone adoptar para la fijación de los Cargo por Servicios de Operación del Sistema y recibirá los comentarios de la misma por parte del EOR, siguiendo los procedimientos de consulta establecidos en el numeral 1.8.4.4;

La metodología propuesta de los cargos incluirá los componentes de los requerimientos de ingreso de acuerdo con el presupuesto anual del EOR, la estructura de los cargos y la asignación de los mismos. En la publicación se incluirá una evaluación de como la metodología propuesta cumple con los principios de simplicidad, transparencia, eficiencia económica y suficiencia financiera; y

Después de revisar los comentarios recibidos y haber introducido, si es el caso, modificaciones a la propuesta de metodología de fijación de cargos, la CRIE expedirá una resolución con la metodología de fijación de cargos que estará vigente a partir del primero de enero del siguiente año.

3.10.2 El Cargo por el Servicio de Regulación del MER será definido de conformidad con lo establecido en el Tratado Marco y sus Protocolos.

3.10.3 La CRIE fijará una (1) vez al año, mediante resolución, los cargos que deberán pagar los agentes del mercado por el Servicio de Regulación del MER y por Cargo por Servicios de Operación del Sistema. En casos excepcionales y debidamente justificados, la CRIE podrá realizar ajustes a estos cargos.

3.10.4 El EOR se encargará de incluir los Cargos por los Servicios de Regulación del MER y de Operación del Sistema en el Documento de Transacciones Económicas Regionales y será responsable de la facturación y liquidación de los respectivos pagos, de la manera establecida en el Libro II del RMER.

3.10.5 La facturación de los Cargos por el Servicio de Regulación del MER y Cargo por Servicios de Operación del Sistema será realizada en documentos de cobro separados de los cargos por transacciones realizadas en el MER, de la manera establecida en el Libro II del RMER.

3.10.6 Presupuesto del EOR

3.10.6.1 El presupuesto anual del EOR será elaborado por este ente y propuesto a la CRIE para su aprobación a más tardar el primero (1) de noviembre del año precedente. El proceso de elaboración del presupuesto del EOR se realizará de conformidad con lo establecido en los procedimientos del EOR.

3.10.6.2 La CRIE podrá aceptar u objetar el presupuesto del EOR con justa causa y lo comunicará al EOR a más tardar el quince (15) de noviembre. Los motivos de las objeciones serán debidamente documentados por la CRIE.

CRIE 49 Diciembre 2005

3.10.6.3 Si el presupuesto del EOR es objetado por la CRIE, el EOR dispondrá de quince (15) días a partir del recibo de las objeciones de la CRIE para aceptar o presentar sus observaciones a la decisión tomada por la CRIE.

3.10.6.4 Si el EOR presenta comentarios a las objeciones de la CRIE, esta última entidad dispondrá de quince (15) días a partir del momento de la recepción de comentarios para dar a conocer su decisión final sobre el presupuesto del EOR, decisión que será de obligatorio cumplimiento para el EOR. Previo a su aprobación definitiva, el presupuesto del EOR deberá ser publicado por la CRIE conforme al numeral 1.8.1.

3.10.6.5 En caso que el Presupuesto del EOR no sea aprobado previo al primero de enero del año en vigencia, el EOR aplicará el cargo y el gasto correspondiente al presupuesto aprobado del año inmediato anterior, hasta que la CRIE apruebe el nuevo presupuesto.

3.10.6.6 Durante la ejecución anual del presupuesto, el EOR podrá solicitar a la CRIE ajustes presupuestarios por causas debidamente justificadas.

3.10.7 Presupuesto de la CRIE

3.10.7.1 Cada año, a más tardar en el mes de noviembre, la CRIE aprobará, mediante resolución, su presupuesto del año siguiente con criterio de eficiencia económica, administrativa y de transparencia. El presupuesto previo a su aprobación definitiva deberá ser hecho público a través de su página electrónica, durante un período de quince días calendario.

3.10.7.2 La CRIE deberá contratar una auditoria independiente sobre sus ingresos, gastos y la totalidad de su presupuesto, la cual será de acceso público. La CRIE podrá auditar al EOR y a los Operadores del Sistema y del Mercado nacionales de cada uno de los países miembros de la Comisión, acerca de los ingresos que por razón del cargo de regulación realicen.

CRIE 50 Diciembre 2005

Libro II

De la Operación Técnica y Comercial

CRIE 1 Diciembre 2005

Contenido

1. Operación Comercial del MER……………………………………………………………….
5
1.1
Alcance del Capítulo 1…………………………………………………………………………………..
5
1.2
Organización General …………………………………………………………………………………..
5
1.3
Mercado de Contratos Regional……………………………………………………………………..
6
1.4
Mercado de Oportunidad Regional ……………………………………………………………….
15
1.5
Sistema de Precios Nodales ………………………………………………………………………….
18
1.6
Servicios Auxiliares …………………………………………………………………………………….
19
1.7
Servicios de Transmisión Regional………………………………………………………………..
20
1.8
Otros Servicios……………………………………………………………………………………………
20
1.9
Garantías de Pago ………………………………………………………………………………………
20
1.10
Base de Datos Comercial …………………………………………………………………………….
22

2. Conciliación, Facturación y Liquidación……………………………………………….
23
2.1
Alcance del Capítulo 2…………………………………………………………………………………
23
2.2
El Sistema de Medición Comercial Regional ………………………………………………….
23
2.3
Posdespacho ………………………………………………………………………………………………
24
2.4
Conciliación de las Transacciones y Cargos de la CRIE y el EOR ……………………
25
2.5
Plazos e Información del Predespacho, Posdespacho y la Conciliación…………….
27
2.6
Documento de Transacciones Económicas Regionales…………………………………….
28
2.7
Facturación………………………………………………………………………………………………..
29
2.8
Revisión de las Conciliaciones y Errores de facturación en el MER …………………
31
2.9
Liquidación del MER. ………………………………………………………………………………….
32
2.10
Garantías de Pago ………………………………………………………………………………………
34

3. Operación Técnica del MER…………………………………………………………………
37
3.1
Alcance del Capítulo 3…………………………………………………………………………………
37
3.2
Operación Jerárquica del MER…………………………………………………………………….
37
3.3
Base de Datos Regional Comercial Operativa………………………………………………..
40
3.4
Telecomunicaciones, Intercambio de Información y Supervisión Operativa……….
43
3.5
Auditorías al EOR……………………………………………………………………………………….
45

CRIE 2 Diciembre 2005

4. Planeamiento de la Operación 47

4.1 Alcance del Capítulo 4 47

4.2 Seguridad Operativa 47

4.3 Planeamiento Operativo de Mediano Plazo 47

4.4 Criterios 48

4.5 Programas de Simulación 48

4.6 Información 49

4.7 Publicación de Resultados 49

4.8 Informe de Resultados 50

5. Predespacho Regional y Desviaciones 51

5.1 Alcance del Capítulo 5 51

5.2 Ofertas de Oportunidad y Compromisos Contractuales 51

5.3 Ofertas de Inyección de Oportunidad 52

5.4 Ofertas de Retiro de Oportunidad 53

5.5 Ofertas de Flexibilidad y de Pago máximo por CVT asociadas a los Contratos No

Firmes Físicos Flexibles 53

5.6 Información de Compromisos Contractuales 54

5.7 Ofertas de Servicios Auxiliares 54

5.8 Invalidez de Ofertas y de Compromisos Contractuales 54

5.9 Modelo de Optimización del Predespacho 55

5.10 Cálculo de Precios Nodales Ex-ante 56

5.11 Cronograma y Coordinación del Predespacho 56

5.12 Nivel Nacional: los OS/OMS 56

5.13 Nivel Regional: el EOR 57

5.14 Evaluación de Seguridad Operativa del Predespacho 59

5.15 Validación de Garantías del Predespacho 59

5.16 Publicación del Predespacho 59

5.17 Desviaciones de las Transacciones Programadas y Operación en tiempo real 60

Lista de Anexos

Anexo 1 – Sistema de Medición Comercial Regional

CRIE 3 Diciembre 2005

Anexo 2 – Requisitos de Supervisión y Comunicaciones Anexo 3 – Predespacho y Posdespacho Regional Anexo 4 – Conciliación de Transacciones

CRIE 4 Diciembre 2005

Operación Comercial del MER

1.1 Alcance del Capítulo 1

La operación comercial del MER comprende la organización, procedimientos y reglas que rigen las transacciones entre los distintos agentes del mercado. En este capítulo se establecen los productos y servicios del MER, los tipos y características de las transacciones comerciales y la determinación de las cantidades y precios de las mismas. En este capítulo también se definen normas sobre la administración y la información comercial del Mercado Eléctrico Regional.

1.2 Organización General

El Mercado Eléctrico Regional es un mercado mayorista de electricidad superpuesto a los mercados eléctricos nacionales. El Mercado operará como una actividad permanente de transacciones comerciales de electricidad, con intercambios de corto plazo producto de un despacho económico regional coordinado con los despachos económicos nacionales y con contratos de compra y venta de energía entre los agentes del mercado.

1.2.1 Productos y Servicios del MER

Los productos y servicios ofrecidos en el MER comprenden la energía eléctrica, los servicios auxiliares, los servicios de transmisión regional, el servicio de operación del sistema y el servicio de regulación del MER.

1.2.2 Tipos de Transacciones

1.2.2.1 Las transacciones de energía en el MER se realizan por período de mercado, bien sea en el Mercado de Contratos Regional, a través de compromisos contractuales entre agentes del mercado, o en el Mercado de Oportunidad Regional, con base en ofertas de inyección y retiro de energía en los nodos de la RTR. Los compromisos asociados con los contratos y las ofertas de inyección y retiro en el Mercado de Oportunidad Regional se informan el día anterior a la operación del MER.

1.2.2.2 El Mercado de Contratos Regional, MCR, está conformado por diferentes tipos de contratos, los cuales se identifican mediante tres (3) características no excluyentes, de acuerdo con los riesgos asumidos por las partes en cada uno de ellos:

La prioridad de suministro de la energía eléctrica comprometida, ya sean Contratos Firmes o Contratos No Firmes;

El tipo de relación contractual, bien se trate de Contratos No Firmes Financieros o Contratos No Firmes Físicos Flexibles; y

El cubrimiento del riesgo de precio de los cargos de transmisión asociados a la

entrega de la energía, ya sea a través de derechos de transmisión o con ofertas de pago máximo por CVT.

1.2.2.3 Las partes de los contratos regionales tendrán libertad para definir los precios y condiciones de los compromisos contractuales que adquieren, de acuerdo con su propia percepción de riesgo.

CRIE 5 Diciembre 2005

1.2.2.4 El Mercado de Oportunidad Regional, MOR , se basa en ofertas diarias de inyección y retiro de energía en nodos específicos de la RTR, para cada período de mercado.

1.2.2.5 El Mercado de Oportunidad Regional comprende:

Las transacciones de oportunidad programadas (TOP) en el predespacho regional para cada período de mercado, un día antes de la operación; y

Las transacciones producto de las desviaciones en tiempo real de las inyecciones y retiros programados (TDTR), para cada período de mercado.

1.2.3 Período de Mercado

1.2.3.1 El período de mercado es de una hora. En cada uno de ellos tendrá efecto la programación de las transacciones, el despacho de energía y la conciliación de las transacciones realizadas, tanto en precio como en cantidades.

1.3 Mercado de Contratos Regional

1.3.1 Propósito y Características

1.3.1.1 El Mercado de Contratos Regional tiene por objeto dotar a los agentes del MER de instrumentos para manejar los riesgos de suministro y precio de la energía en el mercado regional y posibilitar las inversiones de largo plazo en la infraestructura regional.

1.3.1.2 El Mercado de Contratos Regional comprende los contratos, entre agentes del mercado, de inyección y retiro de energía eléctrica en nodos de la RTR, validados por los OS/OM y sujetos a las reglas para su administración y despacho establecidas en este Libro.

1.3.1.3 Los OS/OM validarán los contratos de conformidad con el marco jurídico y regulatorio de su país. Los contratos regionales deberán igualmente cumplir con lo establecido en la Regulación Regional

1.3.1.4 Todas las transacciones en el Mercado de Contratos Regional se realizaran entre los nodos de inyección y nodos de retiro en la RTR.

1.3.1.5 Los compromisos adquiridos en el Mercado de Contratos Regional podrán cumplirse por medio de inyecciones y retiros de energía en el Mercado de Oportunidad Regional.

1.3.1.6 La parte vendedora de un contrato regional deberá cumplir su compromiso de venta en el nodo especificado en el contrato e informado al EOR, bien sea utilizando energía propia que inyecte en su nodo de la RTR y/o con compras en el Mercado de Oportunidad Regional si como resultado del predespacho regional su inyección programada es inferior al compromiso contractual.

1.3.1.7 La parte compradora de un contrato regional cumplirá su compromiso de compra en el nodo especificado en el contrato e informado al EOR, bien sea retirando la energía en su nodo de la RTR y/o con ventas en el Mercado de Oportunidad Regional si como resultado del predespacho regional su retiro programado es inferior al compromiso contractual.

CRIE 6 Diciembre 2005

1.3.1.8 Para efectos del cálculo de las transacciones en el Mercado de Oportunidad Regional, los contratos regionales se considerarán por la totalidad del compromiso contractual informado al EOR, sujetos a la condición de reducción de compromisos contractuales definida en el numeral 1.3.7.5 c).

1.3.1.9 El EOR realizará la conciliación de las cantidades de energía de las transacciones por contratos regionales. Mientras que la facturación y liquidación de dichas transacciones, así como las garantías de pago de la parte compradora a la parte vendedora serán responsabilidad de las partes del contrato.

1.3.2 Tipos de Contratos

1.3.2.1 De acuerdo con la firmeza de entrega de la energía comprometida existen dos (2) tipos de contratos en el MER: (i) los Contratos Firmes, que establecen prioridad de suministro para la parte compradora de conformidad con lo establecido en el numeral 1.3.4.1 d) y e); y (ii) los Contratos No Firmes que no establecen prioridad de suministro para la parte compradora.

1.3.2.2 Los Contratos No Firmes pueden ser de dos tipos: (i) Financieros, los cuales no afectan el predespacho regional y sólo se tienen en cuenta para efecto de la conciliación de transacciones, y (ii) Físicos Flexibles, los cuales son compromisos físicos de energía que pueden ser flexibilizados en el predespacho regional mediante ofertas de oportunidad asociadas a los contratos.

1.3.2.3 Los Contratos Firmes deben tener asociados derechos de transmisión entre los nodos de inyección y retiro. Los Contratos No Firmes del tipo Físico Flexible pueden tener asociadas ofertas de pago máximo por CVT y/o ofertas de flexibilidad asociadas a la energía comprometida en el contrato.

1.3.2.4 De acuerdo con la clasificación anterior, los siguientes son los tipos de contratos disponibles en el MER:

Contrato Firme: con derechos de transmisión;

Contrato No Firme Financiero: Contrato No Firme sin ofertas asociadas; y

Contrato No Firme Físico Flexible: Contrato No Firme con ofertas de flexibilidad y adicionalmente podrá tener asociadas ofertas de pago máximo por CVT.

1.3.3 Requisitos

1.3.3.1 Los términos, precios y condiciones de los contratos regionales serán libremente pactados entre las partes compradora y vendedora, con sujeción a los requerimientos establecidos en este Libro.

1.3.3.2 Las partes de los contratos regionales serán las únicas responsables por el cumplimiento de la totalidad de las obligaciones y compromisos adquiridos en los contratos. Las únicas funciones a cargo del EOR en relación con los contratos serán las establecidas en este Libro.

1.3.3.3 Los contratos regionales sólo podrán celebrarse entre agentes de diferentes países miembros.

CRIE 7 Diciembre 2005

1.3.3.4 La duración mínima de los contratos regionales será de un (1) día, subdividido en los períodos de mercado.

1.3.3.5 La parte vendedora y/o compradora de un contrato regional, que sea informada al EOR, deberá tener las suficientes garantías de pago en el MER, conforme al numeral 1.9, para respaldar las transacciones en el Mercado de Oportunidad Regional, cargos de servicios de transmisión y otros cargos que pudiesen resultar del cumplimiento del contrato.

1.3.3.6 Ambas partes de un contrato regional deberán informar diariamente al EOR, a través de sus respectivo OS/OMS, el tipo de contrato y suministrar la información establecida en los numerales 1.3.4.3, 1.3.6.1 y 1.3.7.4 de acuerdo con el tipo de contrato.

1.3.4 Contratos Firmes

1.3.4.1 Características

En un Contrato Firme la parte vendedora se compromete a vender energía firme a la parte compradora en el nodo de retiro de la RTR designado en el contrato;

La energía vendida en un Contrato Firme regional hará parte de las transacciones del MER y será considerada como energía firme en el país donde se ubica el nodo de retiro de la parte compradora. La energía comprometida en un Contrato Firme regional no podrá ser comprometida en un contrato nacional;

Una de las partes de un Contrato Firme regional, designada en el contrato, deberá ser el titular de los derechos de transmisión entre los respectivos nodos de inyección y retiro del contrato, en el sentido del nodo de inyección hacia el nodo de retiro;

Para establecer los criterios regionales de energía firme señalados en el literal (e), la CRIE tendrá en cuenta entre otros factores la capacidad de generación, la disponibilidad de recursos energéticos, la demanda máxima de cada sistema nacional, los requerimientos de reserva y los contratos regionales y nacionales existentes;

La cantidad de energía que un agente del mercado puede vender o comprar en un Contrato Firme estará limitada por:

La cantidad de energía firme autorizada por la entidad reguladora nacional del país donde se encuentra localizada la parte vendedora o compradora, con base en criterios regionales establecidos por la CRIE; y por

Los derechos de transmisión, entre los nodos de inyección y retiro asociados al contrato, en poder de la parte designada en el contrato.

La CRIE, en coordinación con el EOR, la entidad reguladora y el OS/OM de cada país, calculará la cantidad de energía firme que puede ser transada en contratos regionales, por períodos de tiempo apropiados para cada país.

1.3.4.2 Registro

Todo Contrato Firme regional deberá ser registrado por las partes ante el EOR, a través de los respectivos OS/OMS, suministrando la información señalada en el

CRIE 8 Diciembre 2005

literal b). El EOR mantendrá el registro de todos los Contratos Firmes vigentes en el MER y lo hará público;

La información presentada para el registro de un Contrato Firme regional deberá identificar claramente la parte compradora y la parte vendedora, la energía firme contratada que corresponde a la máxima energía comprometida en un período de mercado durante la duración efectiva del contrato y desagregada a nivel mensual, los nodos de la RTR de inyección y retiro de la energía contratada, los derechos de transmisión asociados con el contrato y la parte poseedora de dichos derechos, y las fechas de inicio y finalización del contrato; y

Los Contratos Firmes deberán registrarse en un plazo de por lo menos tres (3) días antes de la fecha prevista para el inicio de su ejecución.

1.3.4.3 Coordinación de información

Los compromisos asumidos en los Contratos Firmes regionales deberán ser informados diariamente al EOR, a través de los OS/OMS de las partes compradora y vendedora, tal como se indica en este numeral 1.3.4.3;

Ambas partes declararán diariamente a sus respectivos OS/OMS las cantidades de energía del contrato, los nodos de inyección y retiro, la parte que posee los derechos de transmisión asociados al contrato y la parte que asumirá los cargos por el diferencial de precios nodales asociados al compromiso contractual, para cada período de mercado. Las cantidades de energía declaradas diariamente, o energía declarada, de los Contratos Firmes deberán ser menores o iguales a la energía firme contratada;

Adicionalmente, la parte compradora informará diariamente a su OS/OM la energía requerida del contrato, la cual deberá ser menor o igual a la energía declarada del contrato. La parte vendedora, a través de su OS/OM, hará ofertas de flexibilidad al Mercado de Oportunidad Regional como mínimo por un valor igual a la energía requerida por el comprador;

El OS/OM procederá a verificar que toda la información sobre los Contratos Firmes, suministrada por sus agentes, en cumplimiento de este numeral 1.3.4.3, sea válida y consistente con las normas del mercado nacional;

Si un OS/OM identifica inconsistencias en la información contractual suministrada, deberá solicitar aclaraciones a la parte involucrada en su país y el contrato no será informado al EOR hasta recibir las aclaraciones, sujeto a los plazos establecidos en el numeral 5.12;

Luego de verificar la información de los contratos, el OS/OM informará diariamente al EOR sobre los compromisos de Contratos Firmes de los agentes de su mercado, indicando las cantidades de energía declaradas, los nodos de inyección o retiro en la RTR, la parte que posee los derechos de transmisión y aquélla que asumirá los cargos por el diferencial de precios nodales asociados al compromiso contractual, la energía requerida por el comprador y la oferta de flexibilidad al Mercado de Oportunidad Regional del vendedor correspondiente, asociada al contrato para cada período de mercado;

Si el EOR identifica discrepancias entre la información de los Contratos Firmes regionales suministrada por los OS/OMS, o con la información consignada en el

CRIE 9 Diciembre 2005

registro de los mismos, solicitará las aclaraciones pertinentes y la información asociada al contrato no será validado mientras subsistan las discrepancias.

1.3.4.4 Predespacho

El EOR incluirá los Contratos Firmes regionales validados diariamente en el predespacho regional. El EOR incluirá en el predespacho la energía requerida de los Contratos Firmes como retiros físicos a ser programados;

Como resultado del predespacho, el EOR realizará la programación de las inyecciones y retiros por transacciones en el MER, para cada período de mercado, incluyendo las transacciones por Contratos Firmes y las transacciones de oportunidad que se deriven de dichos contratos;

Los Contratos Firmes regionales tendrán la máxima prioridad de suministro en el MER, la energía requerida por el comprador de dichos contratos sólo podrá ser reducida en caso que la energía no pueda ser entregada parcial o totalmente en el nodo de retiro de la parte compradora debido a restricciones físicas en la capacidad de transmisión de la RTR o por cumplimiento de criterios de calidad, seguridad y desempeño regionales;

En caso de no poder atenderse en el predespacho la totalidad de la energía requerida por los compradores de Contratos Firmes regionales, el EOR procederá a realizar la reducción a las cantidades de energía requerida de cada uno los Contratos Firmes que son afectados por la restricción en la transmisión, en forma proporcional a la transmisión requerida por cada uno de los Contratos Firmes según lo establecido en el Anexo 3. Con base a dichos resultados, el EOR calculará nuevamente el predespacho regional;

El EOR informará diariamente a los agentes del mercado que sean partes de Contratos Firmes, a través de los respectivos OS/OMS, las cantidades de energía que han sido programadas en el predespacho en cumplimiento de los contratos;

En el Anexo 3 “Predespacho y Posdespacho Regional” se presenta la formulación detallada del tratamiento de los Contratos Firmes en el predespacho regional.

1.3.4.5 Redespachos y operación en tiempo real

De acuerdo con los criterios definidos en el numeral 5.17.7, cuando se presenten cambios con respecto a las condiciones programadas en el predespacho, el EOR deberá realizar un redespacho regional y actualizar las transacciones programadas;

El EOR informará a los agentes del mercado, a través de los OS/OMS, sobre las modificaciones en las transacciones por Contratos Firmes que resulten de redespachos y de la operación en tiempo real, así como del motivo de cada ajuste;

Para la reducción parcial o total de las transacciones por Contratos Firmes en el redespacho se aplicará lo dispuesto en el numeral 1.3.4.4 d) para la reducción de dichas transacciones en el predespacho;

Durante la operación en tiempo real, debido a restricciones físicas en la capacidad de transmisión de la RTR o por cumplimiento de criterios calidad,

CRIE 10 Diciembre 2005

seguridad y desempeño regionales, el EOR ordenará la reducción de las transacciones programadas dando prioridad a la atención de la energía requerida de los Contratos Firmes.

1.3.4.6 Posdespacho

Con base en las transacciones programadas en el predespacho y redespachos, el EOR determinará diariamente la cantidad de energía, por período de mercado, correspondiente a las transacciones por cada Contrato Firme, conforme al numeral 2.4.3.3;

Para el posdespacho y la conciliación de las transacciones por Contratos Firmes regionales, éstos se considerarán por la totalidad de la energía declarada, conforme al numeral 1.3.4.3 b), o por la energía reducida, conforme al numeral 1.3.4.4 d);

Las diferencias entre la energía que se considerará para la conciliación de los Contratos Firmes conforme al anterior literal b) y las inyecciones y retiros programados se conciliarán en el Mercado de Oportunidad Regional, en los nodos respectivos, en forma de transacciones de oportunidad;

El EOR realizará los cálculos de las cantidades de energía de las transacciones por Contratos Firmes regionales y los incluirá en el DTER, además de los otros cargos del MER relacionados con el contrato. La facturación y liquidación de las cantidades de energía del contrato se realizará directamente entre las partes del mismo.

1.3.4.7 Cesión y terminación del contrato

Cuando una o ambas partes de un Contrato Firme regional decidan ceder el mismo, deberán informar al EOR, a través de sus respectivos OS/OMS, de tal cesión, incluyendo los derechos de transmisión asociados, identificando la parte que cede el contrato, la nueva parte del mismo y la fecha desde la cual se hace efectiva la cesión. El EOR modificará el registro del contrato actualizando las partes del mismo;

Un Contrato Firme sólo podrá ser cedido a otro agente autorizado para realizar transacciones en el MER, el cual deberá demostrar el cumplimiento de las condiciones establecidas en el numeral 1.3.4.1 e);

Las partes de un Contrato Firme regional deberán informar al EOR, a través de sus respectivos OS/OMS, acerca de la terminación anticipada de un Contrato Firme regional y la fecha desde la cual dicha terminación es efectiva. A partir de la fecha de terminación del contrato, el EOR lo retirará del registro de Contratos Firmes regionales;

Las notificaciones sobre cesiones y terminaciones de Contrato Firmes deberán darse al EOR con un plazo no inferior a dos (2) días hábiles antes de la fecha en que entrará en efecto la cesión o terminación del contrato.

1.3.5 Contratos No Firmes

CRIE 11 Diciembre 2005

1.3.5.1 Los Contratos No Firmes son compromisos de inyección y retiro de energía en nodos de la RTR que no tienen prioridad de suministro para la entrega de energía en el nodo de retiro de la parte compradora.

1.3.5.2 Las transacciones de energía mediante Contratos No Firmes no requieren la adquisición de derechos de transmisión. Sin embargo, una de las partes del contrato podrá adquirirlos si no han sido previamente asignados.

1.3.6 Contratos No Firmes Financieros

Un Contrato No Firme de tipo Financiero no tiene asociado ningún tipo de oferta al Mercado de Oportunidad Regional, no afecta el predespacho regional y solo se tiene en cuenta para la conciliación de transacciones.

1.3.6.1 Coordinación de información

Los compromisos asumidos en los Contratos No Firmes Financieros regionales deberán ser informados diariamente al EOR, a través de los OS/OMS de las partes compradora y vendedora, tal como se indica en este numeral;

Ambas partes declararán diariamente a sus respectivos OS/OMS las cantidades de energía del contrato, los nodos de inyección y retiro y la parte que asumirá los cargos por el diferencial de precios nodales asociados al compromiso contractual, para cada período de mercado;

El OS/OM procederá a verificar que la información de los Contratos No Firmes Financieros suministrada por sus agentes en cumplimiento de este numeral, sea válida y consistente con las normas del mercado nacional;

Si un OS/OM identifica inconsistencias en la información contractual suministrada, deberá solicitar aclaraciones a la parte involucrada en su país y el contrato no será informado al EOR hasta recibir las aclaraciones, sujeto a los plazos establecidos en el numeral 5.12;

Luego de verificar la información de los contratos, el OS/OM informará diariamente al EOR sobre los compromisos de Contratos No Firmes Financieros de los agentes de su mercado, indicando las cantidades de energía declaradas, los nodos de inyección o retiro en la RTR y la parte que asume los cargos por el diferencial de precios nodales asociados al compromiso contractual, para cada período de mercado;

Si el EOR identifica discrepancias en la información de los Contratos No Firmes Financieros regionales suministrada por los OS/OMS, solicitará las aclaraciones pertinentes y el contrato no será validado mientras subsistan las discrepancias.

1.3.6.2 Posdespacho

Con base en los Contratos No Firmes Financieros regionales validados diariamente, el EOR determinará, para cada período de mercado, la cantidad de energía correspondiente a las transacciones de dichos contratos, conforme al numeral 2.4.3.3;

Para la conciliación de las transacciones por Contratos No Firmes Financieros regionales, éstos se considerarán por la totalidad de la energía declarada conforme al numeral 1.3.6.1;

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Las diferencias entre la energía de los Contratos No Firmes Financieros conforme al literal b) y las inyecciones y retiros programados se conciliarán en el Mercado de Oportunidad Regional, en los nodos respectivos, en forma de transacciones de oportunidad;

El EOR realizará los cálculos de las cantidades de energía de las transacciones por Contratos No Firmes Financieros regionales y los incluirá en el DTER, además de los otros cargos del MER relacionados con el contrato. La facturación y liquidación de las cantidades de energía del contrato se realizará directamente entre las partes del mismo.

1.3.7 Contratos No Firmes Físicos Flexibles

1.3.7.1 Los Contratos No Firmes de tipo Físico Flexible son compromisos físicos que son flexibilizados mediante ofertas al Mercado de Oportunidad Regional, u ofertas de flexibilidad, efectuadas tanto por la parte compradora del contrato en el nodo de retiro como por la parte vendedora en el nodo de inyección.

1.3.7.2 Las partes de un Contrato No Firme Físico Flexible deberán efectuar ofertas de flexibilidad al Mercado de Oportunidad por cantidades de energía iguales o menores al máximo compromiso contractual por período de mercado.

1.3.7.3 Un Contrato No Firme Físico Flexible puede adicionalmente tener asociada una oferta de pago máximo por CVT, donde se informa la máxima disponibilidad a pagar por los cargos por el diferencial de precios nodales asociados a la energía comprometida en el contrato.

1.3.7.4 Coordinación de información

Los compromisos asumidos en los Contratos No Firmes Físicos Flexibles regionales deberán ser informados diariamente al EOR, a través de los OS/OMS de las partes compradora y vendedora, tal como se indica en este numeral 1.3.7.4;

Ambas partes declararán diariamente a sus respectivos OS/OMS las cantidades de energía del contrato, los nodos de inyección y retiro y la parte que asumirá los cargos por el diferencial de precios nodales asociados al compromiso contractual, para cada período de mercado. Igualmente informarán las ofertas de flexibilidad asociadas al contrato y/o las ofertas de pago máximo por CVT, conforme a lo dispuesto en el numeral 5.5;

El OS/OM procederá a verificar que toda la información sobre los Contratos No Firmes Físicos Flexibles, suministrada por sus agentes en cumplimiento de este numeral 1.3.7.4, sea válida y consistente con las normas del mercado nacional;

Si un OS/OM identifica inconsistencias en la información contractual suministrada, deberá solicitar aclaraciones a la parte involucrada en su país y el contrato no será informado al EOR hasta recibir las aclaraciones, sujeto a los plazos establecidos en el numeral 5.12;

Luego de verificar la información de los contratos, el OS/OM informará diariamente al EOR sobre los compromisos de Contratos No Firmes Físicos Flexibles de los agentes de su mercado, indicando las cantidades de energía declaradas, los nodos de inyección o retiro en la RTR, la parte que asumirá los cargos por el diferencial de precios nodales asociados al compromiso contractual,

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y las ofertas de flexibilidad y de pago máximo por CVT asociadas a los contratos, para cada período de mercado;

Si el EOR identifica discrepancias en la información de los Contratos No Firmes Físicos Flexibles regionales suministrada por los OS/OMS, solicitará las aclaraciones pertinentes y el contrato no será validado mientras subsistan las discrepancias.

1.3.7.5 Predespacho

⤀Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ ̀ Ā Ā Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ El EOR incluirá los Contratos No Firmes Físicos Flexibles validados diariamente en el predespacho regional. Como resultado del predespacho, el EOR realizará la programación de los intercambios requeridos por transacciones en el MER, para cada período de mercado, incluyendo las transacciones por Contratos No Firmes Físicos Flexibles y las transacciones de oportunidad que se deriven de dichos contratos;

⤀Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ ̀ Ā Ā Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Los Contratos No Firmes Físicos Flexibles no tienen prioridad de suministro en el MER, los compromisos contractuales podrán ser reducidos parcial o totalmente en el predespacho debido a restricciones físicas en la capacidad de transmisión de la RTR o por cumplimiento de criterios de calidad, seguridad y desempeño regionales.

⤀Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ ̀ Ā Ā Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Los Contratos No Firmes Físicos Flexibles con ofertas de pago máximo por CVT serán reducidos parcial o totalmente hasta que el diferencial de precios entre los nodos de retiro e inyección del contrato satisfaga las condiciones de la oferta;

⤀Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ ̀ Ā Ā Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ El EOR informará diariamente a los agentes del mercado que sean partes de Contratos No Firmes Físicos Flexibles, a través de los respectivos OS/OMS, las cantidades de energía que han sido programadas en el predespacho en cumplimiento de los contratos;

⤀Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ ̀ Ā Ā Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ En el Anexo 3 “Predespacho y Posdespacho Regional” se presenta la formulación detallada del tratamiento de los Contratos No Firmes Físicos Flexibles en el predespacho regional.

1.3.7.6 Redespachos y operación en tiempo real

De acuerdo con los criterios definidos en el numeral 5.17.7, cuando se presenten cambios con respecto a las condiciones programadas en el predespacho, el EOR deberá realizar un redespacho regional y actualizar las transacciones programadas;

El EOR informará a los agentes del mercado, a través de los OS/OMS, sobre las modificaciones en las transacciones por Contratos No Firmes Físicos Flexibles que resulten de redespachos o de la operación en tiempo real, así como del motivo de cada ajuste;

Para la reducción parcial o total de las transacciones por Contratos No Firmes Físicos Flexibles en el redespacho se aplicará lo dispuesto en el numeral 1.3.7.5 para la reducción de dichas transacciones en el predespacho;

Durante la operación en tiempo real, debido a restricciones físicas en la capacidad de transmisión de la RTR o por cumplimiento de criterios de calidad, seguridad y desempeño regionales, el EOR ordenará la reducción de las

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transacciones programadas dando prioridad a la atención de la energía requerida de los Contratos Firmes.

1.3.7.7 Posdespacho

Con base en las transacciones programadas en el predespacho y redespachos, el EOR determinará diariamente, para cada período de mercado, la cantidad de energía correspondiente a las transacciones por cada Contrato No Firme Físico Flexible, conforme al numeral 2.4.3.3;

Para el posdespacho y la conciliación de las transacciones por Contratos No Firmes Físicos Flexibles regionales, éstos se considerarán por la totalidad de la energía declarada en el contrato, conforme al numeral 1.3.7.4 b), o la energía reducida en el contrato, conforme al numeral 1.3.7.5 c);

Las diferencias entre la energía que se considerará para la conciliación de los Contratos No Firmes Físicos Flexibles conforme al anterior literal b) y las inyecciones y retiros programados se conciliarán en el Mercado de Oportunidad Regional, en los nodos respectivos, en forma de transacciones de oportunidad;

El EOR realizará los cálculos de las cantidades de energía de las transacciones por Contratos No Firmes Físicos Flexibles regionales y los incluirá en el DTER, además de los otros cargos del MER relacionados con el contrato. La facturación y liquidación de las cantidades de energía del contrato se realizará directamente entre las partes del mismo.

1.4 Mercado de Oportunidad Regional

1.4.1 Propósito y Características

1.4.1.1 El Mercado de Oportunidad Regional tiene por objeto ofrecer a los agentes del MER un ámbito formal y organizado para realizar intercambios de energía a nivel regional con base en ofertas de oportunidad de inyección y retiro de energía.

1.4.1.2 El Mercado de Oportunidad Regional es un mercado de corto plazo y se basa en ofertas para inyectar o retirar energía por período de mercado, en los nodos de la RTR, las cuales se presentan con un día de anticipación a la operación del Mercado.

1.4.1.3 Las ofertas de los agentes del mercado son informadas al EOR por los OS/OMS nacionales, junto con las ofertas de flexibilidad y/o ofertas de pago máximo por CVT asociadas a los Contratos No Firmes Físicos Flexibles.

1.4.1.4 Las transacciones en el Mercado de Oportunidad Regional son producto de:

Un predespacho de inyecciones y retiros de energía en los nodos de la RTR, de acuerdo con un modelo de optimización de la operación económica del Sistema Eléctrico Regional, teniendo en cuenta las restricciones de la RTR y las ofertas recibidas; y

La operación en tiempo real, durante la cual las inyecciones, retiros e intercambios reales de energía pueden desviarse de las transacciones programadas en el predespacho, por eventos, regulación o contingencias en la RTR.

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1.4.1.5 El máximo volumen de las transacciones en el Mercado de Oportunidad Regional está restringido por la capacidad de transmisión disponible en la RTR, considerando los límites de transferencia de la red eléctrica debido a criterios de calidad, seguridad y desempeño regionales.

1.4.2 Tipos de Ofertas de Oportunidad

1.4.2.1 Las transacciones del Mercado de Oportunidad Regional provienen de:

Las ofertas de oportunidad de los agentes del MER;

Las ofertas de flexibilidad asociadas a los Contratos No Firmes Físicos Flexibles, son de la misma naturaleza que las ofertas de oportunidad y son consideradas como tales en el predespacho regional. y

Las ofertas de flexibilidad asociadas a la parte vendedora de los Contratos Firmes, son de la misma naturaleza que las ofertas de oportunidad y son consideradas como tales en el predespacho regional.

1.4.2.2 Ofertas de oportunidad de los agentes

Los OS/OMS informarán al EOR las ofertas de oportunidad de sus agentes a partir del predespacho nacional realizado de acuerdo con las normas vigentes en sus respectivos países. Los predespachos nacionales no considerarán importaciones o exportaciones de energía, ya sea en contratos o en ofertas de oportunidad que se prevean pueden salir despachadas;

Diariamente, los OS/OMS informarán al EOR ofertas de oportunidad para inyectar y/o retirar energía el día siguiente en los nodos de la RTR conectados a sus sistemas nacionales, en la forma y plazos establecidos en el numeral 5 para la coordinación del predespacho regional;

Las ofertas de oportunidad de inyección de energía informadas al MER por los OS/OMS deberán provenir de:

Ofertas de los agentes autorizados para realizar transacciones, cuya energía provendrá de generación no despachada o despachada parcialmente, que no forme parte de la reserva requerida en el predespacho nacional;

Ofertas de agentes autorizados para realizar transacciones, cuya energía proviene del nodo de interconexión con países no miembros; y

Demanda nacional interrumpible por precio despachada en el predespacho nacional, cuando la regulación nacional lo permita.

Las ofertas de oportunidad de retiro de energía informadas al MER por los OS/OM deberán provenir de:

Ofertas realizadas por los agentes autorizados para realizar transacciones en el MER cuya energía provendrá del reemplazo de generación despachada en el predespacho nacional, si la regulación nacional lo permite;;

Ofertas para atender déficit nacional;

Ofertas de agentes autorizados para realizar transacciones, cuya energía se entrega en el nodo de interconexión con países no miembros; y

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iv. Demanda no atendida por precio en el predespacho nacional.

1.4.2.3 Ofertas de flexibilidad asociadas a los contratos no firmes físicos flexibles

Diariamente, las partes vendedora y compradora de cada Contrato No Firme Físico Flexible regional informarán al EOR, a través de sus OS/OMS correspondientes, las ofertas de flexibilidad asociadas a los contratos indicando su disponibilidad de comprar o vender, total o parcialmente, en el Mercado de Oportunidad Regional sus compromisos contractuales;

Las ofertas de flexibilidad asociadas a los Contratos No Firmes Físicos Flexibles indicadas en el literal a) se informarán al EOR en la forma y plazos establecidos en el numeral 5 para la coordinación del predespacho regional.

1.4.2.4 Ofertas de pago máximo por CVT asociadas a los contratos no firmes físicos flexibles

Los Contratos No Firmes Físicos Flexibles podrán incluir ofertas indicando el máximo monto a pagar por los CVT. Estas ofertas serán tomadas en cuenta para la elaboración del predespacho regional como se establece en el Capítulo No 5.

1.4.3 Tipos de Transacciones de Oportunidad

1.4.3.1 Las transacciones en el Mercado de Oportunidad Regional provienen del predespacho regional, redespachos y de la operación en tiempo real del MER, dando como resultado los distintos tipos de transacciones.

1.4.3.2 Las transacciones de oportunidad programadas en el predespacho regional y actualizadas en los redespachos constituyen las Transacciones de Oportunidad Programadas, o TOPs.

1.4.3.3 Las transacciones de oportunidad producto de las desviaciones durante la operación en tiempo real con respecto de las transacciones programadas constituyen las Transacciones por Desviaciones en Tiempo Real (TDTR).

1.4.4 Programación, Coordinación y Posdespacho de las Transacciones de Oportunidad

1.4.4.1 Predespacho

Con base en las ofertas de oportunidad de los agentes autorizados para realizar transacciones en el MER, los contratos regionales validados, las ofertas de flexibilidad y/o ofertas de pago máximo por CVT asociadas a los contratos, los requerimientos de servicios auxiliares regionales y los predespachos nacionales, el EOR realizará diariamente el predespacho económico regional;

El predespacho regional se realizará un día antes de la operación, para cada período de mercado, utilizando un modelo de optimización que determine el despacho económico óptimo de inyecciones y retiros de energía en los nodos de la RTR, conforme a lo establecido en el Capítulo No. 5. Para la realización del predespacho regional se tendrá en cuenta, además de la información indicada en el literal anterior, la configuración de la RTR y los criterios de calidad, seguridad y desempeño establecidos para la operación del sistema eléctrico regional, así como las limitaciones informadas por los OS/OM en los equipos de su sistema;

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Como resultado del predespacho regional se obtendrán, para cada uno de los períodos de mercado del día siguiente, las transacciones programadas y los precios ex-ante en cada nodo de la RTR para la valoración de las transacciones. El EOR informará a los OS/OMS sobre los resultados del predespacho regional.

Una vez se publiquen las transacciones programadas y los precios nodales ex-ante producto del predespacho regional o de los redespachos efectuados, dichas transacciones constituyen compromisos comerciales que deberán cumplirse independientemente de las condiciones que se presenten durante la operación en tiempo real;

En el Anexo 3 “Predespacho y Posdespacho Regional” se presenta la formulación detallada del predespacho regional.

1.4.4.2 Redespachos y operación en tiempo real

De acuerdo con lo establecido en el numeral 5.17.7, cuando se presenten cambios con respecto a las condiciones programadas en el predespacho, el EOR deberá realizar un redespacho regional y actualizar las transacciones programadas;

El EOR informará a los OS/OMS sobre las modificaciones a las transacciones programadas que resulten de los redespachos efectuados, así como el motivo de las mismas;

Durante la operación en tiempo real se producirán Desviaciones en Tiempo Real cuando las inyecciones, retiros o intercambios reales de energía se desvíen de las transacciones programadas en el predespacho regional y en los predespachos nacionales. Dichas desviaciones darán origen a Transacciones por Desviaciones en Tiempo Real.

1.4.4.3 Posdespacho y cálculo de desviaciones

El EOR efectuará el posdespacho regional e informará los resultados del mismo a los OS/OMS conforme a lo establecido en el numeral 2.3;

El EOR calculará para cada período de mercado, la magnitud de las Desviaciones en Tiempo Real como la diferencia entre las inyecciones y retiros registrados por el Sistema de Medición Comercial Regional SIMECR y las transacciones programadas en el predespacho regional y en el predespacho nacional, para cada agente y para cada OS/OM actuando en representación de sus agentes;

Con base en los resultados del predespacho, posdespacho y el cálculo de las Desviaciones en el MER, el EOR efectuará la conciliación de las Transacciones de Oportunidad Programadas y las Transacciones por Desviaciones en Tiempo Real, conforme a lo establecido en los numeral 1.5 y 2.4.

1.5 Sistema de Precios Nodales

1.5.1 Para valorar las transacciones en el MER se utilizará un sistema de precios nodales. Los precios nodales representan los precios marginales de corto plazo de la energía en cada nodo de la RTR. Los precios nodales reflejan los costos asociados con las pérdidas marginales de energía y las restricciones de transmisión en la RTR.

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1.5.2 Las transacciones en el Mercado de Oportunidad Regional, tanto las Transacciones de Oportunidad Programadas como las Transacciones por Desviaciones en Tiempo Real, se conciliarán a los precios nodales de la RTR de la siguiente manera:

Las inyecciones (ventas) y retiros (compras) de energía en la RTR, no cubiertas por contratos, reciben y pagan respectivamente el precio en el nodo de inyección y retiro correspondiente de la RTR;

Se utilizan los precios nodales ex-ante, calculados en el predespacho regional, para conciliar las Transacciones de Oportunidad Programadas conforme a lo establecido en el numeral 2.4.3.2; y

Se utilizan los precios nodales ex-ante calculados en el predespacho regional y los precios nodales ex–post calculados en el posdespacho regional, como base para conciliar las Transacciones por Desviaciones en Tiempo Real conforme a lo establecido en el numeral 2.4.3.4.

1.5.3 El Cargo Variable de Transmisión que se aplica a cada transacción contractual es igual a la diferencia entre los precios nodales de retiro y de inyección multiplicada por la cantidad de energía declarada o reducida considerada para la conciliación del contrato:

Si la diferencia de precios es positiva, corresponde a un valor por pagar o cargo; y

Si la diferencia de precios es negativa, corresponde a un valor por recibir o abono.

1.5.4 El total de los Cargos Variables de Transmisión recolectados según establece el numeral

1.5.3, se distribuirá de acuerdo a la metodología presentada en Libro III del RMER

1.5.5 Todas las transacciones de energía que se llevan a cabo en el MER, bien sea en el Mercado de Contratos Regional o en el Mercado de Oportunidad Regional, deberán pagar cargos variables de Transmisión, como parte de los cargos por servicios de transmisión en el MER, con base en los precios nodales de la RTR.

1.5.6 Las transacciones en el Mercado de Oportunidad Regional pagan los cargos variables de transmisión de manera implícita conforme al numeral 1.5.2, mientras que las transacciones en el Mercado de Contratos Regional pagan los cargos variables de transmisión de manera explícita conforme al numeral 1.5.3.

1.5.7 El EOR se encargará de conciliar los cargos variables de transmisión e incluirlos en el Documento de Transacciones Económicas Regionales conforme a lo dispuesto en el numeral 2.4.3.6.

1.6 Servicios Auxiliares

Los servicios auxiliares que se prestan en el MER se definen en el Libro III del RMER. Los servicios auxiliares se proveen como requerimientos mínimos de obligatorio cumplimiento y no son sujetos de transacciones ni de remuneración en el MER.

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1.7 Servicios de Transmisión Regional

Los servicios de transmisión regional en el MER se prestarán y remunerarán conforme a lo establecido en Libro III del RMER.

1.8 Otros Servicios

Los servicios de operación y administración del mercado prestados por el EOR y de regulación del MER prestado por la CRIE serán remunerados a dichos organismos regionales conforme a lo establecido en el numeral 3.10.

1.9 Garantías de Pago

1.9.1 Constitución de Garantías

1.9.1.1 Cada agente del mercado deberá cumplir con las obligaciones establecidas en este numeral 1.9 con respecto a la constitución de garantías de pago que respalden sus obligaciones de pago en el MER.

1.9.1.2 Los agentes del mercado constituirán garantías de pago, directamente o a través de sus OS/OMS, conforme al numeral 1.9.1.5, por los montos que libremente decidan, los cuales serán considerados para determinar el monto de las transacciones autorizadas diariamente en el predespacho del MER de acuerdo con lo establecido en el numeral 2.10.3.

1.9.1.3 En todo caso, el monto de las garantías de pago no podrá ser inferior a un valor mínimo que cubra los pagos de transacciones por desviaciones en tiempo real, el Cargo por Servicio de Operación del Sistema, el Cargo por Servicio de Regulación del MER y los cargos por servicio de transmisión regional aplicables. El valor mínimo se calculará como el promedio mensual, calculado sobre los últimos tres meses de transacciones del agente, de los pagos efectuados por el mismo por los conceptos anteriores. Para los agentes nuevos, el monto mínimo de garantías durante el primer trimestre será establecido por cada OS/OM.

1.9.1.4 El valor de las garantías de pago deberá ser suficiente para respaldar el pago de las transacciones en el Mercado de Oportunidad Regional, las transacciones de oportunidad derivadas del Mercado de Contratos Regional, los cargos por el Servicio de Transmisión Regional, el Cargo por Servicio de Operación del Sistema y el Cargo por Servicio de Regulación del MER. El EOR calculará y verificará diariamente para todos los periodos de mercado el monto disponible de las garantías para autorizar las transacciones de cada agente en el MER,

1.9.1.5 Los OS/OMS de cada país podrán constituir garantías de pago que consoliden las garantías individuales de sus agentes conforme a este numeral de manera que se cubran las posibles obligaciones de pago que resulten por su participación en el MER, incluyendo la obligación de garantía mínima establecida en el numeral 1.9.1.3. El OS/OM deberá detallar el monto individual de cobertura de cada uno de los agentes.

1.9.2 Tipos de Garantías

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1.9.2.1 Como respaldo de sus transacciones y otras obligaciones de pago en el MER, los agentes del mercado constituirán, directamente o a través de los OS/OMS correspondientes, garantías de pago líquidas en la forma y plazos establecidos en el presente Libro. Las garantías de pago se constituirán a favor del EOR o de la entidad que ésta designe para la liquidación de las obligaciones en el MER.

1.9.2.2 Las garantías de pago que se constituyan conforme al numeral 1.9.2.1:

Deberán ser documentadas y presentadas por escrito;

Deberán representar una obligación válida, vinculante y no sujeta a condicionamiento alguno de pagar al EOR, o a la entidad que éste designe, las cantidades indicadas en sus términos y correspondientes a las obligaciones de pago del agente del mercado en cumplimiento de la Regulación Regional; y

Permitirán el reclamo y ejecución inmediata de las mismas, a solicitud del EOR o la entidad a favor de la cual se han constituido.

1.9.2.3 Los tipos de garantías aceptables en el MER podrán ser:

Depósitos de dinero en efectivo en calidad de prepago; y

Cartas de crédito stand-by confirmadas e irrevocables y emitidas por bancos o instituciones financieras de primera línea calificadas con “grado de inversión” emitido por una agencia calificadora reconocida internacionalmente.

1.9.3 Ejecución de Garantías

1.9.3.1 En caso de incumplimiento por parte de un agente del mercado u OS/OM de alguna de sus obligaciones de pago en el MER, el EOR o la entidad financiera que este designe para la administración de los recursos, procederá a hacer efectivas las garantías constituidas por dicho agente y las aplicará al pago de las obligaciones correspondientes.

1.9.3.2 La CRIE instruirá al EOR para hacer efectivas las garantías de pago constituidas por un agente del mercado u OS/OM con el fin de asegurar el pago de multas impuestas por la CRIE en cumplimiento de lo dispuesto en el Libro IV del RMER.

1.9.3.3 El orden de prioridad de pago de los montos acreedores del agente del mercado u OS/OM al presentarse incumplimiento de pago y ejecutar la garantía será el siguiente:

Cargos por el Servicio de Regulación del MER y por el Servicio de Operación del Sistema;

Intereses por mora;

Pago de transacciones de energía y por servicios de transmisión; y

Pago de multas en el MER previa instrucción de la CRIE.

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1.9.3.4 En caso de incumplimiento por parte de un agente del mercado u OS/OM de alguna de sus obligaciones de pago en el MER, siempre y cuando no haya sido posible ejecutar satisfactoriamente las garantías correspondientes o las mismas no hayan sido suficientes para cubrir la obligación el día de liquidación, el EOR no aceptará, a partir del predespacho del día siguiente, las ofertas del agente que incumplió ni le permitirá la participación en cualquier tipo de transacción.

1.9.3.5 Las disposiciones sobre ejecución de garantías establecidas en este numeral 1.9.3 no eximen al agente u OS/OM incumplidor de seguir atendiendo sus obligaciones de pago en el MER y se aplicarán sin perjuicio de la imposición de las sanciones por parte de la CRIE conforme al Libro IV del RMER.

1.10 Base de Datos Comercial

1.10.1 El EOR mantendrá en la Base de Datos Regional establecida en el numeral 2.4 de Libro I del RMER y pondrá a disposición de la CRIE, los OS/OMS y de los agentes del mercado, información sobre la operación comercial del MER en los formatos y medios que previamente establezca.

1.10.2 El EOR deberá mantener en la Base de Datos Regional comercial la información suministrada por los OS/OMS y por los agentes del mercado para propósitos de la operación comercial del Mercado, los resultados de los predespachos y posdespachos regionales y la información necesaria para las funciones de vigilancia del Mercado establecida en el Libro IV del RMER. Dicha información deberá mantenerse en línea por lo menos tres (3) años.

1.10.3 El EOR deberá establecer, mantener, actualizar y publicar de acuerdo a los períodos establecidos en este RMER, como mínimo, la siguiente información de la operación comercial del MER:

El registro de los agentes del mercado definido en el numeral 3.9 del Libro I del RMER;

Los Contratos Firmes registrados en el MER;

Los Derechos de Transmisión asignados de acuerdo a las subastas realizadas;

La información proveniente del Sistema de Medición Comercial Regional;

Las cantidades de energía transadas tanto en el Mercado de Contratos Regional especificando sus diferentes tipos, como en el Mercado de Oportunidad Regional, para cada período de mercado;

Los precios ex-ante y ex-post en los nodos de la RTR para cada período de mercado;

Los montos asignados por servicios de transmisión prestados en el MER para cada período de mercado;

Los cargos de operación del sistema y de regulación del MER vigentes.

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Conciliación, Facturación y Liquidación

2.1 Alcance del Capítulo 2

Este Capítulo establece las reglas y procedimientos que deben seguirse para la conciliación de los diferentes tipos de transacciones comerciales y servicios prestados en el MER y para la facturación y liquidación de las obligaciones de pago resultantes.

2.2 El Sistema de Medición Comercial Regional

2.2.1 Cada nodo de la RTR donde se realicen inyecciones y/o retiros, deberá contar con medición comercial oficial con el fin de registrar dichas inyecciones y/o retiros de energía y los intercambios por los enlaces entre áreas de control que efectivamente se realizaron durante la operación en tiempo real del SER.

2.2.2 En caso de existir un nodo de la RTR con enlaces a nodos que no pertenecen a ésta y con posibilidad de realizar transacciones de inyecciones y retiros, será el Transmisor Nacional, o el designado por la regulación nacional, el responsable de la medición comercial de dicho punto.

2.2.3 El Sistema de Medición Comercial Regional, SIMECR, operado por los OS/OMS en coordinación con el EOR, será el encargado de obtener la lectura de los medidores ubicados en los nodos de la RTR, y de poner a disposición del proceso de conciliación comercial los valores registrados de las inyecciones y retiros en los nodos de la RTR y de los intercambios por los enlaces entre áreas de control.

2.2.4 El SIMECR estará conformado por los sistemas y equipos de medición comercial instalados en cada uno de los nodos de la RTR y en los centros de recolección de datos administrados y operados por los respectivos OS/OMS, incluyendo los enlaces de comunicaciones correspondientes; así mismo incluirá los sistemas y equipos instalados en el EOR para la recolección y procesamiento de los registros de energía reportados por los OS/OMS.

2.2.5 Los sistemas y equipos de medición deberán: (i) estar registrados ante el EOR, (ii) asegurar la integridad de los datos de medición y (iii) permitir la transferencia remota de datos a los centros de recolección de los OS/OMS y de éstos a la Base de Datos Regional. El SIMECR contará con un sistema primario de medición de energía activa y reactiva y un sistema de respaldo funcionando en paralelo. Los requerimientos para los componentes del SIMECR se establecen en el Anexo 1 “Sistema de Medición Comercial Regional”.

2.2.6 Los agentes que realicen transacciones utilizando medidores que no sean de su propiedad, deberán solicitar a los OS/OMS , con al menos una semana de anticipación, la autorización del uso de los medidores, en los nodos de la RTR en donde pueden hacer transacciones de energía. Dicha autorización debe identificar el medidor con el cual se tomarán las lecturas (identificación del agente y equipo) y permanecerá valida hasta que haya una solicitud de que se cancele la misma. El OS/OM deberá enviar al EOR la confirmación por escrito de las autorizaciones que emita. El Agente propietario del

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medidor deberá ser informado por el OS/OM respectivo del predespacho o redespacho que usen dicho medidor.

2.2.7 El EOR establecerá un proceso de registro con la información básica de los equipos de medición activos, las modificaciones a los equipos de medición existentes y la desactivación de equipos de medición

2.2.8 Cada equipo de medición y sus costos de instalación, mantenimiento o reemplazo, serán responsabilidad de los agentes conectados al nodo respectivo de la RTR. Para los propósitos establecidos en este Reglamento, los OS/OMS serán responsables de supervisar el cumplimiento de los requerimientos de medición del equipo y buen funcionamiento del Sistema de Medición Comercial Nacional.

2.2.9 El EOR realizará, por sí mismo o por medio de Auditores debidamente certificados, auditorías a los sistemas de medición comercial, para verificar la precisión y confiabilidad de éstos, y constatar el desempeño de los mismos. Los OS/OMS y agentes del MER darán cumplimiento a lo establecido en el Anexo 1 en lo referente a la realización de dichas auditorías.

2.2.10 Las auditorías realizadas al Sistema de Medición Comercial Nacional podrán ser aceptadas por el EOR, si cumplen con lo establecido en el anexo 1 y la Regulación Regional.

2.2.11 En el Anexo 1 “Sistema de Medición Comercial Regional” se presentan las responsabilidades del EOR, los OS/OMS y los agentes del mercado con respecto al funcionamiento del SIMECR y los requerimientos mínimos para los sistemas y equipos de medición.

2.3 Posdespacho

2.3.1 Con base en las mediciones de las inyecciones y retiros registrados por el SIMECR, el EOR realizará diariamente el posdespacho regional del MER para cada uno de los períodos de mercado, en el plazo establecido en el numeral 2.5.3 c).

2.3.2 Para la realización del posdespacho regional, los OS/OMS deberán reportar diariamente al EOR, a más tardar a las diez (10:00) horas de cada día, los datos de medición del SIMECR del día anterior y el reporte de contingencias del día anterior, así como la información requerida en el Anexo 3 “Predespacho y Posdespacho Regional”. Dicha información deberá ser remitida por los medios y en los formatos definidos por el EOR. Cuando el EOR requiera modificar dichos medios o formatos lo informará a los OS/OMS con al menos quince (15) días de anticipación.

2.3.3 Para la realización del posdespacho regional se utilizará un modelo similar al utilizado para el predespacho regional, considerando las inyecciones y retiros registrados para cada período de mercado. En el Anexo 3 “Predespacho y Posdespacho Regional” se presenta la formulación detallada del posdespacho regional.

2.3.4 Como resultado del posdespacho regional se obtendrán, para cada uno de los períodos de mercado del día, los precios ex-post en cada nodo de la RTR para ser utilizados en la valoración de las Transacciones por Desviaciones en Tiempo Real.

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2.3.5 El EOR informará, a través de los OS/OMS, los resultados del posdespacho a los agentes del mercado, conforme a lo establecido en el numeral 2.5.2

2.4 Conciliación de las Transacciones y Cargos de la CRIE y el EOR

2.4.1 Criterios Generales

2.4.1.1 Las transacciones programadas que se establecen en el MER, para cada período de mercado estarán determinadas por el predespacho o redespacho que corresponda, los cuales suministrarán la información de los intercambios programados por los enlaces entre áreas de control y de las inyecciones y retiros programados al Sistema de Conciliación de Transacciones Comerciales.

2.4.1.2 El Sistema de Conciliación de Transacciones Comerciales dispondrá de la información de los intercambios entre áreas de control, las inyecciones y los retiros que efectivamente se realizaron durante la operación en tiempo real del SER, los cuales serán registrados por el SIMECR, a partir de las lecturas de los medidores reportadas por los OS/OMS. Cualquier diferencia entre los intercambios, inyecciones y retiros registrados y los programados en los nodos de la RTR serán conciliados como Transacciones por Desviaciones en Tiempo Real en el MER.

2.4.1.3 El predespacho, redespacho y posdespacho, suministrarán al Sistema de Conciliación de Transacciones Comerciales las compras y ventas en contratos regionales efectivamente consideradas en la realización de dichos procesos.

2.4.1.4 En el Libro III del RMER se definirán los aspectos relativos a la conciliación de cargos por el Servicio de Transmisión Regional.

2.4.2 Cargos de las Instituciones Regionales CRIE y EOR

2.4.2.1 El EOR , con base en lo establecido en la Regulación Regional calculará y asignará los valores a pagar a la CRIE por el Cargo por Servicio de Regulación del MER, de manera que sirva como base para realizar el cobro respectivo.

2.4.2.2 El EOR, con base en lo establecido en la Regulación Regional calculará y asignará los valores a pagar al EOR por el Cargo por Servicio de Operación del Sistema, de manera que sirva como base para realizar el cobro respectivo.

2.4.3 Conciliación de Transacciones

2.4.3.1 Las transacciones de los agentes se conciliarán en los nodos de la RTR.

2.4.3.2 Transacciones de Oportunidad Programadas ( TOP)

2.4.3.2.1 Los montos debidos a las TOP son el resultado de valorar a los precios ex-ante los volúmenes de inyecciones y retiros de energía programados en el predespacho o redespacho respectivo y no cubiertos por contratos regionales, para cada período de mercado.

2.4.3.2.2 Las TOP son conciliadas por el EOR utilizando los precios nodales calculados en el predespacho o redespacho que corresponda en cada nodo de la RTR y la información de compras y ventas en el Mercado de Contratos Regional.

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2.4.3.2.3 Los montos que los agentes del mercado deberán pagar o recibir debido a las Transacciones de Oportunidad Programadas, para cada período de mercado, serán iguales al producto del precio ex-ante en el nodo de la RTR donde se realizan por las inyecciones o retiros de energía programados en el predespacho o redespacho respectivos y no cubiertos por contratos regionales según la formulación incluida en el anexo 4 de este Libro.

2.4.3.2.4 Las TOPs resultantes del predespacho o de los redespachos respectivos en el MER son compromisos comerciales que serán cargados o abonados por el EOR a los agentes del mercado, independientemente de las condiciones que se presenten durante la operación en tiempo real del SER.

2.4.3.3 Transacciones por Contratos Regionales

2.4.3.3.1 La conciliación de las transacciones en el Mercado de Contratos Regional se efectuará con base en las transacciones contractuales programadas en el predespacho y redespachos, mientras que sus Desviaciones en Tiempo Real se conciliarán de acuerdo a lo establecido en el Anexo No. 4.

2.4.3.3.2 El EOR se encargará de determinar las cantidades de energía de las transacciones por contratos, con base en las condiciones presentadas en el predespacho y los redespachos respectivos, sujeto a lo establecido en este Libro.

2.4.3.3.3 Para efectos de la conciliación de las transacciones por contratos regionales, éstos se considerarán por la totalidad de la energía declarada o reducida de los mismos conforme a los numerales 1.3.4.6 b), 1.3.6.2 b) y 1.3.7.7 b).

2.4.3.3.4 Los cargos y abonos que surjan en el Mercado de Oportunidad Regional producto del cumplimiento de los compromisos contractuales serán responsabilidad de cada uno de los agentes del mercado que los realizan. El responsable por los cargos variables de transmisión deberá ser designado e informado al EOR por las partes del contrato.

2.4.3.3.5 Los montos correspondientes a los compromisos contractuales finalmente considerados en el proceso de predespacho y redespachos respectivos, serán facturados y liquidados directamente entre las partes contratantes.

2.4.3.3.6 A cada transacción contractual se aplicará un Cargo Variable de Transmisión igual a la diferencia del precio nodal de retiro menos el precio nodal de inyección asociados al contrato multiplicado por la cantidad de energía declarada o reducida considerada para la conciliación de la misma.

2.4.3.4 Transacciones por Desviaciones en Tiempo Real

2.4.3.4.1 Para efectos de la conciliación, las desviaciones en los nodos de la RTR se calculan como la diferencia de las transacciones registradas por el SIMECR menos la suma de las transacciones programadas en el MER y en los mercados nacionales en el predespacho o redespacho, para cada período de mercado.

2.4.3.4.2 El EOR determinará para cada período de mercado, para cada agente del mercado y para cada OS/OM, en representación de su mercado nacional, las desviaciones en los nodos de la RTR en que han incurrido respecto a las transacciones programadas en el MER y en los mercados nacionales.

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2.4.3.4.3 Cuando un medidor es compartido por varios agentes del MER, la desviación real se separará entre los agentes de acuerdo a lo indicado por el OS/OM.

2.4.3.4.4 Para conciliar las Transacciones por Desviaciones en Tiempo Real, se utilizará la siguiente información:

2.4.3.4.5 El tipo de desviación: sean normales, significativas autorizadas, significativas no autorizadas o graves, de acuerdo con lo definido en el numeral 5.17.2;

2.4.3.4.6 La inyección programada en el MER y en el mercado nacional respectivo, y la inyección registrada para cada agente en cada nodo de la RTR;

2.4.3.4.7 El retiro programado, en el MER y en el mercado nacional respectivo, y el retiro registrado para cada agente en cada nodo de la RTR;

2.4.3.4.8 El intercambio programado, y registrado para cada enlace entre áreas de control, en los nodos terminales del enlace;

2.4.3.4.9 Los precios para cada nodo de la RTR: ex-ante del predespacho o redespacho respectivo y ex-post del posdespacho

2.4.3.4.9.1 Las desviaciones normales y significativas autorizadas y no autorizadas se conciliarán en cada nodo de la RTR donde se produjeron y se asignarán a los agentes.

2.4.3.4.9.2 Las desviaciones graves se conciliarán para cada enlace entre áreas de control. Los OS/OM en coordinación con el EOR identificarán a los agentes para la distribución de los cargos y abonos que equivalen al monto de la desviación neta obtenida en el enlace, de acuerdo a lo establecido en el Anexo 4. El EOR incluirá en el DTER los cargos y abonos respectivos a cada uno de los agentes.

2.4.3.5 Servicios Auxiliares Regionales

Los servicios auxiliares en el MER no ocasionarán transacciones comerciales que deban ser conciliadas por el EOR.

2.4.3.6 Cargos por el Servicio de Transmisión Regional

La conciliación de los cargos por el servicio de transmisión regional se establece en el Libro III del RMER.

2.4.4 La formulación detallada del cálculo de las transacciones en el MER se presenta en el Anexo 4 “Conciliación de Transacciones”.

2.5 Plazos e Información del Predespacho, Posdespacho y la Conciliación

2.5.1 El EOR informará los resultados de la conciliación de las transacciones programadas resultantes del predespacho y redespachos respectivos a los agentes del mercado, a través de sus OS/OMS, dentro del plazo establecido en el numeral 2.5.3 b). La información suministrada deberá contener como mínimo la establecida en el numeral 5.16.

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2.5.2 El EOR informará los resultados del posdespacho y la conciliación de las desviaciones en tiempo real a los agentes del mercado, a través de sus OS/OMS, dentro del plazo establecido en el numeral 2.5.3 c). La información suministrada para cada período de mercado deberá contener como mínimo lo siguiente:

Registro de las mediciones del SIMECR de inyección y retiro de energía por nodo;

Registro de las mediciones de energía, de importación y exportación, para cada nodo del enlace entre áreas de control;

Precios nodales ex-post para cada nodo de la RTR;

El tipo y magnitud de las desviaciones en tiempo real para cada nodo y enlace entre áreas de control;

Conciliación de las transacciones por desviaciones en tiempo real;

Resumen de las consideraciones que se tuvieron en cuenta durante la ejecución del posdespacho.

2.5.3 Para la determinación de las transacciones resultantes del predespacho, redespachos y posdespacho para cada período de mercado en el MER, se aplicarán los siguientes plazos:

Para cada día de operación, el EOR, una vez realizado el predespacho del MER, y con base en la información de contratos, realizará la conciliación de transacciones programadas en el MER, la cual se considera preliminar. Dicha información será suministrada a los agentes del mercado conforme a lo dispuesto en los numerales 5.13 y 5.15;

Dentro las veinticuatro (24) horas siguientes al día de la operación, el EOR, con base en el predespacho y la información de los redespachos, realizará e informará la conciliación de las Transacciones Programadas que incluya las condiciones que se tuvieron en cuenta para la realización de los redespachos. Esta información constituirá la conciliación de las Transacciones Programadas en el Mercado de Oportunidad Regional y en el Mercado de Contratos Regional que será incluida en el Documento de Transacciones Económicas Regionales;

Durante las cuarenta y ocho (48) horas siguientes al día de la operación, el EOR realizará el posdespacho y la conciliación de las Transacciones por Desviaciones en Tiempo Real. El EOR entregará los resultados de la conciliación de las Transacciones por Desviaciones a los agentes del mercado, a través de los OS/OMS respectivos, de acuerdo con lo establecido en el numeral 2.3;

Con base en las solicitudes de revisión presentadas por los agentes, a través de sus respectivos OS/OMS, según lo establecido en el numeral 2.8.1.1, el EOR determinará las conciliaciones definitivas a ser incluidas en el Documento de Transacciones Económicas Regionales del período de facturación respectivo. Las conciliaciones definitivas se realizarán e informarán el día siguiente del vencimiento del plazo para la presentación de las solicitudes de revisión señalado en el numeral 2.8.1.1.

2.6 Documento de Transacciones Económicas Regionales

2.6.1 Con base en la información resultante de la conciliación de todas las transacciones comerciales que realizan los agentes en el MER, el EOR elaborará el Documento de Transacciones Económicas Regionales, DTER, que servirá de soporte para facturar y

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liquidar los pagos y cobros entre los agentes del MER y los OS/OMS. El DTER será elaborado para cada período de facturación y contendrá la siguiente información:

Conciliación de Transacciones de Oportunidad Programadas;

Conciliación de cantidades de energía de las transacciones por contratos regionales;

Conciliación de cargos o abonos aplicados a cada agente en el MOR, debido al cumplimiento de compromisos contractuales;

Conciliación por Transacciones de Desviaciones en Tiempo Real;

Conciliación de los cargos por servicios de transmisión regional que se definan en el Libro III del RMER;

Ajustes de conciliaciones de meses anteriores, adjuntando la documentación de soporte;

Cargo por el Servicio de Regulación del MER prestado por la CRIE;

Cargo por Servicios de Operación del Sistema prestado por el EOR;

Multas establecidas por la CRIE y otros conceptos establecidos en la Regulación Regional que deban ser conciliados por el EOR.

2.6.2 El EOR presentará a los agentes del MER, a través del OS/OM respectivo, en un plazo máximo de seis (6) días hábiles después de finalizar el período de facturación, el DTER con el detalle de las transacciones conciliadas para cada agente.

2.6.3 El EOR incluirá en el DTER la información soporte de las conciliaciones, detallando para cada período de mercado y agente los resultados obtenidos para cada concepto de cobro y pago, así como la información relevante para que el agente respectivo pueda realizar la revisión de la conciliación que se suministra.

2.6.4 En caso que un OS/OM solicite que se le emita un solo DTER y haya presentado una garantía única que respalde las transacciones de sus agentes, el EOR le emitirá un solo DTER de todos sus agentes e incluirá en dicho documento la información de soporte de las conciliaciones, detallando para cada periodo de mercado y agente los resultados obtenidos para cada concepto de cobro y pago, así como la información relevante para que sus agentes puedan realizar la revisión de la conciliación que se suministra.

2.6.5 Los agentes del MER podrán solicitar, a través del OS/OM respectivo, las revisiones de las conciliaciones incluidas en el Documento de Transacciones Económicas Regionales dentro de los plazos establecidos en el numeral 2.8.

2.6.6 Para efectos de estimar el monto de las garantías de pago que cada agente del mercado y OS/OM tiene disponibles en el MER, el EOR elaborará un registro diario acumulado de las transacciones económicas del MER desde la última liquidación.

2.7 Facturación

2.7.1 El período de facturación es el período de tiempo para el cual se realizará la conciliación y facturación de las transacciones económicas del MER. El período de facturación comercial del MER será de un (1) mes calendario.

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2.7.2 El EOR será el responsable de realizar la facturación de las obligaciones de pago en el MER con base en el Documento de Transacciones Económicas Regionales DTER.

2.7.3 Se emitirán los documentos de cobro a aquellos agentes que durante el período de facturación presenten obligaciones de pago en el MER por concepto de las transacciones realizadas en el Mercado y otros servicios.

2.7.4 A los agentes del mercado que resulten con montos a favor en el MER, el EOR suministrará los documentos de pago en el cual les informará los conceptos y valores a su favor para el período de facturación respectivo.

2.7.5 El EOR deberá emitir en un plazo máximo de once (11) días hábiles después de finalizado el período de facturación, los documentos de cobro y los documentos de pago correspondientes al período de facturación respectivo.

2.7.6 Los ajustes a los DTER de períodos de facturación anteriores, conforme al numeral 2.8, se incluirán en el DTER siguiente y no causarán intereses financieros.

2.7.7 Los documentos a emitir por parte del EOR deberán contener claramente la información del agente respectivo, el período de facturación que incluye, la fecha de vencimiento del respectivo documento y la tasa de mora aplicable en caso de incumplimiento en los pagos.

2.7.8 Cuando el EOR, a solicitud del OS/OM, emita un solo DTER, le emitirá a nombre de éste los documentos de cobro y pago correspondientes. Cada OS/OM será el responsable de suministrar a los Agentes de su mercado, los documentos de cobro y pago respectivos como resultado de las transacciones regionales.

2.7.9 El EOR elaborará los formatos de documentos de cobro y pago que incluya todos los requisitos mínimos establecidos en cada país miembro del MER, de manera que se cumpla lo dispuesto en la regulación nacional de cada país.

2.7.10 La CRIE elaborara un formato de documento de cobro que incluya todos los requisitos fiscales y tributarios establecidos en su país sede y que será utilizado por el EOR para realizar el cobro a los agentes del Cargo por Regulación del MER y de existir, las multas aplicadas a los mismos.

2.7.11 Cuando se requieran realizar correcciones a la conciliación de transacciones como resultado de los procesos de revisión contenidos en el numeral 2.8, el EOR ajustará el DTER siguiente, indicando en los documentos de soporte lo siguiente:

Los valores anteriores y los nuevos valores conciliados por cada concepto;

La diferencia presentada por cada concepto; y

La documentación que justifica el ajuste realizado.

2.7.12 El vencimiento de los documentos de cobro o pago emitidos por el EOR, será a los diez

días de la recepción del respectivo documento de cobro o pago. La tasa de interés por mora aplicable, será la tasa LIBOR a 6 meses, vigente a la fecha en que se inicio la mora, más 5 %.

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2.8 Revisión de las Conciliaciones y Errores de facturación en el MER

2.8.1 Solicitudes de Revisión de las Conciliaciones

2.8.1.1 Los agentes participantes en el MER podrán presentar al EOR, a través de su respectivo OS/OM, solicitudes de revisión de la conciliación diaria de transacciones informada por el EOR conforme a lo dispuesto en el numeral 2.5, dentro de los tres (3) días hábiles siguientes al día de la publicación de la conciliación diaria.

2.8.1.2 Una vez los agentes hayan recibido el DTER, éstos dispondrán de seis (6) días hábiles para la revisión del mismo, incluyendo la revisión de los cargos por servicios de transmisión regional que se definan en el Libro III del RMER, y la presentación de las solicitudes de revisión, las cuales deberán ser comunicadas al EOR, a través del OS/OM respectivo.

2.8.1.3 La solicitud de revisiones de que trata el numeral 2.8.1.2 solamente se podrá realizar en base a los siguientes casos:

Cuando se hubieren presentado solicitudes de revisión de las conciliaciones diarias, conforme lo establecido en el numeral 2.8.1.1 a excepción de los casos que involucran cargos por servicios de transmisión regional; y

Cuando se presenten en el DTER diferencias o errores con relación a la conciliaciones diarias.

2.8.1.4 Únicamente podrá presentar la solicitud de revisión de que trata el numeral 2.8.1.2, el agente del mercado que resulta afectado económicamente, para lo cual deberá informar claramente al EOR los motivos de la misma y los períodos de mercado a los cuales hace referencia en su solicitud.

2.8.1.5 Para el proceso de atención de las solicitudes de revisión que presentan los agentes del MER al EOR, éste deberá contar con un sistema que permita llevar el control y hacer seguimiento del estado de cada solicitud, hasta el momento en que se de respuesta final a la misma.

2.8.1.6 La presentación de una solicitud de revisión de una conciliación no suspende la obligación del pago de los documentos de cobro asociados en los plazos de vencimiento señalados.

2.8.1.7 Después que el EOR de respuesta a una solicitud de revisión, si el agente que la presenta continúa en desacuerdo con la conciliación en cuestión, podrá acudir a los mecanismos de solución de controversias detallados en el Libro IV del RMER.

2.8.2 Errores en los Documentos de Cobro y Pago

2.8.2.1 Una vez enviada la facturación por parte del EOR, los agentes dispondrán de dos (2) días hábiles para la revisión de la misma y para la presentación de rechazos de los documentos de cobro y pago, lo cual deberá ser notificado al EOR, a través del OS/OM respectivo.

2.8.2.2 El rechazo de un documento de cobro no suspende la obligación del pago del mismo en los plazos de vencimiento señalados.

2.8.2.3 El rechazo de los documentos de cobro y pago se podrá presentar solamente en los casos de:

a) Tachaduras , enmendaduras;

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Errores aritméticos;

Montos diferentes a los incluidos en los documentos de soporte de los documentos de cobro o pago , incluyendo el DTER;

Cobro de rubros o cargos no contemplados en la Regulación Regional; y

Cobro de rubros o cargos que no aplican para el agente del mercado.

2.8.2.4 Cuando se presenten rechazos de los documentos de cobro y pago, este hecho no originará intereses financieros sobre el valor rechazado.

2.8.2.5 El EOR dispondrá de dos (2) días hábiles a partir de la recepción de la nota de rechazo para aclarar el rechazo y de ser necesario emitir un nuevo documento de cobro por el valor que corresponda. El Agente dispondrá del mismo periodo definido en este reglamento para el pago del nuevo documento.

2.9 Liquidación del MER.

2.9.1 Selección de la Entidad Financiera

2.9.1.1 El EOR designará una entidad financiera para la realización de las actividades de liquidación de las transacciones y servicios a los agentes del MER. En todo caso, el EOR mantendrá la responsabilidad por la liquidación de las transacciones en el MER.

2.9.1.2 Para la selección de la entidad financiera se tendrán en cuenta, entre otros, los siguientes elementos:

Los costos asociados a la prestación del servicio;

La posibilidad de efectuar transferencias de fondos entre los diferentes países miembros;

La calificación de riesgo “grado de inversión”, otorgada por una agencia calificadora reconocida internacionalmente; y

Las ofertas de servicios financieros, especialmente el manejo administrativo de las garantías.

2.9.2 Recolección de Pagos

2.9.2.1 El EOR o la entidad financiera encargada de la liquidación del MER, será quien realice el manejo de los fondos correspondientes a los cobros y pagos por las transacciones realizadas y servicios prestados en el MER.

2.9.2.2 El EOR o la entidad financiera encargada de la liquidación del MER, informará a los agentes del MER o a los OS/OM el procedimiento detallado a seguir para la realización de los pagos de los documentos de cobro respectivos. El Procedimiento incluirá, pero sin limitarse a:

Los mecanismos para realizar las transferencias bancarias;

La apertura de cuentas;

El período de verificación de fondos;

El manejo de la compensación bancaria.

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El medio de pago habilitado; y

Los reportes a suministrar

2.9.2.3 La publicación del procedimiento señalado en el numeral anterior se hará con al menos treinta

días de anticipación a su utilización, bien se trate de su primera vez, o de algún cambio en el mismo.

2.9.2.4 Los agentes deudores deberán realizar el pago de los documentos de cobro de manera que, en las fechas de vencimiento correspondiente, el EOR o la entidad financiera encargada de la liquidación del MER pueda disponer de los recursos para realizar el pago a los respectivos agentes con montos a favor, siguiendo el procedimiento señalado en el numeral 2.9.2.2.

2.9.3 Aplicación de Pagos y Distribución a los Agentes y a los OS/OMS

2.9.3.1 Cuando un agente u OS/OM realice un pago, el mismo se utilizará para cubrir sus obligaciones pendientes en el MER, de la más antigua a la más reciente de acuerdo al orden de prioridad establecido en el numeral 1.9.3.3.

2.9.3.2 Los intereses por mora que se liquiden serán asignados, en proporción a los montos de capital que los originan, a los acreedores de dichos montos.

2.9.3.3 Los agentes o el OS/OM informarán por escrito al EOR , en comunicación firmada por el representante legal de cada empresa, el número de cuenta de la entidad financiera en la cual deben ser depositados los fondos producto de las transacciones. En caso que se depositen en la cuenta del OS/OM los fondos producto de las transacciones, el OS/OM se encargara de distribuir dichos fondos entre sus agentes.

2.9.3.4 Los cargos por transferencia de los fondos a las cuentas de las agentes u OS/OMS en otra entidad financiera a la del EOR serán responsabilidad de los agentes u OS/OMS.

2.9.3.5 De corresponder, la información anterior será comunicada por el EOR a la entidad financiera encargada de la liquidación del MER, y podrá ser actualizada en el momento en que el agente lo considere necesario, cumpliendo siempre con el mismo procedimiento.

2.9.3.6 Una vez se encuentren disponibles los recursos de pago en la fecha de vencimiento correspondiente, el EOR realizará la transferencia respectiva a los acreedores, en el siguiente día hábil, a la cuenta señalada en el numeral 2.9.3.3.

2.9.3.7 En caso que los recursos de pago sean insuficientes, se harán pagos parciales en forma proporcional a los montos acreedores e inmediatamente, se informará a todos los OS/OMs y la CRIE del incumplimiento y su responsable.

2.9.3.8 El EOR verificará, antes de realizar un depósito conforme al numeral 2.9.3.5, que el agente o el OS/OM no tenga obligaciones vencidas en el MER. El pago a los agentes acreedores en el MER se hará solamente cuando éstos se encuentren sin deudas respecto a sus obligaciones de pago por transacciones y servicios en el MER, en otro caso los montos asignados se utilizarán para abonar a la deuda del agente.

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2.9.3.9 Los intereses financieros que se presenten por los recursos depositados o garantías en efectivo de los agentes se asignarán a los agentes u OS/OM que efectuaron los depósitos o garantías. La asignación se realizara conforme al tiempo en que se realizaron los depósitos así como el monto de los mismos.

2.9.4 Mora en el Pago de las Obligaciones en el MER

2.9.4.1 El no pago de las obligaciones de los agentes en el MER o el OS/OM en la fecha de vencimiento del respectivo documento de cobro, como se ha establecido en el numeral 2.9.2, causará la liquidación de intereses de mora a cargo del agente u OS/OM respectivo, a partir del día siguiente a la fecha de vencimiento y hasta el día de pago efectivo, a la tasa de interés señalada en el numeral 2.7.12, sin perjuicio de las sanciones aplicables en virtud de lo señalado en el Libro IV del RMER.

2.9.4.2 El día siguiente a la fecha de vencimiento del respectivo documento de cobro sin que el agente realice el pago correspondiente, el EOR notificará a la CRIE, y el EOR, o la entidad financiera encargada de la liquidación de los recursos en el MER, hará efectivas las garantías presentadas por el agente u OS/OM y abonará los montos correspondientes a los respectivos acreedores, liquidando los intereses de mora desde la fecha de vencimiento hasta el momento en que se logre hacer efectiva la garantía.

2.9.4.3 Si el agente u OS/OM no realiza el pago de los montos no cubiertos por las garantías el día siguiente a la ejecución de las mismas, será retirado del predespacho regional conforme a lo dispuesto en el numeral 1.9.3.4.

2.9.4.4 Cuando el agente realice el pago total de sus obligaciones pendientes, incluyendo los intereses de mora liquidados, y no se encuentre suspendido del MER, el EOR lo incluirá nuevamente en el predespacho regional a partir del día siguiente.

2.9.4.5 El incumplimiento de cualquier obligación contractual derivada de la no participación en el MER por falta de pago de un agente u OS/OM, será responsabilidad exclusiva del agente u OS/OM en mora.

2.9.4.6 El EOR elaborará un calendario incluyendo en el mismo las fechas en que se debe realizar la conciliación, facturación y liquidación de las transacciones del MER.

2.10 Garantías de Pago

2.10.1 Administración de las Garantías

2.10.1.1 Las garantías por transacciones en el MER serán administradas por la entidad financiera que sea designada por el EOR para la liquidación del MER.

2.10.1.2 La entidad financiera designada evaluará la validez de las garantías presentadas y el EOR determinará el valor por el cual las mismas serán aceptadas para cubrir transacciones en el MER por parte del agente que las presenta. Dicho valor será utilizado por el EOR para verificar diariamente el monto máximo de las transacciones que puede realizar el agente.

2.10.1.3 El EOR por medio de la entidad financiera designada deberá dar seguimiento a las garantías de pago ante cualquier modificación o cambio de la misma.

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2.10.2 Plazos para presentar Garantías

2.10.2.1 Los plazos para presentar las garantías financieras requeridas para la participación de los agentes en el MER son los siguientes, dependiendo del tipo de garantía:

Prepagos en efectivo: Se consideraran para la realización del predespacho los depósitos en efectivo efectuados por los agentes u OS/OMS, en las cuentas que disponga el EOR o la entidad financiera designada, hasta el día anterior al predespacho respectivo y que sean efectivos ese día. El agente deberá informar de este depósito a su OS/OM respectivo.

Otras garantías: Deberán ser presentadas a la entidad financiera designada para su revisión y aprobación. Estas serán consideradas por el EOR para el predespacho un (1) día después que la institución financiera informe de su aprobación.

2.10.2.2 Los intereses generados por las garantías de los agentes u OS/OMS, administradas por la entidad financiera designada por el EOR, se asignarán a los agentes u OS/OMS respectivos hasta la fecha de vencimiento del documento de cobro de las transacciones que respalda.

2.10.2.3 Los agentes del MER u OS/OMS podrán actualizar las garantías de pago en cualquier momento. Una vez efectuada la actualización de las garantías, el EOR o la entidad financiera designada revisará el monto de las mismas y actualizará el valor asignado como garantías de pago. El EOR informará al agente u OS/OM respectivo sobre el nuevo valor de las garantías.

2.10.3 Garantías en el Predespacho Regional

2.10.3.1 Durante la operación diaria del MER y para cada período de mercado, una vez efectuado el predespacho respectivo, el EOR verificará que el valor disponible del agente para cubrir sus obligaciones de pago no sea menor que la garantía mínima establecida en el numeral 1.9.1.3 más un porcentaje adicional para cubrir riesgos por transacciones por desviaciones en tiempo real. El valor disponible para cubrir obligaciones de pago en un período de mercado determinado será igual al valor de las garantías de pago del agente más o menos los montos a favor o en contra del agente acumulados hasta el período de mercado precedente, sujeto al numeral 2.10.3.3.

2.10.3.2 Durante los primeros seis (6) meses de vigencia del RMER, el porcentaje adicional señalado en el numeral 2.10.3.1 será del diez (10) por ciento. Transcurrido este período, el EOR, evaluará este porcentaje para definir un nuevo valor considerando el comportamiento de las transacciones registradas en el MER. Este nuevo porcentaje deberá ser sometido a la aprobación de la CRIE.

2.10.3.3 Cuando como resultado de los procesos de conciliación establecidos en el numeral 2.5, un agente u OS/OM resulte con montos a favor o en contra por transacciones en el MER, dichas cantidades incrementarán o disminuirán su valor disponible de garantía para efectos de la verificación del cubrimiento de pago de sus transacciones realizada en el predespacho, hasta el día anterior al que se liquidan sus saldos a favor o en contra en el MER.

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2.10.3.4 Una vez el EOR efectúe la verificación de garantías establecida en el numeral 2.10.3.1 para cada período de mercado, procederá a retirar del predespacho para el período respectivo y para los restantes del día, a aquellos agentes que no cumplen con los requisitos de cubrimiento de sus obligaciones de pago y lo considerará nuevamente cuando su situación se haya solventado.

2.10.3.5 En el caso de que un OS/OM presente una garantía única que respalde las transacciones de sus Agentes según el numeral 1.9.1.5, el EOR efectuará la verificación de la garantía establecida en el numeral 1.9.1.4 para cada período de mercado y en caso que ésta sea insuficiente procederá a retirar del predespacho para el período respectivo y para los restantes del día, a aquellos agentes que están siendo respaldados por esa garantía.

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Operación Técnica del MER

3.1 Alcance del Capítulo 3

3.1.1 Este capítulo define los criterios, responsabilidades, procedimientos y requisitos necesarios la coordinación, supervisión y control de la operación del MER , dentro de los estándares de calidad, seguridad y desempeño regionales. En este capítulo se definen las reglas para la operación técnica del MER a ser realizada por el EOR en coordinación con los OS/OMS y los agentes.

3.1.2 Se presenta en este Capítulo los aspectos relacionados con la operación técnica del MER, incluyendo los siguientes:

Los procedimientos y responsabilidades para la operación jerárquica del MER, en un esquema coordinado entre el EOR, los OS/OMS, y los agentes;

Los requerimientos y medios de almacenamiento de la información operativa del MER;

Los medios e instalaciones necesarias para las comunicaciones, la supervisión de la RTR y el suministro de información operativa;

Los procedimientos para la programación de mantenimientos de las instalaciones de la RTR, así como los requisitos a cumplir por las nuevas instalaciones que se incorporen a la RTR;

Los criterios de calidad, seguridad y desempeño regionales a considerar en la operación y planeamiento de la operación del SER;

Los requisitos de información, los programas de simulación, modelos informáticos y criterios para que el EOR efectúe los análisis de seguridad operativa y el planeamiento operativo para horizontes de corto y mediano plazo;

La operación en tiempo real del SER, necesaria para mantener el control de las transacciones por los enlaces entre áreas de control y las inyecciones y retiros programados, así como mantener la frecuencia y el voltaje de acuerdo con los criterios de calidad, seguridad y desempeño regionales;

Los procedimientos para efectuar las auditorías técnicas al desempeño del EOR.

3.2 Operación Jerárquica del MER

3.2.1 La operación técnica del MER se basa en un esquema jerárquico en el cual el EOR coordina la operación con los OS/OMS de los países miembros. La coordinación entre el EOR y los OS/OMS se hará sobre la base de los procedimientos técnicos y operativos establecidos en este Reglamento, según el siguiente esquema general:

El EOR coordinará la operación técnica del SER;

En cada país las funciones de la operación técnica del SER se llevarán a cabo por el OS/OM correspondiente en coordinación con el EOR;

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Ȁ ⤀Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ ؀ ЀĀ Ȁ ⤀Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Cada OS/OM tendrá la obligación de mantener la operación de su red dentro de los criterios de calidad, seguridad y desempeño regionales y nacionales;

Ȁ ⤀Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ ؀ ЀĀ Ȁ ⤀Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ En estado operativo normal, los agentes tendrán la obligación de cumplir con las TOPs y las transacciones programadas del Mercado de Contratos Regional en cada nodo de la RTR;

Ȁ ⤀Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ ؀ ЀĀ Ȁ ⤀Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ La coordinación operativa y el intercambio de información entre el EOR y los OS/OMS deberá ser efectuada según las reglas establecidas en este Libro para el Predespacho, la operación en tiempo real y los análisis del Posdespacho.

3.2.2 Para el cumplimiento del esquema jerárquico de operación del MER, los OS/OMS estarán obligados a:

Cumplir con la ejecución y supervisión de maniobras, la realización de pruebas, la coordinación de la operación, el intercambio de información y la comunicación entre sus centros de control y el EOR, considerando la regulación de cada país;

Coordinar en su área de control, la operación de la RTR de manera tal que toda maniobra o prueba sobre las instalaciones no comprometa la calidad, seguridad y desempeño del SER;

Intercambiar con el EOR y mantener actualizada la información relacionada con la seguridad operativa, la operación en tiempo real y la evaluación de los eventos que afecten la operación regional;

Gestionar en sus respectivos países el adecuado mantenimiento de la infraestructura asociada a la RTR, incluidas las instalaciones necesarias para realizar la supervisión, control y las comunicaciones del SER.

3.2.3 Para el cumplimiento del esquema jerárquico de operación del MER, los agentes estarán obligados a:

Realizar físicamente las maniobras o permitir su ejecución de manera remota por el respectivo OS/OM, a realizar las pruebas técnicas requeridas y a ser los responsables de su correcta ejecución así como de la seguridad de las personas y de las instalaciones durante las mismas, respetando las regulaciones nacionales;

Efectuar el adecuado mantenimiento de sus instalaciones asociadas a la RTR, incluidas las instalaciones necesarias para realizar la supervisión, control y las comunicaciones del SER.

3.2.4 Coordinación con los OS/OMS

3.2.4.1 El sistema regional se operará coordinadamente entre el EOR, los OS/OMS y los agentes, de acuerdo al siguiente esquema:

Cada OS/OM coordinará la operación del sistema nacional, de acuerdo con la regulación nacional, manteniendo los criterios de calidad, seguridad y desempeño regionales en los nodos de la RTR;

Los OS/OMS informarán al EOR todo cambio, evento o estado de emergencia en su sistema que afecte el SER y/o las inyecciones o retiros programados;

Cada OS/OM verificará en su área de control la prestación de los servicios auxiliares regionales por parte de los agentes, asimismo realizará las acciones necesarios para

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garantizar su cumplimiento e informando al EOR las causas o justificaciones del no cumplimiento;

El EOR coordinará el manejo de la emergencia conforme a este Libro, dando prioridad a mantener la integridad del SER y mantener o restaurar la continuidad del servicio. El EOR podrá elaborar el redespacho para las nuevas condiciones y ajustar las transacciones programadas utilizando las ofertas de oportunidad, de flexibilidad de contratos y de pago máximo por CVT y los compromisos contractuales considerados en el predespacho;

El EOR no realizará directamente maniobras en la RTR, sino que instruirá a los OS/OM para que éstos ordenen su ejecución a los agentes, de acuerdo al esquema jerárquico previsto;

Los agentes serán los responsables de operar y efectuar los mantenimientos a sus instalaciones, de acuerdo con la regulación nacional y regional, sujetándose a la coordinación operativa por parte del EOR y los OS/OMS;

Los agentes transmisores adicionalmente serán los responsables de coordinar y efectuar el ajuste de las protecciones en coordinación con el OS/OM respectivo, de acuerdo a lo definido en el Libro III del RMER;

El EOR deberá contar con la lista oficial de personas de contacto de los OS/OMS en cada país. Los OS/OM deberán actualizar y publicar en el sitio de Internet del EOR la lista cada vez que se presenten cambios a la misma;

El EOR deberá elaborar y mantener actualizados planes de contingencia, que le permita seguir desempeñando las funciones básicas de operación ante eventos que afecten su capacidad normal de coordinar y supervisar la operación del SER. Dichos planes deberán ser puestos a conocimiento de los OS/OMS y cualquier modificación deberá ser informada con al menos quince (15) días de anticipación a su entrada en vigencia.

3.2.5 Coordinación con los Agentes

3.2.5.1 La coordinación de las funciones de operación y supervisión de las instalaciones de la RTR entre los agentes y el EOR se realizará a través del OS/OM correspondiente.

3.2.5.2 Todos los agentes deberán mantener el equipamiento necesario para llevar a cabo las funciones asignadas de operación, supervisión y control.

3.2.5.3 Los agentes transmisores deberán:

Estar continuamente enlazados a través del sistema de comunicación con el centro de control del OS/OM respectivo para recibir instrucciones de tipo operativas e informar acerca de emergencias o de la existencia de cualquier situación anormal;

Cumplir y ejecutar las instrucciones recibidas de los OS/OMS en la coordinación de la operación de la RTR con el EOR;

Enviar a través de los OS/OM, en los medios y forma establecidos en este Libro, la información requerida por el EOR para el planeamiento y la operación en tiempo real;

Coordinar con el OS/OM respectivo los programas de mantenimiento de las instalaciones, conforme los procedimientos definidos en Libro III del RMER y acatar los programas de mantenimiento coordinados por el EOR;

Realizar con el OS/OM respectivo la coordinación del sistema de protecciones de la RTR;

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Enviar la justificación técnica de los valores declarados para la coordinación de las protecciones para la RTR, cuando el EOR lo considere necesario;

Permitir que el EOR inspeccione, ya sea directamente o a través de terceros, sus instalaciones con el fin de verificar el cumplimiento de las normas de diseño y los requerimientos de coordinación de protecciones establecidos.

3.2.5.4 Si como resultado de las inspecciones definidas en el anterior literal (g) el EOR considera que se han incumplido las normas de diseño o los requerimientos de coordinación de protecciones, el EOR reportará al OS/OM y a la CRIE la situación de incumplimiento junto con los datos y antecedentes para su evaluación. La CRIE, conforme a los procedimientos establecidos en el Libro IV del RMER, iniciará una investigación para determinar si se cometió una infracción y proceder a aplicar las sanciones del caso.

3.2.5.5 Si durante la operación surge algún problema técnico que ponga en riesgo la calidad, seguridad y desempeño de la RTR, el EOR procederá a tomar las acciones necesarias para preservarlas, informando en primer lugar a las partes que se vean afectadas por la medida y luego a la CRIE junto con la justificación de la misma, sin que tal decisión de lugar a indemnización de perjuicio alguno.

3.3 Base de Datos Regional Comercial y Operativa

3.3.1 El EOR desarrollará y administrará una Base de Datos Regional conforme a lo establecido en el numeral 2.4 del Libro I del RMER. Esta Base de Datos Regional contendrá la información necesaria para el planeamiento y la operación técnica y comercial del SER.

3.3.2 En lo que respecta a la información técnica, la Base de Datos Regional operativa incluirá los parámetros de los sistemas de transmisión, generación y demanda más toda la información necesaria para la realización de los estudios de seguridad operativa, planeamiento operativo, el predespacho, el posdespacho, la evaluación de los eventos ocurridos en el SER, la disponibilidad de la RTR, planes de expansión de transporte y generación y las diferentes simulaciones del funcionamiento integrado que se realicen por parte del EOR.

3.3.3 En lo que respecta a la información técnica, la información contenida en la Base de Datos Regional deberá ser mantenida por el EOR con una historia mínima de cinco (5) años.

3.3.4 Información a Contener

3.3.4.1 La Base de Datos Regional deberá mantenerse y actualizarse conforme se establece en este Reglamento. La información técnica a contener incluirá, sin estar limitada a, los siguientes grupos de datos:

Grupo 1, Datos o parámetros de las instalaciones de generación (turbinas, gobernadores, excitadores, impedancias, dispositivos de control de generación, compensadores sincrónicos, etc.);

Grupo 2, Parámetros de arranque y parada de unidades generadoras, mínimos de generación y demás restricciones operativas;

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Grupo 3, Datos de Instalaciones de Transmisión: Parámetros eléctricos de las instalaciones que conforman la red de transmisión (interruptores, seccionadores, líneas aéreas, cables subterráneos, instalaciones de compensación, protecciones, etc.);

Grupo 4, Perfiles de Demanda, Información de Consumo de Energía, Proyecciones y Característica de la Carga del SER;

Grupo 5, Servicios Auxiliares: Disponibilidades para servicios auxiliares, parámetros y restricciones asociadas a la prestación de los mismos;

Grupo 6, Planes de Mantenimiento: Planes de mantenimiento de las instalaciones de transmisión y generación;

Grupo 7, Información para los análisis de Seguridad Operativa y el Planeamiento Operativo: Toda la información adicional solicitada en este Reglamento para efectuar los análisis de seguridad operativa y el planeamiento operativo;

Grupo 8, Reporte de Eventos del SER y de Fallas de la RTR: Reportes de eventos que afecten el SER y de disponibilidad de la RTR;

Grupo 9, Datos de los agentes y el Mercado: Información adicional para efectuar el predespacho y redespacho del MER;

Grupo 10, Informes y Estudios Regionales: Todos los informes y estudios regionales elaborados por los OS/OMS, el EOR y otros organismos regionales;

Grupo 11, Información de los Enlaces Extraregionales: parámetros eléctricos y otra información de los enlaces extraregionales requerida para efectuar los estudios de planeamiento y de seguridad operativa.

3.3.5 Requisitos a Cumplir por los OS/OMS

3.3.5.1 Con relación a la Base de Datos Regional, los OS/OMS deberán cumplir lo siguiente:

Organizar y mantener bases de datos nacionales, de libre acceso al EOR, con las características del sistema de transmisión nacional, topología de la red de transmisión, características y parámetros de generadores, demanda y perfiles de demanda por nodo, proyecciones y características de la carga y niveles de generación por nodo;

Organizar una base de datos nacional, de libre acceso al EOR, de la operación histórica del sistema que supervisa;

Organizar una base de datos nacional, de libre acceso al EOR, de los estudios operativos y de la expansión del sistema que supervisa;

Incorporar a las bases de datos nacionales la información técnica proveniente del MER (de bases de datos del EOR y de otros OS/OMS), para información de los agentes del respectivo país; y

Incorporar a las bases de datos nacionales los análisis y resultados de la operación del MER, para información de los agentes del respectivo país.

3.3.5.2 Los OS/OMS son responsables de solicitar a los agentes y validar toda la información
necesaria para mantener actualizada la Base de Datos Regional.

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3.3.6 Requisitos a Cumplir por el EOR

3.3.6.1 Con relación a la Base de Datos Regional, el EOR deberá cumplir lo siguiente:

Solicitar a los OS/OM toda la información requerida en este Reglamento;

Centralizar todo intercambio de información, dentro de los plazos de este Reglamento;

Organizar y administrar una Base de Datos Regional de libre acceso a los OS/OMS, los agentes y la CRIE;

Poner a disposición de cada OS/OM los resultados del predespacho, redespacho y posdespacho regionales, así como los informes posoperativos del MER;

Revisar la información suministrada por los OS/OMS. En caso de existir inconsistencias, se tratarán según se establece en este Reglamento;

Velar porque la información de la Base de Datos Regional se mantenga actualizada;

Definir los formatos para el suministro de la información de la Base de Datos Regional. El EOR deberá informar con al menos quince (15) días de anticipación a los OS/OMS cualquier modificación a dichos formatos.

3.3.7 Actualización de Datos

3.3.7.1 Cada OS/OM estará obligado como mínimo a la actualización semestral de la información con destino a la Base de Datos Regional, en los meses de mayo y noviembre de cada año, o cuando exista un cambio significativo en la configuración de su sistema. Información específica será actualizada según se disponga en este Reglamento. Si un OS/OM no actualiza dicha información, el EOR utilizará la información más reciente que disponga e informará del hecho a la CRIE.

3.3.7.2 No es obligatorio que toda la información contenida en la Base de Datos Regional sea obtenida en tiempo real ni en forma automática. La información de parámetros y algunos datos básicos podrá ser declarada y enviada por carta, fax o medios electrónicos. La información operativa podrá ser intercambiada por medios electrónicos. Los datos de eventos, registradores de fallas y secuencia de eventos podrán ser intercambiados bajo pedido por medios electrónicos. Los datos operativos deberán contar con los canales y la automatización suficiente para ser intercambiados en tiempo real.

3.3.7.3 En todo caso, corresponderá al EOR definir la forma y medios por los cuales se actualizará la información en la Base de Datos Regional. El EOR informará a los OS/OMS los datos que requieren ser actualizados en tiempo real o en forma automática. En caso que el OS/OM no cuente con los medios para la actualización automática o en tiempo real, éste presentará para aprobación del EOR un cronograma de actividades tendiente a dar cumplimiento a este requerimiento.

3.3.7.4 La información relacionada con los precios y cantidades declaradas para el predespacho regional será de libre acceso a partir del momento en que el EOR publique el predespacho regional.

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3.4 Telecomunicaciones, Intercambio de Información y Supervisión Operativa.

3.4.1 Requisitos del Sistema de Telecomunicaciones y Supervisión Operativa

3.4.1.1 El EOR deberá disponer de medios de supervisión y del sistema de telecomunicaciones que permitan vincularlo con los OS/OMS, los cuales deben ser adecuados para transmitir en forma bidireccional la información necesaria para la operación técnica del SER, de acuerdo con las normas y requisitos definidos en este Libro.

3.4.1.2 Las vinculaciones entre los centros de control de los OS/OMS y el centro de control del EOR deberán cumplir los requisitos técnicos de telecomunicaciones y supervisión establecidos en el Anexo 2 “Requisitos de Supervisión y Comunicaciones”.

3.4.1.3 Deberán existir, como mínimo, los siguientes servicios de telecomunicaciones:

Transmisión de datos del Centro Regional de Coordinación de Transacciones (CRCT);

Comunicaciones de voz y sus equipos de grabación asociados; y

Servicio de fax y correo electrónico.

3.4.1.4 Estos servicios podrán ser satisfechos mediante recursos propios, o también mediante la libre contratación total o parcial de los mismos a prestadores de servicios de telecomunicaciones, o una combinación de estas modalidades.

3.4.1.5 Los recursos utilizados para la comunicación operativa estarán destinados al uso exclusivo de los operadores del EOR y los OS/OMS. Los acuerdos o intercambio de información que por su urgencia deban realizarse en forma verbal, deberán ser confirmados por escrito, a la mayor brevedad posible.

3.4.1.6 Todas las comunicaciones operativas relacionadas con la coordinación de la operación técnica del SER, serán realizadas entre el EOR y los OS/OMS. En caso que el EOR identifique en tiempo real que existen problemas que no permitan establecer la comunicación con un OS/OM, la coordinación podrá efectuarse entre los OS/OMS e informar posteriormente al EOR.

3.4.2 Intercambio de Información Operativa

3.4.2.1 Los OS/OMS intercambiarán con el EOR, la información técnica y operativa requerida para la operación del SER, de acuerdo a los procedimientos, medios y plazos que se indican en este Reglamento.

3.4.2.2 El EOR en forma conjunta con los OS/OMS definirá la nomenclatura a emplear para identificar a cada agente y elemento de la RTR para la coordinación, supervisión y control de la RTR.

3.4.2.3 Previo a toda modificación en las instalaciones que puedan afectar la operación de la RTR, cada OS/OM deberá informar de la misma al EOR y demás OS/OMS, tales como alteraciones en esquemas de protecciones o en la capacidad operativa de las instalaciones.

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3.4.2.4 El EOR mantendrá actualizado un listado del personal perteneciente a cada uno de los OS/OMS que esté relacionado con la operación del SER. Se identificará el cargo de la persona y el medio para ubicarlo. Cualquier cambio que el OS/OM efectúe en su personal autorizado, deberá comunicarlo al EOR, con al menos quince (15) días de anticipación.

3.4.3 Comunicaciones en Tiempo Real

3.4.3.1 Cualquier comunicación entre el personal del EOR y los OS/OMS deberá contener, en forma explícita, la siguiente información:

El nombre y apellido del emisor;

El nombre del país o entidad respectiva;

La identificación de la instalación en cuestión;

La instrucción operativa; y

La hora en la cual se debe ejecutar la instrucción.

La persona que recibe la instrucción repetirá la misma para asegurar a quien la emitió, que ésta fue entendida claramente. Toda información operativa se emitirá verbalmente a través de teléfono o radio, con grabación permanente o de un medio en el que se verifique una constancia escrita.

3.4.3.2 Toda la información necesaria para la operación en tiempo real, solicitada por el EOR o un OS/OM, deberá ser suministrada a la brevedad posible. Igualmente, cualquier evento que ocurra en el SER que pueda afectar las inyecciones o retiros programados a través de la RTR o la calidad y seguridad regionales, deberá ser informado al EOR y éste informará a todos los demás OS/OMS, a la brevedad.

3.4.3.3 En las comunicaciones operativas se deberán denominar las instalaciones de la RTR con su identificación completa y con la nomenclatura acordada por el EOR con los OS/OMS.

3.4.3.4 Ante la ocurrencia de cualquier evento que implique la necesidad de alteración a las inyecciones o retiros programados, los OS/OMS correspondientes deberán comunicarlo al EOR a la brevedad posible, pero siempre dentro de los siguientes diez (10) minutos, excepto en el caso de estados de emergencia, en los cuales se podrá operar sin dar aviso y luego se informará al EOR el motivo de tal acción. El OS/OM deberá informar al EOR sobre todo evento ocurrido conforme a los procedimientos incluidos en Libro III del RMER y podrá solicitar el redespacho correspondiente, conforme a las causas de redespacho definidas en el numeral 5.17.7.

3.4.3.5 Las comunicaciones operativas para la coordinación de maniobras deberán ser dictadas de forma pausada y de manera clara, para registrarlas en la bitácora y en los equipos de grabación, tanto del EOR como de los OS/OMS. En casos de urgencia, la anotación se podrá efectuar a posteriori, respetando los conceptos de la conversación e indicando la hora, el lugar y los funcionarios de cada OS/OM y el EOR involucrados.

3.4.4 Comunicaciones Pre y PosOperativas

3.4.4.1 La información operativa que el EOR requiere para el predespacho y el seguimiento diario posoperativo, deberá ser enviada por los OS/OMS. Dicha información incluye, sin limitarse a, la siguiente:

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Para el predespacho, aquélla relacionada con el numeral 5;

La energía medida para cada período de mercado de los intercambios por los enlaces entre áreas de control y de las inyecciones y retiros realizados (MWh) en la RTR, que deberá ser informada por cada OS/OM al EOR antes de las 10:00 horas del día siguiente; y

Además de la información intercambiada en tiempo real, los eventos ocurridos en el SER serán informados conforme el procedimiento definido en el Libro III del RMER.

3.4.5 Supervisión Técnica del MER

3.4.5.1 La coordinación y supervisión de la operación técnica del MER requerirá que el EOR en conjunto con los OS/OM cuente con la información en tiempo real necesaria. Para ello, el EOR deberá contar con los medios informáticos y de comunicaciones que vinculen el centro de control del EOR con los centros de control de los OS/OMS.

3.4.5.2 El EOR deberá contar con un sistema propio de supervisión (SCADA) para la operación del SER.

3.4.5.3 Cada subestación asociada a la RTR deberá contar con las instalaciones de supervisión necesarias que le permitan al EOR, por intermedio de los OS/OMS, disponer en tiempo real de las señales de voltaje, potencia activa, reactiva, posición de equipos de maniobra (estado de interruptores y seccionadores, así como posiciones de taps de transformadores), estado de algunos equipos auxiliares y de los equipos de compensación de las instalaciones asociadas a la RTR.

3.4.5.4 El EOR determinará las subestaciones de la RTR que deberán contar con equipos registradores de fallas para obtener evidencia de la operación de la RTR e identificar responsabilidades ante estados de emergencia e incumplimientos de los criterios de calidad, seguridad y desempeño regionales.

3.5 Auditorías al EOR

3.5.1 Cada dos (2) años, el EOR deberá someterse a una (1) auditoría técnica, o a cualquier otra solicitada por la CRIE, con el fin de revisar el cumplimiento de los procedimientos establecidos en el RMER y la efectividad de los sistemas utilizados en la operación y administración del MER, incluyendo entre otros los siguientes:

Procesos de predespacho, redespacho y posdespacho;

Procesos de conciliación, facturación y liquidación;

Procesos de coordinación y supervisión del SER;

Procesos de planeamiento operativo y seguridad operativa;

Sistemas de información y procesos de administración del software; y

Aspectos específicos del EOR solicitados por la CRIE.

3.5.2 El EOR, deberá suministrar y permitir el acceso requerido a registros, procesos, personal y sistemas informáticos para el cumplimiento de las auditorías. El OS/OM proporcionara

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la información requerida para la comprobación de la información suministrada por el EOR.

3.5.3 Los informes de auditoría deberán incluir como mínimo un resumen de la auditoría, las pruebas realizadas y las conclusiones y recomendaciones de la misma. El informe de auditoría será entregado a la CRIE, quien lo pondrá a disposición del EOR, para sus comentarios y observaciones.

3.5.4 Con base en los informes de auditoría, el EOR deberá elaborar un plan de acción donde especifique la manera y plazos en que planea corregir las deficiencias detectadas. Dicho plan deberá ser informado a la CRIE.

3.5.5 El costo de la auditoría anual de gestión será incluido en el presupuesto de la CRIE.

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Planeamiento de la Operación

4.1 Alcance del Capítulo 4

4.1.1 Este capítulo define los criterios, responsabilidades, procedimientos y requisitos necesarios para realizar el planeamiento operativo, dentro de los estándares de calidad, seguridad y desempeño regionales.

4.1.2 El planeamiento de la operación coordinada de los recursos disponibles de generación, de combustibles primarios y de los recursos de transmisión de la región de América Central deberá reflejar de la mejor forma posible la operación esperada del MER. Esta planeación tendrá por objeto proveer información indicativa sobre el MER, anticipar el comportamiento de los niveles de calidad, seguridad y desempeño del SER.

4.1.3 Para realizar el planeamiento de la operación se efectuará una descomposición funcional y temporal. La descomposición funcional considerará el planeamiento operativo y la seguridad operativa. La descomposición temporal establecerá para la seguridad operativa un horizonte de mediano plazo de uno (1) a dos (2) años y de corto plazo el horizonte del predespacho y la operación en tiempo real; para el planeamiento operativo un horizonte de mediano plazo de uno (1) a dos (2) años.

4.1.4 Los análisis del planeamiento de la operación de mediano plazo se deberán realizar al menos cada doce (12) meses, o con una periodicidad menor según lo ameriten las circunstancias prevalecientes.

4.1.5 El planeamiento deberá ser indicativo y flexible, de tal forma que se adapten a los cambios que determinen las condiciones técnicas y económicas en la región, cumpliendo con los Criterios de calidad, seguridad y desempeño.

4.2 Seguridad Operativa

4.2.1 El detalle de los estudios de Seguridad Operativa que se realizaran en el SER se definen en el Libro III del RMER

4.3 Planeamiento Operativo de Mediano Plazo

4.3.1 En este proceso se calculará la producción esperada (MWh) de los distintos recursos de generación y la utilización de combustibles utilizados en las plantas térmicas que cumplan con el criterio de maximizar el valor esperado del valor presente neto del beneficio social de la región, considerando los recursos de generación en forma coordinada y las limitaciones eléctricas del SER.

4.3.2 El planeamiento operativo del MER tendrá como objetivo suministrar a los agentes, actuales y futuros, los OS/OMS y a la CRIE, los análisis que se lleven a cabo por parte del EOR relacionados con la evolución esperada del uso de los recursos energéticos asociados con el suministro de energía eléctrica de la región, así como de la evolución de los indicadores de confiabilidad energética, dando señales de:

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Evolución esperada de uso de los recursos de generación y de combustibles primarios de la región;

Retroalimentación para el planeamiento de la expansión de generación y transmisión, impacto de las congestiones de red y conveniencia de expansiones;

Comportamiento esperado de los criterios de confiabilidad energética asociados a la posibilidad de abastecimiento futuro de la demanda en la región;

Coordinación de la planeación regional con los planes de expansión de generación y/o transmisión nacionales, según sea el caso;

Tendencia de crecimiento o decrecimiento de volúmenes esperados de transacciones de energía eléctrica entre países; y

Coordinación de mantenimientos del SER.

4.3.3 La frecuencia de actualización del planeamiento operativo será anual, o antes si las circunstancias así lo indican. El horizonte de planeamiento operativo será de uno (1) a dos (2) años y las etapas máximas de resolución será de un (1) mes.

4.4 Criterios

4.4.1 Se utilizarán los criterios de calidad, seguridad y desempeño adoptados para la operación del MER aplicables a los análisis de mediano plazo.

4.4.2 La función objetivo para encontrar la política óptima de la evolución esperada del MER será la de maximizar el beneficio social de la región.

4.5 Programas de Simulación

4.5.1 La herramienta utilizada por el EOR para el planeamiento operativo regional deberá ser un modelo que calcule la política operativa óptima del MER y que refleje de la mejor manera posible las reglas del mismo, tomando en cuenta:

Descripción operativa de las plantas hidroeléctricas: capacidad, balance hídrico, límites de turbinamiento y almacenamiento, volúmenes de seguridad, vertimiento y restricciones aguas abajo;

Descripción, según aplique, de las plantas térmicas, geotérmicas, eólicas, etc.: capacidad máxima y mínima, restricciones de generación por grupo, curvas de costo, consumo de combustible con uno o más combustibles, reservas de combustibles;

Representación de los compromisos contractuales firmes que impliquen cumplimiento físico de inyecciones o retiros de energía;

Aspectos de incertidumbre hidrológica: deberá permitir utilizar un modelo estocástico de caudales que represente las características hidrológicas del sistema (estacionalidad, dependencia temporal y espacial de los caudales, sequías, etc.), o secuencias históricas de caudales, o secuencias hidrológicas específicas para condiciones particulares;

Descripción del sistema de transmisión, considerando: topología, límites de flujo de potencia en cada circuito, pérdidas, restricciones eléctricas, límites de exportación e importación por área de control y en general, los resultados de la seguridad operativa; y

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f) Proyección de la demanda y otros datos relevantes.

4.6 Información

4.6.1 Los OS/OMS tienen la obligación de suministrar al EOR y mantener actualizada la información requerida para el planeamiento operativo en los medios y formatos definidos por el EOR e incluidos en la Base de Datos Regional.

4.6.2 Cada Agente, a través del OS/OM respectivo, y los OS/OM deberán suministrar al EOR la siguiente información, pero sin estar limitada a:

Parámetros técnicos del sistema de transmisión y topología actual;

Proyecciones de demanda de energía y potencia;

Plan de expansión de generación y transmisión nacional;

Fechas de retiro de plantas e instalaciones;

Programas de mantenimientos de las instalaciones del SER que afecten la RTR;

Series históricas mensuales de caudales, irrigación, consumos de acueductos, aportes, bombeos y evaporación;

Diagramas topológicos de cada una de las cadenas que constituyen los sistemas hidroeléctricos;

Parámetros técnicos de embalses, plantas hidroeléctricas, plantas térmicas, geotérmicas, eólicas, etc.;

Características y limitaciones en la disponibilidad en combustibles primarios;

Costos de combustibles para generación térmica;

Costos de Administración, Operación y Mantenimiento de las plantas térmicas;

Costos de racionamiento..

Restricciones técnicas de elementos del SER que afecten la RTR..

Generación necesaria para cumplir condiciones técnicas o contractuales de las plantas de generación (contratos físicos, seguridad, etc.)..

o) Índices de disponibilidad de las instalaciones de generación y de los elementos individuales de la RTR..

Información de los enlaces extraregionales.

4.6.3 La información para el planeamiento operativo energético se canalizará a través de cada OS/OM, quien la actualizará semestralmente en la Base de Datos Regional, en los meses de mayo y noviembre de cada año.

4.7 Publicación de Resultados

4.7.1 El EOR deberá producir un informe periódico, con los resultados obtenidos de los estudios de planeamiento operativo, donde muestre el comportamiento futuro esperado del MER. Los resultados de los estudios serán enviados por el EOR a los OS/OMS, y a los

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agentes transmisores e incluirá en la Base de Datos Regional la información técnica y económica utilizada para dichos estudios.

4.7.2 El EOR publicará los resultados del planeamiento operativo semestralmente, a más tardar el quince (15) de julio y quince (15) de enero de cada año.

4.7.3 Los OS/OMS y los agentes del MER podrán efectuar observaciones a los estudios publicados por el EOR; que en el caso de los agentes se canalizarán a través de su respectivo OS/OM. Cada OS/OM será el responsable en su país de presentar a sus agentes los resultados e implicaciones de los estudios regionales efectuados por el EOR.

4.8 Informe de Resultados

4.8.1 Los informes de resultados del Planeamiento Operativo que el EOR pondrá a disposición de los OS/OMS y los agentes del MER a través de los OS/OM, según corresponda, abarcarán los siguientes temas:

Evolución esperada del uso de los recursos de generación de la región;

Evolución esperada del uso de combustibles primarios;

Evolución de los indicadores de confiabilidad energética del SER;

Intercambios esperados de energía en los nodos frontera; y

Tendencia de crecimiento o decrecimiento de los volúmenes esperados de transacciones

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Predespacho Regional y Desviaciones

5.1 Alcance del Capítulo 5

5.1.1 Se presenta en este Capítulo los procedimientos para la ejecución diaria del predespacho del MER, el cual operará en dos (2) niveles sucesivos: el EOR en el nivel regional y el OS/OM de cada país en el nivel nacional y el Posdespacho Regional, incluyendo lo siguiente:

La ejecución del predespacho regional, el cual abarca las ofertas de inyección y retiro en los diferentes nodos de la RTR, los contratos regionales, las ofertas de flexibilidad de los contratos, las ofertas de pago máximo por CVT, el modelo de predespacho para determinar las transacciones programadas y toda la coordinación del flujo diario de información entre el EOR y los OS/OMS;

La operación en tiempo real del SER, necesaria para mantener el control de las transacciones por los enlaces entre áreas de control y las inyecciones y retiros programados, así como mantener la frecuencia y el voltaje de acuerdo con los criterios de calidad, seguridad y desempeño regionales;

Los procedimientos para el tratamiento operativo de las desviaciones a las transacciones programadas, así como la definición de las causas para efectuar un redespacho en el MER;

Las responsabilidades y procedimientos en la ejecución de maniobras en las instalaciones asociadas a la RTR y la forma de actuar frente a estados de emergencia del SER;

Los requisitos, coordinación y seguimiento del desempeño de servicios auxiliares en el MER, según se detallan en el Libro III del RMER,;

Los procedimientos y flujo de información necesarios para el reporte de eventos en el SER, incluido el seguimiento del desempeño de la RTR en cuanto a la disponibilidad de sus instalaciones;

5.2 Ofertas de Oportunidad y Compromisos Contractuales

5.2.1 Cada OS/OM informará al EOR para cada uno de los períodos de mercado del día siguiente, las correspondientes ofertas de inyección y retiro de oportunidad regional en los nodos de la RTR, así como los compromisos contractuales de sus agentes y sus ofertas asociadas.

5.2.2 Todos los agentes autorizados a realizar transacciones en el MER estarán obligados a presentar ofertas de oportunidad al MER. Cada OS/OM deberá poner todos los días a consideración del EOR las ofertas de inyección y retiro en cada nodo de la RTR correspondiente.

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5.2.3 La cantidad de dichas ofertas mencionadas en el numeral 4.6.2.2, sólo estará limitada por:

La capacidad técnica de inyectar y retirar energía en la RTR tomando en cuenta los criterios de seguridad y calidad establecidos en la regulación nacional; y

Por el requerimiento de suplir la demanda y la disponibilidad de recursos de generación en cada país.

Ningún agente autorizado a realizar transacciones en el MER u OS/OM podrá negarse a informar las ofertas de oportunidad al MER, que estarán limitadas sólo por las razones técnicas mencionadas.

5.2.4 Cada OS/OM deberá poner todos los días a consideración del EOR las ofertas de flexibilidad de los Contratos Firmes de la parte vendedora, así como las ofertas de flexibilidad de los Contratos No Firmes Físicos Flexibles, provenientes de los agentes de su país. Igualmente, informará las ofertas de pago máximo por CVT que sus agentes con Contratos No Firmes Físicos Flexibles hayan efectuado.

5.2.5 Las ofertas de oportunidad al MER serán de precio, expresadas en dólares de los Estados Unidos de América por MWh y deberán presentarse, al igual que la información de los compromisos contractuales, en el formato definido por el EOR. Si el EOR requiere modificar este formato, lo informará a los OS/OMS con al menos treinta (30) días de anticipación a su entrada en vigencia.

5.3 Ofertas de Inyección de Oportunidad

5.3.1 Para cada período de mercado, el OS/OM informará las ofertas de inyección de oportunidad en bloques de energía. Para cada nodo de la RTR podrá presentarse más de una oferta de inyección.

5.3.2 Para las ofertas de inyección deberá considerarse lo siguiente:

A cada bloque de energía ofertado se asignará un precio, que corresponderá al precio mínimo a partir del cual estará dispuesto a vender la energía ofertada. La oferta al MER deberá ser mayor o igual al costo declarado o mayor o igual al precio de oferta en el respectivo mercado nacional y respetar lo establecido en la regulación nacional en relación a la formación del precio de la oferta al MER;

Indicarán si la disponibilidad de inyección al MER corresponde a generación no despachada en el predespacho nacional, a ofertas de inyección de países no miembros en nodos de la RTR localizados dentro de su país, o a demanda interrumpible por precio satisfecha en el predespacho nacional;

Para cada bloque de energía se considerará que el precio ofertado se aplica a todo el segmento, incluido el extremo mayor de energía pero excluido el extremo menor de energía. Lo anterior con excepción del primer segmento, donde el precio se aplicará incluso al extremo menor, es decir, al valor cero de energía; y

Se permitirá en cada oferta de inyección hasta cinco (5) bloques crecientes en precio.

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5.4 Ofertas de Retiro de Oportunidad

5.4.1 Para cada período de mercado, el OS/OM informará las ofertas de retiro de oportunidad en bloques de energía. Para cada nodo de la RTR podrá presentarse más de una oferta de retiro.

5.4.2 Para las ofertas de retiro deberá considerarse lo siguiente:

A cada bloque de energía ofertado se asignará un precio que corresponderá al precio máximo hasta el cual estará dispuesto a comprar la energía ofertada y respetar lo establecido en la regulación nacional en relación a la formación del precio de la oferta al MER;

Indicarán si corresponden a reemplazo de generación despachada en el predespacho nacional, a ofertas de retiro de países no miembros en nodos de la RTR localizados dentro de su país, o a demanda no satisfecha en el predespacho nacional;

Para cada bloque de energía se considerará que el precio ofertado se aplica a todo el segmento, incluido el extremo mayor de energía pero excluido el extremo menor de energía. Lo anterior con excepción del primer segmento, donde el precio se aplicará incluso al extremo menor, es decir, al valor cero de energía; y

Se permitirá en cada oferta de retiro hasta cinco (5) bloques decrecientes en precio.

5.5 Ofertas de Flexibilidad y de Pago máximo por CVT asociadas a los Contratos No Firmes Físicos Flexibles

5.5.1 Para cada período de mercado, el OS/OM informará las ofertas de flexibilidad y de pago máximo por CVT, asociadas a los Contratos No Firmes Físicos Flexibles en el MER.

5.5.2 Cada parte de un Contrato No Firme Físico Flexible, por intermedio del OS/OM correspondiente, efectuará la oferta de flexibilidad en su respectivo nodo de inyección o retiro asociado al contrato. Dichas ofertas se efectuarán, en general, del mismo modo y forma que las ofertas de inyección y retiro descritas en los numerales anteriores.

5.5.3 Las ofertas de flexibilidad de Contratos No Firmes Físicos Flexibles no podrán superar, para cada período de mercado, la energía declarada del contrato para el predespacho.

5.5.4 Cada OS/OM informará las ofertas de pago máximo por CVT de los Contratos No Firmes Físicos Flexibles, indicando la diferencia máxima de precios nodales, entre el nodo de retiro y el de inyección, que las partes contratantes estarán dispuestas a pagar por unidad de energía. Para las ofertas de pago máximo por CVT deberá considerarse lo siguiente:

Se ofertarán hasta cinco (5) bloques de energía, con su correspondiente precio decreciente, que corresponderá al precio máximo que estará dispuesto a pagar el comprador o vendedor del contrato por el servicio de transmisión entre el nodo de inyección y el de retiro;

Se indicará el nodo de inyección y retiro del contrato;

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Para cada bloque de energía se considerará que el precio ofertado se aplica a todo el segmento, incluido el extremo mayor de energía pero excluido el extremo menor de energía. Lo anterior con excepción del primer segmento, donde el precio se aplicará incluso al extremo menor, es decir, al valor cero de energía; y

Se indicará la parte que asumirá los cargos por el diferencial de precios nodales asociados al compromiso contractual.

5.6 Información de Compromisos Contractuales

5.6.1 Los agentes que sean parte de un contrato regional deberán suministrar a su OS/OM, para que esté a su vez la remita al EOR, la siguiente información:

Identificación del agente comprador y vendedor que suministra la información;

Tipo de contrato;

Nodos de inyección y retiro en la RTR;

Para cada período de mercado, la energía declarada del compromiso contractual en los nodos de compra y venta;

Para los Contratos Firmes, la energía requerida por el agente comprador así como las ofertas de flexibilidad del agente vendedor, que sea como mínimo igual a la energía requerida informada por el agente comprador del contrato;

Para los Contratos No Firmes Físicos Flexibles, las ofertas de flexibilidad y/o de pago máximo por CVT asociadas al contrato; y

La parte que asumirá los cargos en el Mercado de Oportunidad Regional por la diferencia de precios nodales entre los nodos de retiro e inyección asociados al contrato.

5.7 Ofertas de Servicios Auxiliares

5.7.1 Los servicios auxiliares en MER se prestan mediante compromisos mínimos obligatorios de cada área de control, por tanto, no se tendrán ofertas asociadas a los mismos.

5.8 Invalidez de Ofertas y de Compromisos Contractuales

5.8.1 Las ofertas de oportunidad, de flexibilidad y de pago máximo por CVT de Contratos Firmes y los No Firmes Físicos Flexibles se considerarán inválidas en los siguientes casos:

Cuando las ofertas sean enviadas por el OS/OM al EOR fuera de los horarios establecidos;

Cuando las ofertas sean enviadas en un formato o un medio diferente a los establecidos oficialmente por el EOR;

Cuando las ofertas especifiquen condiciones diferentes a las establecidas en este Libro;

Para las ofertas de flexibilidad y de pago máximo por CVT, cuando no se considere válido el contrato asociado conforme al numeral 5.5; y

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Para las ofertas de flexibilidad, cuando las mismas superen el compromiso contractual asociado.

5.8.2 En el caso en que el EOR invalide una oferta de oportunidad, flexibilidad o de pago máximo por CVT de Contratos Firmes y No Firmes Físicos Flexibles, ésta no será tomada en cuenta para ninguno de los procesos en el MER.

5.8.3 Un compromiso contractual regional será considerado válido si se cumplen los siguientes requisitos:

El agente comprador suministra a su OS/OM la información del compromiso contractual regional de compra y el agente vendedor suministra a su OS/OM la misma información correspondiente al compromiso contractual regional de venta;

El OS/OM del agente comprador y el OS/OM del agente vendedor envían al EOR en los plazos, forma y medios definidos por el EOR la misma información de los compromisos contractuales para cada período de mercado, incluidas las aclaraciones y ajustes solicitados por el EOR conforme a lo definido en el numeral 5.13;

El OS/OM del agente comprador y el OS/OM del agente vendedor envían al EOR en los plazos, forma y medios definidos por el EOR la información de las ofertas de flexibilidad y de pago máximo por CVT de los Contratos Firmes y No Firmes Físicos Flexibles;

Para cada período de mercado, que el tipo de contrato y la energía informada por el agente comprador coincida con el tipo y la energía informada por el agente vendedor en los nodos de inyección y retiro;

Para Contratos Firmes, para cada período de mercado, que la cantidad de energía requerida por el agente comprador no supere el compromiso contractual;

Para Contratos Firmes, para cada período de mercado, que la cantidad de energía ofertada de inyección al Mercado de Oportunidad Regional por el agente vendedor sea como mínimo igual a la energía requerida por el agente comprador.

Para los Contratos Firmes, que la información suministrada por las partes sea compatible con la información de registro del contrato; y

Se hayan considerado válidas las ofertas de flexibilidad y de pago máximo por CVT, asociadas a Contratos No Firmes Físicos Flexibles, conforme a lo definido en el numeral 5.8.1.

5.8.4 Cuando no se cumplen las condiciones establecidas en el numeral 5.8.3, el EOR no tomará en cuenta el contrato para ningún proceso en el MER, sin perjuicio de las obligaciones que resulten entre las partes por incumplimiento del mismo.

5.8.5 El EOR informará a la brevedad posible a cada OS/OM las ofertas o compromisos contractuales rechazados por inválidos, indicando el motivo. Cada OS/OM será responsable de informar a sus agentes esta situación.

5.9 Modelo de Optimización del Predespacho

5.9.1 El predespacho regional será calculado usando un modelo matemático que considere toda la funcionalidad necesaria para incorporar en la optimización las ofertas de oportunidad, las ofertas de flexibilidad y por servicios de transmisión, el requerimiento

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de servicios auxiliares regionales, los compromisos contractuales, el predespacho nacional y la configuración, restricciones y pérdidas del sistema de transmisión.

5.9.2 El modelo matemático deberá determinar el despacho óptimo factible de las ofertas de oportunidad, las ofertas de flexibilidad y por servicios de transmisión, los servicios auxiliares regionales y los compromisos contractuales, y obtener la asignación óptima de las ofertas de precios dentro del horizonte de optimización maximizando el beneficio social. En el Anexo 3 “Predespacho y Posdespacho Regional” se presenta el detalle de la formulación del predespacho regional.

5.10 Cálculo de Precios Nodales Ex-ante

5.10.1 Los precios nodales ex–ante serán calculados como el precio incurrido para satisfacer un incremento marginal de los retiros de energía en cada nodo de la RTR. Los precios nodales ex–ante para cada período de mercado serán determinados directamente por el algoritmo de solución del predespacho, como los multiplicadores de Lagrange de la restricción de balance de inyección y retiro para cada nodo de la RTR (variables duales del programa de optimización).

5.11 Cronograma y Coordinación del Predespacho

5.11.1 Cada día, los OS/OMS y el EOR deberán intercambiar la información necesaria para que el EOR pueda efectuar el predespacho regional y para que los OS/OMS incorporen en su programación las transacciones resultantes del Mercado de Oportunidad Regional y del Mercado de Contratos Regional.

5.11.2 El EOR definirá los formatos y medios para el intercambio de información relacionada con la coordinación del predespacho. Si el EOR requiere efectuar una modificación a dichos formatos, lo informará a los OS/OMS con al menos treinta (30) días de anticipación a su entrada en vigencia.

5.12 Nivel Nacional: los OS/OMS

5.12.1 Los OS/OMS realizarán el predespacho a nivel nacional, de acuerdo con las reglas vigentes en su país pero sin incorporar transacciones internacionales. Cada OS/OM deberá realizar los siguientes procedimientos de coordinación con sus agentes, interactuando al mismo tiempo con el EOR:

Coordinación del predespacho, ofertas y requerimientos de oportunidad

Pondrá a disposición en la Base de Datos Regional del EOR, antes de las 10:00 horas de cada día, el estado del sistema de transmisión que afecte la operación del MER para los períodos de mercado del día siguiente. Dicha información deberá incluir los mantenimientos programados y no programados, modificaciones a la capacidad operativa de la RTR y los cambios topológicos que afecten los intercambios de energía a través de la red de transmisión modelada en el predespacho regional. La información declarada deberá estar debidamente justificada.

El EOR podrá solicitar al OS/OM una ampliación de la información declarada;

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Informará al EOR, antes de las 10:00 horas de cada día, los compromisos contractuales conforme el numeral 5.6 y las ofertas de flexibilidad y de pago máximo por CVT conforme el numeral 5.5;

Realizará, antes de las 11:30 horas de cada día, los ajustes y aclaraciones necesarias a las inconsistencias de compromisos contractuales reportadas por el EOR;

Realizará, antes de las 13:00 horas de cada día, el predespacho nacional, para los períodos de mercado del día siguiente, para determinar las correspondientes ofertas de oportunidad al MER;

Informará al EOR, antes de las 13:00 horas de cada día el predespacho nacional y las ofertas de oportunidad conforme los numerales 1.4.2.2, 5.3 y 5.4;

Recibirá del EOR, antes de las 14:30 horas de cada día, las transacciones programadas y los precios ex-ante en el Mercado de Oportunidad Regional para cada nodo de la RTR y las incorporará al predespacho total. Adicionalmente, recibirá del EOR las transacciones resultantes del Mercado de Contratos Regional;

Determinará y coordinará, entre las 14:30 y 16:00 horas de cada día, con el EOR, los ajustes que sean necesarios para que el resultado sea operativamente factible y obtener el predespacho total.

A las 16:00 horas recibirá del EOR el predespacho regional definitivo con la información definida en el numeral 5.16;

Antes de las 18:00 horas, informará a sus agentes las transacciones resultantes del Mercado de Oportunidad Regional y del Mercado de Contratos Regional.

Coordinación de requerimientos de servicios auxiliares

Verificará que las instalaciones de los agentes de su sistema habilitados para prestar servicios auxiliares regionales cumplen con los requisitos técnicos establecidos en la regulación nacional y regional para aportar cada servicio auxiliar e informará, antes de las 10:00 horas de cada día, de ello al EOR.

Informará, antes de las 10:00 horas de cada día, al EOR la disponibilidad para la prestación de servicios auxiliares.

Recibirá del EOR, antes de las 14:30 horas de cada día, la participación en los servicios auxiliares a nivel regional que le corresponde a su sistema, la asignará entre los agentes e instalaciones nacionales y reportará al EOR toda restricción que afecte su calidad o imposibilite su cumplimiento.

Coordinará, entre las 14:30 y 16:00 horas de cada día, con el EOR los ajustes que sean necesarios a los servicios auxiliares.

5.13 Nivel Regional: el EOR

5.13.1 El EOR realizará el predespacho regional que considerará los predespachos nacionales, la RTR y las redes de transmisión nacionales; así mismo procesará los contratos, y las ofertas de oportunidad, las ofertas de flexibilidad de contratos y de pago máximo por CVT informadas por los OS/OMS.

5.13.2 El EOR deberá realizar el siguiente procedimiento de coordinación con los respectivos

OS/OMS:

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Coordinación ofertas de oportunidad, compromisos contractuales y predespacho

Recibirá hasta las 10:00 horas por parte de cada OS/OM, la información del estado del sistema de transmisión, mantenimientos programados y no programados, modificaciones a la capacidad de la red y los cambios topológicos que afecten la programación del predespacho regional. La información declarada deberá estar debidamente justificada.

El EOR podrá solicitar al OS/OM una ampliación de la información declarada;

Hasta las 10:00 horas, recibirá de cada OS/OM la información de compromisos contractuales previstos en el Mercado de Contratos Regional, conforme el numeral 5.6 y las ofertas de flexibilidad y de pago máximo por CVT conforme el numeral

5.5;

El EOR verificará que la información de los compromisos contractuales sea consistente, conforme los numerales 5.8.1 y 5.8.3. Los resultados serán informados a los OS/OM antes de las 10:30 horas;

Ante diferencias, el EOR realizará un proceso de verificación y ajuste con los OS/OMS involucrados que durará hasta las 11:30 horas;

Hasta las 13:00 horas de cada día, recibirá de cada OS/OM los predespachos nacionales y las ofertas y requerimientos de oportunidad conforme los numerales 1.4.2.2, 5.3 y 5.4;

Verificará la consistencia de las ofertas conforme el numeral 5.8.1;

Verificará la viabilidad técnica del predespacho regional, de manera que el conjunto de transacciones no vulnere las restricciones de la RTR y los criterios de calidad y seguridad regionales;

Informará a cada OS/OM nacional, antes de las 14:30 horas de cada día, las transacciones programadas y los precios ex-ante en el Mercado de Oportunidad Regional para cada nodo de la RTR. Adicionalmente, informará las transacciones resultantes del Mercado de Contratos Regional;

Coordinará con cada OS/OM, entre las 14:30 y 16:00 horas de cada día, los ajustes que sean necesarios al predespacho regional;

Hasta las 16:00 horas, informará a todos los OS/OMS el predespacho definitivo del MER cumpliendo los requisitos de publicación del numeral 5.16.

Coordinación de requerimientos de servicios auxiliares

Recibirá, antes de las 10:00 horas de cada día, de cada OS/OM la disponibilidad para la prestación de los servicios auxiliares regionales;

Realizará la coordinación regional de servicios auxiliares, determinando para cada servicio los niveles requeridos teniendo en cuenta los requisitos y criterios de calidad, seguridad y desempeño regionales, y asignando los responsables de aportarlos teniendo en cuenta la disponibilidad reportada;

Verificará que con los servicios auxiliares asignados se cumplen los criterios de calidad, seguridad y desempeño regionales;

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Informará a cada OS/OM, antes de las 14:30 horas de cada día como resultado del predespacho regional, la participación en los servicios auxiliares a nivel regional que le corresponde a cada área de control;

Recibirá de los OS/OMS, cuando corresponda, la información de los agentes e instalaciones nacionales a quienes se les asignó el cumplimiento de dichas obligaciones; y

Coordinará, entre las 14:30 y 16:00 horas de cada día, con los OS/OMS los ajustes que sean necesarios a los servicios auxiliares.

5.14 Evaluación de Seguridad Operativa del Predespacho

5.14.1 Como parte del proceso de coordinación del predespacho, el EOR deberá efectuar una validación eléctrica del mismo, para lo cual utilizará las herramientas y criterios aplicables a los análisis de seguridad operativa definidos en el Libro III del RMER.

5.14.2 Mediante evaluaciones de estado estacionario se realizarán las siguientes tareas:

Selección de contingencias de transmisión y generación;

Evaluaciones del desempeño del sistema ante las contingencias seleccionadas; y

Recomendación de ajustes por razones eléctricas al predespacho regional e incorporación al mismo.

5.14.3 Si, por razones de tiempo, los ajustes anteriores no se incluyen en el predespacho regional resultante del procedimiento descrito en el numeral 5.13, los mismos se aplicarán como un redespacho en el MER conforme se define en el numeral 5.12.

5.15 Validación de Garantías del Predespacho

5.15.1 Como parte del proceso de coordinación del predespacho, el EOR deberá verificar que el valor disponible de la garantía constituida por el agente para cubrir sus obligaciones de pago cumpla con lo dispuesto en el numeral 2.10.3.

5.16 Publicación del Predespacho

5.16.1 El EOR remitirá a cada OS/OM, dentro de los plazos definidos en el numeral 5.13, la siguiente información:

Ofertas invalidadas, indicando el motivo;

Transacciones por contratos regionales invalidadas, indicando el motivo;

Transacciones programadas por TOPs y contratos regionales;

Los precios nodales ex-ante del Mercado de Oportunidad Regional en todos los nodos de la RTR;

La asignación de servicios auxiliares regionales; y

Un resumen de las recomendaciones eléctricas y operativas que se tuvieron en cuenta para el predespacho.

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5.16.2 La información anterior estará a disposición en las Base de Datos Regional administrada por el EOR.

5.17 Desviaciones de las Transacciones Programadas y Operación en tiempo real

5.17.1 Los OS/OMS coordinarán con los agentes de su área de control la administración de las transacciones de energía programadas en el predespacho nacional y en el predespacho regional. El OS/OM administrará las transacciones netas por medio del agente que opera las instalaciones en los nodos respectivos.

5.17.2 Desviaciones al Predespacho

5.17.2.1 El EOR supervisará en tiempo real la operación de la RTR y administrará los recursos a su alcance a través de los OS/OM, con el objeto de controlar las desviaciones con respecto a las transacciones programadas. Dada su condición de desviaciones respecto a lo programado, el EOR en coordinación con los OS/OMS deberá mantenerlas en el menor valor posible que sea compatible con los criterios de calidad, seguridad y desempeño regionales. El EOR, en coordinación con los OS/OMS, supervisará los flujos en los enlaces entre áreas de control y las inyecciones y retiros en los nodos de la RTR con el objeto de mantener las transacciones programadas en cada período de mercado.

5.17.2.2 Para cada transacción programada se permitirá un margen de desviación asociado a los cambios graduales de las transacciones entre períodos de mercado. Los cambios graduales de las transacciones programadas deberán efectuarse cinco (5) minutos antes y después del cambio de período.

5.17.2.3 El margen de desviación permitido será el máximo entre:

Cinco por ciento (5%) de la transacción programada; y

Cuatro (4) MWh multiplicado por la duración del período de mercado en minutos dividido por 60 minutos.

5.17.2.4 Las desviaciones a las transacciones programadas en el MER se clasificarán en normales, significativas autorizadas, significativas no autorizadas y graves. Adicionalmente, el EOR será quien determine, una vez efectuado el análisis en cada caso, la clasificación de cada una de las desviaciones en el MER.

5.17.3 Desviaciones Normales

5.17.3.1 Son originadas en variaciones de inyección y/o retiro por eventos al interior de las áreas de control (incluye las fallas de transmisión) o en acciones tomadas por el EOR y el OS/OM para preservar la calidad, seguridad y desempeño y economía regional, y que son controlables con la reserva de regulación primaria y secundaria en el MER . Dichas desviaciones no ocasionan que áreas de control del SER pasen al estado de alerta o emergencia conforme se definen en el numeral 5.17.8.

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5.17.3.2 El EOR, por medio de los OS/OM, informará y coordinará con los agentes que retiran y/o inyectan en la RTR las desviaciones normales a aplicar a los retiros y/o inyecciones programadas (predespachadas o redespachadas) en la RTR. Las desviaciones normales se referirán a los retiros y/o inyecciones netas. El agente que opera las instalaciones en el nodo respectivo es el responsable de coordinar estas desviaciones y realizar la operación en tiempo real de las mismas.

5.17.4 Desviaciones Significativas Autorizadas

5.17.4.1 Son cambios en las transacciones programadas, originados en modificaciones a las condiciones consideradas en el predespacho o redespacho del MER incluidos los producidos por fallas de transmisión, que permiten llevar al sistema eléctrico de un estado operativo de alerta a un estado operativo normal. El EOR será el responsable de indicar qué áreas de control del SER están operando en estado de alerta conforme los criterios de calidad, seguridad y desempeño regionales establecidos en el Libro III del RMER.

5.17.4.2 En general, corresponderán respectivamente a desviaciones originadas en instrucciones del EOR en coordinación con el OS/OM. Una desviación será autorizada cuando el EOR, con el objeto de preservar la calidad, seguridad y desempeño y economía regionales, solicite a un OS/OM que una inyección o retiro se aparte transitoriamente de la condición programada.

5.17.4.3 También se consideran desviaciones significativas autorizadas los cambios en las transacciones programadas cuando estas desviaciones sean originadas por fallas de transmisión, que llevan al sistema eléctrico a un estado operativo de alerta violando alguno (s) de los criterios de calidad, seguridad y desempeño regionales establecidos en el Libro III del RMER.

5.17.4.4 El EOR, por medio de los OS/OM, informará y coordinará con los agentes que retiran y/o inyectan en la RTR los desviaciones significativas autorizadas a aplicar a los retiros y/o inyecciones programadas (predespachadas o redespachadas) en la RTR. Las desviaciones significativas autorizadas por el EOR se referirán a los retiros y/o inyecciones netas. El agente que opera las instalaciones en el nodo respectivo es el responsable de coordinar la desviación significativa autorizada y realizar la operación en tiempo real de dicha desviación.

5.17.4.5 Ante la presencia del estado de alerta y previa declaración de una de las causales de redespacho, el EOR podrá efectuar un redespacho en el MER.

5.17.5 Desviaciones Significativas no autorizadas

5.17.5.1 Son cambios en las transacciones programadas , originados en modificaciones a las condiciones consideradas en el predespacho o redespacho del MER, excepto las originadas por fallas de transmisión, que llevan al sistema eléctrico a un estado operativo de alerta violando alguno o algunos de los criterios de seguridad, calidad y desempeño regionales establecidos en el Libro III del RMER.

5.17.5.2 En general, corresponderán respectivamente a desviaciones originadas sin instrucciones del EOR y del OS/OM.

5.17.5.3 Ante la presencia del estado de alerta y previa declaración de una de las causales de redespacho, el EOR podrá efectuar un redespacho en el MER.

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5.17.6 Desviaciones Graves

5.17.6.1 Son aquellas desviaciones originadas en estados de emergencia, incluye las originadas por fallas de transmisión, durante los cuales las inyecciones y retiros reales varían más allá de cualquier transacción programada en el MER, violándose los niveles de seguridad regionales y sin que los mismos puedan ser restituidos con la reserva de regulación primaria y secundaria en el MER.

5.17.6.2 En estos casos se procederá en primera instancia a preservar por parte de cada OS/OM las condiciones de operación nacionales y, en la medida de lo posible, a dar asistencia al área o áreas de control en estado de emergencia. El EOR será el responsable de indicar qué áreas de control del SER están operando en estado de emergencia conforme los criterios de seguridad, calidad y desempeño regionales establecidos en Libro III del RMER.

5.17.6.3 Una vez superada la situación el EOR podrá efectuar el redespacho para la nueva condición; mientras el redespacho entra en vigencia las desviaciones originarán Transacciones por Desviaciones en Tiempo Real.

5.17.6.4 En caso que algún OS/OM prevea un estado de emergencia, éste podrá solicitar al EOR la realización de un redespacho de las transacciones que tome en cuenta las limitaciones identificadas, conforme a las causales de redespacho definidas en el numeral 5.2.7.1.

5.17.7 Redespacho

5.17.7.1 El redespacho en el MER consistirá en la actualización de las transacciones programadas cuando se presenten o prevean modificaciones a las condiciones con las cuales se realizó el predespacho que así lo ameriten. El redespacho se efectuará con las mismas ofertas y reglas del predespacho respectivo. Se considerarán como causales de redespacho en el MER, las siguientes:

Cambios topológicos de la RTR, debidamente justificados por el OS/OM respectivo;

Pérdida de recursos de generación, debidamente justificados por el OS/OM respectivo;

Cambios significativos en la demanda, debidamente justificados por el OS/OM respectivo;

d) Solicitudes de los OS/OMS por condiciones de emergencia nacional, debidamente justificados por el OS/OM respectivo;

Violaciones de los requisitos de reserva regional de regulación secundaria de frecuencia;

Cambios requeridos al predespacho como resultado de la validación eléctrica del mismo por parte del EOR, conforme se define en el numeral 5.14; y

Falta o insuficiencia de garantías financieras conforme los numerales 2.10.3 y 5.15.

5.17.7.2 Toda solicitud de redespacho por parte de un OS/OM deberá efectuarse con al menos tres (3) horas de anticipación de su entrada en vigencia, contadas a partir del período de mercado siguiente al que se recibe la solicitud. El EOR informará oficialmente el redespacho a todos los OS/OMS con una anticipación mínima de una (1) hora a su entrada en vigencia.

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5.17.8 Estado Normal, de Alerta y de Emergencia

5.17.8.1 El SER podrá operar en estado normal, de alerta o de emergencia, tal y como se caracterizan a continuación:

Estado Operativo Normal: Es el estado del SER en que opera dentro de los criterios de seguridad, calidad y desempeño definidos en el Libro III del RMER.

Estado Operativo de Alerta: Es el estado del SER en el que se opera dentro de los criterios de calidad, pero se viola uno o más criterios de seguridad. Las variables que definen la calidad del sistema se mantienen dentro de los límites establecidos, sin embargo de no tomarse acciones correctivas inmediatas el sistema puede pasar a estado de emergencia.

Estado Operativo de Emergencia: Es cualquier condición anormal del SER que resulta de una contingencia a nivel nacional o en el SER, durante la cual el sistema opera fuera de los límites establecidos en los criterios de seguridad, calidad y desempeño, representando peligro para la vida de las personas o para las instalaciones.

5.17.9 Operación en Estado de Emergencia

5.17.9.1 En estado de emergencia cada OS/OM dará prioridad al mantenimiento de la calidad, seguridad y desempeño de su sistema y podrá solicitar al EOR un redespacho justificado. Si un OS/OM determina de manera objetiva que permanecer interconectado representa un peligro para la seguridad de su operación, podrá coordinar con el EOR las acciones que considere necesarias para su propia protección.

5.17.9.2 Cuando en algún sistema nacional se produzca una perturbación que afecte al SER, una consideración primaria deberá ser mantener en lo posible la operación interconectada, permitiendo así prestar la máxima asistencia al área o áreas de control en estado de emergencia.

5.17.9.3 El OS/OM del área de control que experimenta la emergencia deberá en el menor plazo posible, tomar las medidas necesarias para equilibrar su generación con su demanda. El uso de reserva implícita en la reducción de frecuencia será sólo temporal y deberá ser restablecida prontamente para que el SER esté listo para enfrentar la próxima contingencia.

5.17.9.4 Una vez declarado el estado de emergencia por parte del EOR, se deberán coordinar las siguientes acciones:

Restablecer el estado normal de operación, o en caso de serias limitaciones de las condiciones operativas, tratar que éstas no conlleven a una mayor degradación;

Una vez evaluadas las condiciones operativas de los sistemas nacionales, por parte del EOR y de los OS/OMS respectivos, autorizar la modificación de los retiros e inyecciones con el objeto de minimizar el impacto sobre la operación interconectada; y

Una vez lograda la estabilidad o las condiciones normales de operación de la RTR, se tratara de reestablecer las transacciones establecidas en el predespacho, en caso no sea posible se podrá efectuar el redespacho de las transacciones programadas con la finalidad de que la operación mantenga los criterios de seguridad, calidad, desempeño y economía del suministro.

CRIE 63 Diciembre 2005

5.17.9.5 El OS/OM correspondiente al sistema donde se originó el evento remitirá los informes y/o estudios en la forma y plazos definidos en el Libro III del RMER. Igualmente, si el caso lo amerita, el EOR efectuará los estudios y tomará las medidas tendientes a minimizar en el futuro la posibilidad de que se repitan las condiciones que originaron el estado de emergencia, conforme lo establecido en el Libro III del RMER.

5.17.10 Coordinación de Maniobras de la RTR

5.17.10.1 En este numeral se establecen los procedimientos específicos a ser seguidos por el EOR, en coordinación con los centros de control de los OS/OMS, para la ejecución de las maniobras en las instalaciones de la RTR.

5.17.10.2 Los aspectos particulares de las maniobras asociadas a los mantenimientos programados y a la entrada de nuevas instalaciones a la RTR, así como los procedimientos para la normalización de los mismos, estarán incluidos en el formato SOLMANT conforme al Libro III del RMER.

5.17.10.3 Las maniobras de las instalaciones de la RTR para tareas de mantenimiento, de conexión de nuevas instalaciones o durante el restablecimiento luego de un evento, deberán ser coordinadas por el EOR con los centros de control de los OS/OMS. Siempre que se necesite ejecutar maniobras en uno de los sistemas nacionales que afecten directa o indirectamente a la RTR , el OS/OM de dicho sistema deberá informar sobre esta situación al EOR quien lo informará a los otros OS/OMS afectados.

5.17.10.4 Toda maniobra deberá ser informada al centro de control del EOR, en los instantes previos a su ejecución, por el centro de control del OS/OM donde se hace la maniobra. Así mismo, una vez realizada la maniobra, el centro de control del OS/OM responsable confirmará lo realizado al centro de control del EOR.

5.17.10.5 Las maniobras que por motivos de seguridad de las personas o integridad de instalaciones, deban ser realizadas lo más pronto posible, no necesitarán de coordinación previa con el EOR. El centro de control del OS/OM que efectuó la maniobra deberá reportarla y justificarla a la brevedad posible al EOR, quien informará la situación a los otros centros de control de los OS/OMS afectados.

5.17.10.6 Las maniobras para desconectar las instalaciones de la RTR se realizarán en forma secuencial y confirmada en cada extremo de acuerdo al procedimiento de maniobras de mantenimiento del sistema de transmisión establecido por los OS/OMS.

5.17.10.7 La coordinación de las maniobras deberá ser realizada de forma tal que en cada maniobra sean satisfechos los requisitos de orden técnico y de seguridad para el personal y las instalaciones.

5.17.11 Coordinación del Restablecimiento en Caso de Eventos

5.17.11.1 Cuando se presente un evento que afecte al SER, el EOR en coordinación con los OS/OMS determinará las acciones de restablecimiento de acuerdo con el siguiente esquema:

El EOR y los OS/OMS determinarán, con la información recibida de sus correspondientes instalaciones de supervisión, la topología y el estado de la red después del evento;

CRIE 64 Diciembre 2005

Los OS/OMS, en las subestaciones de la RTR en las cuales se verifique ausencia total de voltaje, procederán a ordenar la apertura de los interruptores que se encuentren aún cerrados e informarán de esta acción al EOR;

Los OS/OMS establecerán comunicación inmediata con el EOR e informarán acerca de la topología y el estado de la red;

El EOR definirá el plan de restablecimiento con base en las guías de restablecimiento acordadas entre el EOR y los OS/OMS como parte de los resultados de los estudios de seguridad operativa efectuados por el EOR. El plan se desarrollará manteniendo una comunicación continua entre los OS/OMS y el EOR;

Los OS/OMS coordinarán en cada país las maniobras a su cargo según el plan definido. El OS/OM informará al EOR sobre las maniobras que se realicen hasta concluir el restablecimiento; y

El restablecimiento en la RTR de inyecciones y retiros programados deberá efectuarse teniendo en cuenta que los cambios de frecuencia y voltaje se mantengan dentro de los rangos de tolerancia definidos en el Libro III del RMER. El OS/OM correspondiente en coordinación con el EOR definirá la magnitud de la inyección o del retiro que puede ser restablecido.

CRIE 65 Diciembre 2005

Libro III

De la Transmisión

CRIE 1 Diciembre 2005

Contenido

1. Libro III – De la Transmisión…………………………………………………………………
6
1.1
Objeto del Reglamento…………………………………………………………………………………..
6
2. La Red de Transmisión Regional ……………………………………………………………
7
2.1
Instalaciones que conforman la RTR……………………………………………………………….
7
2.2
Método de Identificación de las Instalaciones de la RTR……………………………………
7
3. Obligaciones y Derechos con relación al Servicio de Transmisión
……………8
3.1
Obligaciones de los Agentes Transmisores ………………………………………………………
8
3.2
Derechos de los Agentes Transmisores ……………………………………………………………
9
3.3
Obligaciones de los Agentes que no prestan el Servicio de Transmisión…………….
10
3.4
Derechos de los Agentes que no prestan el Servicio de Transmisión………………….
10
4. Coordinación del Libre Acceso……………………………………………………………..
11
4.1
Criterios Generales……………………………………………………………………………………..
11
4.2
Capacidad de las Instalaciones de la RTR ……………………………………………………..
11
4.3
Acceso a la RTR de Agentes que inyectan energía …………………………………………..
11
4.4
Acceso a la RTR de Agentes que retiran energía …………………………………………….
12
4.5
Procedimiento para el Acceso a la RTR …………………………………………………………
12
4.6
Contrato o Autorización de Conexión ……………………………………………………………
15
5. Coordinación Técnica y Operativa de la RTR……………………………………….
16
5.1
Requerimiento de Información y Base de Datos Regional Operativa…………………
16
5.2
Estudios de Seguridad Operativa ………………………………………………………………….
19
5.3
Criterios para la Operación en Tiempo Real ………………………………………………….
23
5.4
Plan de Operación ante Contingencias ………………………………………………………….
25
5.5
Reportes de Eventos, Informes de Indisponibilidad de la RTR y Operativos del SER26
5.6
Inspecciones, Ensayos y Auditorías……………………………………………………………….
32

CRIE 2 Diciembre 2005

5.7 Programación de Mantenimientos y Entrada en Operación de Nuevas Instalaciones de la RTR ……………………………………………………………………………………………………………….35

6. Régimen de Calidad del Servicio de Transmisión …………………………………….
39
6.1
Características del Régimen de Calidad del Servicio de Transmisión………………..
39
6.2
Objetivos de Calidad del Servicio de Transmisión…………………………………………..
40
6.3
Compensaciones por Indisponibilidad …………………………………………………………..
41
6.4
Régimen de Compensaciones………………………………………………………………………..
41
6.5
Aplicación Progresiva del Régimen de Calidad del Servicio…………………………….
44

7.
Servicios Auxiliares………………………………………………………………………………
45
7.1
Generalidades …………………………………………………………………………………………….
45
7.2
Requisitos Técnicos……………………………………………………………………………………..
45
8.
Derechos de Transmisión ……………………………………………………………………..
51
8.1
Derechos de Transmisión en la RTR ……………………………………………………………..
51
8.2
Organización de las Subastas de Derechos de Transmisión ……………………………..
52
8.3
Desarrollo de las Subastas de Derechos de Transmisión …………………………………
54
8.4
Forma de Pago …………………………………………………………………………………………..
55
8.5
Pago a Agentes Transmisores……………………………………………………………………….
56
8.6
Prueba de Factibilidad Simultánea ……………………………………………………………….
56
8.7
Cambios en la RTR ……………………………………………………………………………………..
56
8.8
Cálculo de la Renta de Congestión………………………………………………………………..
57
8.9
Cálculo y Liquidación de los Derechos de Transmisión …………………………………..
58
8.10
Proyecciones del Precio de los Derechos de Transmisión………………………………..
58
8.11
Reducción de Contratos Firmes y sus Derechos Firmes Asociados……………………
58
8.12
Control de Poder de Mercado ………………………………………………………………………
58
9. Régimen Tarifario de la RTR……………………………………………………………….
59
9.1
Criterios Generales……………………………………………………………………………………..
59
9.2
Ingresos Autorizados Regionales a los Agentes Transmisores…………………………..
59
9.3
Cargos Regionales de Transmisión ……………………………………………………………….
62
9.4
Método de Reasignación del Cargo por Peaje y del Cargo Complementario ……..
66

CRIE 3 Diciembre 2005

Sistema de Planificación de la Transmisión y Generación Regional (SPTR) 66

10.1
Criterios Generales……………………………………………………………………………………..
66
10.2
Alcance de la Planificación de Largo Plazo……………………………………………………
67
10.3
Alcance del Diagnóstico de Mediano Plazo ……………………………………………………
69
10.4
Conceptos a Considerar en la Planificación …………………………………………………..
69
10.5
Planificación Regional…………………………………………………………………………………
70
10.6
Procedimiento y Metodología para la Planificación………………………………………..
70
10.7
Proyección de la Demanda…………………………………………………………………………..
73
10.8
Costo de la Energía no Suministrada …………………………………………………………….
73
10.9
Modelos para la Planificación………………………………………………………………………
73
10.10 Coordinación con las Ampliaciones de los Sistemas Nacionales………………………
73

11. Ampliaciones de la RTR……………………………………………………………………….
74
11.1
Generalidades …………………………………………………………………………………………….
74
11.2
Aprobación de Ampliaciones Planificadas……………………………………………………..
74
11.3
Aprobación de Ampliaciones a Riesgo …………………………………………………………..
75
11.4
Ejecución de las Ampliaciones de Transmisión……………………………………………….
78

12.
Sistema de Liquidación ………………………………………………………………………..
81
12.1
Cuentas de Compensación……………………………………………………………………………
81
12.2
Conciliación, Facturación y Liquidación del Servicio de
Transmisión ……………..
82
13.
Diseño de Ampliaciones………………………………………………………………………..
84
13.1
Requerimientos …………………………………………………………………………………………..
84
14.
Uso de Espacios Públicos y Privados para Instalaciones de Transmisión .84
14.1
Requerimientos …………………………………………………………………………………………..
84
15.
Consideraciones Ambientales ……………………………………………………………….
85
15.1
Áreas Protegidas…………………………………………………………………………………………
85
15.2
Criterios …………………………………………………………………………………………………….
85
15.3
Condiciones………………………………………………………………………………………………..
85

CRIE 4 Diciembre 2005

15.4 Requerimientos 85

16. Criterios de Calidad, Seguridad y Desempeño para el Diseño de las

Instalaciones de la RTR y la Operación del SER 86

16.1 Criterio para el Diseño de las Instalaciones que forman parte de la RTR 86

16.2 Criterios de Calidad, Seguridad y Desempeño del Sistema Eléctrico Regional 89

17. Estudios para las Ampliaciones a Riesgo de la RTR 95

17.1 Objetivos 95

17.2 Contenido de los Estudios 95

17.3 Etapa 1 – Estudios Eléctricos del Acceso a la RTR 96

17.4 Etapa 2 – Diseño Técnico de Detalle 97

17.5 Etapa 3 – Ajustes Previos a la Puesta en Servicio 97

17.6 Escenarios 97

18. Alcance de los Estudios Eléctricos 97

18.1 Alcance de los Estudios 97

18.2 Representación del Sistema 100

Lista de Anexos

Anexo A – Metodología de definición de la RTR Anexo B – Contrato de Conexión
Anexo C– Reporte de eventos en el Sistema Eléctrico Regional

Anexo D – Formulación matemática del proceso de subasta y asignación de DT Anexo E – Cálculo del cargo por peaje y cargo complementario. Método de flujo

dominante
Anexo F – Método de participaciones medias
Anexo G – Sistema de planificación de la transmisión y generación regional Anexo H – Criterios de calidad, seguridad y desempeño para la operación del
sistema eléctrico regional
Anexo I – Línea SIEPAC

CRIE 5 Diciembre 2005

Libro III – De la Transmisión

1.1 Objeto del Libro III

1.1.1 El objeto general del Libro III es establecer los criterios, procedimientos, instrucciones y disposiciones relacionadas con el Servicio de Transmisión aplicables al Ente Operador Regional (EOR), los Operadores de Sistema y de Mercado Nacionales (OS/OM) y a los Agentes del Mercado Eléctrico Regional (MER). El presente Libro define los derechos y obligaciones de las partes antes mencionadas, las reglas para el acceso y conexión, la planificación y expansión, el régimen tarifario, los Criterios de Calidad, Seguridad y Desempeño (CCSD) y el Régimen de Calidad de Servicio de la RTR. Todo ello siguiendo lo establecido en el Tratado Marco del Mercado Eléctrico de América Central.

1.1.2 Los objetivos específicos del presente Libro son:

Establecer los derechos y obligaciones del EOR, de los OS/OM y de los Agentes del MER, definiendo los límites de responsabilidades entre ellos;

Establecer el método para definir las instalaciones de transmisión que formarán parte de la Red de Transmisión Regional;

Establecer los requerimientos mínimos a cumplir por un Agente para conectar nuevo equipamiento a la RTR, así como los criterios para garantizar el libre acceso a la misma;

Establecer los criterios técnicos y económicos para los estudios de planificación de la expansión de la RTR, el plan de inversiones resultante y el programa de incorporación de nuevas instalaciones de Transmisión;

Establecer el método para calcular los Ingresos Autorizados Regionales de los Agentes Transmisores como reconocimiento de sus inversiones y sus gastos de operación y mantenimiento, y el método para calcular los cargos por uso de la Red de Transmisión Regional que pagarán los Agentes, excepto Transmisores;

Establecer las reglas para el manejo de la congestión de la RTR (restricciones de transmisión), a través de un sistema de precios nodales con Derechos de Transmisión firmes (físicos) y financieros;

Definir los Criterios de Calidad, Seguridad y Desempeño;

Establecer los criterios asociados a la operación y diseño de la RTR de forma tal que se garantice el cumplimiento de los CCSD; y

Establecer los criterios y alcance del Régimen de Calidad del Servicio de la RTR, que deberán cumplir los Agentes del MER.

CRIE 6 Diciembre 2005

La Red de Transmisión Regional

2.1 Instalaciones que conforman la RTR

2.1.1 El EOR será el responsable de la identificación y actualización de la definición de la RTR, por medio del Sistema de Planificación de la Transmisión Regional (SPTR). Con tal propósito realizará anualmente las tareas conducentes a identificar los componentes actuales y futuros de la RTR.

2.1.2 La RTR incluirá como mínimo las líneas de transmisión que vinculan a los Países Miembros, los tramos en América Central de las interconexiones con países no miembros, las ampliaciones planificadas incluyendo las instalaciones de la línea SIEPAC y las instalaciones propias de cada país que resulten esenciales para cumplir con los objetivos que se establecen en el siguiente artículo.

2.1.3 La definición de la RTR es utilizada para:

Especificar los nodos desde los que se pueden presentar ofertas para transacciones de oportunidad en el MER o entre aquellos en los cuales se pueden declarar contratos regionales;

Identificar los nodos entre los cuales se pueden asignar DT y verificar la calidad de servicio;

Definir el conjunto mínimo de instalaciones observables en las cuales el EOR puede ejercer acciones de control por medio de los OS/OM;

Establecer y calcular los CURTR y los CVT.

2.2 Método de Identificación de las Instalaciones de la RTR

2.2.1 El método de identificación de la RTR contempla cinco (5) pasos, que serán realizados por el

EOR, en coordinación con los OS/OM, tal como se describe en el Anexo A:

Definición de la RTR básica a partir de las interconexiones regionales y extra-regionales y de las Ampliaciones Planificadas, incluyéndose la línea SIEPAC cuando ésta entre en servicio;

Identificación de los nodos de control, en los que cada OS/OM informará las transacciones al MER y a través de los cuales se establecerá la interfaz entre el MER y los Mercados Eléctricos Nacionales;

La unión topológica de los elementos identificados en (a) y (b) por medio de líneas u otros elementos de transmisión;

Identificación de otras líneas que, por los criterios de utilización determinados en el Anexo A, deban también incluirse en la RTR;

El EOR en coordinación con los OS/OM nacionales, basándose en estudios regionales de seguridad operativa, podrá añadir elementos a los ya identificados en los pasos “a-d” cuando estos se muestren necesarios para cumplir con los CCSD.

CRIE 7 Diciembre 2005

2.2.2 La identificación de la RTR se realizará en noviembre de cada año y para ello se analizará un horizonte que abarca los cinco (5) años siguientes. Para cada uno de los cinco (5) años del horizonte se realizaran los análisis de los cinco (5) pasos del Método de Identificación de la RTR.

2.2.3 Para cada año del período de análisis, un elemento será agregado a la RTR cuando cumpla con los criterios de los cinco (5) pasos del Método de Identificación de la RTR, y será retirado de la RTR cuando no cumpla con los criterios.

2.2.4 Las Ampliaciones Planificadas y las Expansiones a Riesgo a las que se le haya concedido un Ingreso Autorizado Regional serán parte de la RTR desde el momento de su puesta en servicio, hasta la finalización de su período de amortización.

2.2.5 El EOR determinará la RTR inicial utilizando el método descrito en el Numeral 2.2.1 y en base al estado del SER inmediatamente antes del inicio de la operación del MER bajo el presente Libro.

Obligaciones y Derechos con relación al Servicio de Transmisión

3.1 Obligaciones de los Agentes Transmisores

3.1.1 Un Agente que provee el Servicio de Transmisión tendrá, sin perjuicio de las obligaciones y derechos establecidos en el Capítulo 3 del Libro I, las siguientes obligaciones y responsabilidades:

Operar sus instalaciones siguiendo estrictamente las instrucciones que imparta el OS/OM, en coordinación con el EOR, incluyendo cualquier maniobra que implique modificaciones a las transferencias de energía por sus líneas y demás equipos, excepto si ello pone en peligro la seguridad de sus instalaciones, equipos y/o a las personas;

Prestar el Servicio de Transmisión, permitiendo el libre acceso y no discriminatorio a sus redes a todos los Agentes, a cambio de la remuneración correspondiente;

Establecer la Capacidad Técnica de Transmisión de cada equipamiento y/o instalación de su propiedad y presentar al OS/OM respectivo, para la aprobación de éste y del EOR, los estudios que la fundamentan, los cuales se deben basar en los criterios que establezca el EOR;

Disponer de los equipos de control y protección necesarios para cumplir con los Criterios de Calidad, Seguridad y Desempeño y limitar la propagación de fallas o mitigar los daños sobre sus propias instalaciones que pueden causar las fallas originadas en equipamientos pertenecientes a terceros, así como para limitar la propagación al resto de la RTR de las fallas originadas en sus propias instalaciones o las de Agentes conectados a las mismas;

Permitir el acceso a sus instalaciones de los representantes y los auditores técnicos independientes que a tales efectos designe el OS/OM correspondiente, el EOR y la CRIE,

CRIE 8 Diciembre 2005

además de las obligaciones que en este sentido establezca la regulación nacional del país donde se encuentre la instalación;

Presentar, cada año en el mes de noviembre al OS/OM de su País, el plan de mantenimiento anual de sus instalaciones, participar en las reuniones de coordinación de mantenimiento que este organismo o el EOR convoque, y cumplir con los programas coordinados de mantenimiento que finalmente el EOR establezca;

Mantener condiciones adecuadas de seguridad física en cada una de sus instalaciones, siguiendo las normas definidas por los Reguladores Nacionales de cada País donde éstas se localicen, y lo establecido en el presente Libro;

Identificar las instalaciones de los Agentes conectados a sus instalaciones que no reúnen los requisitos técnicos necesarios para su conexión a la RTR y notificarlo al OS/OM respectivo, quien a su vez deberá informar de inmediato al EOR;

Aceptar las deducciones a su Ingreso Autorizado Regional por los Descuentos por Indisponibilidad (DPI) que realice el EOR, de acuerdo al Régimen de Calidad del Servicio establecido en el Capítulo 6 de este Libro;

Cumplir en la operación y en el diseño de nuevas instalaciones con todas las regulaciones ambientales y técnicas vigentes en su País, y con las que son establecidas en este Libro;

Suministrar, en tiempo y forma, al OS/OM del País y, por intermedio de éste, al EOR y a la CRIE la información requerida para el seguimiento del desarrollo y operación de las ampliaciones y conexiones a la RTR, y toda otra información que fuere necesaria para llevar a cabo las funciones específicas asignadas a la CRIE, al EOR y a los OS/OM, en el marco de lo establecido en la regulación vigente en cada país y en el RMER;

Cumplir con los requisitos establecidos de supervisión, control, comunicaciones y de medición comercial; y

Realizar, en coordinación con el OS/OM respectivo, las pruebas técnicas requeridas por el EOR.

3.2 Derechos de los Agentes Transmisores

3.2.1 Cada Agente Transmisor tiene los siguientes derechos:

Percibir el Ingreso Autorizado Regional de sus instalaciones, establecido de acuerdo a este Reglamento, y cuando corresponda, el ingreso autorizado nacional establecido por las regulaciones nacionales;

Negarse, ante el requerimiento del OS/OM correspondiente, a conectar/desconectar instalaciones y equipamientos que a su juicio puedan afectar la integridad de personas o causar daños en las instalaciones de transmisión que están bajo su responsabilidad o a las instalaciones de la RTR en su conjunto. El Agente Transmisor deberá poner inmediatamente en conocimiento al EOR y al correspondiente OS/OM de su decisión detallando los motivos que la justifican;

Solicitar a la CRIE o al Regulador Nacional según el caso, que ordene la desconexión de equipamientos o instalaciones pertenecientes a Agentes conectados directa o indirectamente a la RTR que afecten el normal funcionamiento de sus instalaciones porque no cumplen con los estándares técnicos de diseño u operación;

CRIE 9 Diciembre 2005

Solicitar a la CRIE o al Regulador Nacional según el caso, que no autorice la conexión de nuevos equipamientos o nuevas instalaciones pertenecientes a Agentes conectados directa o indirectamente a la RTR que prevé afectarán el normal funcionamiento y la calidad de sus instalaciones por no cumplir con los estándares técnicos de diseño u operación;

Participar de las reuniones de coordinación de mantenimientos y presentar observaciones al plan anual de mantenimientos que coordine el EOR y los OS/OM, y a recibir explicaciones sobre la modificación a sus propios planes de mantenimientos, de acuerdo a lo que establece el Libro II del RMER;

Presentar observaciones al OS/OM sobre el predespacho o redespachos regionales y maniobras coordinadas por el EOR y a recibir una respuesta de éste. La presentación de observaciones no releva al Agente Transmisor de cumplir las instrucciones emitidas por el EOR, excepto en los casos que al hacerlo afecte la seguridad e integridad de sus instalaciones o de su personal, tal como se establece arriba en el Literal b); y

Verificar la Capacidad Operativa de Transmisión en sus instalaciones de la RTR definidas por el EOR, conforme a los Criterios de Calidad, Seguridad y Desempeño establecidos en este Libro.

3.3 Obligaciones de los Agentes que no prestan el Servicio de Transmisión

3.3.1 Cada Agente que no presta el servicio de transmisión tendrá, en relación con el Servicio de Transmisión y en adición a aquellas establecidas en el Libro I del RMER, las obligaciones siguientes:

Mantener condiciones de seguridad física adecuadas en sus instalaciones así como las condiciones técnicas que habilitaron su conexión a la RTR.

Efectuar, en tiempo y forma, los pagos de los CURTR y otros cargos establecidos en este Libro y en la regulación nacional del País donde se encuentra el punto de conexión;

Cumplir con la regulación nacional del país donde se encuentre físicamente instalado y lo establecido en este Libro con relación al diseño de las instalaciones y el equipamiento de conexión;

Suscribir los Contratos de Conexión que establezcan las regulaciones nacionales; y

Suministrar a los OS/OM y al EOR la información que le sea solicitada con respecto a la transmisión.

3.4 Derechos de los Agentes que no prestan el Servicio de Transmisión

3.4.1 Cada Agente que no presta el servicio de transmisión tendrá, en relación con el Servicio de Transmisión y en adición a aquellos establecidos en el Libro I del RMER, los derechos siguientes:

Conectarse a las instalaciones de la RTR en uno o más nodos, cumpliendo los requisitos y condiciones establecidos en este Libro y en las regulaciones nacionales;

Que los cargos de transmisión que fije la regulación en cada País no sean discriminatorios con los Agentes de otros países;

CRIE 10 Diciembre 2005

Permanecer conectado a la RTR, en la medida que cumpla con las obligaciones técnicas y comerciales establecidas en la regulación vigente en su País y las del presente Libro;

Ser informado de los planes de mantenimiento de la RTR, presentar observaciones y solicitar modificaciones a esos planes cuando se vean afectadas las condiciones de funcionamiento o seguridad operativa de las instalaciones de su propiedad; y

Proponer al EOR, que sean consideradas dentro del SPTR las adecuaciones de la RTR que permitan su conexión y el cumplimiento con los Criterios de Calidad, Seguridad y Desempeño.

⤀Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ЀĀ Ȁ ⤀Ā ȀĀ ȀĀ⸀Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Coordinación del Libre Acceso

4.1 Criterios Generales

4.1.1 Las redes de transmisión, tanto regionales como nacionales, serán de libre acceso para los Agentes, de conformidad con lo establecido en el Artículo 12 del Tratado Marco del Mercado Eléctrico de América Central, en este Libro y en las regulaciones nacionales del País donde se realice la conexión.

4.2 Capacidad de las Instalaciones de la RTR

4.2.1 La Capacidad Operativa de Transmisión de la RTR será determinada para los posibles escenarios de funcionamiento del MER. En cada escenario evaluado, los cuales serán establecidos por el EOR, se deberá asegurar el cumplimiento de los Criterios de Calidad, Seguridad y Desempeño y lo estipulado en las regulaciones de cada País.

4.2.2 El EOR desarrollará un documento donde se establecerán los criterios que deberá seguir cada Agente Transmisor para el cálculo de la Capacidad Técnica de Transmisión de sus instalaciones.

4.2.3 Cada Agente Transmisor deberá presentar sus evaluaciones de la Capacidad Técnica de Transmisión de sus instalaciones a los OS/OM y al EOR, quien finalmente determinará la Capacidad Operativa de Transmisión que corresponda a cada escenario, asegurando el cumplimiento de los Criterios de Calidad, Seguridad y Desempeño establecidos en el presente Libro. El EOR deberá respetar las Capacidades Técnicas de Transmisión calculadas según los criterios a que se hace referencia arriba en el Numeral 4.2.2

4.3 Acceso a la RTR de Agentes que inyectan energía

4.3.1 Cada Agente que inyecta tendrá derecho a conectarse a la RTR una vez cumplidos los requisitos técnicos y ambientales establecidos en la regulación regional y en la regulación de cada país donde se ubique su planta. El uso de la RTR por parte de los Agentes que inyectan, una vez conectados, será el que resulte del predespacho, redespacho o despacho económico realizado por el EOR en coordinación con los correspondientes predespachos de los países que realiza cada OS/OM.

CRIE 11 Diciembre 2005

4.4 Acceso a la RTR de Agentes que retiran energía

4.4.1 Cada Agente que retira del MER tendrá los siguientes derechos de acceso:

Igual prioridad de acceso a la RTR cuando exista Capacidad Operativa de Transmisión suficiente para que la demanda pueda ser abastecida en condiciones normales;

La conexión de nuevas demandas no deberá ocasionar que no se cumplan los Criterios de Calidad, Seguridad y Desempeño. Por lo tanto, el EOR podrá limitar el abastecimiento a las nuevas demandas que afecten el cumplimiento de estos criterios; y

En caso de que una nueva demanda no pueda ser abastecida por el mercado nacional en forma simultánea con la demanda existente, se seguirán los criterios que establezca la regulación del país donde la nueva demanda se conecte.

4.5 Procedimiento para el Acceso a la RTR

4.5.1 Conexiones Existentes

4.5.1.1 Los Agentes de los países que se encuentren conectados a las redes de sus países o que tengan solicitudes de Conexión aprobadas de acuerdo a sus Regulaciones Nacionales en la fecha de vigencia de este Reglamento no tendrán que realizar ningún otro trámite de conexión para operar en el MER. No obstante deberán cumplir con los requerimientos que le impone este Libro y el Libro II del RMER.

4.5.2 Presentación de las Solicitudes de Conexión

4.5.2.1 Los solicitantes que a partir de la vigencia del RMER, requieran conectarse directamente a la RTR, y que hayan obtenido previamente un permiso de conexión para la red nacional, deberán tramitar una Solicitud de Conexión ante la CRIE de acuerdo con lo establecido en el presente Libro. A la Solicitud de Conexión se deberá anexar una constancia del cumplimiento de los requerimientos de conexión emitida por el organismo nacional que establece la regulación de cada país. La aprobación de esta Solicitud es requisito para autorizar la conexión física. La aprobación será realizada por la CRIE con la aceptación previa del Agente Transmisor, el EOR y el OS/OM del País donde se realice la conexión.

4.5.2.2 El trámite de autorización de la Conexión deberá seguir los procedimientos establecidos en el presente Reglamento, y cumplir los requisitos de la Regulación Nacional.

4.5.2.3 El solicitante que desee conectarse a la RTR deberá presentar a la CRIE la Solicitud de Conexión con toda la documentación requerida, con copia al EOR, al Agente Transmisor y al OS/OM del respectivo País.

4.5.2.4 Cuando sea necesario disponer de una autorización, permiso o concesión correspondiente a las instalaciones que se pretende conectar a la RTR, conforme los requisitos que establece la regulación del país donde se materializa el acceso, el solicitante deberá presentar una constancia de que se encuentra gestionando las mismas, emitido por la autoridad que las otorga. Para la aprobación de la solicitud es requisito que la autoridad nacional competente haya otorgado la correspondiente autorización, permiso o concesión.

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4.5.2.5 La solicitud de Conexión deberá ser acompañada de los estudios técnicos y ambientales, que demuestren el cumplimiento de las normas ambientales, las normas técnicas de diseño mencionadas en el Numeral 16.1 de este Libro y los Criterios de Calidad, Seguridad y Desempeño y lo establecido en la regulación del País donde tiene lugar el acceso. Dichos estudios y demás consideraciones deberán seguir los criterios y procedimientos establecidos en el Capítulo 18 de este Libro.

4.5.2.6 Los estudios técnicos mencionados arriba en el Numeral 4.5.2.5 serán realizados por el solicitante. El EOR deberá suministrarle toda la información necesaria para desarrollar estos estudios.

4.5.2.7 La CRIE encomendará al EOR el análisis técnico de la Solicitud. El EOR deberá evaluar los estudios técnicos e informar a la CRIE y al solicitante de las conclusiones, así como de los eventuales cambios o adecuaciones que este último deberá realizar para que las nuevas instalaciones cumplan con las normas mencionadas en el Numeral 16.1 de este Libro.

4.5.3 Evaluación de la Solicitud de Conexión

4.5.3.1 El solicitante, deberá incluir en su solicitud los estudios de la RTR, según los requerimientos del Capítulo 17 de este Libro. Los resultados de los estudios deberán demostrar que:

Las nuevas instalaciones no afectarán de manera adversa a las instalaciones del Agente Transmisor propietario de las instalaciones a las cuales requiere conectarse, no representarán un riesgo para la operación del sistema regional ni de las personas, dentro de los márgenes de seguridad física de dichas instalaciones.

Las nuevas instalaciones no causarán que la RTR opere fuera de los parámetros que fijan los Criterios de Calidad, Seguridad y Desempeño, establecidos en el Capítulo 16 del presente Libro.

4.5.3.2 El EOR, en consulta con el OS/OM y el Agente Transmisor propietario de las instalaciones a las cuales el solicitante requiere conectarse, deberá analizar la solicitud de conexión y verificar que el diseño y las especificaciones de las instalaciones cumplan con las normas técnicas de diseño mencionados en el Numeral 16.1 y los Criterios de Calidad, Seguridad y Desempeño.

4.5.3.3 El Agente Transmisor y el OS/OM deberán presentar un informe al EOR, con copia a la CRIE, sobre el cumplimiento de las condiciones especificadas por las regulaciones del País donde tendrá lugar la conexión. De no recibirse los informes en un plazo de quince (15) días hábiles, contados a partir de la recepción de la consulta, el EOR entenderá que éstos no tienen comentarios.

4.5.3.4 Dentro de los veinte (20) días hábiles de recibidos los estudios presentados por el solicitante, el EOR enviará un informe a la CRIE, con copia a los OS/OM involucrados, con sus comentarios y recomendación en relación con la aprobación o rechazo de la solicitud de conexión. Este informe será realizado teniendo en cuenta la opinión del Agente Transmisor y el correspondiente OS/OM, y deberá estar acompañado del correspondiente fundamento y evaluación técnica, así como de las correcciones que el Agente deberá introducir a los estudios o al proyecto para que pueda ser aprobado. De no recibir la notificación dentro de dicho plazo, la CRIE considerará que el EOR no tiene comentarios sobre los estudios de la RTR presentados por el solicitante.

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4.5.3.5 La CRIE, en consulta con el Regulador Nacional que corresponda, deberá aceptar o hacer observaciones a la solicitud de conexión en un plazo máximo de quince (15) días hábiles, contados a partir de la fecha de recepción del informe del EOR.

4.5.3.6 Si no existen observaciones, la CRIE aprobará la solicitud de conexión. Cuando existan observaciones de alguna de las partes, la CRIE deberá evaluar los informes recibidos y en función de ello verificar en un plazo no mayor de quince (15) días hábiles, a partir de la recepción de las observaciones, el cumplimiento de las condiciones necesarias para la conexión y notificar su decisión a las partes involucradas. La falta de pronunciamiento en término será interpretada como la aceptación de la solicitud.

4.5.3.7 En el caso que la recomendación de rechazo por el EOR se fundamente en aspectos que puedan subsanarse con estudios adicionales, o que no fueron contemplados en los estudios, discrepancias de resultados entre los estudios y los ensayos del sistema de potencia, y fallas de diseño o especificaciones inaceptables, el solicitante podrá realizar una presentación complementaria para subsanar estas deficiencias. Dicha presentación deberá estar acompañada de los estudios que justifiquen sus conclusiones y los pasos necesarios para corregir los desvíos observados. La presentación complementaria estará sujeta a idénticos criterios de evaluación para su aprobación que los aplicados a la solicitud de conexión. La presentación complementaria podrá ser efectuada en el plazo que considere conveniente el solicitante, y repetida tantas veces como sea necesario hasta lograr la aprobación.

4.5.3.8 Si la recomendación de rechazo por el EOR se basa en que los resultados de los estudios muestran que la nueva instalación produce un deterioro de la calidad del servicio en la RTR que implique que no se cumpliría con los Criterios de Calidad, Seguridad y Desempeño, se deberá informar al solicitante, el cual podrá presentar una nueva solicitud de conexión introduciendo las adecuaciones necesarias a su proyecto, incluyendo las instalaciones de conexión, para subsanar las deficiencias observadas por el EOR. La presentación de nuevas solicitudes de conexión podrá ser efectuada en el plazo que considere conveniente el solicitante, y repetida tantas veces como sea necesario hasta lograr la aprobación.

4.5.3.9 Si la recomendación de rechazo se sustenta en que la nueva instalación incrementa la potencia de cortocircuito en una o más subestaciones de la RTR o de las redes nacionales por encima del nivel de diseño de los equipos existentes en la subestación, se deberá informar al solicitante, el cual podrá presentar una nueva solicitud de conexión introduciendo las adecuaciones necesarias a su proyecto, incluyendo las instalaciones de conexión, para subsanar las deficiencias observadas por el EOR. La presentación de nuevas solicitudes de conexión podrá ser efectuada en el plazo que considere conveniente el solicitante, y repetida tantas veces como sea necesario hasta lograr la aprobación.

4.5.3.10 En caso de que la CRIE decida rechazar la solicitud de conexión, el solicitante podrá realizar una propuesta complementaria en la que corrija los incumplimientos detectados. La propuesta complementaria estará sujeta a iguales criterios que los requeridos por la solicitud original y deberá ser presentada dentro de un plazo no mayor a sesenta (60) días de recibida la notificación de rechazo por parte de la CRIE.

4.5.4 Autorización para la Puesta en Servicio de Conexión

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4.5.4.1 La puesta en servicio de una conexión será autorizada por el EOR, en consulta con el OS/OM y el Agente Transmisor, cuando el solicitante haya cumplido con lo siguiente:

Haya obtenido de la autoridad nacional competente la autorización, permiso, o concesión necesaria de su proyecto, así como la aprobación de la conexión a la RTR por parte de la CRIE;

La aprobación del diseño técnico de detalle de la conexión, para lo cual el solicitante deberá definir las características del equipamiento a instalar. Este diseño técnico será evaluado por:

El Agente Transmisor y el OS/OM correspondiente;

EL EOR, basándose en las conclusiones y recomendaciones del Agente Transmisor y el OS/OM, así como en sus evaluaciones propias. El EOR elaborará un informe con recomendaciones a la CRIE; y

La CRIE dará la aprobación final al diseño de detalle basándose en las recomendaciones del EOR.

La aprobación del diseño y parametrización de los sistemas de control y protecciones. Para lo cual el solicitante, en coordinación con el EOR, y previamente a la puesta en servicio, realizará los ajustes recomendados en los estudios técnicos, necesarios para optimizar los equipamientos de control como es el caso de los sistemas de estabilización, las características de los sistemas de excitación, las curvas de capabilidad, los sistemas de compensación de potencia reactiva, los mecanismos de control para mantener el balance entre la generación y la demanda, en condiciones normales y anormales de operación, etc., para asegurar el cumplimiento de los CCSD. Estos ajustes deberán ser evaluados por el Agente Transmisor y el OS/OM, y aprobados por el EOR;

La suscripción del Contrato de Conexión u otorgamiento de la autorización de conexión, de acuerdo a lo previsto en las regulaciones nacionales de cada país; y

Los ensayos de campo requeridos para comprobar el adecuado funcionamiento del equipamiento de acuerdo a los Documentos que establezca el EOR. Los costos asociados a los ensayos serán cubiertos por el solicitante.

4.5.4.2 Todos los estudios descritos en el numeral anterior deberán seguir los criterios que se detallan en el Capítulo 18 de este Libro.

4.6 Contrato o Autorización de Conexión

4.6.1 Los Agentes que estén conectados o pretendan conectarse directa o indirectamente a la RTR, deberán cumplir con lo estipulado en la regulación nacional del país donde se encuentre ubicado el punto de conexión, en lo referente a los contratos de conexión o a las autorizaciones para la conexión de sus instalaciones a la red de transmisión.

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Coordinación Técnica y Operativa de la RTR

5.1 Requerimiento de Información y Base de Datos Regional Operativa

5.1.1 El EOR desarrollará, mantendrá y administrará una Base de Datos Regional estructurada según un modelo integrado de datos, que contendrá toda la información necesaria para la operación técnica del SER y la operación comercial del MER. Con tal fin se administrarán dos Bases de Datos Regionales: Operativa y Comercial. Los detalles de la primera se definen en el presente Libro y la segunda se trata en el Libro II del RMER.

5.1.2 La información que contendrá la Base de Datos Regional Operativa será la establecida en éste Libro y aquella información adicional que el EOR requiera para el desarrollo de sus funciones y el cumplimiento de sus responsabilidades. El manejo y acceso a toda la información contenida en la Base de Datos Regional Operativa se ajustará a lo dispuesto en el Numeral 3.3 del Libro II del RMER.

5.1.3 La Base de Datos Regional Operativa contendrá como mínimo todos los datos técnicos y la información necesaria para la planeación y operación coordinada del SER por parte del EOR. La Base de Datos Regional Operativa deberá estructurarse de tal forma que permita el almacenamiento, procesamiento, uso e intercambio de la información relevante para la ejecución de al menos los siguientes procesos:

Operación del SER en Tiempo Real;

Planeamiento Operativo y Seguridad Operativa; y

Planeamiento Indicativo de la expansión de la Transmisión y Generación Regional.

5.1.4 La Base de Datos Regional Operativa deberá actualizarse principalmente con información producida por el EOR y con la información suministrada por los OS/OM y los Agentes. Los plazos para la actualización de la información de la Base de Datos Regional Operativa serán los definidos en este Libro.

5.1.5 Los Agentes, en su carácter de usuarios de las informaciones de la Base de Datos Regional Operativa, deberán contribuir a su integración aportando al EOR, a través de los OS/OM respectivos, las informaciones técnicas que se les soliciten y cualquier otra que sea necesaria, cumpliendo con este requerimiento en los plazos y condiciones que se estipulan en este Libro.

5.1.6 El EOR, previa consulta con los OS/OM, deberá definir procedimientos de comunicación para el intercambio de información, especificando el tipo de información requerida, el formato en que los datos deben ser suministrados y los plazos en que se deberá suministrar la información. Cuando lo considere necesario el EOR podrá modificar los procedimientos de comunicación e informar de esto a los OS/OM con al menos quince (15) días de anticipación.

5.1.7 Con respecto a la información que suministren los OS/OM y a través de estos últimos los Agentes, con destino a la Base de Datos Regional Operativa, el EOR definirá un procedimiento de revisión y objeciones, de acuerdo con cada tipo de información, con el propósito de verificar la consistencia de la misma e identificar posibles errores de transcripción y comunicación. En

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todo caso, los OS/OM y los Agentes del mercado serán los responsables de la información suministrada al EOR.

5.1.8 El EOR mantendrá como parte de la Base de Datos Regional la información de la Regulación Regional, incluyendo el Tratado Marco y sus Protocolos, el RMER y la restante reglamentación asociada emitida por la CRIE. Así mismo, mantendrá en la Base de Datos Regional los Informes Operativos y de Mercado, que se produzcan periódicamente.

5.1.9 En lo que respecta a la información técnica, la Base de Datos Regional Operativa deberá incluir las características técnicas y los parámetros de las líneas y los equipos de transmisión y generación, los datos de la demanda por países, las características y ajustes de las protecciones y los sistemas de control, y cualquier otra información necesaria para la realización de los estudios de seguridad operativa, planeamiento operativo, evaluación de contingencias, y diferentes simulaciones que a criterio del EOR se requieran para la operación integrada de la red regional.

5.1.10 Información a Contener

5.1.10.1 La Base de Datos Regional Operativa deberá mantenerse y actualizarse conforme se establece en este Reglamento. La información técnica a contener incluirá, pero no se limitará, a los siguientes grupos de datos:

Datos técnicos de generadores: datos y parámetros de las instalaciones de generación (unidades generadoras, turbinas, gobernadores, excitadores, etc.);

Datos operativos de las unidades generadoras: parámetros de arranque y parada, generación mínima, capacidad máxima, rango de regulación bajo AGC, restricciones operativas, etc.;

Datos de la red de transmisión y equipos asociados: características técnicas y parámetros de las líneas, transformadores, interruptores, seccionadores, capacitores, protecciones, controles, etc.;

Datos de Demanda: perfiles de la carga por países, proyecciones y característica de la demanda, etc.;

Programación de Mantenimiento: planes de mantenimiento por países de las instalaciones de transmisión y generación que afecten a la RTR;

Datos Operativos: Para cada área de control, registros diarios cada 4 segundos de: ACE no filtrado, la frecuencia programada, la frecuencia medida, la demanda, potencia de intercambio con sistemas vecinos. Declaraciones de reserva e informes operativos;

Seguridad y Planeamiento Operativo: Toda la información que el EOR considere necesaria para efectuar análisis de seguridad operativa y planeamiento operativo;

Reporte de Contingencias: Reportes de contingencias que afectaron la operación integrada del SER;

Informes y Estudios: Todos los informes y estudios con carácter nacional y regional elaborados por el EOR, los OS/OM y cualquier otra entidad o Agente; y

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Información de los Enlaces Extra-regionales: Datos técnicos de líneas y equipos de los enlaces extra-regionales y cualquier otra información relevante para realizar estudios operativos y de planeamiento regional.

5.1.11 Requisitos a Cumplir por los OS/OM

5.1.11.1 Con relación a la Base de Datos Regional Operativa, los OS/OM deberán cumplir lo siguiente:

Organizar y mantener las bases de datos de los sistemas nacionales, con las características del sistema de transmisión, topología de la red de transmisión, características y parámetros de equipos asociados a la transmisión, características y parámetros de generadores, características, perfiles y proyecciones de la demanda nacional;

Organizar una base de datos de la operación histórica del sistema nacional que supervisa y controla;

Mantener actualizados los estudios operativos de seguridad, planeamiento y de la expansión del sistema de transmisión nacional;

Suministrar al EOR cualquier información técnica que éste le solicite, incluyendo copias de los estudios operativos de seguridad, planeamiento y de la expansión del sistema de transmisión nacional, y;

Facilitar a los Agentes la información técnica nacional y regional que estos soliciten.

5.1.11.2 Los OS/OM son responsables de solicitar a los Agentes y validar toda la información técnica necesaria para mantener actualizada la Base de Datos Regional Operativa.

5.1.12 Requisitos a Cumplir por el EOR

5.1.12.1 Con relación a la Base de Datos Regional Operativa, el EOR deberá cumplir lo siguiente:

ЀĀ Ȁ ⤀Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ЀĀ Ȁ ⤀Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Revisar la información que suministren los OS/OM;

ЀĀ Ȁ ⤀Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ЀĀ Ȁ ⤀Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Centralizar toda la información técnica que suministren los OS/OM;

ЀĀ Ȁ ⤀Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ЀĀ Ȁ ⤀Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Organizar, mantener y administrar la Base de Datos Regional Operativa y facilitar ésta a los OS/OM, y a través de estos últimos, a los Agentes;

ЀĀ Ȁ ⤀Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ЀĀ Ȁ ⤀Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Poner a disposición de los OS/OM la Base de Datos Regional Operativa y los estudios regionales que el EOR lleve a cabo;

ЀĀ Ȁ ⤀Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ЀĀ Ȁ ⤀Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Velar porque la información de la Base de Datos Regional Operativa se mantenga actualizada; y

ЀĀ Ȁ ⤀Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ЀĀ Ȁ ⤀Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Definir los formatos para el suministro de la información de la Base de Datos Regional Operativa y mantener informados a los OS/OM de los mismos.

5.1.13 Actualización de Datos

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5.1.13.1 Cada OS/OM estará obligado a mantener actualizada la información técnica con destino a la Base de Datos Regional Operativa. Entre otros, las actualizaciones deberán realizarse cuando se produzcan cambios en la demanda, en los ajustes de las protecciones y los controles, cuando se agregue o retire generación, y cuando se modifique la topología del sistema de transmisión y generación nacional. En el caso en que un OS/OM no suministre al EOR información actualizada, el EOR utilizará la información más reciente de que disponga, hará la documentación necesaria según corresponda y notificará de esto a la CRIE.

5.1.13.2 Corresponde al EOR definir la forma y medios mediante los cuales se actualizará la información en la Base de Datos Regional Operativa. El EOR informará oportunamente a los OS/OM los datos que requieran ser actualizados, la manera como dicha información deberá ser enviada al EOR y las fechas en que los datos deberán ser suministrados.

5.1.14 Acceso a la Información

5.1.14.1 La información contenida en la Base de Datos Regional Operativa será de libre acceso a los OS/OM y a los Agentes. Los Agentes accederán a la misma por intermedio de sus respectivos OS/OM.

5.2 Estudios de Seguridad Operativa

5.2.1 Para efectos de la planificación de la operación del SER, el EOR deberá coordinar con los OS/OM la realización de evaluaciones periódicas de seguridad operativa. Estas evaluaciones están destinadas a verificar que la operación integrada sea segura y confiable y que se desenvolverá dentro del estricto cumplimiento de los Criterios de Calidad, Seguridad y Desempeño.

5.2.2 Los estudios de seguridad operativa tendrán como objetivo determinar las medidas a ser adoptadas nacional y regionalmente para preservar la calidad, seguridad y confiabilidad regional, identificando las restricciones eléctricas esperadas en la operación del SER . Para ello, se deberá presentar la evolución esperada de la cargabilidad de los elementos de la RTR y los límites técnicos para la operación de las instalaciones, así como las violaciones a los Criterios de Calidad, Seguridad y Desempeño Regionales. La seguridad operativa deberá proveer información y señales a los Agentes sobre las inversiones en generación y transmisión requeridas para mantener la calidad, seguridad y confiabilidad de la operación.

5.2.3 El EOR, en coordinación con los OS/OM, efectuará análisis de estado estacionario, transitorio y dinámico, para lo cual será necesario que se disponga de un programa actualizado de análisis de redes con la capacidad de simular flujo de cargas, estabilidad transitoria, estabilidad dinámica y de pequeña señal, estabilidad de voltaje y análisis de corto circuito. Los modelos deberán permitir una representación adecuada de por lo menos:

La RTR y todos sus componentes;

Las unidades generadoras con sus controles;

Los lazos de control de regulación secundaria de frecuencia;

Los efectos de los estabilizadores de potencia;

Las cargas de los usuarios; y

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f) Los sistemas de protecciones.

5.2.4 Los Criterios regionales de Calidad, Seguridad y Desempeño por los cuales estarán gobernados los estudios, serán los definidos en el Capítulo 16 de este Libro.

5.2.5 Detalles y Tipos de Estudios

5.2.5.1 Para los tipos de estudios de seguridad operativa de corto y mediano plazo que deberá realizar el EOR, los elementos e informaciones que se deberán tener en cuenta y el alcance de los estudios, son los que se definen a continuación. Los estudios eléctricos de seguridad operativa tendrán las siguientes características:

Cumplirán los Criterios de Calidad, Seguridad y Desempeño, los cuales establecerán los límites operativos dentro de los cuales se enmarca el funcionamiento del sistema eléctrico y respetarán los niveles mínimos de calidad y seguridad exigidos en este Libro; y

Serán realizados empleando la Base de Datos Regional Operativa definida en este Libro.

Los especialistas encargados de todos los aspectos relacionados con el estudio deberán tener una capacitación adecuada y tener un buen conocimiento del programa de análisis de red que se emplee, del desarrollo de estudios de este tipo, de la definición de criterios, y de la interpretación de resultados.

5.2.5.2 Dependiendo del alcance del estudio, este podrá contener uno (1) o varios de los siguientes tipos de análisis:

Estudios de flujo de carga;

Análisis de estabilidad transitoria y dinámica;

Análisis de fallas (corto circuito);

Transitorios electromecánicos;

Análisis de pequeña señal (análisis modal);

Transitorios electromagnéticos;

Coordinación de protecciones;

Estudios de confiabilidad del sistema; y

Otros análisis que a criterio del EOR sean necesarios.

5.2.5.3 Para los estudios de coordinación de protecciones el EOR mantendrá los ajustes de protecciones informados por los OS/OM. El EOR podrá requerir ajustes más restrictivos según lo considere necesario para preservar la calidad y seguridad de la operación del SER.

5.2.6 Información Necesaria para el Desarrollo de los Estudios

5.2.6.1 Los estudios de seguridad operativa del SER, dependiendo de su naturaleza, deberán tener en cuenta:

El pronóstico de la generación y la demanda regionales;

Las curvas típicas de las demandas horarias;

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Las características técnicas de las instalaciones del SER;

Las características técnicas de las instalaciones de los Agentes, cuya operación afecten el comportamiento del SER; y

Los indicadores de calidad del SER: disponibilidad histórica, modos de falla, tasas de falla y reparación, etc.

5.2.6.2 La información requerida para realizar los estudios eléctricos será, sin estar limitada a, la siguiente:

Características de las unidades generadoras y equipos asociados;

Parámetros de los modelos de los generadores, sistemas de excitación y sistema de control de velocidad; incluyendo los resultados de pruebas pertinentes que sustenten dichos parámetros;

Parámetros de transformadores e interruptores;

Datos y ajustes de las protecciones;

Esquemas automáticos de desconexión de carga;

Diagramas unifilares de las instalaciones;

Información sobre ampliaciones previstas de generación;

Programas de mantenimiento;

Disponibilidad histórica; y

Otra información que requiera el EOR.

5.2.6.3 Los Agentes Distribuidores y Grandes Consumidores deberán actualizar semestralmente la siguiente información y suministrar la misma a sus respectivos OS/OM:

Demandas previstas de energía, potencia activa y reactiva por nodo;

Esquemas de desconexión de carga por baja frecuencia y bajo voltaje;

Curvas típicas de demanda horaria y por estación húmeda y seca;

Características técnicas de las instalaciones de distribución en los puntos de conexión (transformadores, protecciones, interruptores, etc.);

Programas de mantenimiento; y

Otra información que le solicite el OS/OM respectivo.

5.2.6.4 Los Agentes Transmisores deberán actualizar semestralmente la siguiente información y suministrar la misma a sus respectivos OS/OM:

Características físicas y técnicas de las líneas de transmisión;

Parámetros eléctricos de las líneas de transmisión, transformadores, interruptores, capacitores, reactores y todo elemento que afecte el comportamiento eléctrico de la red de transmisión;

Esquemas automáticos de desconexión de carga y disparos transferidos;

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Programas de mantenimiento;

Ampliaciones previstas de transmisión;

Disponibilidad histórica, modos de falla, tasas de falla y reparación de los elementos principales del sistema de transmisión; y

Cualquier otra información que le solicite el OS/OM respectivo.

5.2.6.5 Los OS/OM deberán actualizar semestralmente la siguiente información y suministrar la misma al EOR:

La información precisada en los artículos anteriores, debidamente validada;

Los pronósticos de mediano plazo de la demanda de sus respectivos sistemas locales. En caso de que la misma no sea suministrada a tiempo, el EOR usará la última demanda disponible, escalada por el crecimiento porcentual de la carga que corresponda;

Información requerida por el EOR sobre los enlaces extra-regionales;

Los índices de confiabilidad global de su sistema de los doce (12) meses precedentes;

Los detalles de las nuevas expansiones en generación y transmisión que afecten la RTR y copia de los estudios de conexión y demás análisis y recomendaciones que el OS/OM o cualquiera de los Agentes haya efectuado para evaluar la nueva condición de su sistema;

Copia de los estudios de seguridad operativa hechos localmente teniendo en cuenta las condiciones de operación a mediano plazo del sistema de potencia bajo control del OS/OM. Estos estudios deberán considerar el impacto de la operación interconectada de su sistema con el SER; y

Copia de los estudios de expansión de los sistemas que integran el SER, ya sea en generación, demanda o transmisión que por su importancia afecten al funcionamiento conjunto del SER.

La información antes listada, según corresponda, estará disponible en la Base de Datos Regional Operativa.

5.2.7 Resultados de los Estudios

5.2.7.1 Para cada estudio de seguridad operativa que se realice, el EOR deberá producir un informe técnico en donde se documenten los resultados obtenidos, y donde se muestre el comportamiento esperado. Los resultados de los estudios serán enviados por el EOR a los OS/OM.

5.2.7.2 Los OS/OM y los Agentes del MER podrán efectuar observaciones a los estudios publicados por el EOR; que en el caso de los Agentes se canalizarán a través de su respectivo OS/OM. Cada OS/OM será el responsable en su país de presentar a sus Agentes los resultados e implicaciones de los estudios regionales efectuados por el EOR.

5.2.7.3 Los resultados de los análisis que realice el EOR como parte de los estudios de seguridad operativa, según corresponda al tipo de estudio, podrán incluir lo siguiente:

Criterios de Calidad, Seguridad y Desempeño;

Límites de voltaje en los principales nodos de la RTR;

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Perfiles esperados del voltaje en las barras del sistema de transmisión, en condiciones normales y en estados de emergencia;

Estrategias para el control de voltaje;

La estabilidad del SER ante grandes y pequeñas perturbaciones;

Niveles de falla en los nodos de la RTR;

Tiempos críticos de despeje de fallas en la RTR;

Recomendaciones para modificar fechas de entrada de proyectos;

Necesidades de compensación reactiva en la RTR;

Coordinación de protecciones y medidas suplementarias en la RTR;

Esquemas de desconexión de carga por baja frecuencia y bajo voltaje;

Recomendaciones de instalaciones de arranque en negro para las áreas de control;

Reservas para regulación primaria y secundaria de la frecuencia;

Recomendaciones sobre otros servicios auxiliares;

Los límites de transferencias de potencia entre las áreas de control;

Restricciones eléctricas y operativas en el SER;

Guías para la operación de instalaciones de la RTR;

Recomendaciones de guías de restablecimiento, frente a eventos de gran magnitud que afecten la RTR o un área de control;

Consignas de operación;

Los índices de disponibilidad de los elementos de la RTR;

Estudios de confiabilidad; y

El análisis eléctrico del programa anual de mantenimientos y de entrada de nuevas instalaciones que afecten la RTR.

5.2.7.4 Los resultados de los análisis que realice el EOR como parte de los estudios de Planificación Operativa, según corresponda al tipo de estudio, podrán incluir lo siguiente:

Evolución esperada del uso de los recursos de generación de la región;

Evolución esperada del uso de combustibles primarios;

Evolución de los indicadores de confiabilidad energética del SER;

Intercambios esperados de energía en los enlaces entre áreas de control; y

Tendencia de crecimiento o decrecimiento de los volúmenes esperados de transacciones.

5.3 Criterios para la Operación en Tiempo Real

5.3.1 La RTR deberá operarse cumpliendo con los CCSD tal como se detallan en el Capítulo 16 de este Reglamento.

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5.3.2 El SER deberá operarse cumpliendo con los CCSD, tal como se detalla en el Capítulo 16 de este Reglamento.

5.3.3 El EOR operará el SER en tiempo real en coordinación con los OS/OM manteniendo la calidad, seguridad y confiabilidad. La operación en tiempo real del SER se realizará con base en una coordinación jerárquica descentralizada a través de los siguientes centros de control:

Centro de control del EOR;

Centros de control de los OS/OM;

Centros de control de los Agentes Transmisores.

5.3.4 Toda relación operativa del EOR se hará directamente con los centros de control de los OS/OM, y sólo en situaciones de pérdida de la comunicación operativa con algún OS/OM o ante la imposibilidad de un OS/OM de cumplir sus funciones, el EOR podrá coordinar la operación con los centros de control de los Agentes Transmisores.

5.3.5 En la operación en tiempo real, el EOR supervisará los voltajes en los nodos de la RTR, los flujos de potencia activa y reactiva por la RTR y la frecuencia regional. Adicionalmente, el EOR coordinará las acciones necesarias para mantener calidad, seguridad y confiabilidad en la operación del SER. Cuando alguna de las variables eléctricas se encuentre fuera de los rangos de operación establecidos, el EOR coordinará con los OS/OM las acciones necesarias para llevar al SER a su condición de operación normal usando los recursos y servicios auxiliares regionales disponibles.

5.3.6 Control de Frecuencia

5.3.6.1 Los OS/OM en cada área de control, deberán mantener las reservas de potencia suficientes (primaria y secundaria), para cumplir con su obligación de balancear continuamente su generación con su demanda y con los programas de inyección y retiro del MER. Asimismo, los OS/OM deberán aportar la reserva apropiada para contribuir en la regulación de frecuencia del SER.

5.3.6.2 La corrección de las desviaciones a las transacciones programadas, inyecciones y retiros, las hará cada agente u OS/OM. Siempre que sea técnicamente posible, el control de los intercambios programados entre áreas de control se efectuará de forma automática mediante el AGC. Para tal efecto, las áreas de control deberán disponer de la reserva secundaria suficiente.

5.3.6.3 En caso de que en forma temporal un área de control no disponga de AGC, la corrección de las desviaciones, tanto de frecuencia como de flujos en los enlaces, se podrá efectuar manualmente. En este caso, previa coordinación con el EOR, se repartirá entre los OS/OM involucrados, la regulación de la frecuencia y el control del flujo de los enlaces.

5.3.6.4 El desempeño de la regulación secundaria de cada área de control se medirá mediante la aplicación de un método basado en el criterio denominado Estándar de Control de Desempeño (CPS, por sus siglas en Inglés).

5.3.6.5 Diariamente, el EOR realizará una evaluación del desempeño de cada área de control de acuerdo con el método señalado en el artículo anterior, establecerá el grado de cumplimiento de cada sistema, e informará a los OS/OM los resultados de las evaluaciones diarias.

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5.3.7 Control de Voltaje

5.3.7.1 El EOR coordinará con cada OS/OM la operación del SER de tal forma que se mantenga el perfil de voltaje adecuado en cada nodo del sistema.

5.3.7.2 El control de voltaje en el SER se efectuará según el siguiente procedimiento:

Los voltajes objetivos en los nodos del SER se establecerán de acuerdo con los resultados de los estudios de seguridad operativa.

La disminución de voltaje se realizará siguiendo las instrucciones del EOR, mediante las siguientes acciones:

Ajuste de voltajes objetivo de Agentes que poseen equipos de generación con efecto en los nodos del SER.

Cambio de posición de los cambiadores de derivaciones de los transformadores.

Desconexión de condensadores.

Conexión de reactores.

El aumento de voltaje se hará siguiendo las instrucciones del EOR, mediante las siguientes acciones:

Ajuste de voltajes objetivo de Agentes que poseen equipos de generación con efecto en los nodos del SER.

Desconexión de reactores.

Conexión de condensadores.

Cambio de posición de los cambiadores de derivaciones de los transformadores.

5.3.7.3 Los Agentes que poseen equipos de generación del SER estarán obligados a participar en el control de voltaje en modo automático, por medio de la generación o absorción de potencia reactiva de acuerdo con las curvas de capabilidad de sus generadores.

5.4 Plan de Operación ante Contingencias

5.4.1 El EOR, en consulta con los OS/OM, deberá elaborar un Plan de Operación del SER ante Contingencias, que consistirá en lineamientos generales sobre acciones a desarrollar y consultas, que le permita hacer frente a los estados operativos de emergencia derivados de contingencias en el ámbito de la RTR que comprometa el cumplimiento de los CCSD definidos en este Libro.

5.4.2 El Plan de Operación ante Contingencias procurará que una vez ocurrida una contingencia se emprendan las acciones necesarias para restablecer la RTR a un estado operativo normal en el menor tiempo posible, junto con las acciones de coordinación operativa que deberán llevarse a cabo entre el EOR y los OS/OM.

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5.4.3 El EOR deberá informar a la CRIE sobre el Plan de Operación del SER ante Contingencias y deberá actualizar el Plan al menos cada año.

5.5 Reportes de Eventos, Informes de Indisponibilidad de la RTR y Operativos del SER

5.5.1 Reportes de Eventos

5.5.1.1 Toda vez que ocurra un evento que afecte la operación del SER o que provoque cambios topológicos en la RTR o variaciones de frecuencia o voltajes fuera de los rangos admisibles determinados en este Libro, el o los OS/OM involucrados en el evento deberán:

Notificar del evento a la brevedad posible al EOR y éste a su vez a los demás OS/OM y a través de éstos, a los Agentes de cada sistema nacional;

Enviar al EOR un informe preliminar, en la forma en que se indica en el Anexo C de este Libro: “Reporte de Eventos en el SER”, detallando la secuencia de eventos ocurrida, las instalaciones que se vieron afectadas por el evento, las acciones inmediatas tomadas para el restablecimiento de la RTR a un estado de operación post-contingencia, y un diagnóstico de las causas probables del evento. Este informe deberá ser enviado al EOR dentro de las 48 horas de haber ocurrido el evento.

Enviar al EOR un informe final en la forma en que se indica en el Anexo C de este Libro: “Reporte de Eventos en el SER”, con los resultados de la evaluación y análisis final del evento. Este informe deberá ser enviado dentro de los diez (10) días hábiles después de ocurrido el evento. De requerirse análisis adicionales por parte de los OS/OM involucrados, éstos lo comunicarán al EOR y dispondrán de un plazo adicional de cinco

(5) días hábiles para entregar el informe.

5.5.1.2 El Informe Final de Eventos será analizado y aprobado por el EOR , luego de lo cual será remitido a los OS/OM. Si correspondiera, la Base de Datos Regional será actualizada con la información relevante utilizada por el OS/OM para el análisis del evento. El informe final será archivado conjuntamente con las grabaciones de las comunicaciones operativas. Esta información estará disponible para consulta de los OS/OM una vez el Informe Final sea aprobado.

5.5.1.3 En el caso que el informe final del evento sea objetado por el EOR, este enviará al OS/OM sus comentarios y observaciones correspondientes, para que en el término de cinco (5) días hábiles siguientes a la notificación de la objeción, el OS/OM envíe nuevamente al EOR el informe considerando los comentarios formulados.

5.5.1.4 Si como conclusión del informe final del evento se desprende que existió mal funcionamiento de algún elemento de maniobra, protección o control de la RTR, e inclusive error humano, el Agente involucrado deberá adoptar las medidas correctivas y preventivas que correspondan, e informar detalladamente de ello al OS/OM correspondiente quién a su vez informará al EOR.

5.5.1.5 Si como conclusión del informe final del evento se desprende que existió mala gestión del OS/OM o mal funcionamiento de la supervisión y control, e inclusive error humano, el OS/OM involucrado deberá adoptar las medidas correctivas y preventivas que correspondan, e informar detalladamente de ello al EOR.

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5.5.1.6 Dependiendo de la severidad del evento, el EOR podrá en coordinación con los OS/OM involucrados, realizar un análisis adicional conforme a los criterios y procedimientos indicados en este numeral, y publicar un informe asociado al evento, en donde se incluirá la información suministrada por el OS/OM involucrado y la evaluación propia del EOR, y en el cual se presenten las conclusiones y recomendaciones pertinentes, con el fin de evitar la repetición del evento o mitigar sus efectos.

5.5.2 Responsabilidades de los OS/OM

5.5.2.1 El o los OS/OM del área o áreas de control donde ocurra un evento serán los únicos responsables ante el EOR respecto de la entrega de información y datos necesarios para un total esclarecimiento de las causas del evento, debiendo éstos a su vez obtener la información necesaria de los Agentes de sus respectivos sistemas.

5.5.2.2 Como consecuencia de todo evento, los OS/OM de cada área de control afectada deberán emitir los informes conforme a lo indicado en este numeral. Si el evento involucrase a más de un OS/OM, cada uno de éstos deberá realizar un informe por separado y coordinándose adecuadamente entre ellos.

5.5.2.3 Cada OS/OM deberá reportar al EOR todas las acciones de terceras personas que causen daño al sistema de transmisión y generación regional, que puedan afectar la operación interconectada del SER, independientemente de la incidencia real de tales acciones.

5.5.2.4 Los OS/OM deberán informar al EOR sobre situaciones de riesgos potenciales severos para el SER. Dentro de esa categoría de circunstancias o posibilidades se incluirán en particular, sin limitarse a, aquellos riesgos derivados de amenaza de desastres naturales tales como inundaciones, terremotos, incendios forestales, etc.

5.5.2.5 Los OS/OM deberán suministrar cualquier información adicional que requiera el EOR asociada a los eventos, y cumplir o hacer cumplir, según corresponda, las recomendaciones de éste sobre acciones preventivas y correctivas a ser adoptadas.

5.5.3 Información a Registrar

5.5.3.1 Ante la ocurrencia de un evento los OS/OM deberán registrar, sin limitarse a, la información que se detalla en este numeral, la que será utilizada para los análisis correspondientes y la elaboración de informes. La información mínima requerida será la siguiente:

Causas probables del evento, incluyendo el origen supuesto del mismo, detallando si es originado en el sistema propio del OS/OM o en el de terceros;

Secuencia cronológica de actuaciones de alarmas y disparos;

Líneas y Equipos desconectados y los posibles daños sufridos por éstos;

Unidades de generación desconectadas y los posibles daños sufridos por éstas;

Carga desconectada por maniobras de emergencia;

Variables fuera de límites (evolución de la frecuencia, los voltajes y la potencia);

Actuación de las protecciones;

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ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ ഀ Ā Ȁ ⸀Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Actuación del esquema automático de desconexión de carga o de desconexión de generación;

ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ ഀ Ā Ȁ ⸀Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Registros tomados por los equipos de protección y registradores de transitorios;

ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ ഀ Ā Ȁ ⸀Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Registros de secuencia de eventos (SOE) sincronizados;

ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ ഀ Ā Ȁ ⸀Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Registros, de requerirse, de comunicaciones operativas; y

ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ ഀ Ā Ȁ ⸀Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Ā ᜀ Condiciones pre y post-falla del sistema nacional.

5.5.3.2 Adicionalmente a la información anterior, deberá incluirse toda aquella información que el OS/OM estime necesaria o que el EOR expresamente requiera para el análisis y comprensión del evento.

5.5.3.3 Respecto a datos que se requieran de otras fuentes, los OS/OM y los correspondientes Agentes, deberán utilizar la información pública más reciente de cada país o publicada por el EOR, disponible al momento de la elaboración de los informes, o en su defecto, la mejor proyección de que dispongan o que sea factible realizar, lo cual deberá ser específicamente mencionado.

5.5.4 Análisis de Eventos

5.5.4.1 Se definen cuatro (4) etapas para el análisis de un evento y la emisión de los informes que deberán ser enviados por el OS/OM al EOR dentro de los plazos estipulados a continuación:

Etapa 1 – Análisis en Tiempo Real: se deberá informar a la brevedad posible a los demás OS/OM y al EOR;

Etapa 2 – Análisis Preliminar: se deberá enviar informe al EOR dentro de las 48 horas después de ocurrido el evento;

Etapa 3 – Análisis Final: se deberá enviar informe al EOR dentro de los diez (10) días hábiles después de ocurrido el evento; y

Etapa 4 – Auditorias de Eventos: los plazos serán definidos por el EOR para cada caso particular.

5.5.5 Auditoría de los Eventos

5.5.5.1 Si lo considerara necesario como parte del análisis de un evento, el EOR podrá en coordinación con el OS/OM correspondiente, realizar auditorias a las instalaciones de los Agentes del sistema operado por dicho OS/OM o delegar en el OS/OM respectivo la realización de tales auditorias. El objetivo de estas auditorias será:

Obtener información para dejar debidamente aclaradas las causas y consecuencias de un evento ocurrido en el SER;

Constatar las medidas utilizadas para normalizar el SER;

Evaluar las responsabilidades de los actores en los eventos registrados;

Evaluar las acciones tomadas o a tomar por los Agentes responsables o los afectados por los eventos para evitar su repetición o mitigar su efecto; y

Verificar que los procedimientos internos para uso en situaciones de emergencia por parte del personal de los Centros de Control y de las subestaciones principales del SER

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se encuentren actualizados, disponibles y con conocimiento de su contenido por parte del personal involucrado, y que éste último cuente con la correspondiente habilitación, de requerirla, para operar las instalaciones de la RTR.

5.5.5.2 Si el OS/OM responsable de la preparación de los informes incumple en forma reiterada los plazos establecidos para su presentación o cualquiera de los requerimientos previstos en este numeral, el EOR informará de esto a la CRIE para que ésta decida sobre las medidas que pudieran corresponder.

5.5.6 Acciones Preventivas y Correctivas

5.5.6.1 Si lo considerara justificado para preservar la integridad de la red regional y la seguridad de ésta, el EOR podrá imponer, con carácter extraordinario, restricciones operativas transitorias a la capacidad de transmisión de la RTR y al predespacho regional.

5.5.6.2 El EOR podrá solicitar a los OS/OM:

La realización de estudios para evaluar el comportamiento del sistema nacional ante determinados eventos, incluyendo análisis de confiabilidad;

La realización de un programa de ensayos sobre las instalaciones de protección y control que a criterio del EOR lo requieran, así como los resultados de esos ensayos;

Información sobre los procedimientos e instrucciones internas de operación de los OS/OM, y de los Centros de Control y subestaciones principales de los Agentes de cada sistema nacional; y

Información sobre programas de mantenimiento de las instalaciones.

5.5.6.3 El EOR podrá requerir la realización de estudios regionales complementarios, los cuales serán realizados por éste conjuntamente con los OS/OM.

5.5.6.4 Si el EOR establece de acuerdo con los CCSD que existen instalaciones en un sistema nacional que comprometen la integridad y seguridad del SER, o que existen procedimientos que no están acordes con una adecuada operación del mismo, el EOR informará a la CRIE, sobre la situación existente a fin de que ésta determine la necesidad de solicitar al OS/OM que emprenda, en el marco de su relación con los Agentes de su sistema, las siguientes acciones:

La realización de mantenimientos preventivos y correctivos;

La reparación, modificación, cambio o instalación de equipos de protección y control, sistemas de supervisión, registro de información y alarmas;

La revisión y modificación de las instrucciones internas de operación de los Centros de Control;

La modificación de procedimientos que aplica el OS/OM, asociados a la operación de su sistema; y

Cualquier otra medida que la CRIE considere necesaria.

5.5.7 Reporte de Indisponibilidad de la RTR

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5.5.7.1 Con base en la información que suministren los OS/OM, el EOR llevará un registro de la disponibilidad de las instalaciones asociadas a la RTR recopilando los datos históricos de fallas, totales o parciales, para líneas, transformadores, instalaciones de compensación, de protecciones e interrupción de la RTR. Esta información podrá ser utilizada, entre otras, para realizar estudios de confiabilidad regional.

5.5.7.2 La información histórica de fallas en la RTR formará parte de la Base de Datos Regional y deberá mantenerse el registro de por lo menos los últimos cinco (5) años. Los formatos empleados por los OS/OM para reportar esta información serán los definidos por el EOR. Cuando se requiera efectuar una modificación a dichos formatos, el EOR informará a los OS/OM con quince (15) días de anticipación.

5.5.7.3 Los OS/OM, a partir de la información suministrada por los Agentes transmisores, serán los responsables de la calidad de los datos históricos y del reporte de los mismos al EOR para su inclusión en la Base de Datos Regional.

5.5.7.4 A partir de la información registrada en la Base de Datos Regional deberán poder efectuarse las siguientes tareas:

Estimar tasa de fallas y tiempos de restauración para las distintas instalaciones de la RTR;

Caracterizar la naturaleza y distribución de frecuencia de las causas de las fallas en la RTR;

Desarrollar estadísticas para eventos poco frecuentes;

Mejorar el entendimiento de la naturaleza y causas de eventos de salidas múltiples;

Correlacionar la disponibilidad de instalaciones con las características de diseño de los mismos;

Determinar los cambios de disponibilidad a partir de una determinada fecha;

Desarrollar estadísticas de inapropiada operación de protecciones;

Calcular índices de disponibilidad de la RTR, los cuales serán publicados por el EOR regularmente; y

Efectuar análisis regionales de confiabilidad.

5.5.7.5 Cada OS/OM, a partir de la información suministrada por los Agentes Transmisores, llevará el registro histórico de indisponibilidades, programadas o no programadas, de la RTR y lo reportará al EOR para su inclusión en la Base de Datos Regional. Para cada registro de indisponibilidad deberá registrarse la siguiente información, sin estar limitada a:

Fecha y hora de ocurrencia;

Fecha y hora de normalización;

Si fue programada o no programada;

Tipo de indisponibilidad y la causa;

Identificación de la instalación de la RTR que presenta la indisponibilidad;

Energía no servida;

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Agente Transmisor y OS/OM asociado;

Voltaje de operación;

Contingencias múltiples; y

Notas adicionales aclaratorias.

5.5.8 Informes de Operación

5.5.8.1 El EOR deberá mantener disponible para la CRIE, los OS/OM y los Agentes del MER los siguientes informes relacionados con la operación del SER:

Un informe diario de la operación del día anterior, basado en la información que reporten los OS/OM, en el cual se presente el desempeño que tuvo el SER, los eventos ocurridos que afectaron directa o indirectamente la operación de la RTR, el comportamiento de la frecuencia y de los voltajes en los nodos de la RTR, etc.;

Un informe mensual de operación, en el cual se incluirán los aspectos operativos más relevantes del desempeño y evolución del SER para cada mes calendario;

Un resumen de las transacciones realizadas por los Agentes y en conjunto por los países miembros para cada mes calendario; y

Un informe anual de operación, en el cual se incluirán los aspectos operativos más relevantes del desempeño y evolución del SER para cada año calendario, dicho informe deberá estar disponible antes de finalizar el mes de febrero del año inmediatamente siguiente al año que corresponde el informe. El EOR definirá la forma y medios en que presentará este informe de operación.

5.5.9 Coordinación de la Operación ante Perturbaciones o Desconexiones

5.5.9.1 En estado operativo normal, las maniobras de desconexión y conexión de instalaciones y equipos de la RTR serán coordinadas por los OS/OM con el EOR siguiendo los pasos estipulados en el Libro II del RMER.

5.5.9.2 Cuando en la operación en tiempo real se deba hacer frente a estados de operación en emergencia en la RTR, cada OS/OM y los Agentes Transmisores deberán aplicar el Plan de Operación ante Contingencias procediendo con las medidas y acciones de coordinación establecidas aplicables en el estado operativo en consideración.

5.5.9.3 Cuando la pérdida de uno o más elementos de transmisión o generación produzca una restricción en la capacidad operativa de transmisión de la RTR, el OS/OM deberá alertar al EOR de esta situación, de manera que se coordine a nivel regional las eventuales operaciones de redespacho destinadas a adecuar las condiciones de operación a las restricciones existentes, cumpliendo con los CCSD del SER.

5.5.9.4 En el caso que ocurran pérdidas totales de generación y carga en una o más áreas del SER que están vinculadas por medio de la RTR, cada OS/OM en coordinación con el EOR y con sus respectivos Agentes procederá a restablecer su propia red y lograr el balance entre generación y demanda en forma prioritaria. Los OS/OM coordinarán con el EOR las operaciones de sincronización de sus redes hasta integrar completamente la RTR. El EOR será el encargado de supervisar continuamente el proceso de restablecimiento de la RTR.

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5.6 Inspecciones, Ensayos y Auditorías

5.6.1 Inspecciones

5.6.1.1 El OS/OM, el EOR y la CRIE podrán en cualquier momento decidir la inspección de los equipos de un Agente, previa notificación, cuyas instalaciones estén conectadas a la RTR, con los siguientes objetivos:

Verificar el cumplimiento de las disposiciones del presente Libro;

Investigar cualquier peligro potencial a la seguridad operativa y física del SER;

Verificar el cumplimiento de rutinas periódicas de inspección o mantenimiento de equipos críticos para la seguridad de la RTR; y

Realizar las auditorias técnicas que resulten de los informes de eventos.

5.6.1.2 Si un Agente Transmisor tuviera sospechas razonables de que algún equipo o instalaciones de otro Agente ofrecen peligro potencial a la seguridad de sus instalaciones, por incumplimiento de algunos de los artículos del presente Libro, previo a la decisión de realizar una inspección conjunta, el OS/OM dará una notificación de advertencia dirigida al Agente, para que éste realice primero una inspección por su cuenta. Realizada la inspección, el Agente deberá informar al OS/OM sobre los resultados de la misma y las acciones correctivas emprendidas, si hubiere lugar. El OS/OM, con base en los resultados de la inspección realizada por el Agente, determinará si es necesario proceder a una inspección conjunta.

5.6.1.3 El OS/OM respectivo, sea en forma directa o a solicitud del EOR o del Agente Transmisor, notificará al Agente la intención de inspeccionar sus instalaciones, notificación que deberá efectuarse con una anticipación no inferior a dos (2) días hábiles, indicando expresamente:

El nombre de las personas que lo representarán, quienes deberán estar técnicamente calificadas;

El día y hora de la inspección y duración esperada de la misma; y

El detalle de las causas de la inspección.

5.6.1.4 Ningún Agente podrá negar el ingreso a sus instalaciones de los representantes del OS/OM o del Agente Transmisor con instalaciones conectadas a las suyas para llevar a cabo una inspección, siempre que el Agente haya sido notificado según el numeral anterior.

5.6.1.5 El OS/OM o Agente Transmisor asegurará que la inspección se desarrollará dentro de los siguientes lineamientos:

No se causarán daños a los equipos del Agente;

La ubicación de equipos y vehículos, y el almacenamiento de materiales necesarios, tendrá carácter temporal;

Sólo se producirán las interferencias imprescindibles;

Se cumplirán todos los requisitos razonables del Agente en materia de seguridad, salud y normas laborales; y

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Se cumplirán todas las normas internas del Agente relativas a permisos de trabajo y disponibilidad de los equipos, siempre que no sean utilizadas para demorar la inspección.

5.6.1.6 El Agente, cuyas instalaciones serán inspeccionadas, deberá designar personal técnicamente calificado para acompañar al representante del OS/OM o Agente Transmisor durante su permanencia en las instalaciones.

5.6.1.7 Los costos de la inspección conjunta serán cubiertos por el solicitante, salvo que durante la misma se detectaran las deficiencias que originaron la inspección, en cuyo caso los costos quedarán a cargo del Agente cuyas instalaciones hayan sido inspeccionadas.

5.6.2 Ensayos en Puntos de Conexión

5.6.2.1 Cuando el OS/OM, ya sea en forma directa o a pedido del EOR o de un Agente Transmisor, tuviera suficientes elementos de juicio para considerar que alguno de los equipos de un Agente no cumple con las disposiciones del presente Libro en su punto de conexión, podrá solicitarle por escrito la ejecución de ensayos sobre los equipos mencionados.

5.6.2.2 El Agente así notificado deberá ejecutar los ensayos requeridos en fecha a convenir con el solicitante.

5.6.2.3 Ambas partes deberán adoptar todas las medidas razonables para cooperar en la ejecución de los ensayos.

5.6.2.4 Los costos de los ensayos estarán a cargo del OS/OM o de la parte que los haya requerido, salvo que su resultado indicara que los equipos no cumplieran con los requisitos establecidos en el presente Libro, en cuyo caso los costos quedarán enteramente a cargo del Agente.

5.6.2.5 El costo de los ensayos no incluirá el lucro cesante que la parte solicitante deberá minimizar. El tiempo de ejecución no será computado como indisponibilidad del equipo ensayado a los efectos de la aplicación del Régimen de Calidad del Servicio.

5.6.2.6 Los ensayos deberán efectuarse según los procedimientos a acordar entre las partes, las cuales no deberán negar o demorar ese acuerdo sin razón válida. Si no se obtuviera acuerdo entre las partes, los procedimientos serán establecidos por el OS/OM conforme a los protocolos de prueba aprobados por el EOR.

5.6.2.7 El OS/OM deberá asegurarse de que los ensayos sean ejecutados por personal técnicamente calificado y cuenten con la experiencia necesaria.

5.6.2.8 El OS/OM designará un representante para presenciar los ensayos, lo cual deberá ser permitido por el Agente.

5.6.2.9 El Agente que realice los ensayos deberá:

Confirmar al EOR y al OS/OM con dos (2) días de anticipación la realización de los ensayos en el horario que éstos autoricen; y

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Presentar al OS/OM, y éste al EOR, en un tiempo no mayor a un (1) mes, contado a partir de la fecha de finalización de los ensayos, los resultados y todo otro informe relativo a los mismos.

5.6.3 Ensayos en Unidades Generadoras y Equipos de Transmisión

5.6.3.1 La verificación por ensayo del comportamiento de las unidades generadoras y equipos de transmisión podrá ser requerida en los siguientes casos:

A solicitud del OS/OM, ya sea en forma directa o a solicitud del EOR, en cualquier momento y sujeto a no afectar el funcionamiento del SER, para confirmar los valores de las características y parámetros operativos declarados por el Agente que posee equipos de generación o por el Agente Transmisor;

A solicitud del OS/OM, ya sea en forma directa o a solicitud del EOR, en base al monitoreo de su comportamiento en la operación, de existir sospechas razonables de que un equipo no pudiera cumplir con las características operativas declaradas por un Agente que posee equipos de generación que lo habilitan a prestar servicios auxiliares, incluyendo entre éstas, su capacidad para arrancar en forma autónoma (arranque en negro), y cumplir con las funciones de regulación de frecuencia y voltaje; y

A solicitud del Agente que posee equipos de generación o del Agente Transmisor, una vez corregido el problema que hubiera obligado a una modificación temporaria de alguna característica operativa.

5.6.3.2 El Agente que solicite un ensayo deberá presentar su solicitud al OS/OM, el que deberá notificarlo al EOR, indicando:

La fecha más temprana en la cual podrá iniciarse el ensayo, la cual deberá ser como mínimo posterior en tres (3) días hábiles a la fecha de la solicitud;

La metodología del ensayo (protocolo aprobado por el EOR) e instrumental a utilizar;

La identificación del equipo a ensayar;

Las características operativas a ensayar; y

Los valores de las características operativas que deberán verificarse.

5.6.3.3 Los ensayos deberán ser efectuados por una empresa independiente y calificada por el EOR, salvo que éste acepte su ejecución por parte del OS/OM o del Agente. Los ensayos se realizarán de acuerdo con los protocolos aprobados por el EOR.

5.6.3.4 El costo de los ensayos ejecutados por una empresa independiente será pagado por la parte solicitante. No obstante, si el resultado de un ensayo requerido por el OS/OM indicara que el equipo no puede cumplir con las características y desempeño declarados, su costo estará a cargo del Agente.

5.6.3.5 El costo de los ensayos no incluirá el lucro cesante, que el OS/OM y el EOR deberán minimizar. El tiempo de ejecución del ensayo no será computado como indisponibilidad del equipo a los efectos del Régimen de Calidad del Servicio.

5.6.4 Monitoreo de Unidades Generadoras y Equipos de Transmisión

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5.6.4.1 El OS/OM y el EOR deberán monitorear en cualquier momento, a través del sistema de operación en tiempo real, el comportamiento de las unidades generadoras y equipos de transmisión, comprobando si los mismos están cumpliendo con las características y desempeño declarados por los Agentes y con los requisitos estipulados en el presente Libro.

5.6.4.2 Si el OS/OM o el EOR detectaren el incumplimiento de alguna característica declarada, el OS/OM, en coordinación con el EOR, notificará esta situación al Agente correspondiente, adjuntando los elementos de prueba que disponga.

5.6.4.3 Recibida la notificación anterior, el Agente deberá entregar al OS/OM y al EOR, en un plazo de cinco (5) días hábiles, los siguientes elementos:

Una descripción detallada del problema;

Los valores corregidos de la característica operativa que declare y la justificación correspondiente; y

Una propuesta para solucionar el problema.

5.6.4.4 El OS/OM y el Agente deberán de tratar de alcanzar un acuerdo sobre las propuestas de este último y los nuevos valores de la característica operativa. Si el acuerdo no se obtuviera dentro de tres (3) días hábiles, el OS/OM efectuará nuevas verificaciones, o de ser necesario ordenará ensayos cuyos resultados serán utilizados para fijar los nuevos valores de las características operativas. En ambos casos el OS/OM informará al EOR acerca de la solución del problema y los nuevos valores de las características operativas.

5.7 Programación de Mantenimientos y Entrada en Operación de Nuevas Instalaciones de la RTR

5.7.1 Programación de Mantenimientos

5.7.1.1 Los modelos y resultados de los estudios de seguridad operativa y el planeamiento operativo regional serán utilizados por el EOR para efectuar la coordinación de los planes de mantenimiento de las instalaciones que conforman la RTR y así obtener un plan de mantenimiento coordinado regional. Con éste fin, los Agentes Transmisores deberán enviar al EOR, por intermedio de sus respectivos OS/OM, sus planes anuales de mantenimiento. De igual forma, los OS/OM informarán al EOR sobre cualquier intervención o mantenimiento que pueda afectar la RTR o la supervisión y control de la misma por parte del EOR.

5.7.1.2 El EOR efectuará la coordinación de los programas de mantenimientos y desconexiones asociadas a la entrada de nuevas instalaciones a la RTR, a fin de optimizar la operación del MER. El EOR informará a todos los OS/OM y a los Agentes Transmisores, los programas de mantenimientos para la RTR, incluidas sus modificaciones.

5.7.1.3 El EOR coordinará los programas de mantenimientos con los OS/OM y, de ser necesario, con los Agentes Transmisores, para tener en cuenta las restricciones de cada país. El plan de mantenimiento anual resultante será de cumplimiento obligatorio para los OS/OM y los Agentes Transmisores.

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5.7.1.4 Las solicitudes de mantenimiento y pruebas de instalaciones deberán ser realizadas mediante el formato “Solicitud de Mantenimiento y Pruebas en Instalaciones de la RTR – SOLMANT”. Igualmente, las solicitudes de cancelación de mantenimiento programados deberán ser enviadas al EOR y coordinadas cumpliendo los requisitos aquí establecidos.

5.7.1.5 Los mantenimientos listados a continuación, debido a su naturaleza, deberán ser coordinados y aprobados en conjunto por el EOR y los correspondientes OS/OM:

Mantenimiento con desconexión de líneas e instalaciones de la RTR;

Mantenimiento de los sistemas de protección y control asociados a la RTR;

Mantenimientos que impliquen restricciones o limitaciones a la operación normal de líneas y demás instalaciones de la RTR;

Mantenimientos que indispongan o alteren las características operativas del recierre automático de los interruptores de líneas de la RTR;

Mantenimientos de cualquier naturaleza, inclusive en servicios de alimentación de corriente alterna o continua, durante los cuales exista riesgo de salida de servicio de líneas o instalaciones de la RTR;

Mantenimientos que indispongan alguno de los siguientes recursos de supervisión, medición o telecomunicación:

Unidades terminales remotas (parcial o total) ubicadas en la RTR.

Sistemas de telecomunicaciones (módem o enlace de voz y datos).

Procesadores de comunicaciones (front-end).

Puntos de medición de los intercambios por los enlaces entre áreas de control y de inyecciones o retiros de energía; y

AGC, incluyendo los puntos de toma e inyección de señales.

Mantenimientos que modifiquen la configuración normal de las instalaciones o alteren la selectividad de las protecciones asociadas a la RTR. Tales como la apertura de interruptores de una configuración tipo interruptor y medio o configuración en anillo o la alteración del área de cobertura de la protección de distancia;

Mantenimientos que impliquen la posibilidad de pérdida de coordinación de disparos transferidos de la protección de líneas de la RTR;

Mantenimientos para pruebas y ensayos en instalaciones, incluida la conexión de nuevas instalaciones a la RTR;

Mantenimientos en instalaciones no asociados a la RTR pero que puedan afectar la operación de la misma; y

Los trabajos de mantenimiento que se realicen en instalaciones asociados a la RTR que estén fuera de servicio por cualquier razón, también deberán ser coordinados y aprobados, de acuerdo con los procedimientos aquí mencionados.

5.7.1.6 El EOR hará publica toda la información relacionada con los programas de mantenimiento informados por los OS/OM.

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5.7.2 Clasificación

5.7.2.1 Los mantenimientos de las instalaciones asociados a la RTR, por su horizonte de anticipación, se clasificarán en anuales y semanales. Los formatos para registrar tanto el programa anual como semanal de mantenimientos son los definidos en el formato SOLMANT.

5.7.3 Programación Anual de Mantenimiento de Instalaciones

5.7.3.1 A partir de la información suministrada por los Agentes Transmisores, cada OS/OM enviará, a más tardar el quince (15) de noviembre de cada año, los programas de mantenimientos para que el EOR coordine un plan anual de mantenimientos y de entrada de nuevas instalaciones pertenecientes a la RTR. Este plan será desagregado en forma semanal por parte del EOR y deberá estar disponible para los Agentes del MER a más tardar el quince (15) de diciembre de cada año. Dicho plan será de estricto cumplimiento y sólo podrá ser modificado mediante solicitud motivada del OS/OM al EOR con una anticipación mínima de quince (15) días. Para la coordinación del plan anual, el EOR utilizará los modelos y resultados de los análisis de Seguridad Operativa y del Planeamiento Operativo.

5.7.4 Programación Semanal de Mantenimiento de Instalaciones

5.7.4.1 El siguiente es el procedimiento para coordinar el Programa Semanal de Mantenimientos y de conexión de nuevas instalaciones a la RTR:

Los OS/OM y los Agentes Transmisores, por intermedio de su respectivo OS/OM, enviarán las solicitudes formales de mantenimiento y entrada de nuevas instalaciones al EOR. Los mantenimientos a realizar deberán ser los incluidos para la semana siguiente, a partir del lunes, en el plan anual de mantenimiento y entrada de nuevas instalaciones y los mantenimientos correctivos no incluidos en ese plan. Esta solicitud se enviará a más tardar, el miércoles de cada semana a las 12:00 horas;

El EOR coordinará los programas de mantenimiento de acuerdo con los análisis de seguridad operativa y del planeamiento operativo;

El EOR informará a los OS/OM y a los Agentes Transmisores, los mantenimientos coordinados para la semana siguiente, a más tardar el jueves de la semana en curso a las 17:00 horas;

El EOR, con base en los estudios de seguridad operativa, definirá las restricciones operativas ocasionadas por la indisponibilidad de las instalaciones en mantenimiento o por la entrada de nuevas instalaciones y las incluirá en el predespacho del MER del día correspondiente; y

Si el EOR establece que con los programas de mantenimiento reportados no se preservan los márgenes de seguridad, calidad y confiabilidad del SER, informará sobre la ocurrencia de tal circunstancia a los OS/OM y Agentes Transmisores afectados, con el fin de que éstos reprogramen sus mantenimientos. Si pese a esto, no se logran restablecer los márgenes de seguridad, calidad y confiabilidad del SER, el EOR suspenderá o aplazará los mantenimientos que sean necesarios.

5.7.5 Formato para la Solicitud de Mantenimientos

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5.7.5.1 La solicitud de mantenimiento y de entrada en servicio de nuevas instalaciones se realizará de acuerdo al formato SOLMANT, el cual será definido por el EOR e incluirá como mínimo:

El número de solicitud y la fecha en curso;

Si es una solicitud de inclusión o de cancelación;

Si la solicitud es con o sin desconexión y de tipo programado o no programado en el plan anual de mantenimiento;

El tipo de instalación (línea de transmisión, transformador, etc.), nivel de voltaje de la misma y subestación en la cual está localizada, siguiendo la nomenclatura de instalaciones de la RTR;

El día y hora prevista para el inicio y fin de la desconexión y el tiempo de reposición del servicio de la instalación, en caso de necesidad de la operación;

Si la instalación permanece fuera de servicio por todo el período (continuo) o si la instalación retorna a la operación en el intermedio;

Descripción breve del trabajo a ser realizado y las maniobras a ejecutar;

Para solicitudes de mantenimiento no programados, la razón para ello. Tales como, riesgo para la instalación, riesgo para la operación del SER ante la pérdida forzada de instalaciones de la RTR, etc.;

El nombre y cargo de la persona que solicita la intervención y la empresa a la que representa;

En caso de ser necesario, las consecuencias y posibles impactos que se prevén para la operación de la RTR; y

Las condiciones de seguridad necesarias para la ejecución de los trabajos.

5.7.5.2 Cualquier modificación al formato SOLMANT será informada por el EOR a los OS/OM y Agentes Transmisores, con quince (15) días de anticipación a su aplicación.

5.7.6 Coordinación de la Ejecución de Mantenimientos en Tiempo Real

5.7.6.1 Las condiciones generales para la ejecución de los mantenimientos deberán constar en el formulario SOLMANT. Los mantenimientos a efectuar diariamente serán aquellos contenidos en el plan semanal de mantenimientos y los que se declaren de emergencia para cada día.

5.7.6.2 En caso de un mantenimiento de emergencia, los trámites de solicitud y autorización podrán ser realizados verbalmente entre los operadores de los centros de control de los OS/OM y del EOR, quienes dentro de la hora siguiente, oficializarán el mantenimiento a través del formulario
SOLMANT.

5.7.6.3 Las pruebas y ensayos de instalaciones de la RTR deberán ser autorizadas conjuntamente por el EOR y el correspondiente OS/OM.

5.7.6.4 Para la ejecución de los mantenimientos, la coordinación de las maniobras se efectuará conforme el procedimiento descrito en el Numeral 5.17.10 del Libro II del RMER.

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5.7.6.5 La ejecución del mantenimiento sólo podrá ser iniciada luego de la autorización de los centros de control de los OS/OM y del EOR. La ejecución del mantenimiento deberá ajustarse adicionalmente a lo siguiente:

Además de los procedimientos definidos en este Libro, los mantenimientos y la entrada de nuevas instalaciones a la RTR deberán sujetarse a los procedimientos particulares definidos en la regulación de cada país;

La responsabilidad por la seguridad de las personas y los equipos durante los trabajos de mantenimiento y entrada de nuevos equipos de la RTR, será del OS/OM y del Agente Transmisor respectivo;

Los OS/OM deberán verificar con los Agentes Transmisores las condiciones de retorno de las instalaciones de la RTR a la operación, después de un mantenimiento y entrada de nuevos equipos de la RTR; y

El OS/OM informará al EOR la conclusión de los trabajos inmediatamente se den por terminados los mismos, e informará cualquier limitación o restricción resultantes.

5.7.7 Entrada en Operación de Nuevas Instalaciones

5.7.7.1 La entrada de nuevas instalaciones a la RTR deberá cumplir previamente todos los requisitos y procedimientos definidos en las Regulaciones Nacionales y en el Reglamento de Transmisión del MER.

Régimen de Calidad del Servicio de Transmisión

6.1 Características del Régimen de Calidad del Servicio de Transmisión

6.1.1 La RTR deberá ser operada manteniendo el nivel de calidad establecido en el presente Libro que surgen del cumplimiento de los Criterios de Calidad Seguridad y Desempeño, que deben ser considerados en todas las etapas de planificación y gestión de la operación. Para cumplir con este objetivo, la actividad del EOR, los OS/OM y los Agentes del MER deberá ser consistente con los criterios y condiciones establecidas por el presente Libro, considerando inclusive los mecanismos de auditoria y control requeridos para monitorear su cumplimiento.

6.1.2 Los equipamientos a instalar en la RTR, incluidos aquellos de los puntos de conexión, deberán cumplir con las normas de diseño establecidas en el Capítulo 16 de este Libro. Los equipamientos a instalar en la RTR deberán permitir la operación del SER de acuerdo a los CCSD.

6.1.3 Las instalaciones y equipamientos vinculados a la RTR deberán cumplir con los requerimientos ambientales vigentes en cada país, más los que se establezcan a nivel regional.

6.1.4 Se deberá operar la RTR y todas las instalaciones conectadas a ésta, en base a los CCSD establecidos en el Capítulo 16 de este Libro. Para ello la actividad del EOR, los OS/OM y de los Agentes deberá ser consistente con lo establecido por el presente Libro.

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6.1.5 Todas las Ampliaciones deberán diseñarse de acuerdo con las normas de diseño del sistema de transmisión que se establecen el Capítulo 16 de este Libro

6.1.6 El EOR supervisará que la operación de la RTR se efectúe dentro de los niveles de calidad especificados en el presente Libro. En tal sentido ejecutará y hará ejecutar las acciones que estime necesarias, tanto en condiciones de operación normal como de emergencia.

6.2 Objetivos de Calidad del Servicio de Transmisión

6.2.1 El EOR propondrá a la CRIE los Objetivos de Calidad del Servicio de Transmisión, los cuales serán usados para el cálculo del Valor Esperado por Indisponibilidad (VEI), para cada elemento de la RTR. Los Objetivos de Calidad deberán ser establecidos para:

Líneas de transmisión:

Indisponibilidad programada:
Líneas de 60 a 138 kV: en horas/año/100 km y salidas/año/100 km
Líneas de 200 a 230 kV: en horas/año/100 km y salidas/año/100 km
Indisponibilidad forzada:
Líneas de 60 a 138 kV: en horas/año/100 km y salidas/año/100 km
Líneas de 200 a 230 kV: en horas/año/100 km y salidas/año/100 km
Transformadores:

Equipos de conexión:

Equipos estáticos de compensación:

Indisponibilidad programada: en horas/año/unidad y salidas/año/unidad
Indisponibilidad forzada: en horas/año/unidad y salidas/año/unidad

6.2.2 Los Objetivos de Calidad del Servicio de Transmisión, establecen el número de indisponibilidades anuales y el tiempo total que una instalación está indisponible que son considerados como aceptables. El EOR propondrá a la CRIE los valores iniciales de los objetivos que tendrán validez por un (1) año, debiendo ser sustentados en base a análisis específicos, que tomarán como referencia valores internacionales de empresas que operan y mantienen en forma eficiente sus instalaciones, debidamente corregidos por las características locales de las instalaciones de la RTR (salinidad, nivel isoceráunico, etc.). Al vencimiento del año de aplicación de los valores iniciales, el EOR propondrá a la CRIE los valores finales de los Objetivos de Calidad del Servicio de Transmisión basados en los resultados de los estudios de Seguridad Operativa según lo establece el numeral 5.2 de este Libro. Posteriormente los valores de los objetivos deberán ser revisados cada cinco (5) años por la CRIE.

6.2.3 El EOR establecerá el procedimiento para el registro de las indisponibilidades que le deben ser reportadas por los OS/OM, en el cual se detallará las instalaciones a reportarse, las causas de la indisponibilidad, la clasificación de los causales: fuerza mayor y caso fortuito, la medición del tiempo y los casos especiales.

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6.3 Compensaciones por Indisponibilidad

6.3.1 El objetivo del Régimen de Calidad del Servicio de Transmisión es incentivar la disponibilidad de las instalaciones y su operación adecuada. El Régimen de Calidad del Servicio de Transmisión reconoce como parte del Ingreso Autorizado Regional (IAR) de cada Agente Transmisor al VEI, y establece un régimen de compensaciones ante cada indisponibilidad, el cual se detalla en este Capitulo. El régimen será común para todas las instalaciones de transmisión que pertenecen a la RTR. Las compensaciones serán descontadas directamente del Ingreso Autorizado Regional que corresponde al Agente Transmisor propietario de la instalación que sufrió la indisponibilidad.

6.3.2 Las regulaciones nacionales deberán ser adecuadas, de tal forma que eviten que un Agente Transmisor pague otras compensaciones por la indisponibilidad y reciba otro ingreso equivalente al VEI de una instalación que lo previsto en este Capítulo.

6.3.3 El Descuento por Indisponibilidad de las instalaciones considera los siguientes aspectos:

La duración de la indisponibilidad

El número de indisponibilidades.

Si se trata de una indisponibilidad programada o forzada; y

El nivel de tensión de la línea de transmisión que tuvo la indisponibilidad.

6.3.4 En el cálculo del VEI y en los Descuentos por Indisponibilidad (DPI) se tomará en cuenta todas las indisponibilidades, considerando el numeral 6.4.

6.3.5 El monto del Valor Esperado por Indisponibilidad de una instalación se definirá como el producto de las compensaciones establecidas en el Numeral 6.4 por los valores de indisponibilidad previstos en los Objetivos de Calidad del Servicio de Transmisión. El Valor Esperado por Indisponibilidad será incorporado al Ingreso Autorizado Regional de cada Agente Transmisor, tal como se detalla en el Numeral 9.2.1 de este Libro.

6.3.6 El Régimen de Calidad del Servicio de Transmisión se medirá sobre la base de la disponibilidad real de las líneas de transmisión, equipos de conexión, compensación estática y transformación y sus capacidades asociadas.

6.4 Régimen de Compensaciones

6.4.1 Condiciones de Indisponibilidad

6.4.1.1 Todo elemento asociado al Servicio de Transmisión en la RTR que se encuentre indisponible como consecuencia de los mantenimientos programados conforme los procedimientos establecidos para este efecto por el EOR, será considerado en condición de Indisponibilidad Programada.

6.4.1.2 Todo elemento asociado al Servicio de Transmisión en la RTR que se encuentre indisponible sin que tal situación proviniera de las órdenes de operación impartidas por el EOR, o por un OS/OM con autorización del EOR, o en condición de Indisponibilidad Programada, será considerado en condición de Indisponibilidad Forzada.

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6.4.1.3 Si el Agente Transmisor realiza las tareas de mantenimiento en horas en las cuales el elemento debe estar desconectado por exigencias operativas, de acuerdo al predespacho, no se aplicará ninguna compensación. Estas indisponibilidades se denominan Indisponibilidades No Compensables.

6.4.2 Indice de Compensación Horaria

6.4.2.1 La Compensación Horaria de una instalación será igual a su Costo Estándar Anual dividido por el número de horas al año (8760).

6.4.3 Valor de los Descuentos por Indisponibilidad de Líneas de Transmisión

6.4.3.1 El Descuento por Indisponibilidad (DPI) de líneas de transmisión será de la siguiente forma:

a) Indisponibilidad Programada:

DPI = Horas de Indisponibilidad * Compensación Horaria * 1.0 DPI = Numero de salidas * Compensación Horaria *1.0

b) Indisponibilidad Forzada:

DPI = Horas de Indisponibilidad * Compensación Horaria* 1.1 DPI = Numero de salidas * Compensación Horaria * 1.1

El DPI no se aplicará si la indisponibilidad es menor de diez (10) minutos.

6.4.3.2 Cuando existiesen reducciones de la capacidad de transmisión, entendiéndose por tales las limitaciones parciales de la capacidad de transmisión de una línea, se aplicarán los Descuentos por Indisponibilidad Forzada o Programada según corresponda, afectadas por un coeficiente de reducción, calculado como la unidad menos el cociente entre la capacidad de transmisión reducida y la capacidad de transmisión operativa. La capacidad de transmisión reducida será verificada por el EOR en base a los CCSD. De esta forma la formula que se aplica a las DPI calculadas es la siguiente:

DPIr = DPI * (1 – CTReducida/CT).

6.4.4 Valor de los Descuentos por Indisponibilidad de Transformadores

6.4.4.1 El Descuento por Indisponibilidad de transformadores será de la siguiente forma:

a) Indisponibilidad Programada:

DPI = Horas de Indisponibilidad * Compensación Horaria * 1.0 DPI = Numero de salidas * Compensación Horaria *1.0

b) Indisponibilidad Forzada:

DPI = Horas de Indisponibilidad * Compensación Horaria* 1.1 DPI = Numero de salidas * Compensación Horaria * 1.1.

6.4.4.2 Cuando existiesen reducciones de la capacidad de un transformador, se aplicarán las compensaciones por Indisponibilidad Forzada o Programada según corresponda, afectadas por un coeficiente de reducción, calculado como la unidad menos el cociente entre la capacidad reducida del transformador y su capacidad nominal. La capacidad reducida del transformador será verificada por el EOR en base a los CCSD. De esta forma, la formula que se aplica a las DPI calculadas es la siguiente:

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DPIr = DPI * (1 – CTRReducida/CTR).

6.4.5 Valor de los Descuentos por Indisponibilidad de Equipos de Conexión

6.4.5.1 El Descuento por Indisponibilidad (DPI) de equipos de conexión será de la siguiente forma:

a) Indisponibilidad Programada:

DPI = Horas de Indisponibilidad * Compensación Horaria * 1.0 DPI = Numero de salidas * Compensación Horaria *1.0

b) Indisponibilidad Forzada:

DPI = Horas de Indisponibilidad * Compensación Horaria* 1.1 DPI = Numero de salidas * Compensación Horaria * 1.1.

6.4.6 Valor de los Descuentos por Indisponibilidad de Equipos de Compensación Estática

6.4.6.1 El Descuento por Indisponibilidad (DPI) de equipos de compensación estática será de la siguiente forma:

a) Indisponibilidad Programada:

DPI = Horas de Indisponibilidad * Compensación Horaria * 1.0 DPI = Numero de salidas * Compensación Horaria *1.0

b) Indisponibilidad Forzada:

DPI = Horas de Indisponibilidad * Compensación Horaria* 1.1 DPI = Numero de salidas * Compensación Horaria * 1.1

6.4.6.2 Cuando existiesen indisponibilidades parciales de los equipos de compensación estática se aplicarán los Descuentos por Indisponibilidad Forzada o Programada según corresponda, afectadas por un coeficiente de reducción, calculado como la unidad menos el cociente entre los MVAR disponibles y los MVAR nominales. De esta forma, la formula que se aplica a las DPI calculadas es la siguiente:

DPIr = DPI * (1 – MVAR disponibles/MVAR nominales).

6.4.7 Aplicación de los Descuentos

6.4.7.1 El EOR será responsable de calcular cada mes los descuentos que corresponden a cada Agente Transmisor, procediendo a descontarlos directamente de su Ingreso Autorizado Regional correspondiente a ese mes, tal como se detalla en el Capítulo 12 de este Libro.

6.4.7.2 Cada Agente Transmisor deberá confirmar al respectivo OS/OM, y éste al EOR, las causas y la duración de la indisponibilidad del elemento de su propiedad que forme parte de la RTR, a mas tardar 24 horas a partir del hecho que la produjo.

6.4.7.3 El EOR establecerá los descuentos en base a la información que le comuniquen los Agentes Transmisores a través de OS/OM o en base a sus propios registros.

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6.4.7.4 En los primeros diez (10) días de cada mes el EOR deberá informar a los OS/OM, y éstos a los Agentes Transmisores, el monto de los descuentos por falta de cumplimiento del Régimen de Calidad de Servicio de Transmisión que corresponde aplicarle a su Ingreso Autorizado Regional. Estos informes deberán identificar los eventos que dieron origen a cada descuento, y la fuente de información que utilizó el EOR para identificar el evento sujeto a descuento.

6.4.7.5 A través del OS/OM respectivo, los Agentes Transmisores podrán pedir revisión ante el EOR, dentro de los diez (10) días hábiles después de recibido el informe, si consideran que el descuento fue incorrectamente aplicado, aportando la información que justifique su petición. El hecho que se solicite una revisión no evitará que el EOR efectúe los descuentos del Ingreso Autorizado Regional asociado.

6.4.7.6 El EOR deberá evaluar el pedido de revisión, y en caso de aceptarla, deberá corregir la situación introduciendo la compensación que oportunamente fuera descontada del Ingreso Autorizado Regional, como un crédito en la Cuenta de Compensación de Faltantes del Agente Transmisor.

6.4.7.7 En caso de rechazar el pedido de revisión, el EOR deberá informar por escrito al Agente Transmisor, a través del OS/OM, con copia a la CRIE, justificando los motivos. El Agente Transmisor podrá en ese caso apelar ante la CRIE.

6.4.7.8 La CRIE deberá evaluar la apelación, requiriendo al EOR la información adicional que pueda necesitar para tomar una decisión. En caso de aceptar la posición del Agente Transmisor, deberá indicar al EOR que introduzca la compensación que oportunamente fuera descontada del Ingreso Autorizado Regional, como un crédito en la Cuenta de Compensación de Faltantes del Agente Transmisor.

6.4.7.9 En caso de rechazar la apelación, la CRIE deberá informar por escrito al correspondiente Agente Transmisor, justificando los motivos del rechazo. La decisión de la CRIE estará sujeta a un recurso de reposición.

6.4.7.10 Trimestralmente el EOR informará a la CRIE las indisponibilidades de los elementos de cada Agente Transmisor y los descuentos aplicados.

6.4.7.11 El monto máximo de descuentos que se puede aplicar a un Agente Transmisor es el Valor Esperado de Indisponibilidad (VEI).

6.5 Aplicación Progresiva del Régimen de Calidad del Servicio

6.5.1 El valor del Índice de Compensación Horaria se aplicará en forma progresiva, de acuerdo al siguiente cronograma:

Para instalaciones existentes al momento de la vigencia de este Reglamento, por el primer año, se aplicará el cero por ciento (0%) de la Compensación Horaria.

Para instalaciones existentes al momento de la vigencia de este Reglamento, por el segundo año, se aplicará el treinta y tres por ciento (33%) de la Compensación Horaria.

Para instalaciones existentes al momento de la vigencia de este Reglamento, por el tercer año, se aplicará el sesenta y seis por ciento (66%) de la Compensación Horaria

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Para instalaciones existentes al momento de la vigencia de este Reglamento, a partir del cuarto año, se aplicará el cien por ciento (100%) de la Compensación Horaria.

Para instalaciones nuevas las compensaciones previstas se aplicarán a partir del séptimo mes posterior a la puesta en servicio comercial.

Servicios Auxiliares

7.1 Generalidades

7.1.1 En este capítulo se definen los procedimientos para establecer los requerimientos de los servicios auxiliares regionales necesarios para la operación del SER dentro de los criterios de calidad, seguridad y confiabilidad. Los servicios auxiliares que se prestan a nivel regional, deberán ser suministrados por los Agentes como requerimientos mínimos de obligatorio cumplimiento y no serán objeto de transacciones ni de remuneración.

7.1.2 En la operación del SER, los Criterios de Calidad, Seguridad y Desempeño, determinarán los requerimientos de servicios auxiliares regionales. Por lo tanto, en consonancia con tales criterios y como resultado de los estudios de seguridad operativa se establecen los requerimientos de los servicios auxiliares bajo condiciones de operación del SER en estado estable y ante emergencias, los requisitos técnicos a cumplir para aportar estos servicios y la forma como se verificará el cumplimiento de los mismos.

7.1.3 Se definen los siguientes servicios auxiliares que deberán ser suministrados por los Agentes según los requerimientos que establezca el EOR, coordinado con cada uno de los OS/OM en sus respectivas áreas de control:

Reserva de potencia activa para regulación primaria y secundaria de la frecuencia;

Suministro de potencia reactiva;

Desconexión automática de carga por baja frecuencia y bajo voltaje; y

Arranque en negro.

7.2 Requisitos Técnicos

7.2.1 Regulación Primaria de Frecuencia

7.2.1.1 El EOR determinará según los estudios de seguridad operativa de mediano plazo, los requerimientos de potencia activa para regulación primaria de la frecuencia y los requisitos más apropiados para la prestación de la misma, con el fin de que cada área de control mantenga el balance entre su generación y su demanda. Su suministro es de carácter obligatorio por parte de los Agentes que poseen equipos de generación, y los OS/OM serán los responsables de coordinarlo.

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7.2.1.2 Cada OS/OM deberá mantener como mínimo la reserva de potencia activa que establezcan los estudios de Seguridad Operativa Regionales en relación a la regulación primaria de frecuencia. Será un compromiso de todos los OS/OM velar porque los Agentes que poseen equipos de generación de sus respectivos sistemas mantengan sus reguladores de velocidad libres, en modo regulación.

7.2.1.3 Los OS/OM deberán tener en cuenta el cumplimiento de los requisitos de reserva de potencia activa definidos arriba, al momento de realizar el predespacho nacional y al informar las ofertas de retiro e inyección al MER.

7.2.1.4 Los OS/OM serán responsables de hacer el seguimiento permanente a la prestación del servicio de regulación primaria de frecuencia

7.2.1.5 Ante un incumplimiento por parte de un Agente en la prestación del servicio de regulación primaria de la frecuencia, el OS/OM lo informará al EOR y a la CRIE.

7.2.2 Regulación Secundaria de Frecuencia

7.2.2.1 El EOR determinará según los estudios de seguridad operativa regionales de mediano plazo, los requerimientos de potencia activa para regulación secundaria de la frecuencia y los requisitos más apropiados para la prestación de la misma con el fin de preservar la calidad y seguridad operativa del SER. Su suministro es de carácter obligatorio por parte de los Agentes que poseen equipos de generación y los OS/OM serán los responsables de coordinarlo.

7.2.2.2 Los Agentes en cada área de control serán los responsables de mantener las inyecciones y retiros programados y los OS/OM de controlar los intercambios programados entre áreas de control y de contribuir al control de la frecuencia en el SER. En consecuencia, los OS/OM en cada área de control deberán disponer, como mínimo, de la reserva de potencia activa que establezca el EOR para la regulación secundaria de frecuencia.

7.2.2.3 Diariamente los OS/OM deberán enviar al EOR declaraciones de reservas primaria, secundaria y de contingencia. Los OS/OM deberán informar al EOR las unidades bajo control del AGC y las bandas de regulación de dichas unidades.

7.2.2.4 Cada OS/OM será responsable de habilitar o deshabilitar las unidades generadoras para prestar el servicio de regulación secundaria de frecuencia, según cumplan o no los requisitos exigidos para prestar este servicio.

7.2.2.5 Los OS/OM serán responsables de hacer el seguimiento permanente a la prestación del servicio de regulación secundaria de frecuencia por parte de los Agentes.

7.2.2.6 Ante un incumplimiento por parte de un Agente en la prestación del servicio de regulación secundaria de la frecuencia, el OS/OM lo informará al EOR y a la CRIE

7.2.3 Potencia Reactiva

7.2.3.1 El EOR determinará según los estudios de Seguridad Operativa regional de mediano plazo, los requerimientos de potencia reactiva en el SER. Su suministro es de carácter obligatorio por parte de los Agentes, y los OS/OM serán los responsables de coordinarlo.

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7.2.3.2 Cada OS/OM en su área de control deberá operar sus recursos de potencia reactiva, tanto inductiva como capacitiva, para asegurar que los niveles de voltajes en el SER se mantengan dentro de los límites establecidos bajo condiciones de operación del sistema en estado estable, y poder hacer frente a las contingencias.

7.2.3.3 Cada OS/OM verificará que todos los Agentes que poseen equipos de generación cuya producción pueda influir en la operación del SER mantengan los reguladores automáticos de voltaje de las unidades generadoras conectados y en modo de control de voltaje.

7.2.3.4 El EOR identificará la necesidad de contar con instalaciones adicionales para el suministro de potencia reactiva por parte de los sistemas nacionales, así como las estrategias de control de voltaje aplicables en la operación del SER.

7.2.3.5 Las inversiones en la RTR destinadas a la compensación reactiva serán determinadas de acuerdo al Sistema de Planificación de la Transmisión y Generación Regional (SPTR).

7.2.3.6 Los OS/OM serán responsables de hacer el seguimiento permanente a la prestación del servicio de potencia reactiva.

7.2.3.7 Ante un incumplimiento por parte de un Agente en la prestación del servicio de potencia reactiva, el OS/OM lo informará al EOR y a la CRIE.

7.2.4 Desconexión de Carga

7.2.4.1 El EOR determinará según los estudios de seguridad operativa de mediano plazo, los requerimientos de operación del esquema regional de desconexión automática de carga por baja frecuencia y bajo voltaje. Su implementación será de carácter obligatorio por parte de los Agentes, y los OS/OM serán los responsables de coordinarla.

7.2.4.2 Como resultado de los estudios de seguridad operativa el EOR determinará el número de etapas a implementar a nivel regional, el porcentaje de carga a desconectar en cada etapa y la temporización de las etapas. Será responsabilidad de cada OS/OM el determinar las etapas locales y el correspondiente porcentaje de carga a desconectar.

7.2.4.3 El OS/OM tomará las medidas necesarias para asegurar que se provea y opere la capacidad necesaria de desconexión automática de carga por baja frecuencia. Cada OS/OM deberá habilitar el porcentaje asignado de su demanda para ser desconectada por relés de baja frecuencia.

7.2.4.4 El esquema regional de desconexión de carga por baja frecuencia deberá estar coordinado con los siguientes esquemas:

Sistemas de protección y control de los Agentes que poseen equipos de generación;

El control de regulación secundaria de frecuencia;

Los esquemas y estrategias de control de voltaje regionales;

Guías regionales y nacionales de restablecimiento;

Sistemas de control y protección de la red de transmisión; y

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f) Cuando corresponda, los sistemas eléctricos vecinos al SER.

7.2.4.5 Los OS/OM serán responsables de hacer el seguimiento permanente a la prestación del servicio de desconexión automática de carga.

7.2.4.6 Ante un incumplimiento por parte de un Agente en la prestación del servicio de desconexión de carga, el OS/OM lo informará al EOR y a la CRIE.

7.2.5 Arranque en Negro

7.2.5.1 Cada OS/OM en sus respectivas áreas de control deberá contar con sus propias facilidades de arranque en negro. Dichos recursos serán considerados en las guías de restablecimiento.

7.2.5.2 En caso de darse una condición de cero voltaje en un área de control o parte de ella, y ésta solicite el apoyo de las áreas de control vecinas para el restablecimiento, el OS/OM coordinará a través del EOR la prestación del apoyo mediante la energización de las líneas de interconexión respectivas.

7.2.5.3 Los OS/OM serán los responsables de verificar que sus sistemas cuenten con los equipos necesarios para arranque en negro, y de efectuar mediante pruebas de disponibilidad o mediante eventos en los que se requiera su utilización.

7.2.5.4 Cada OS/OM será el responsable de efectuar el seguimiento al desempeño del servicio de arranque en negro, lo cual podrá incluir la ejecución de pruebas de disponibilidad, tiempos de arranque, sincronización y toma de carga asociados a los recursos que están prestando este servicio.

7.2.5.5 Cada OS/OM reportará al EOR los equipos disponibles de arranque en negro en cada área de control, para ser considerados en la guía regional de restablecimiento que elabora el EOR en el marco de los estudios de seguridad operativa.

7.2.5.6 Ante un incumplimiento en la prestación del servicio de arranque en negro, el OS/OM lo informará al EOR y a la CRIE.

7.2.6 Monitoreo del Desempeño

7.2.6.1 El EOR deberá mantener un permanente seguimiento del desempeño de los servicios auxiliares en cada área de control con el objeto de monitorear la calidad en la prestación de dichos servicios y servir de evidencia para establecer incumplimientos en la prestación de los mismos. Con este fin, el EOR utilizará los registros de su SCADA y podrá solicitar a los OS/OM el suministro de los registros disponibles. En esta labor participarán activamente los OS/OM, quienes serán los responsables de monitorear y efectuar el seguimiento en sus respectivos sistemas.

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7.2.6.2 Cada OS/OM verificará que todos los Agentes que poseen equipos de generación proveedores de reserva rodante de regulación primaria de frecuencia provean tal regulación de acuerdo con el criterio establecido de desempeño, incluyendo el alcanzar la potencia activa requerida dentro y durante los límites especificados de tiempo. El OS/OM mantendrá el registro de los antecedentes de este desempeño y los datos utilizados para calcular el mismo e informará al EOR mensualmente sobre el desempeño de este servicio.

7.2.6.3 Para toda variación pronunciada de frecuencia mayor o igual a 0.2 Hz, el OS/OM medirá y registrará los valores de potencia activa generada para todas las unidades generadoras. Los valores de potencia activa, registrados cada cuatro (4) segundos, se recuperarán de los registros durante un (1) minuto antes y un (1) minuto después del comienzo del evento que dio lugar a la variación de frecuencia. El cumplimiento estará dado por la comparación entre la respuesta real y la esperada. En caso que el OS/OM detecte que una unidad generadora incumplió con su aporte comprometido a la regulación primaria de frecuencia lo informará al EOR y a la CRIE.

7.2.6.4 Cuando le sea solicitado, el OS/OM deberá informar al EOR sobre los parámetros de estatismo y bandas muertas para la regulación primaria de frecuencia de cada una de las unidades generadoras de su sistema.

7.2.6.5 Cada OS/OM efectuará un seguimiento al desempeño de la provisión de la reserva rodante para regulación secundaria de frecuencia y de la calidad y disponibilidad del control AGC y mantendrá el registro de los antecedentes de este desempeño y los datos utilizados para calcular el mismo. Se enviarán al EOR diariamente los datos para evaluar el desempeño del AGC.

7.2.6.6 Para evaluar este servicio, cada OS/OM tendrá en cuenta, además de la magnitud requerida de la reserva para regulación secundaria de frecuencia, los parámetros de desempeño de su AGC: retardos máximos permitidos, velocidad de respuesta, bandas muertas, desempeño de las unidades terminales remotas y del canal de comunicaciones con su centro del control y coherencia entre la respuesta esperada de las unidades generadoras frente a las señales del AGC y la respuesta real.

7.2.6.7 Los Agentes que poseen equipos de generación deberán informar al OS/OM cualquier modificación en sus máquinas o centrales habilitadas para regulación secundaria de frecuencia. Si dicha modificación significa que deja de cumplir con cualquiera de los requisitos necesarios, el OS/OM deberá informarlo al EOR.

7.2.6.8 En la operación en tiempo real, cuando una unidad generadora tenga una disminución de su rango disponible para regulación secundaria de frecuencia, el Agente deberá informar inmediatamente el nuevo valor al OS/OM, quien deberá a su vez informarlo al EOR.

7.2.6.9 Cada OS/OM y el EOR deberá realizar registros de frecuencia cada cuatro (4) segundos para controlar que la calidad de la regulación de frecuencia sea consistente con la reserva rodante disponible y, en caso de detectar desviaciones, podrá auditar la respuesta de las máquinas disponibles para regulación secundaria de frecuencia.

7.2.6.10 En caso que el OS/OM detecte que una unidad generadora no cumple con su aporte comprometido a la regulación secundaria de frecuencia, aplicará lo previsto en la regulación nacional e informará al EOR y a la CRIE.

CRIE 49 Diciembre 2005

7.2.6.11 Cada OS/OM verificará que sus Agentes estén cumpliendo con el servicio de suministro de potencia reactiva y mantendrá el registro de los antecedentes de este desempeño y los datos utilizados para calcular el mismo. Cuando sea solicitado, los OS/OM informaran al EOR sobre el cumplimiento y desempeño de este servicio.

7.2.6.12 El OS/OM verificará que las unidades generadoras operen con el regulador automático de voltaje habilitado, a menos que surja la necesidad justificada de operar transitoriamente en modo manual, por condiciones detectadas por el Agente o el mismo OS/OM.

7.2.6.13 Los Agentes que poseen equipos de generación deben enviar al OS/OM una copia de la curva de capabilidad de cada una de sus unidades. En caso de no hacerlo, el OS/OM las fijará de acuerdo con características típicas, tomará como disponible los reactivos indicados por dichas características e informará al EOR y a la CRIE.

7.2.6.14 Los Agentes Transmisores deben enviar al OS/OM respectivo los rangos de operación y restricciones asociadas a los equipos que disponen para el control de voltaje y el suministro de potencia reactiva.

7.2.6.15 En caso que un OS/OM detecte que un suministrador de potencia reactiva no está cumpliendo con su obligación para proveer dicho servicio lo informará al EOR y a la CRIE.

7.2.6.16 El OS/OM verificará que sus Agentes estén cumpliendo con el servicio de desconexión automática de carga por baja frecuencia definido por el EOR, y mantendrá el registro de los antecedentes de este desempeño y los datos utilizados para calcular el mismo. Para evaluar el desempeño de este servicio se aplicará el siguiente procedimiento por parte de los OS/OM:

En los eventos ocurridos para los cuales actuó o debió actuar el esquema de desconexión de carga, deberán calcularse la desconexión de carga efectivamente realizada y la desconexión teórica que debió realizarse de acuerdo con la magnitud del evento, utilizando los resultados de los estudios;

Si la diferencia entre la magnitud teórica de la desconexión y la desconexión real es mayor al cinco por ciento (5%), se considerará que hubo incumplimiento en el servicio de desconexión de carga y deberá documentar las razones de tal incumplimiento; y

Reportar al EOR el desempeño del esquema de desconexión como parte de los informes de eventos definidos en este reglamento.

7.2.6.17 Ante eventos en los que se requiera el servicio de arranque en negro, los OS/OM informarán al EOR el desempeño del mismo como parte de los informes de eventos definidos en este Libro.

7.2.6.18 El incumplimiento por parte de un Agente en la prestación de los servicios auxiliares definidos en este Libro, sin causas justificadas y aceptadas por la CRIE como válidas, lo cual pone en riesgo la estabilidad, seguridad y confiabilidad de la operación del SER, será considerado como infracción y acarrea las sanciones contempladas en el Libro IV del RMER.

7.2.6.19 En caso de que a un Agente se le impute un incumplimiento, éste podrá aportar al OS/OM las pruebas pertinentes del desempeño de sus equipos.

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Derechos de Transmisión

8.1 Derechos de Transmisión en la RTR

8.1.1 Un Derecho de Transmisión asigna a su Titular un derecho de uso o financiero sobre la Red de Transmisión Regional por un determinado Periodo de Validez. En la RTR se definen los siguientes tipos de Derechos Transmisión (DT):

Derechos Firmes (DF); y

Derechos Financieros Punto a Punto (DFPP).

8.1.2 Un Derecho Firme está siempre asociado a un Contrato Firme y es un DT que asigna a su Titular, durante el Período de Validez, el derecho pero no la obligación de inyectar potencia en un nodo de la RTR y a retirar potencia en otro nodo de la RTR y el derecho a percibir o la obligación de pagar según el resultado de la diferencia entre el producto del Precio Nodal por la Potencia de Retiro del DF menos el producto del Precio Nodal por la Potencia de Inyección del DF. La Potencia de Inyección y la Potencia de Retiro del DF son fijas por el Período de Validez del DF.

8.1.3 Un Derecho Financiero Punto a Punto es un DT que asigna a su Titular el derecho a percibir o la obligación de pagar según el resultado de la diferencia entre el producto del Precio Nodal por la Potencia de Retiro del DFPP menos el producto del Precio Nodal por la Potencia de Inyección del DFPP. La Potencia de Inyección y la Potencia de Retiro del DFPP son fijas por el Período de Validez del DFPP.

Valor _ del _ DFPP = MWr × PNr − MWi × PNi

8.1.4 La relación entre la Potencia de Inyección y la Potencia de Retiro de los DT será determinada en el proceso de la Prueba de Factibilidad Simultánea (PFS) de la subasta de DT. La PFS es el proceso mediante el cual se limita la cantidad de DT a ser adjudicados a no más que la máxima cantidad de electricidad equivalente que es físicamente despachable como inyecciones y retiros en la red (independientemente de la localización física de la generación y la demanda).

8.1.5 Los titulares de DT pueden ser los Agentes del MER, excepto los Transmisores.

8.1.6 Los Agentes Transmisores tienen derecho a percibir el CVT de la correspondiente instalación de la RTR después de descontar los pagos a los titulares de Derechos de Transmisión de acuerdo al Anexo D, Capítulo 9 “Descuento del CVT de cada instalación de la RTR de los montos que se destinan al pago de DF o DFPP”. En caso que estos derechos sean asignados a nuevos titulares a través de las subastas de DT, los Agentes Transmisores tendrán derecho percibir la parte proporcional de los ingresos que se recolecten en estas subastas, de acuerdo a los procedimientos que se establecen en el Numeral 8.2 de este Libro.

8.1.7 La titularidad de los DT se basará en los siguientes criterios:

Compradores de DT en las subastas organizadas por el EOR: Los Agentes, excepto Transmisores, que adquieran DT en las subastas periódicas organizadas por el EOR. Vencidos los plazos por los que se otorgan DT en las subastas, los mismos expiraran.

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Las subastas consideraran la entrada de ampliaciones de la RTR y los cambios en la formulación de la Prueba de Factibilidad Simultánea.

Compradores de DT a otros Titulares: Los Agentes, excepto Transmisores, que compren DT a Titulares de los mismos mediante transacciones bilaterales, con las restricciones de titularidad que se establecen en el Numeral 8.1.5 de este Libro. A su vez estos Titulares podrán ofrecer los DT que poseen en las subastas periódicas de DT que organiza el EOR o en transacciones bilaterales.

8.1.8 Los DT serán considerados como derechos de uso o financiero, con las condiciones especificadas en el Numeral 8.1.7

8.2 Organización de las Subastas de Derechos de Transmisión

8.2.1 El EOR organizará subastas mensuales de DT. En estas subastas se asignarán a los adjudicatarios de los respectivos DT por períodos de validez mensuales y anuales, de acuerdo a los siguientes criterios: (1) los DT mensuales tendrán un Período de Validez de un (1) mes, a partir de primer día del respectivo mes; (2) los DT anuales tendrán un Período de Validez de un

año, divididos en sub-periodos de n-meses determinados por la entrada en operación de las ampliaciones de la RTR y por el cambio de la formulación de la PFS. La CRIE podrá autorizar, cuando que se den las condiciones de competencia y liquidez adecuada, que se asignen DT por períodos de más de un (1) año, y modificar la frecuencia de las subastas.

8.2.2 El EOR pondrá a disposición en las subastas la Capacidad Operativa de Transmisión de la RTR considerando los DT asignados, las contingencias y los mantenimientos programados.

8.2.3 Las subastas se realizarán con una anticipación de un (1) mes al Período de Validez de los DT que se subasten. En cada ocasión se subastarán en primer término los DT con Período de Validez anual, en los meses en que corresponda, y a continuación los DT con Período de Validez mensual. En esta última subasta de la oferta de DT se descontarán los DT ya asignados con Período de Validez Anual.

8.2.4 La CRIE establecerá los límites a las cantidades a subastar por cada Período de Validez, si considera que no se dan las condiciones de competencia o liquidez adecuadas.

8.2.5 El EOR anunciará cada mes de octubre las fechas en que se realizarán las subastas durante todo el año siguiente.

8.2.6 Con un mes de anticipación a cada subasta, el EOR pondrá a disposición de todos los interesados la siguiente información:

Los nodos de la RTR donde se pueden presentar ofertas de compra-venta de DT;

Las ecuaciones y parámetros que definen la Prueba de Factibilidad Simultanea, aclarando en los términos independientes cual es la capacidad operativa de transmisión original de cada vínculo, y la capacidad operativa de transmisión remanente al considerar los DT ya asignados, que será usada para definir el término independiente en la PFS en cada subasta. En las subastas de DT anuales, las ecuaciones que definen la PFS podrán ser distintas cada mes con el objeto de reflejar los mantenimientos en la RTR. En las subastas anuales se harán simultáneamente subastas para sub-periodos de

CRIE 52 Diciembre 2005

n-meses de acuerdo a la entrada en operación de ampliaciones de la RTR y al cambio de formulación de la PFS;

Las proyecciones de los precios nodales para los períodos en los que se realizarán las subastas, junto con las hipótesis e información utilizada para estas proyecciones, basadas en el planeamiento operativo de mediano plazo, suponiendo que el MER se comportará en forma competitiva. Estas proyecciones tendrán carácter indicativo, y no implican ningún compromiso para el EOR o la CRIE;

Los precios y cantidades asociados a los DT que fueron asignados en las subastas de los últimos cinco (5) años, o del máximo registro disponible;

Los DT que ya están asignados;

Las bases de datos que utilizará para las Verificaciones Complementarias, y los criterios para reducir la Potencia de Inyección y la Potencia de Retiro de los DT en caso que estas verificaciones indiquen la necesidad de una corrección de los DT que surgen del proceso de subasta;

Formato con que cada participante presentará las ofertas; y

El uso o no de precios mínimos aceptables de las ofertas.

8.2.7 En las fechas indicadas para cada subasta, los interesados colocarán sus ofertas donde el EOR especifique. Los Agentes Transmisores no podrán presentar ofertas en las subastas de DT.

8.2.8 Las ofertas tendrán el siguiente contenido:

Identificación del oferente: nombre y razón social;

Cantidad de ofertas de compra-venta de DT que presenta;

Para cada oferta:

Subasta para la que se presenta la oferta;

Tipo de oferta que presenta: (1) DF, (2) DFPP;

Si se trata de una venta o compra de DT;

Si se trata de una venta, copia del certificado que acredita la titularidad del respectivo DT;

La Potencia de Inyección y la Potencia de Retiro del DT en los nodos de la RTR en los que se pueden presentar ofertas. La Potencia de Inyección ofertada será igual a la Potencia de Retiro multiplicada por un factor que el EOR predeterminará para cada subasta;

Monto ofertado (en US$) por la compraventa de los DT;

Un titular de un DT de un período de validez mayor a un (1) mes podrá presentar una propuesta de reconfiguración del mismo. Para ello deberá especificar la parte del DT que desea vender con su respectivo precio o el aumento del DT que desea comprar con su precio. La reconfiguración del DT debe hacerse entre los mismos nodos de inyección y retiro que el DT original.

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Garantía de mantenimiento de la oferta, mayor o igual al diez por ciento (10 %) del monto ofertado. Esta garantía se entregará en sobre cerrado, el día en que se realiza la subasta.

8.2.9 El EOR especificará el tipo de las garantías de debido cumplimiento y el plazo de validez de las mismas, que cada comprador de DT anuales deberá presentar para asegurar los pagos.

8.2.10 Toda la información requerida podrá ser enviada hasta la hora de inicio de la subasta que especifique el EOR en cada caso.

8.2.11 Los documentos que se requieran se enviarán como copias en formato PDF u otro que especifique el EOR, pudiendo el EOR solicitar la presentación de originales en el momento de la realización de las subastas.

8.3 Desarrollo de las Subastas de Derechos de Transmisión

8.3.1 A la hora de inicio de cada subasta, el EOR procederá a introducir las ofertas recibidas en los archivos de entrada del Programa de Selección de Ofertas.

8.3.2 Una vez cargados los datos se procederá a ejecutar el Programa de Selección de Ofertas. Los resultados de dicho programa identificarán las ofertas que resultaron seleccionadas para la compra o venta de DT. En el Anexo D de este Libro se describen las fórmulas que utilizará el Programa de Selección de Ofertas. El EOR informará a los Agentes las características del Programa de Selección de Ofertas.

8.3.3 El EOR publicará en su sitio Internet, al día siguiente de la subasta, los resultados del proceso de selección de ofertas: las ofertas presentadas, las ofertas seleccionadas y las ofertas rechazadas por incumplimiento de requisitos.

8.3.4 Dentro de un plazo de veinticuatro (24) horas después de publicados los resultados de la subasta, los oferentes podrán impugnar el proceso si se cumple alguna de las siguientes condiciones: (1) el Programa de Selección de Ofertas se ejecutó con datos distintos a los informados por el EOR en el momento de llamado a presentación de ofertas; y (2) no se cargaron correctamente los datos de las ofertas.

8.3.5 Las impugnaciones serán dirigidas al EOR, quién resolverá sobre la validez de la subasta en un plazo de tres (3) días. En caso que la subasta sea considerada no válida, el EOR deberá realizar nuevamente la subasta al día siguiente, manteniendo toda la información presentada para la subasta impugnada y corrigiendo los errores detectados.

8.3.6 Vencido el plazo para presentar impugnaciones al EOR, y no habiéndose presentado ninguna, o habiéndose resuelto las impugnaciones presentadas, el EOR adjudicará los DT a los oferentes seleccionados.

8.3.7 Las garantías de mantenimiento de la oferta serán devueltas después de la liquidación de la subasta, o contra la entrega de la garantía de debido cumplimiento según corresponda, si no hubiera impugnaciones.

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8.3.8 En caso de que un adjudicatario no realice los pagos correspondientes a los DT, y no presente la garantía de debido cumplimiento en el caso de los DT anuales, se ejecutará la garantía de mantenimiento de oferta, y el importe de la ejecución de la garantía formará parte de los ingresos del EOR.

8.4 Forma de Pago

8.4.1 Los Agentes que resulten adjudicatarios de compras de DT con Periodo de Validez mensual deberán pagar los montos correspondientes, como máximo seis (6) días después de haber sido informados de la adjudicación.

8.4.2 Los Agentes que resulten adjudicatarios de compras de DT con Periodo de Validez anual deberán pagar los mismos en doce (12) cuotas consecutivas e iguales a un doceavo (1/12) del monto correspondiente, según la siguiente secuencia: (1) la primera, como máximo a los seis

días después de haber sido informado de la adjudicación; (2) las cuotas siguientes, como máximo el día seis (6) de cada mes del Período de Validez, u opcionalmente pagar el monto por adelantado, no siendo en ese caso necesario la presentación de la garantía de debido cumplimiento.

8.4.3 Los adjudicatarios de DT con Período de Validez anual deberán presentar garantías de debido cumplimiento en un plazo de seis (6) días posteriores a la comunicación de adjudicación, salvo que la pague por adelantado, con las características que especifique el EOR por los pagos correspondientes a los once (11) meses restantes del Período de Validez del DT.

8.4.4 Los Agentes que resulten vendedores de DT con Período de Validez mensual percibirán los montos correspondientes el primer día hábil después del plazo especificado en el Numeral 8.4.1, condicionado a que todos los adjudicatarios de DT con Período de Validez mensual en la misma subasta, hayan realizado los correspondientes pagos.

8.4.5 Los Agentes que resulten vendedores de DT con Período de Validez anual percibirán los montos correspondientes el primer día hábil después del plazo especificado en el Numeral 8.4.2.

8.4.6 En caso que algunos de los adjudicatarios de compras de DT anuales no cumplan con sus obligaciones de pago, los montos no recaudados se restarán en forma proporcional de los pagos que deberían percibir los vendedores. Por la parte no percibida, los vendedores recibirán la parte proporcional que el EOR recolecte por la ejecución de las garantías de los compradores que no cumplieron con sus obligaciones de pago, más los intereses correspondientes incluidos en las garantías.

8.4.7 Contra el pago inicial o total el EOR entregará a los adjudicatarios el Certificado de Titularidad de cada DT. Este certificado contendrá la información sobre el período de validez del correspondiente DT y la Potencia de Inyección y de Retiro del DT.

8.4.8 Los Certificados de Titularidad podrán ser transferidos por su titular, salvo a Agentes Transmisores, debiendo informar de esta transferencia al EOR.

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8.5 Pago a Agentes Transmisores

8.5.1 La diferencia entre los pagos que realizan los compradores y los ingresos que perciben los vendedores, en cada subasta de DT será asignada a los Agentes Transmisores con la metodología que se establece en el Capítulo D8 del Anexo D de este Libro.

8.6 Prueba de Factibilidad Simultánea

8.6.1 La PFS deberá realizarse sobre la base de las siguientes consideraciones:

Se deberán incluir como mínimo todas las líneas de transmisión de la RTR, considerando como parte de las mismas a transformadores y compensación en serie;

Deberán ser considerados los flujos en paralelo a través de las instalaciones de las redes nacionales. No se podrán subastar DT asociados a los flujos en paralelo que pasen por las redes nacionales que no forman parte de la RTR. El EOR, en consulta con el respectivo OS/OM deberá analizar en cada caso la forma más adecuada para considerar esta situación, debiendo solicitar la aprobación de la CRIE;

Para la PFS se eliminaran las componentes de las redes nacionales que no son parten de la RTR. En caso que una instalación nacional limitara la capacidad de la RTR, y no fuera posible identificar una forma de operación que elimine esta limitación, la restricción se incluirá como una restricción adicional a los flujos entre determinados nodos; y

Todos los controles (cambiadores de derivaciones de transformadores, etc.) que utiliza el EOR para el despacho y la operación deben estar en valores medios o normales de operación.

8.6.2 El EOR podrá proponer modificaciones en la PFS a fin de aumentar la precisión de la misma. Con tales efectos realizará los estudios que demuestren la conveniencia del cambio, así como una evaluación de los resultados del nuevo método propuesto. Con esta información presentará un informe a la CRIE con una justificación de las razones del cambio propuesto y las recomendaciones sobre el nuevo método. También deberá incluir el presupuesto de los costos necesarios para implementar la reforma.

8.6.3 La CRIE evaluará la propuesta de modificación presentada por el EOR, y los pondrá a consulta de los Reguladores Nacionales. En un plazo de cuarenta y cinco (45) días deberá dar una respuesta. En caso de aceptar la propuesta del EOR, deberá tomar las medidas para que los costos necesarios para implementar la modificación fueren incorporados al presupuesto del EOR.

8.6.4 La implementación de la nueva PFS se programará con un (1) año de anticipación y para cada subasta anterior al cambio de la PFS se utilizará la PFS anterior para los meses antes del cambio y la nueva PFS para los meses posteriores al cambio.

8.7 Cambios en la RTR

8.7.1 El EOR deberá incluir en la PFS los cambios previstos en la RTR, tal como se establece en el Capítulo D4 del Anexo D de este Libro, de forma tal que los interesados en la venta o compra

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de DT en las subastas tengan conocimiento de estas modificaciones, y que no se asignen DT que en la práctica no serán factibles.

8.7.2 Si por razones operativas asociadas al cumplimiento de los CCSD, fuera necesario modificar la RTR, o por modificación de la Capacidad Operativa de Transmisión, durante un período para el cual ya se han asignado los DT, el EOR deberá seguir el siguiente procedimiento:

Verificar mediante la PFS si los DT previamente asignados siguen siendo factibles. En caso que el resultado del análisis muestre que siguen siendo factibles, sólo deberá publicar en su sitio Internet los cambios ocurridos en la RTR.

Si verifica que los DT previamente asignados no son factibles, deberá calcular la reducción o reconfiguración que se deberá aplicar a los DT para que estos resulten factibles. Para ello deberá simular el proceso de subasta con la nueva RTR, planteada de forma tal de minimizar la reducción de los DT existentes que resulten necesarios para que se cumpla la PFS. En este proceso podrá usar la capacidad remanente de la RTR no asignada a DT.

A continuación consultará a los titulares de DT si aceptan la reconfiguración o reducción que surge del procedimiento descrito en el literal b) anterior, la cual también implica en una reducción proporcional del correspondiente pago-cobro del valor del DT. Para los titulares que acepten el cambio propuesto procederá a emitir nuevos certificados de titularidad con los nuevas Potencias de Inyección y de Retiro.

Para los titulares que no acepten la reconfiguración o reducción, se seguirá el siguiente procedimiento:

Si el cambio se produce hasta diez (10) días antes del inicio de un (1) mes para el cual serán efectivos los DT modificados, el EOR deberá convocar a una nueva subasta, con igual procedimiento al de las subastas periódicas, pero restringida a los titulares de DT que resulten afectados. Para los meses subsiguientes realizará una nueva subasta en la que podrán participar todos los interesados.

Si el cambio se produce a menos de diez (10) días antes del inicio de un (1) mes para el cual serán efectivos los DT modificados, el EOR deberá realizar las liquidaciones de los DT de ese mes simulando las condiciones anteriores al cambio en la RTR. Para los meses subsiguientes utilizará el procedimiento mencionado en el párrafo anterior.

8.8 Cálculo de la Renta de Congestión

8.8.1 La Renta de Congestión correspondiente a cada hora será calculada por el EOR para todos los DT asignados, como diferencia entre el producto del Precio Nodal por la Potencia de Retiro del DT menos el producto del Precio Nodal por la Potencia de Inyección del DT. Los precios nodales serán los mismos que se utilicen para liquidar las transacciones resultantes del predespacho o redespacho.

8.8.2 Los resultados del cálculo de la Renta de Congestión para cada DT, serán publicados por el EOR en forma conjunta con los precios nodales resultantes del predespacho o redespacho.

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8.9 Cálculo y Liquidación de los Derechos de Transmisión

8.9.1 Una vez completados y verificados los resultados del predespacho o redespacho del MER, el EOR calculará los ingresos a que tiene derecho cada titular de DT, o en caso que estos resulten negativos, los montos que deberá pagar el correspondiente titular. El cálculo del monto a pagar se realizará sumando para todas las horas de cada mes los valores horarios de la Renta de Congestión correspondientes a cada DT, siguiendo los procedimientos que se detallan en el Capítulo 15.

8.9.2 El monto resultante será liquidado mensualmente a cada titular de un DT, siguiendo los mismos procedimientos usados para la liquidación de las transacciones del MER, tal como se describen en el Capítulo 2 del Libro II del RMER “Conciliación, Facturación y Liquidación”.

8.10 Proyecciones del Precio de los Derechos de Transmisión

8.10.1 El EOR deberá realizar para cada subasta proyecciones con un horizonte de dos (2) años del precio nodal en los nodos de la RTR. Para ello utilizará el modelo de simulación del MER que aplica para los estudios de la planificación de mediano plazo de la RTR.

8.10.2 La proyección será probabilística, teniendo en cuenta la aleatoriedad de: los aportes hidrológicos, los pronósticos de demanda, el precio de los combustibles y salidas de servicio de instalaciones de transmisión. Para las ofertas en el Mercado de Oportunidad podrá utilizar los costos variables de los generadores térmicos y las ofertas recibidas para el predespacho en el último año, las cuales podrán corregirse para considerar cambios en el precio de los combustibles. Para la representación de la salida de servicio de las instalaciones de transmisión se utilizarán las probabilidades de falla calculadas utilizando la estadística disponible.

8.10.3 El EOR publicará los resultados en su sitio de Internet, junto con la base de datos utilizada para la proyección.

8.11 Reducción de Contratos Firmes y sus Derechos Firmes Asociados

8.11.1 En el proceso de la elaboración del predespacho regional, se verifica que todos los Contratos Firmes se cumplan, es decir, que toda la energía requerida de dichos contratos sea predespachada. Si no toda la energía requerida de los Contratos Firmes es satisfecha, entonces se debe ejecutar el proceso de reasignación de la energía requerida de los Contratos Firmes reduciéndola o racionándola. Los aspectos relacionados con la reducción de los Contratos Firmes son tratados en el Capítulo 1 y Anexo 3 del Libro II del RMER.

8.12 Control de Poder de Mercado

8.12.1 La CRIE vigilará el proceso de ofertas de compra y venta de Derechos de Transmisión, el proceso de la ejecución de la subasta y su respectiva adjudicación, así como la utilización de los Derechos de Transmisión. En especial vigilará:

La adquisición de los DT por parte de los Agentes ubicados en zonas o conjuntos de nodos que sean importadoras en forma continua; y

Los cambios de titularidad de los DT.

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8.12.2 En caso de detectar indicios de abuso de poder de mercado la CRIE realizará un procedimiento de investigación considerando lo previsto en el Numeral 1.5 del Libro IV del RMER. En caso de que se compruebe el abuso de poder de mercado se procederá a la imposición de sanciones previstas en el mismo Numeral.

Régimen Tarifario de la RTR

9.1 Criterios Generales

9.1.1 El Régimen Tarifario de la RTR, de acuerdo a lo establecido en el artículo 14 del Tratado Marco del Mercado Eléctrico de América Central se compone de:

El Ingreso Autorizado Regional que recibirá cada Agente Transmisor;

Las tarifas o Cargos Regionales de Transmisión que pagarán los Agentes, excepto Transmisores; y

Los procesos de conciliación, facturación y liquidación de los Cargos Regionales de Transmisión.

9.2 Ingresos Autorizados Regionales a los Agentes Transmisores

9.2.1 El Ingreso Autorizado Regional, para un determinado año, de cada Agente Transmisor será la suma de los Ingresos Autorizados Regionales de cada una de sus instalaciones en operación comercial. Los Ingresos Autorizados Regionales se calcularán según los siguientes criterios:

Para las instalaciones del primer sistema de transmisión regional (la Línea SIEPAC), cuyas instalaciones son propiedad de la EPR, el Ingreso Autorizado Regional será establecido en el Anexo I;

Para las instalaciones de las Ampliaciones Planificadas, el Ingreso Autorizado Regional será el Canon resultante de una licitación pública internacional más el VEI. El Canon retribuirá la inversión, administración, operación y mantenimiento, los impuestos, la rentabilidad y cualquier otro gasto asociado a la Ampliación Planificada;

Para las instalaciones existentes y Ampliaciones a Riesgo que pertenezcan a la RTR, los Ingresos Autorizados Regionales solo incluirán el Valor Esperado por Indisponibilidad; y

Para las Ampliaciones a Riesgo con Beneficio Regional, el Ingreso Autorizado Regional será aprobado por la CRIE, de acuerdo con los siguientes criterios:

Si el Iniciador realizó una licitación pública internacional para contratar la construcción, mantenimiento y operación de la Ampliación a Riesgo con Beneficio Regional, el Ingreso Autorizado Regional se calculará como un porcentaje del Canon más el VEI. El Canon retribuirá la inversión, administración, operación y mantenimiento, los impuestos, la rentabilidad y cualquier otro gasto asociado a la Ampliación a Riesgo con Beneficio Regional.

Si la Ampliación a Riesgo con Beneficio Regional es realizada por el Iniciador en forma privada, el Ingreso Autorizado Regional se calculará como un porcentaje

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del Costo Estándar Anual de la instalación, determinado según se establece en el Numeral 9.2.3 más el VEI. El cálculo del Costo Estándar Anual será realizado por el EOR de acuerdo a lo previsto en el literal a) del Numeral 11.3.7.

El porcentaje mencionado en los dos párrafos anteriores será igual a la relación entre el Beneficio Social Total (BST) menos el Beneficio Privado del Iniciador (BPI), dividido por el Beneficio Social Total:

Porcentaje = [(BST – BPI)/BST] * 100 % 9.2.2 El Costo Estándar de una instalación se calculará de la siguiente forma:
Los costos serán calculados usando como activos las instalaciones económicamente adaptadas, valorizadas con los Costos Unitarios Estándar.

Se supondrá un cronograma de construcción no mayor a dos (2) años, distribuyéndose sobre el mismo, cada año en partes iguales, los costos de construcción calculados en el artículo anterior.

El Costo Estándar será igual al valor presente neto de las inversiones distribuidas a lo largo del cronograma de construcción, calculado usando la tasa de descuento fijada por la CRIE para las tareas de planeamiento que realiza el EOR; y

Una vez fijado el Costo Estándar de una instalación, éste podrá modificarse sólo por cambio en los Costos Unitarios Estándar, los cuales serán revisados anualmente por la CRIE; o en caso que la CRIE modifique la tasa de descuento.

9.2.3 El cálculo del Costo Estándar Anual de una instalación, tendrá los siguientes componentes:

El Costo Estándar, calculado según se establece en el Numeral 9.2.2 multiplicado por el Factor de Recuperación de Capital, calculando dicho factor con la tasa de descuento especificada por la CRIE para las actividades de planeamiento que realiza el EOR y con la vida útil de cada tipo de instalación, también especificada por la CRIE. Este componente será cero una vez que se haya completado el período de amortización de cada instalación. El período de amortización de una instalación se contará a partir del momento del inicio de su operación comercial. La información sobre las fechas de inicio de la operación comercial debe ser comunicada al EOR por el Agente Transmisor propietario de las instalaciones y confirmada por escrito por el respectivo OS/OM; y

Los costos eficientes de administración, operación y mantenimiento que serán establecidos por la CRIE como un porcentaje del Costo Estándar de cada instalación. Los costos reconocidos de administración, operación y mantenimiento corresponderán a valores de Empresas Eficientemente Operadas que serán seleccionadas por la CRIE. Para elaborar esta lista tomará como punto de referencia el de empresas de transmisión de la región.

9.2.4 Al Ingreso Autorizado Regional de las Ampliaciones Planificadas y las Ampliaciones a Riesgo con Beneficio Regional, cuyos titulares no sean empresas de transmisión regional, se le harán descuentos cuando se las requiera para prestar servicios o desarrollar actividades no reguladas por este Reglamento, cuando su Regulación Nacional se lo permita, con las siguientes consideraciones:

CRIE 60 Diciembre 2005

Descuento por uso directo de instalaciones: Cuando el Agente Transmisor realice actividades distintas a la de transmisión de energía eléctrica, por si mismo o por terceros, utilizando instalaciones o equipos, que están siendo remunerados a través del Ingreso Autorizado Regional, el descuento será igual a un porcentaje del costo de la instalación que es usada para las actividades no reguladas. A fin de determinar este porcentaje, la CRIE contratará, a costo del Agente Transmisor, una firma consultora que audite este uso y determine cuales son las instalaciones necesarias para prestar el servicio no regulado. El costo de la instalación usada para las actividades no reguladas se calculará usando los Costos Unitarios Estándar. En caso de que el Agente Transmisor no solicite incluir en el IAR el costo de instalaciones o equipos utilizados para vender servicios destinados a actividades no reguladas, no se efectuará descuento por dicho costo;

Descuento por soporte físico: Además del descuento a que se refiere el numeral anterior, cuando el Agente Transmisor use o permita el uso como soporte físico las instalaciones o equipos que están siendo remuneradas a través del Ingreso Autorizado Regional para la realización de actividades distintas a la transmisión de energía eléctrica, por si mismo o por terceros, el descuento será definido por la CRIE;

En ningún caso el Ingreso Autorizado Regional podrá ser inferior a cero; y

La CRIE emitirá una Resolución donde se detalle el método para la determinación de estos descuentos.

9.2.5 Para Línea SIEPAC, cuyo titular es una Empresa de transmisión Regional, y para las Ampliaciones Planificadas y las Ampliaciones a Riesgo con Beneficio Regional, cuyos titulares sean Empresas de transmisión Regional, no esta permitido desarrollar otras actividades diferentes a la actividad de transmisión de energía eléctrica de acuerdo al Articulo 13 del Tratado Marco. Sin embargo, si el Agente Transmisor titular permite a terceros el uso o la utilización como soporte físico de instalaciones o equipos, que están siendo remuneradas a través del Ingreso Autorizado Regional, para el desarrollo de actividades distintas a la de transmisión de energía eléctrica, se le hará un descuento al Ingreso Autorizado Regional que será definido por la CRIE y en ningún caso el Ingreso Autorizado Regional podrá ser inferior a cero.

9.2.6 Cumplido el Período de Amortización de la Línea SIEPAC, Ampliaciones Planificadas y Ampliaciones a Riesgo con Beneficio Regional, su Ingreso Autorizado Regional solo considerara: (1) los costos eficientes de administración, operación y mantenimiento, (2) el Valor Esperado por Indisponibilidad, con los criterios establecidos en el Capitulo 6, (3) los tributos que pudieran corresponderle y (4) una rentabilidad regulada de acuerdo a la metodología de calculo que autorice la CRIE.

9.2.7 Para la Línea SIEPAC, Ampliaciones Planificadas y Ampliaciones a Riesgo con Beneficio Regional, la CRIE podrá reconocer en el IAR, el costo de inversión de las instalaciones de maniobra, control, comunicaciones y protección que se hayan renovado o que deban ser renovadas, para permitir la operación confiable de la instalación, de acuerdo con los criterios establecidos en el Numeral 9.2.3.

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9.3 Cargos Regionales de Transmisión

9.3.1 Las Tarifas o Cargos Regionales de Transmisión son el Cargo Variable de Transmisión (CVT), el Peaje y el Cargo Complementario. El CVT es pagado implícitamente en el Mercado de Oportunidad Regional o explícitamente en el Mercado de Contratos Regional. El Peaje y el Cargo Complementario conforman el Cargo por Uso de la RTR (CURTR).

9.3.2 A los efectos del cálculo del CURTR, el EOR determinará el Ingreso a Recolectar para cada instalación en cada semestre de la siguiente forma:

El Ingreso a Recolectar para cada instalación y para cada semestre se calcula como el Ingreso Autorizado Regional (IAR) dividido entre dos, más el saldo de la Subcuenta de Compensación de Faltantes de la instalación (SCF), menos el saldo de la Subcuenta de Compensación de Excedentes de la instalación (SCE), menos los ingresos netos semestrales estimados por Cargos Variables de Transmisión (CVTn) y menos los Ingresos por Venta de Derechos de Transmisión (IVDT).

IR = IAR/2 + (SCF-SCE) – CVTn – IVDT

Donde:

CVTn = CVT – Pagos a titulares de los DT

El EOR proyectará los ingresos que la instalación debe recibir ese semestre en concepto de CVTn, descontando de los CVT los pagos que correspondan a Titulares de DT asociados a esa instalación. Esta estimación será realizada con un procedimiento que elaborará el EOR y aprobará la CRIE. El procedimiento se debe basar en datos históricos del predespacho del semestre correspondiente del año anterior. Para el cálculo del monto que corresponde descontar por pagos previstos a Titulares de DT se utilizará la metodología descrita en el Capítulo D9 del Anexo D.

El Ingreso por Venta de Derechos de Transmisión (IVDT) son aquellos montos que debe recibir el Agente Transmisor por cada instalación, de acuerdo a los resultados de la subasta de Derechos de Transmisión (DT) usando el mecanismo descrito en D7 del Anexo D y la forma de pago acordada.

Si el Ingreso a Recolectar resultara negativo, se le asignará el valor cero, considerando que el estimado de los CVTn[0] menos el saldo de la Subcuenta de Compensación de Faltantes (SCF), mas el saldo de la Subcuenta de Compensación de Excedentes (SCE), más el IVDT es suficiente para remunerar el IAR semestral.

9.3.3 Los Cargos por Uso de la RTR (CURTR) serán pagados por los Agentes, exceptuando Transmisores, y permitirán recaudar la totalidad del Ingreso a Recolectar.

9.3.4 Para efectos del cálculo del CURTR y los CVT, el flujo neto de energía en un elemento de la RTR se obtendrá mediante la superposición de los flujos causados por la transacción global de

CRIE 62 Diciembre 2005

cada mercado nacional y de los flujos causados por la transacción global del MER. La transacción global de un mercado es aquella formada por todas las inyecciones y retiros de dicho mercado.

9.3.5 Las inyecciones, retiros y flujos utilizados para los cálculos del CURTR estarán basados en información histórica de los predespachos, para estados de carga seleccionados del último año de operación, descritos en el numeral siguiente. Los CURTR resultantes para cada semestre serán el promedio ponderado de los cargos calculados para todos los estados de carga analizados en este período, según se describe en el Anexo E de este Libro.

9.3.6 Los estados de carga mencionados en el numeral anterior corresponderán inicialmente a las horas 03:00, 11:00 y 19:00 de: (1) un día hábil, el segundo miércoles de cada mes; (2) el segundo sábado; y (3) el segundo domingo de cada mes. Si el segundo miércoles es un feriado en uno o más Países Miembros, se usarán los valores correspondientes al siguiente día hábil que no sea un feriado en ninguno de los Países Miembros.

9.3.7 La definición de estados podrá ser modificada por el EOR, para lo cual deberá solicitar la aprobación de la CRIE. El EOR, con la autorización de la CRIE, podrá implementar un proceso de selección aleatoria de los días de los cuales se seleccionarán los estados de carga representativos y en condiciones normales de operación, debiéndose mantener que se elija para cada mes un día hábil, un sábado y un domingo. Este procedimiento deber ser transparente, permitiendo la verificación por parte de los Agentes de la selección aleatoria de los días a considerarse.

9.3.8 El Cargo por Peaje se calcula en función del uso de las instalaciones de la RTR. El cálculo de este cargo se basa en los siguientes pasos:

Cálculo del Peaje para cada elemento de la RTR. El Peaje será igual al Ingreso a Recolectar multiplicado por la relación entre el flujo neto en el elemento y su Capacidad Operativa de Transmisión.

Asignación a la transacción global de cada Mercado Nacional y a la transacción global del MER, de la responsabilidad del pago por Peaje en cada elemento de la RTR en función de su uso de acuerdo al componente R1 de la Metodología de Flujo Dominante (MFD) descrita en el Anexo E de este Libro. La asignación del Cargo por Peaje a cada transacción global se hará de acuerdo a la fracción de uso del elemento en sentido del flujo neto que se determina de la siguiente manera:

Cero, si el flujo asociado a la transacción global tiene sentido contrario al flujo neto en el elemento, o en caso contrario;
La proporción entre el flujo asociado a la transacción global y el total de los flujos en el mismo sentido del flujo neto.

Asignación del Cargo por Peaje a las inyecciones y retiros al MER que se realiza con el Método de Participaciones Medias (MEPAM), tal como se describe en el Anexo F de este Libro.

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La asignación del Cargo por Peaje a las inyecciones y retiros de los Mercados Nacionales se realiza con el método descrito en el Anexo F de este Libro.

9.3.9 El Cargo Complementario es la parte de los Ingresos a Recolectar que no son recuperados a través del Cargo por Peaje. El cálculo de este cargo se basa en los siguientes pasos:

Cálculo del Cargo Complementario para cada elemento de la RTR. El Cargo Complementario será igual al Ingreso a Recolectar multiplicado por la diferencia de la Capacidad Operativa de Transmisión menos el flujo neto, dividido entre la Capacidad Operativa de Transmisión;

Asignación a la transacción global de cada Mercado Nacional y a la transacción global MER, de la responsabilidad del pago del Cargo Complementario de cada elemento de la RTR en función de su uso de acuerdo al componente R2 de la Metodología de Flujo Dominante (MFD) descrita en el Anexo E de este Libro. La asignación del Cargo Complementario a cada transacción global se hará de acuerdo a la relación entre su flujo asociado (sin importar el sentido del flujo neto en el elemento) y el total de flujos (suma de los valores absolutos de todos los flujos en el elemento); y

Asignación del Cargo Complementario a las inyecciones y retiros al MER que se realiza con el Método de Participaciones Medias (MEPAM), tal como se describe en el Anexo F de este Libro. La asignación del Cargo Complementario a las inyecciones y retiros de los Mercados Nacionales se realiza con el método descrito en el Anexo F de este Libro.

9.3.10 Los CURTR serán calculados para los Agentes que inyectan y Agentes que retiran, y sumados por país de la siguiente forma:

Del proceso de cálculo que resulta de aplicar los métodos que se describen en el Anexo F de este Libro, se produce la siguiente información:

Monto que el retiro del MER en el nodo «i» del país «p» debe pagar en concepto de Peaje (PERMpi) y Cargo Complementario (CCRMpi);

Monto que la inyección al MER en el nodo «i» del país «p» debe pagar en concepto de Peaje (PEIMpi) y Cargo Complementario (CCIMpi);

Monto que el retiro del Mercado Eléctrico Nacional (MEN) en el nodo «k» del país «p» debe pagar en concepto de Peaje (PERNpk) y Cargo Complementario (CCRNpk);

Monto que la inyección al MEN en el nodo «k» del país «p» debe pagar en concepto de Peaje (PEINpk) y Cargo Complementario (CCINpk).

El CURTR para los Agentes que retiran de un país “p” se calculará como:

CURTRCp= {Σi (PERMpi + CCRMpi) + Σk (PERNpk + CCRNpk)} / Σc Σj Rcj

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Donde:

PERMpi es el Peaje de los Retiros del MER para el país “p” en el nodo “i”

CCRMpi es el Cargo Complementario de los Retiros del MER para el país “p” en el nodo “i”

PERNpk es el Peaje de los Retiros del Mercado Nacional para el país “p” en el nodo “i”

CCRNpk es el Cargo Complementario de los Retiros del Mercado Nacional para el país “p” en el nodo “i”

Rcj es el retiro proyectado, en MWh, del Agente que retira “c” del país “p” para los meses “j” del semestre para el cual se calcula el CURTRCp; y

c) El CURTR para los Agentes que inyectan de un país “p” se calculará como:

CURTRGp = {Σi (PEIMpi + CCIMpi) + Σk (PEINpk + CCINpk)} / Σg Σj Igj

Donde:

PEIMpi es el Peaje de las Inyecciones del MER para el país “p” en el nodo “i”

CCIMpi es el Cargo Complementario de las Inyecciones del MER para el país “p” en el nodo “i”

PEINpk es el Peaje de las Inyecciones del Mercado Nacional para el país “p” en el nodo “i”

CCINpk es el Cargo Complementario de las Inyecciones del Mercado Nacional para el país “p” en el nodo “i”

Igj es la inyección proyectada, en MWh, del Agente que inyecta “g” del país “p” para los meses “j” del semestre para el cual se calculan los CURTRGp.

9.3.11 El EOR calculará la inyección proyectada como el promedio semestral de la generación neta inyectada, expresada en MWh, de los últimos 3 años, correspondiente a los períodos entre el 1º de enero y el 30 de junio, y entre el 1º de julio y el 31 de diciembre. En caso de unidades generadoras con registros menores a tres (3) años, se utilizará la generación histórica de los meses transcurridos desde la puesta en servicio comercial hasta el fin del semestre anterior a la fecha de cálculo de los CURTR.

9.3.12 El EOR calculará el retiro proyectado como el promedio semestral de retiros, expresado en MWh, de los últimos 3 años, correspondiente a los períodos entre el 1º de enero y el 30 de junio, y entre el 1º de julio y el 31 de diciembre. En caso de demandas con registros menores a

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tres (3) años, se utilizará la demanda histórica de los meses transcurridos desde la puesta en servicio comercial hasta el fin del semestre anterior a la fecha de cálculo de los CURTR.

9.3.13 Los Agentes que retiran de cada País “p” deberán pagar mensualmente el CURTR igual a la tarifa CURTRCp (US $/MWh) por cada MWh de su demanda correspondiente a cada mes del semestre para el cual este cargo está vigente.

9.3.14 Los Agentes que inyectan de cada País “p” deberán pagar mensualmente el CURTR igual a la tarifa CURTRGp por cada MWh de generación correspondiente a cada mes del semestre para el cual este cargo está vigente.

9.4 Método de Reasignación del Cargo por Peaje y del Cargo Complementario

9.4.1 El OS/OM de cada País, en representación de los Agentes que inyectan y Agentes que retiran, podrá pagar al EOR los montos que resultan de aplicar los criterios establecidos en los Numerales 9.3.13 y 9.3.14. Los Agentes que inyectan y Agentes que retiran de cada País deberán presentar garantías de pago por estos montos.

9.4.2 La CRIE y el regulador de cada País velaran que se respete el principio que no se debe duplicar la remuneración de los Agentes Transmisores. Si una instalación de transmisión es remunerada en un monto mayor a la suma de su Ingreso Autorizado Nacional e Ingreso Autorizado Regional, entonces ese ingreso extra debe ser disminuido en las próximas autorizaciones de Ingresos Autorizados. El EOR deberá suministrar a la CRIE toda la información de la liquidación de los Cargos de Transmisión para que ésta, en coordinación con los Reguladores Nacionales, realice semestralmente esta verificación.

Sistema de Planificación de la Transmisión y Generación Regional (SPTR)

10.1 Criterios Generales

10.1.1 El objetivo del Sistema de Planificación de la Transmisión Regional es realizar los siguientes estudios:

Planificación a Largo Plazo de la Expansión: Identificar las ampliaciones de la RTR que maximicen el Beneficio Social de los Agentes que inyectan y Agentes que retiran, mejoren la confiabilidad a nivel regional y signifiquen el aumento de la competencia en el MER. La Planificación a Largo Plazo se realizará con un horizonte de al menos diez (10) años, el cual podrá ser ampliado por el EOR si lo considera necesario El proceso de Planificación a Largo Plazo debe considerar la prevalencia del principio fundamental de Libre Acceso a la RTR. El proceso de Planificación a Largo Plazo debe incluir como un dato externo los planes de expansión de corto plazo de cada país que informen los OS/OM;

Diagnóstico a Mediano Plazo de la RTR: (i) revisar la capacidad de la RTR para transportar los flujos asociados a los escenarios previsibles de la generación y de

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demanda, (ii) desarrollar las recomendaciones para un programa de ampliaciones menores y modificaciones de la topología de la RTR para mantener o mejorar su nivel de confiabilidad y calidad que permitan cumplir con los CCSD definidos en el Numeral 16.2, (iii) Identificar adecuaciones de los sistemas de protección y control, (iv) Analizar la necesidad del cambio de equipos asociados a la RTR por otros de mayor capacidad. El Diagnóstico de Mediano Plazo se realizará con un horizonte de cinco (5) años;

Evaluación de las Ampliaciones a Riesgo en la RTR propuestas por Iniciadores, de acuerdo a las instrucciones que imparta en cada caso la CRIE; y

Definición y actualización de las instalaciones que conforman la RTR.

10.1.2 Los estudios indicados en los Literales (a) y (b) del numeral anterior, deberán procurar que en todo momento se mantenga una capacidad operativa de intercambio internacional mínima entre cualquier par de Países Miembros. Esta capacidad será fijada por la CRIE mediante Resolución.

10.1.3 Como resultado del proceso de planificación regional, el EOR deberá elaborar los siguientes informes:

Informe anual de Planificación a Largo Plazo, que se deberá presentar para la consideración de la CRIE el último día hábil del mes de septiembre;

Informe anual de Diagnóstico a Mediano Plazo, que deberá ser presentado por el EOR a la CRIE el último día hábil del mes de junio;

Informes sobre beneficios e inconvenientes asociados a Ampliaciones a Riesgo, a pedido de la CRIE, que deberá presentar a los dos (2) meses de la solicitud de ésta, sobre la base de los estudios e información técnica y económica que presente el Iniciador de la ampliación;

Informe sobre la conformación de la RTR; y

Otros informes sobre temas específicos, a solicitud de la CRIE, en los plazos que se acuerden en cada ocasión.

10.2 Alcance de la Planificación de Largo Plazo

10.2.1 La Planificación de Largo Plazo tendrá como principal objetivo identificar las Ampliaciones de la Transmisión que:

Incrementen el Beneficio Social y simultáneamente tengan un número significativo de beneficiarios, de acuerdo con lo establecido en el Numeral 10.6.2, de forma tal que no resulte probable que se pueda formar una coalición para realizar la ampliación como una Ampliación a Riesgo;

Mejoren la confiabilidad a nivel regional. En estas ampliaciones los estudios deberán demostrar que el valor presente neto de la valorización de la disminución de la energía no suministrada es mayor que el valor presente neto de las inversiones y los correspondientes costos de operación y mantenimiento y los Costos de Suministro de Energía en el MER; y

Signifiquen un aumento de la competencia en el MER. En estos casos deberán identificar la mejora de los indicadores de poder de mercado, y los beneficios de los Agentes que retiran. A fin de medir la mejora de la competencia, se utilizará la

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variación del Indice de Lerner como indicador de la eficiencia de la ampliación, y la disminución estimada en el precio de la energía multiplicada por la energía comercializada a escala regional como la medida del Beneficio Social asociado.

10.2.2 En el desarrollo de la Planificación de Largo Plazo de la Transmisión se deberá considerar la planificación indicativa de la generación. Los lineamientos que seguirá la Planificación a Largo Plazo de la Transmisión, en relación con las ampliaciones de la generación informadas oficialmente por los Agentes de los Países Miembros serán los siguientes:

La Planificación a Largo Plazo evitará seleccionar como expansiones planificadas aquellas que signifiquen que nuevas plantas generadoras o grandes demandas fuera de la RTR no paguen los costos de conectarse a la misma, haciéndoles desaparecer la señal de localización. En particular no se seleccionarán como ampliaciones planificadas aquellas cuyos beneficios estén concentrados en una única planta generadora o demanda;

Cuando se ejecuten ampliaciones se deberá adoptar un régimen operativo que asegure que las mejoras de confiabilidad sean efectivas;

El proceso de planificación debe considerar: (1) la información de planificación de la generación en los países; (2) la información aportada por los diferentes Agentes a través de los OS/OM de cada país sobre futuras expansiones, y (3) las autorizaciones de ampliaciones;

La información sobre cada nuevo proyecto de generación y transmisión, usado para la Planificación a Largo Plazo, que envíen los Agentes interesados a través de los OS/OM, deberá incluir como mínimo:

Empresa o Agente promotor del proyecto;

Descripción del proyecto, incluyendo los resultados de trabajos de campo realizados;
Datos necesarios para la Base de Datos Regional, que permitan modelar adecuadamente el proyecto;
Los estudios de impacto ambiental e identificación de las medidas para mitigarlo de acuerdo con las regulaciones nacionales y regionales aplicables;

Los costos asociados al proyecto de transmisión, con detalle de la metodología de cálculo, los cómputos, costos unitarios e identificación de las fuentes de información en las que se basan estos costos. Nivel estimado de error en cómputos y costos; y
Avance del financiamiento del proyecto.

El EOR desarrollará los criterios para estimar un porcentaje de incremento de los costos informados de un proyecto en concepto de imprevistos, en función del grado de avance del mismo;

A fin de considerar horizontes de planificación prolongados, el EOR podrá utilizar un modelo de simulación que determine una secuencia óptima de desarrollo de la generación que permita cubrir la demanda del sistema regional en cada momento.

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10.3 Alcance del Diagnóstico de Mediano Plazo

10.3.1 El Diagnóstico de Mediano Plazo tendrá los siguientes objetivos:

Revisar la capacidad de transmisión de la RTR para transportar los flujos de potencia, asociados a los escenarios previsibles de la generación y de demanda, que cumplan con los CCSD;

Formular recomendaciones para un programa de ampliaciones menores y modificaciones de las instalaciones de la RTR para mantener la confiabilidad de la red en los niveles establecidos en los CCSD, o disminuir los Costos de Suministro de Energía en el MER;

Identificar restricciones a la capacidad de transmisión de la RTR o en las redes nacionales que puedan afectar la confiabilidad en el ámbito regional o que aumenten los Costos de Suministro de Energía en el MER, y proponer en cada caso las eventuales medidas correctivas o preventivas;

Evaluar la necesidad del cambio de equipos asociados a la RTR por otros de mayor capacidad nominal cuando estos resulten una limitante para las ampliaciones de la red o de la generación;

Analizar el impacto sobre la RTR de la conexión de nuevas plantas generadoras o nuevas demandas en las redes nacionales, con base en los estudios presentados por el Iniciador ;

Analizar el impacto sobre la RTR de la construcción de ampliaciones de las redes de transmisión nacionales, cuando su tensión sea igual o mayor a 69 kV; u otras ampliaciones a pedido de la CRIE; y

Analizar el impacto sobre la RTR de las interconexiones extra-regionales.

10.4 Conceptos a Considerar en la Planificación
10.4.1 El excedente del consumidor se calcula como la diferencia entre el precio que un consumidor
estaría dispuesto a pagar por una unidad de energía eléctrica con determinadas características de
calidad, menos el costo de la energía comprada, más la reducción de la Energía no
suministrada valorizada al respectivo Costo de la Energía no suministrada en cada país. La
CRIE determinará la metodología de cálculo del excedente del consumidor con base en las
predisposiciones a pagar por la energía de estos, o, como simplificación, en función de la
estimación de la elasticidad demanda-precio para distintos niveles y sectores de consumo de electricidad.

10.4.2 El excedente del productor se calcula como el producto de las cantidades de energía vendida por los generadores por la diferencia entre los precios de venta menos los precios de oferta de venta.

10.4.3 El Beneficio Social se calculará como el excedente de los consumidores más el excedente de los productores.

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10.4.4 El modelo de planificación permitirá evaluar los cambios en la Energía no suministrada asociados a cada escenario definido por el EOR.

10.4.5 El valor presente neto de las series de costos se calculará usando una tasa de descuento calculada mediante una metodología que definirá la CRIE. El valor que se adopte deberá considerar adecuadamente los valores promedio de riesgos del conjunto de los Países Miembro.

10.4.6 El modelo de planificación deberá identificar los beneficios y los costos incrementales asociados a los planes de expansión de generación, o a obras individuales que propongan los Agentes dentro del concepto de Ampliaciones a Riesgo.

10.5 Planificación Regional

10.5.1 La planificación regional será responsabilidad del EOR, que deberá producir los informes mencionados en el Numeral 10.1.3. Los Informes que se eleven a la CRIE incluirán cuando corresponda, propuestas de Ampliaciones Planificadas, de acuerdo a los procedimientos establecidos el Numeral 10.6.1.

10.5.2 Los informes de Planificación del EOR serán auditados por la CRIE, quien analizará e incorporará observaciones a los estudios.

10.5.3 El EOR, a pedido de un Iniciador de una Ampliación a Riesgo, podrá realizar los estudios necesarios previstos en el Numeral 11.3 para determinar el Ingreso Autorizado Regional que puede corresponder a una Ampliación a Riesgo.

10.6 Procedimiento y Metodología para la Planificación

10.6.1 Los procedimientos que seguirá el EOR para la planificación seguirán las siguientes etapas:

Se usará la información contenida en la Base de Datos Regional que se describe en el Numeral 5.1 de este Libro. La información de la Base de Datos Regional será actualizada con datos que deben suministrar los Agentes a través de los OS/OM de cada país, y con fuentes propias;

Se solicitará a la CRIE el valor de la tasa de descuento a utilizarse;

Se definirá un conjunto de escenarios, basándose en combinaciones probables de evolución de las variables y criterios siguientes:

Estrategias de expansión de la generación y transmisión, considerando como mínimo un escenario con autosuficiencia de los Países, y uno o varios con el desarrollo de proyectos a escala regional;

Proyecciones de la demanda;
Tecnologías a considerarse para la expansión;
Costos de inversión en nuevas instalaciones;
Proyecciones del precio de los combustibles usados en la región; y
Nuevas instalaciones generadoras y de transmisión

CRIE 70 Diciembre 2005

Mediante el Modelo de Planificación se obtendrá la estrategia de expansión de la transmisión que minimiza el máximo costo de arrepentimiento, considerando simultáneamente los escenarios definidos por el EOR. Para cada escenario, el Modelo identificara las expansiones que maximicen el Beneficio Social o alternativamente las expansiones que minimicen los costos de inversión y operación;

Se simulará el funcionamiento del MER para cada uno de los escenarios previstos operando sobre la estrategia de expansión seleccionada, con el Modelo de Simulación Operativa. Se verificará la factibilidad técnica y una razonable coincidencia entre los resultados del Modelo de Planificación y los resultados de las simulaciones;

Se verificará la factibilidad económica de las inversiones, constatando que la tasa interna de retorno, sea mayor o igual a la tasa de descuento regional. De ser necesario efectuar correcciones a los parámetros del Modelo de Planificación y repetir el proceso descrito en este numeral;

Se analizará el funcionamiento en estado estable y dinámico de la RTR con los Modelos de Estudios Eléctricos. Se definirá la Capacidad Operativa de Transmisión de las ampliaciones de la transmisión, con la metodología que se detalla en el Capitulo 16, en base a los estudios que se definen en el Capítulo 18 de este Libro;

Para la evaluación del comportamiento en estado estable y dinámico se analizará el cumplimiento de un conjunto de condiciones técnicas para verificar que en determinadas situaciones topológicas se cumplan los CCSD;

En los estudios de estado estable y dinámico se partirá de un nivel de disponibilidad total (situación N); a continuación, se plantearán contingencias (indisponibilidades) simples de líneas, transformadores (excepto aquellos que sirven exclusivamente carga) y generadores (N-1). El criterio a usarse es el de los CCSD. Se determinará en cada caso el costo de la energía no suministrada en las situaciones de contingencia simple, y se la comparará con el costo de mantener el servicio en caso de ocurrir cada contingencia;

Se realizarán estudios de riesgos, tanto técnicos como económicos, y la evaluación de costos de arrepentimiento. Los estudios de riesgos técnicos deberán como mínimo determinar el valor esperado de la energía no suministrada en cada país. Los estudios de riesgos económicos deberán determinar el rango de incertidumbre de la tasa interna de retorno de cada expansión seleccionada. De resultar de estos estudios riesgos que se consideren elevados, se deberán corregir los escenarios de planificación y repetir el proceso; y

Se calcularán los indicadores de evaluación económica de las expansiones de transmisión: tasa interna de retorno y Valor Presente Neto, asignación del pago entre los Agentes a través de los CURTR, rentabilidad y valor presente neto de los beneficios netos para los Agentes y el cálculo del valor presente neto del Beneficio Social por país.

10.6.2 En base al procedimiento descrito en el Numeral 10.6.1, el EOR preparará una lista de las ampliaciones de la transmisión que resultan seleccionadas en base a los indicadores de evaluación calculados según los requerimientos del Literal k) del numeral anterior y la estimación del riesgo que resulta del proceso descrito en el Literal j) del numeral anterior. Para elaborar esta lista el EOR seguirá los siguientes lineamientos:

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Incluir en la lista las ampliaciones para las cuales el valor presente neto de los beneficios sociales descontados a la tasa informada por la CRIE es mayor que cero, y cuya construcción debería comenzar en los dos (2) años siguientes;

Identificar dentro del grupo mencionado en el Literal a) a aquellas expansiones para las cuales los Beneficios Sociales están principalmente concentrados en un único país, usando con tal efecto un valor del 80% de los beneficios totales;

Identificar dentro del grupo mencionado en el Literal a) a aquellas expansiones para las cuales los Beneficios Privados están principalmente concentrados en no más de tres (3) Agentes, excepto Transmisores, El criterio para esta clasificación será que un único Agente, excepto Transmisor, concentre mas del 50% del beneficio, y tres (3) Agentes más del 80%;

Identificar como candidatas a Ampliaciones Planificadas, a aquellas que fueron seleccionadas según los criterios definidos en el Literal a), salvo las luego identificadas en los Literales b) y c); y

Preparar los informes con recomendaciones para la CRIE. Estos informes deberán incluir la lista de recomendaciones seleccionadas según el procedimiento descrito en el Literal d). Las ampliaciones identificadas según el procedimiento descrito en los Literales b) y c) serán incluidas en una lista de candidatas a Ampliaciones a Riesgo, siendo necesaria para su consideración que el País o los Agentes, excepto Transmisores, que concentran la mayor parte de los beneficios se hagan cargo de los costos de construcción en proporción al porcentaje de beneficios que obtienen de la ampliación.

10.6.3 El EOR incluirá en el Informe de Planificación a Largo Plazo de la RTR y el Diagnóstico de Mediano Plazo la lista de las ampliaciones recomendadas mencionada en el Literal e) del numeral anterior. Para cada ampliación recomendada el EOR deberá suministrar la siguiente información:

Cronograma de trabajos, indicando fechas previstas de puesta en servicio.

Costo estimado de la obra junto con una propuesta técnica y una evaluación económica que permita demostrar, a conformidad de la CRIE, la factibilidad de la ampliación con el costo propuesto. La tasa de retorno de la ampliación propuesta debe ser mayor o igual a la tasa de descuento que especifique la CRIE cada año;

La evaluación que permita acreditar la conveniencia de la ampliación y los beneficios que la obra introducirá para los Agentes;

El diseño general de las instalaciones propuestas que permita verificar el cumplimiento de los criterios de diseño de las instalaciones de transmisión establecidas en las regulaciones nacionales de los países donde se construirá la ampliación;

Estudios técnicos que permitan verificar el cumplimiento en la RTR de los CCSD con las nuevas instalaciones propuestas;

Estimación de los Cargos de Transmisión con y sin las nuevas instalaciones propuestas, conforme al Régimen Tarifario establecido en el Capítulo 9 de este Libro.

Evaluación para cada Agente que inyecta y Agente que retira y para cada país, del beneficio obtenido con relación a los CURTR adicionales que debe asumir;

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Enumeración de las hipótesis sobre fechas de entrada en servicio de nueva generación, transmisión o evolución de la demanda que hacen conveniente la ampliación propuesta. Identificar bajo que condiciones de incumplimiento de las hipótesis, es decir, retrasos en la puesta en servicio de la generación o en alcanzarse los niveles de demanda previstos la ampliación podría dejar de ser conveniente; e

Identificación del impacto ambiental de la ampliación, según los criterios fijados en los Capítulos 14 y 15 de este Libro.

10.7 Proyección de la Demanda

10.7.1 El EOR deberá utilizar las proyecciones de demanda que le informen los OS/OM de cada País Miembro.

10.8 Costo de la Energía no Suministrada

10.8.1 A los efectos de su uso en los estudios de planificación, la CRIE elaborará y aprobará una metodología para determinar el Costo de la Energía no Suministrada en cada país. Esta metodología deberá ser aprobada por la CRIE antes de cumplirse un (1) año posterior a la vigencia de este Reglamento. El costo de la Energía no Suministrada deberá ser actualizado como máximo cada cinco (5) años.

10.9 Modelos para la Planificación

10.9.1 El EOR establecerá, con aprobación de la CRIE, las características y capacidades que se utilizarán en el Modelo de Planificación para la planificación de la expansión, las cuales se describen en el Anexo G de este Libro.

10.10 Coordinación con las Ampliaciones de los Sistemas Nacionales

10.10.1 Los OS/OM deberán informar por escrito a la CRIE de las ampliaciones de los respectivos sistemas de transmisión. Cuando la Ampliación sea en una tensión igual o mayor a 115 kV, junto con el anuncio de la ampliación deberán enviar la información que necesita el EOR para evaluar si la misma será parte de la RTR.

10.10.2 Cuando la ampliación sea en tensiones iguales o mayores a 115 kV, la CRIE solicitará al EOR que realice la evaluación sobre si la ampliación formará parte de la RTR. Para esta evaluación el EOR seguirá los criterios y procedimientos que se establecen en el Capítulo 2 de este Libro.

10.10.3 Si el resultado de la evaluación muestra que la Ampliación formará parte de la RTR:

La CRIE será la responsable de aprobar la Ampliación, sobre la base de los resultados de los estudios que se describen en el Numeral 11.3 para las Ampliaciones a Riesgo;

La CRIE solicitará al EOR que realice la evaluación del Beneficio Social de la Ampliación en los términos descritos en el Numeral 11.3.14 y sobre la base de los resultados de esta evaluación, el Ingreso Autorizado Regional que el titular de la Ampliación podría percibir. La CRIE informará al titular de la Ampliación sobre el Ingreso Autorizado Regional que le podría corresponder.

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En este caso el titular de la Ampliación comunicará a la CRIE si opta por percibir como máximo el Ingreso Autorizado Regional a ser recaudado por medio del CURTR.

Ampliaciones de la RTR

11.1 Generalidades

11.1.1 Las ampliaciones de la RTR pueden surgir de uno de los siguientes procesos:

Obras identificadas en el proceso de Planificación a Largo Plazo o en el Diagnóstico a Mediano Plazo de la RTR que sean aprobadas por la CRIE, en adelante denominadas Ampliaciones Planificadas;

Ampliaciones a Riesgo que hayan sido identificadas en el proceso de Planificación a Largo Plazo o en el Diagnóstico a Mediano Plazo de la RTR, que no sean consideradas Ampliaciones Planificadas por concentrar sus beneficios en un único País o en pocos Agentes, pero que los Agentes en los que se concentra el beneficio acepten hacerse cargo de la proporción del costo de la expansión proporcional a sus beneficios. La remuneración reconocerá un Ingreso Autorizado Regional en función de los beneficios a terceros, siguiendo los criterios definidos en el Numeral 11.3 de este Libro; y

c) Ampliaciones a Riesgo propuestas por los Agentes o terceras partes, que sean autorizadas por las regulaciones nacionales e identificadas por el EOR como pertenecientes, a partir de su operación comercial, a la RTR. En estos casos los Reguladores Nacionales deberán elevar a la CRIE la Solicitud para realizar la ampliación presentada por los Agentes, quién deberá decidir sobre su aprobación. Las autorizaciones, permisos, o concesiones deberán ser finalmente otorgadas por la autoridad competente del país donde se ubique la ampliación, una vez que hayan sido autorizadas por la CRIE.

11.2 Aprobación de Ampliaciones Planificadas

11.2.1 Las ampliaciones sólo podrán ser autorizadas por la CRIE como planificadas cuando los estudios técnico económicos demuestren que la expansión incrementa el Beneficio Social a nivel regional, y en consecuencia estén en la lista que prepara el EOR según lo establecido en el Numeral 10.6.2, y que sean incluidas en los Informes de Planificación a Largo Plazo o de Diagnóstico a Mediano Plazo de la RTR. La CRIE verificará que, en los estudios realizados por el EOR, el valor presente neto del costo total asociado a suplir la demanda con la generación y transmisión construida o en construcción menos los costos de capital, operación y mantenimiento y energía no suministrada asociados a la expansión, sea mayor que cero. Para el cálculo del valor presente neto se usara la tasa de descuento que fije la CRIE.

11.2.2 La CRIE verificará la consistencia general de la información contenida en el Informe de Planificación a Largo Plazo, o de Diagnóstico de Mediano Plazo y podrá requerir la presentación de información faltante o adicional al EOR.

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11.2.3 La CRIE, en un plazo de treinta (30) días, analizará el Informe de Planificación a Largo Plazo y el Informe de Diagnóstico de Mediano Plazo para verificar que cumple los criterios y procedimientos que establece el Reglamento, en particular en lo referente a:

La conveniencia económica de las obras;

El cumplimiento de los CCSD de la RTR; y

El cumplimiento de las regulaciones ambientales nacionales y regionales.

11.2.4 Dentro de los cinco (5) días hábiles desde el momento en que la información contenida en el informe de Planificación a Largo Plazo y en el Diagnóstico de Mediano Plazo esté completa, la CRIE procederá a incluir en su sitio de Internet estos informes con las recomendaciones presentadas por el EOR, invitando, a través de los OS/OM, a todas las partes interesadas enviar sus comentarios y observaciones dentro de un plazo de treinta (30) días. La noticia sobre la disponibilidad en el sitio de Internet del informe será publicada en dos (2) periódicos de circulación masiva en cada uno de los países miembros durante tres (3) días consecutivos.

11.2.5 La CRIE propondrá a los Agentes identificados como candidatos a hacerse cargo de parte de los costos de alguna de las expansiones propuestas por el EOR que cumplen con las condiciones que se detallan en el Numeral 11.1.1 b), a analizar su interés en realizar la Ampliación a Riesgo. Estos tendrán un plazo de sesenta (60) días para dar una respuesta a la CRIE.

11.2.6 En un plazo no mayor de setenta y cinco (75) días de recibidas las recomendaciones contenidas en los Informes de Planificación a Largo Plazo y de Diagnóstico de Mediano Plazo, y una vez obtenidas las respuestas de los OS/OM y los Agentes según lo mencionado en el Numeral 11.2.5, la CRIE, en consulta con los Reguladores Nacionales, decidirá la aprobación o rechazo de cada una de las Ampliaciones Planificadas propuestas sobre la base de las conclusiones obtenidas de la verificación de los respectivos informes, las opiniones y las eventuales observaciones recibidas de organismos u opinión pública.

11.2.7 La CRIE emitirá una resolución aprobando o rechazando las ampliaciones planificadas por el EOR. El dictamen podrá aprobar parcialmente el conjunto de obras propuestas en el plan de ampliaciones, pero en este caso deberá requerir la opinión del EOR con relación al impacto de esta medida. La resolución deberá estar fundamentada con todos los estudios realizados y contener todas las opiniones y observaciones recibidas sobre el plan propuesto. La CRIE notificara la resolución al EOR y los OS/OM. Asimismo, la CRIE publicará la resolución en su sitio de Internet.

11.2.8 De considerarlo procedente, la CRIE podrá requerir del EOR, la reformulación completa o parcial de la propuesta en relación con alguna Ampliación Planificada en particular. El EOR, contará con un plazo, determinado por la CRIE de acuerdo a la magnitud de los cambios a introducir, para presentar la nueva propuesta. La nueva presentación deberá seguir el mismo procedimiento que el de la presentación original.

11.3 Aprobación de Ampliaciones a Riesgo

11.3.1 Las ampliaciones solicitadas por los Agentes y que se desarrollen exclusivamente en el territorio de uno de los países del MER, y que no sean identificadas por el procedimiento descrito en el Numeral 10.10 de este Libro como pertenecientes a la RTR, deberá ser realizada siguiendo los

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procedimientos establecidos por la regulación nacional, pero quedando a cargo de cada OS/OM verificar que la ampliación no afecte la Capacidad Operativa de Transmisión ni el cumplimiento de los CCSD en la RTR.

11.3.2 Cuando una ampliación tenga por objeto conectar directamente con la RTR a un Agente que no está vinculado con la red de su país quedará sujeto a aprobación por la CRIE, adicionalmente a las autorizaciones requeridas en los países involucrados.

11.3.3 Un Iniciador en una Ampliación a Riesgo, a fin de completar la Solicitud que deberá presentar a la CRIE según lo dispuesto en el Numeral 11.3.6 de este Libro, solicitará al EOR la información contenida en la Base de Datos Regional

11.3.4 El interesado en construir una ampliación a riesgo puede realizar por su propia cuenta los estudios necesarios para solicitar un Ingreso Autorizado Regional según el Numeral 11.3.7, siempre y cuando los resultados de los mismos sean revisados por el EOR. En caso de que el interesado desee que el EOR realice los estudios, solicitará una oferta al EOR.

11.3.5 Las Ampliaciones a Riesgo con beneficio regional, a los efectos del cálculo de su Ingreso Autorizado Regional, se clasifican en:

Instalaciones para vincular un Agente a la RTR, que puede consistir en líneas de transmisión, transformadores y conexiones a subestaciones existentes. Para este tipo de ampliaciones, el Iniciador sólo podrá percibir un Ingreso Autorizado Regional en caso de que nuevos Agentes que inyectan deseen usar la interconexión para vincularse a la RTR si la misma se construyó para realizar inyecciones a la RTR, y en caso que nuevos Agentes que retiran deseen conectarse si el objetivo de la ampliación fue el de realizar retiros de la RTR. En este caso el Ingreso Autorizado Regional será fijado por la CRIE, en base al Costo Estándar de la Ampliación, la distancia de la nueva conexión a la subestación más próxima de la RTR y la potencia máxima inyectada o retirada por el nuevo Agente que inyecta o Agente que retira en relación con la capacidad de la instalación. Los Ingresos Autorizados Regionales serán pagados exclusivamente por los nuevos Agentes, excepto Transmisores, que se conecten a la ampliación;

Refuerzos a la RTR, consistentes en instalaciones que vinculan nodos existentes de la RTR. Para este tipo de instalaciones, el Iniciador sólo tendrá derecho a percibir un Ingreso Autorizado Regional en los términos previstos en el Numeral 11.3.7 de este Libro; y

Las instalaciones que fueron identificadas en el proceso de planificación, e incluidas en los Informes de Planificación a Largo Plazo o Informe de Diagnóstico que concentran los beneficios en un solo País o en pocos Agentes, excepto Transmisores. En estos casos la ampliación quedará clasificada dentro las categorías definidas en el Literal anterior a) o b) según corresponda.

11.3.6 La Solicitud para realizar la Ampliación a Riesgo será presentada a la CRIE. Para cada obra propuesta, el respectivo Iniciador deberá incluir junto con la Solicitud la siguiente información:

Constancia que es un Agente en el País donde se ubica la ampliación, o de que está tramitando la misma según lo establecido en la correspondiente regulación nacional;

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Memoria técnica de la ampliación, identificando claramente la ubicación de las instalaciones asociadas, que permita verificar el cumplimiento de los criterios de diseño de las instalaciones de transmisión vigentes en cada país donde se ubiquen las respectivas instalaciones;

Estudios técnicos que permitan verificar el cumplimiento de los CCSD con la obra propuesta, presentando los estudios que se requieren con este objetivo, realizados con los criterios que se establecen en el Capítulo 17 de este Libro. Estos estudios deberán ser realizados por el Iniciador, y el EOR deberá suministrar toda la información que resulte necesaria para el estudio;

Cronograma de trabajos, indicando fecha de iniciación y puesta en servicio; y

El costo estimado de la obra.

11.3.7 Un Iniciador puede solicitar el reconocimiento de un Ingreso Autorizado Regional a la CRIE en los términos previstos en los Numerales 11.3.5 a) y b) de este Libro. En este único caso, deberá incorporar a la Solicitud la siguiente información:

Resultados de un estudio solicitado al EOR, quién, usando la misma metodología que se aplica en la Planificación a Largo Plazo, determinará: (1) valor presente neto del incremento de Beneficio Social de la región asociado a la ampliación solicitada por el Iniciador por un período de quince (15) años; (2) valor presente neto del Beneficio Privado que obtiene el Iniciador en el mismo período; (3) estimación propia del costo de la ampliación, sobre la base de los Costos Unitarios Estándar utilizados para el cálculo de los Ingresos Autorizados Regionales de los Agentes Transmisores, calculados según lo establecido en el Numeral 9.2; y (4) impacto de la ampliación sobre la Capacidad Operativa de Transmisión y los CURTR.

Indicación sobre si el cálculo del Ingreso Autorizado Regional se basará en: (1) el Costo Estándar de la Ampliación o (2) el Canon resultante de una licitación pública internacional para la construcción, operación y mantenimiento de la Ampliación; y

En caso de haber optado por la opción (2) en el Literal b), se deberá adjuntar un borrador de Pliegos para el llamado a licitación pública internacional.

11.3.8 La CRIE verificará que la información contenida en la solicitud sea adecuada, pudiendo requerir al Iniciador la presentación de información faltante o adicional.

11.3.9 Dentro de los cinco (5) días hábiles desde el momento que la información contenida en la

Solicitud esté completa, la CRIE procederá a:

Remitir la Solicitud al EOR, los OS/OM y los Agentes Transmisores involucrados, a los efectos de contar con las opiniones de éstos. El EOR, los OS/OM y los Agentes Transmisores contarán con un plazo de hasta treinta (30) días para responder a la consulta de la CRIE. De no recibir la CRIE los comentarios del EOR, OS/OM o los Agentes Transmisores en el plazo indicado, considerará que no tienen observaciones; y

Publicar, a cuenta del Iniciador, en dos periódicos de circulación nacional en cada País de la región la solicitud presentada, invitando a enviar comentarios y observaciones dentro de un plazo de quince (15) días.

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11.3.10 En un plazo no mayor de cuarenta y cinco (45) días de recibida la solicitud completa, la CRIE decidirá la aprobación o rechazo de la ampliación propuesta sobre la base de los resultados obtenidos, de su verificación, las opiniones y observaciones recibidas. El rechazo sólo podrá basarse en alguna de las siguientes condiciones: (1) que la ampliación, con el diseño presentado afecta la seguridad operativa de la RTR, de instalaciones y personas, o no permite el cumplimiento de los CCSD; (2) disminuye la Capacidad Operativa de Transmisión existente;

(3) no cumple con los criterios ambientales establecidos en el Capítulo 15 de este Libro.

11.3.11 En caso que se dieran las condiciones previstas en el Numeral 11.4.7, el Iniciador deberá responder sobre si acepta la propuesta de hacerse cargo de parte de los costos de la Ampliación en un plazo de cuarenta y cinco (45) días.

11.3.12 La CRIE emitirá una resolución aprobando o rechazando las ampliaciones, y especificando los cambios que será necesario introducir a la Ampliación para su aprobación. El Iniciador fijará el plazo que considere conveniente para introducir las adecuaciones al proyecto de ampliación y volverlo a presentar. La resolución deberá estar fundamentada con todos los estudios realizados y contener todas las opiniones y observaciones emitidas. La CRIE notificará la resolución al EOR, quien deberá ponerla en conocimiento de los OS/OM y de cada Agente a través de su sitio de Internet.

11.3.13 No habrá límites en el número de veces que un Iniciador puede volver a presentar una Solicitud para una ampliación que sea rechazada por la CRIE, aunque en cada caso deberá demostrar que ha resuelto los problemas identificados por los que fue rechazada la Solicitud.

11.3.14 En caso que la CRIE apruebe la Ampliación y el Iniciador haya solicitado un Ingreso Autorizado Regional, la CRIE determinará si este corresponde y en caso positivo, el valor del Ingreso Autorizado Regional a reconocer se calculara de acuerdo al Numeral 9.2.1 literal d).

11.3.15 En caso de aprobación de la solicitud por parte de la CRIE, el Iniciador deberá obtener la correspondiente autorización, permiso, o concesión del correspondiente Regulador Nacional. El Iniciador tendrá derecho a percibir, en caso de haberlo solicitado, el Ingreso Autorizado que resulta de la aplicación del Numeral 11.3.14.

11.3.16 En caso de ampliaciones realizadas para conectarse a la RTR en los términos definidos en el Numeral 11.3.5 a), el Iniciador podrá solicitar a la CRIE, un Ingreso Autorizado Regional para la Ampliación de la cual es titular, a partir del momento en que la CRIE apruebe la conexión de un Agente que inyecte o un Agente que retire.

11.4 Ejecución de las Ampliaciones de Transmisión

11.4.1 Ampliaciones Planificadas

11.4.1.1 Las ampliaciones planificadas aprobadas por la CRIE que sean resultantes del proceso de planificación serán realizadas por un Agente Transmisor u otra empresa calificada acorde al literal b) que será seleccionado a través de una licitación pública internacional, que se organizará con los siguientes criterios:

Una vez aprobadas las ampliaciones, la CRIE encomendará al EOR la preparación de los Documentos de Licitación, que incluirán el desarrollo del proyecto básico de la

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ampliación planificada a licitarse. El EOR calculará un valor de Canon Máximo Aceptable, como el costo anual estimado incluido en el informe de Planificación a Largo Plazo o en el informe de Diagnóstico a Mediano Plazo según corresponda, y la tasa de descuento determinada por la CRIE, multiplicado por un factor que será fijado por la CRIE. Los Documentos de Licitación y el Canon Máximo Aceptable serán aprobados por la CRIE;

La CRIE elaborará los documentos para la precalificación de empresas interesadas en presentar ofertas para el desarrollo de la ampliación planificada. En este documento la CRIE hará conocer a los interesados el Canon Máximo Aceptable;

La precalificación de las empresas interesadas se basará en condiciones de experiencia previa en desarrollo de proyectos de transmisión, suficiencia financiera y cumplimiento de requisitos legales, no pudiendo limitarse el número de empresas interesadas precalificadas;

El llamado a precalificación será publicado en un diario de circulación masiva en cada uno de los Países Miembros, así como en el sitio de Internet de la CRIE;

La CRIE enviará a las empresas precalificadas los Documentos de Licitación, estableciendo un plazo para la presentación de las ofertas;

Cada oferente deberá presentar el valor de Canon solicitado, el cual será percibido por el ganador de la licitación por un Período de Amortización que será fijado por la CRIE en cada caso, pero que no podrá ser menor a diez (10) años ni mayor a veinte (20) años;

La adjudicación de la licitación se realizará en dos etapas: (1) calificación de las ofertas a través de la verificación de los requisitos establecidos en los Documentos de Licitación; (2) para las ofertas calificadas, la adjudicación a la oferta que proponga el menor Canon, en la medida que esta sea menor al Canon Máximo Aceptable. Si no hubiera ninguna oferta aceptada, la licitación será declarada desierta, debiendo la CRIE solicitar que el EOR revise nuevamente los estudios que determinaron la factibilidad de la ampliación y los Documentos de Licitación;

El adjudicatario deberá construir la ampliación, operarla y mantenerla, quedando sujeto al régimen de calidad de servicio que se describe en el Capítulo 6 de este Libro;

A partir del fin del Período de Amortización, se considerarán estas instalaciones como existentes, y quedarán sujetas a la remuneración igual a los costos de Administración, Operación, Mantenimiento y otros costos, estimados como se especifica en el Numeral 9.2.5, más el Valor Esperado por Indisponibilidad (VEI); y

El adjudicatario de la licitación obtendrá la autorización-permiso-concesión prevista en las regulaciones de los países donde se ubicará la ampliación planificada adjudicada.

11.4.2 Ampliaciones a Riesgo

11.4.2.1 Una vez aprobada por la CRIE una Ampliación a Riesgo, el Iniciador podrá: (1) llamar a una Licitación Pública Internacional, en los términos que se describen en este artículo; o (2) contratar la ampliación en forma privada. A los efectos de la alternativa (1) el procedimiento a seguirse será el siguiente:

Los Documentos de Licitación para la contratación de ampliaciones a riesgo será elaborado por el Iniciador y aprobados por la CRIE. Ésta solicitará al EOR el cálculo

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del Canon Máximo Aceptable, con los mismos criterios que en el caso de ampliaciones planificadas. El proceso licitatorio será por el diseño, construcción, operación y mantenimiento y financiamiento de la ampliación;

El Iniciador deberá usar los criterios de precalificación que establezca la CRIE, tal como se describen en el Numeral 11.4.1.1 de este Libro;

El Iniciador deberá enviar a todas las empresas precalificadas los Documentos de Licitación, dando un plazo no menor a dos (2) meses para la presentación de las propuestas;

Los oferentes solicitarán como única remuneración un Canon anual por un Periodo de Amortización que definirá la CRIE, pero que no será menor a diez (10) años ni superior a veinte (20) años. El Agente Transmisor que resulte adjudicatario deberá operar y mantener las instalaciones, y estará sujeto al régimen de calidad del servicio establecido en el Capítulo 6 de este Libro;

La adjudicación de la licitación se realizará en dos etapas: (1) calificación de las ofertas a través de la verificación de los requisitos establecidos en los Documentos de Licitación; (2) para las ofertas calificadas, la adjudicación a la oferta que proponga el menor Canon, en la medida que esta sea menor al Canon Máximo Aceptable. El Iniciador podrá adjudicar a una oferta más cara, si acepta hacerse cargo de la diferencia de precios, quedando la misma automáticamente descontada del eventual Ingreso Autorizado Regional que pudiera recibir;

A partir del cumplimiento de Período de Amortización, se considerarán estas instalaciones como existentes, sujetas a la remuneración establecida en el Numeral 9.2.5; y

El Iniciador obtendrá la autorización, permiso o concesión prevista en las regulaciones de los países donde se ubicará la ampliación adjudicada.

11.4.3 Ampliaciones a Riesgo Contratadas en forma Privada por los Iniciadores

11.4.3.1 Los Iniciadores de Ampliaciones a Riesgo que no soliciten percibir un Ingreso Autorizado Regional, o que acepten que este se fije en base al Costos Estándar Anual que calculó el EOR, decidirán por su propia cuenta la forma de contratación de la construcción, financiamiento, operación y mantenimiento y se harán cargo del pago de todos los costos y compensaciones que surjan durante la operación de la ampliación. Las ampliaciones contratadas de esta forma estarán igualmente sujetas al régimen de calidad del servicio establecido en el Capítulo 6 de este Libro.

11.4.3.2 Una vez aprobada la ampliación a riesgo por la CRIE y la respectiva autoridad competente nacional, y obtenido el permiso, concesión o autorización, el Iniciador podrá contratar la construcción, y si fuera necesario la operación y mantenimiento con un Agente Transmisor.

11.4.4 Revisión del Diseño

11.4.4.1 La revisión del diseño de todas las ampliaciones de la RTR será realizada por el EOR, de tal manera que cumpla con las normas regionales que correspondan.

11.4.5 Puesta en Servicio de Ampliaciones

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11.4.5.1 La puesta en servicio de ampliaciones será realizada de acuerdo a lo indicado en el Numeral

17.5.

11.4.6 Operación Comercial de las Ampliaciones

11.4.6.1 Los propietarios de ampliaciones que no sean Agentes Transmisores deberán habilitarse como tal.

11.4.7 Compatibilidad entre Ampliaciones Planificadas y a Riesgo

11.4.7.1 Al evaluar una Ampliación a Riesgo, el EOR analizará si fuera conveniente introducir modificaciones al proyecto de la misma, tales que el incremento del Beneficio Social sea mayor que el costo marginal asociado a las modificaciones, ambos actualizados por la tasa de descuento fijada por la CRIE. El resultado de este análisis deberá ser comunicado a la CRIE.

11.4.7.2 Si el resultado mostrara que las modificaciones al proyecto son convenientes según el criterio expuesto en el artículo anterior, la CRIE deberá informarlo al Iniciador, proponiéndole una de las siguientes alternativas:

Que el Iniciador modifique el proyecto, adecuándolo a la propuesta del EOR. En ese caso el Beneficio Social incremental sería usado para incrementar el porcentaje mencionado en el Numeral 11.3.14 de este Libro a que tiene derecho el Iniciador; o

Que el Iniciador contrate la construcción de la Ampliación por licitación incluyendo la modificación. El costo adicional asociado a la modificación será considerado como si fuera una Ampliación Planificada, siendo pagado por los Agentes que inyectan y Agentes que retiran de acuerdo a lo previsto en el Capítulo 9 de este Libro.

Sistema de Liquidación

12.1 Cuentas de Compensación

12.1.1 El objetivo de las Cuentas de Compensación es permitir que los Agentes, que deben pagar los CURTR realicen liquidaciones con los cargos vigentes en el semestre respectivo, de acuerdo a lo definido en el Capítulo 9, mientras que los Agentes Transmisores reciben pagos mensuales que les permitan percibir sus Ingresos Autorizados Regionales.

12.1.2 El EOR administrará una Cuenta de Compensación de Faltantes (CCF) y una Cuenta de Compensación de Excedentes (CCE) por cada Agente Transmisor.

12.1.3 Las Cuentas de Compensación tendrán sub-cuentas por cada instalación del Agente Transmisor. La Cuenta de Compensación de Faltantes registrarán saldo a favor del Agente Transmisor, por el cual recibirá intereses acreditados el día de la liquidación por saldos pendientes de pago a una tasa que será fijada por la CRIE. La Cuenta de Compensación de Excedentes recibirá los productos financieros que el EOR obtenga de su manejo, los cuales serán acreditados el último día de cada mes.

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12.1.4 En noviembre y mayo de cada año el EOR realizará el cálculo de los CURTR según los criterios que se establecen en el Capítulo 9, los cuales tendrán validez a partir de los meses de enero y julio siguientes.

12.2 Conciliación, Facturación y Liquidación del Servicio de Transmisión

12.2.1 La conciliación de los Cargos Variables de Transmisión se hará usando los datos del predespacho regional y los predespachos nacionales, o los redespachos según corresponda. Los Agentes Transmisores recibirán los Cargos Variables de Transmisión que resulten después de descontar los pagos a los titulares del Derechos de Transmisión de acuerdo al Anexo D, Capitulo 9 “Descuento del CVT de cada instalación de la RTR los montos que se destinan al pago de DF y DFPP”.

12.2.2 La Conciliación, Facturación y Liquidación de la Subasta de los DT, establecida en el Capitulo 8, será realizada como parte del proceso de la Conciliación, Facturación y Liquidación del Servicio de Transmisión.

12.2.3 La conciliación de los pagos a los titulares de los DT se hará usando los datos del predespacho, o el redespacho según corresponda. La conciliación se hará de acuerdo a los Numerales 8.8 “Cálculo de la Renta de Congestión” y 8.9 “Cálculo y liquidación de los Derechos de Transmisión”.

12.2.4 Los ingresos o egresos del mes que corresponden a cada titular de DT se calculan como la suma, para todas las horas del mes, de la diferencia entre las cantidades de los DT en el nodo de retiro valorizados al correspondiente precio nodal menos las cantidades de los DT en los nodos de inyección valorizados al correspondiente precio nodal. Los precios nodales que se utilizan son los provenientes del predespacho. El ingreso o egreso que corresponde a un titular de DT es la suma de los ingresos o egresos correspondientes a cada uno de los DT de los cuales es titular.

12.2.5 Las cantidades a pagar por los Agentes de cada País serán calculadas por el EOR en base a los valores vigentes de CURTR, los retiros y las generaciones netas de los Agentes expresadas en MWh. Los valores de retiros y la generación neta de los Agentes, registradas en el mes a conciliar, deberán ser informados por los OS/OM antes del día tres (3) del mes siguiente.

12.2.6 La conciliación de los Servicios de Transmisión detallará:

Los pagos a percibir por los Agentes Transmisores del País, separando:

Los pagos a cada Agente Transmisor propietario de la Línea

SIEPAC;
Los pagos a cada Agente Transmisor propietario de Ampliaciones Planificadas;
Los pagos a cada Agente Transmisor propietario de una Ampliación a Riesgo con Beneficio Regional;

Los pagos a cada Agente Transmisor propietario de instalaciones existentes o Ampliaciones a Riesgo.
Los pagos que deben realizar los Agentes, exceptuando Transmisores;

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Los pagos a los titulares de los Derechos de Transmisión; y

Los pagos que deben realizar los compradores de los Derechos de Transmisión;

12.2.7 La conciliación de los Servicios de Transmisión para el Agente Transmisor para cada instalación de la RTR se hará de acuerdo a lo siguiente:

a) Se realizara una Conciliación Preliminar con la siguiente formula:

Conciliación preliminar (CP) =

CVT netos después de descontar los pagos a los Titulares de los DT
CURTR
Ingreso por Venta de DT (IVDT)

El Ingreso Autorizado Regional Mensual (IARM) es igual al Ingreso Autorizado Regional entre doce (12) menos las Compensaciones por Indisponibilidad.

Si la Conciliación Preliminar (CP) mas la Cuenta de Compensación de Excedentes (CCE) es mayor o igual al Ingreso Autorizado Regional Mensual (IARM) más la Cuenta de Compensación de Faltantes (CCF), entonces la Conciliación Final (CF) al Agente Transmisor y los saldos de la Cuentas de Compensación son iguales a:

Si (CP + CCE >= IARM + CCF), entonces:

CF = IARM + CCF
CCF = 0
CCE = (CCE + CP) – (IARM + CCF)

Si la Conciliación Preliminar (CP) mas la Cuenta de Compensación de Excedentes (CCE) es menor al Ingreso Autorizado Regional Mensual (IARM) más la Cuenta de Compensación de Faltantes (CCF), entonces la Conciliación Final (CF) al Agente Transmisor y los saldos de la Cuentas de Compensación son iguales a:

Si (CP + CCE < IARM + CCF), entonces:

CF = CP + CCE
CCE = 0
CCF = (CCF + IARM) – (CP + CCE)

12.2.8 La información de la conciliación, facturación y liquidación de los montos que los Agentes de cada País deberán pagar en concepto de Servicios de Transmisión correspondientes al mes anterior, deberán seguir el procedimiento y plazos establecidos en el Capítulo 2 del Libro II del RMER.

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Diseño de Ampliaciones

13.1 Requerimientos

13.1.1 Los equipamientos a instalar en la RTR, incluidos aquellos de los puntos de conexión, deberán cumplir con los siguientes criterios generales de diseño en el orden de prelación que se indica a continuación:

Los criterios establecidos en el presente Libro;

Las regulaciones vigentes en cada país para el diseño de los equipamientos en cada nivel de tensión; y

Los criterios de diseño de las instalaciones de la Línea SIEPAC.

13.1.2 De existir diferencias entre las normas y criterios usados en cada país que hagan necesario o conveniente la armonización de las mismas, los Agentes Transmisores presentarán ante la CRIE una solicitud, la cual contendrá un análisis técnico de las diferencias y sus efectos sobre la RTR y la propuesta de adopción de las nuevas normas o criterios.

13.1.3 La CRIE, opcionalmente en consulta con los Reguladores de los Países Miembros y el EOR, evaluará la solicitud, y de considerarlo conveniente, emitirá una Resolución con la nueva regulación, la cual será de aplicación en todo el ámbito de la RTR.

Uso de Espacios Públicos y Privados para Instalaciones de Transmisión

14.1 Requerimientos

14.1.1 De acuerdo a lo establecido en el Artículo 17 del Tratado Marco del Mercado Eléctrico de América Central, las autorizaciones, permisos y concesiones para el uso de los espacios públicos y privados serán otorgadas por cada Gobierno una vez se hayan cumplido los procedimientos legales de cada país, según corresponda, para futuras expansiones de las redes de transmisión regional.

14.1.2 Para obtener la información con el fin de tramitar las autorizaciones, la CRIE en coordinación con los Reguladores Nacionales debe identificar en cada país lo siguiente:

Las normas vigentes en cada país sobre ordenación del territorio y urbanismo, e identificar la forma de evitar que su cumplimiento pueda ocasionar demoras que vayan más allá de los plazos razonables para cumplir con los requerimientos; y

Las normas municipales vigentes en cada país, identificar la compatibilidad con las regulaciones nacionales y con el Tratado Marco. Realizar las gestiones legales y administrativas que aseguren el cumplimiento de las regulaciones nacionales y el Tratado. Identificar la forma de evitar que la obtención de las licencias legalmente correctas pueda ocasionar demoras que vayan más allá de los plazos razonables para cumplir con los requerimientos.

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14.1.3 La CRIE debe identificar cualquier falta de uniformidad que pueda existir en los criterios aplicados por las Entidades encargadas de las tramitaciones de autorizaciones o licencias.

Consideraciones Ambientales

15.1 Áreas Protegidas

15.1.1 La CRIE, en coordinación con las autoridades competentes de cada país, debe identificar todos los espacios naturales con algún grado de protección en el territorio regional, que puedan crear restricciones o inhibiciones para el proyecto de infraestructuras lineales y que puede llegar a hacer inviable en la práctica, la unión de dos puntos de la red de transmisión y poner la información a disposición del EOR para que sea considerada en el proceso de planificación. Esta información deberá ser colocada en el sitio de Internet del EOR para conocimiento de todos los Agentes.

15.2 Criterios

15.2.1 La gestión ambiental a desarrollar por cada Iniciador o Agente, se realizará de manera tal que permita:

La prevención o la mitigación de los impactos ambientales originados por las actividades de transmisión y transformación de la energía eléctrica; y

El seguimiento permanente de los indicadores para verificar el cumplimiento de las regulaciones de control ambiental en cada país donde se ubique una instalación.

15.3 Condiciones

15.3.1 Las condiciones mínimas a cumplir por el Iniciador o Agente son las siguientes:

Dar cumplimiento a la legislación ambiental vigente en cada país donde se ubiquen sus instalaciones, asumiendo la responsabilidad de adoptar las medidas que correspondan para mitigar o evitar impactos negativos sobre el aire, el suelo, las aguas y otros componentes del ecosistema;

Mantener los equipos e instalaciones principales y auxiliares de transmisión y transformación, en condiciones tales que permitan disminuir o igualar los niveles de contaminación a los fijados por la legislación ambiental vigente en cada país que corresponda aplicar en cada caso en particular; y

Establecer y mantener durante todo el período de operación, registros que faciliten la verificación del cumplimiento de la regulación ambiental.

15.4 Requerimientos

15.4.1 En la operación y mantenimiento de las instalaciones, cada Agente está obligado a adoptar todas las medidas técnicas para cumplir con los límites de emisión de contaminantes fijados por la regulación ambiental nacional.

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15.4.2 Cada Agente deberá efectuar mediciones periódicas, en los puntos identificados como críticos, de la intensidad del campo electromagnético, radio-interferencia, ruido audible y medir las resistencias de las conexiones de puesta a tierra, conforme lo establecido en las regulaciones nacionales.

15.4.3 Durante la operación de la RTR, cada Agente deberá dar cumplimiento de los niveles de tolerancia para campo electromagnético, radio-interferencia y ruido audible, contemplados por la legislación vigente en cada país,

15.4.4 Cada Agente deberá readecuar e instalar en las estaciones transformadoras y compensadoras, sistemas de contención y recuperación de los líquidos refrigerantes, a fin de evitar, en caso de accidentes, la contaminación por efluentes a los sistemas pluviales y sanitarios.

15.4.5 Cada Agente deberá emplear medios manuales o mecánicos para los trabajos de desmalezado y control de la vegetación, durante las actividades de mantenimiento en las franjas de servidumbre, calles de acceso y patios de subestaciones. En el caso de requerirse la utilización de sustancias químicas de uso restringido, el Agente deberá solicitar autorización previa a la autoridad competente.

15.4.6 Cada Agente deberá cumplir con las normas relacionadas con la utilización, manipulación, almacenamiento y disposición final de equipos o materiales que contengan sustancias tóxicas o peligrosas para la salud de las personas y el medio ambiente.

15.4.7 Cada Agente deberá cumplir con las normas relativas a la utilización, manipulación y disposición de Difenilos Policlorados (DPC), Askarel o PCB, en equipos existentes a la fecha de vigencia de este Reglamento. En el caso de nuevas instalaciones queda prohibida la utilización de equipos que contengan tales sustancias.

Criterios de Calidad, Seguridad y Desempeño para el Diseño de las Instalaciones de la RTR y la Operación del SER

16.1 Criterio para el Diseño de las Instalaciones que forman parte de la

RTR

16.1.1 El EOR, en coordinación con los OS/OM, deberá presentar a la CRIE una propuesta de normas de diseño de instalaciones y equipos vinculados a la RTR dentro del plazo de un (1) año a partir de la entrada en vigencia de este Reglamento.

16.1.2 Los equipamientos existentes y a instalar en la RTR, incluidos aquellos de los puntos de conexión con las redes nacionales, sin perjuicio de lo dispuesto en el Numeral 16.1.1, deberán necesariamente cumplir con las siguientes normas de diseño:

Deberán permitir que la operación de la RTR se realice de acuerdo a las Criterios de Calidad, Seguridad y Desempeño (CCSD) establecidas en el Numeral 16.2;

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En el punto de conexión, deberán soportar el nivel de corriente de cortocircuito existente o el que resulte como consecuencia de la evolución de la RTR. Cuando la conexión de nuevo equipamiento resulte en un cambio de los niveles de cortocircuito que supere el nivel nominal de corriente de cortocircuito de los equipos existentes, se deberá analizar el reemplazo de estos últimos con los mismos criterios con que se autoriza una Ampliación Planificada. La recomendación de su adecuación debe estar incluida en el Diagnostico de Mediano Plazo que el EOR realiza como parte del proceso de planificación indicado en el Capítulo 13 del presente Libro;

Los puntos neutros de los transformadores de la RTR deberán estar conectados sólidamente a tierra. Los sistemas de puesta a tierra de las subestaciones deberán diseñarse de acuerdo a la versión más reciente de la Norma 80 “Guide for Safety in AC Substation Grounding” del IEEE, o de acuerdo a los requerimientos más recientes para sistemas de puesta a tierra contemplados en la Norma DIN o VDE Nº 0141/7.76, para tensiones de régimen superiores a un (1) kilovoltio;

El equipamiento, subestaciones, líneas aéreas y cables subterráneos deberán cumplir que el diseño, fabricación, ensayos e instalación de los mismos se realice de acuerdo con las normas IEC, CCITT, ISO, DIN/VDE, o ASTM/ANSI aplicables según sea el caso. Los Agentes Transmisores podrán presentar a la CRIE, a través de los OS/OM, una solicitud de utilizar otras normas;

En los puntos de conexión a la RTR, deberá existir coordinación del aislamiento;

Los Agentes deberán coordinar el ajuste de los sistemas de protección cuyo alcance comprenda la zona del punto de conexión con la RTR, asegurando que los mismos actúen de forma selectiva, desconectando los elementos fallados. El esquema de protección (relés, alambrado, bobinas, interruptores, canal de comunicación, etc.) debe cumplir con los CCSD aún con la falla de un componente de dicho esquema. El EOR deberá supervisar esta tarea, a fin de que exista compatibilidad a nivel regional;

Las instalaciones conectadas a la RTR deberán disponer de relés de protección de respaldo para fallas que ocurran en la RTR. Las instalaciones de los Agentes Transmisores deberán también disponer de tales relés de protección de respaldo para sus propios equipos por fallas que ocurran en los sistemas de los demás Agentes conectados a la RTR. Los tiempos de despeje de fallas de estas protecciones deberán ser determinados por los Agentes mediante estudios eléctricos usando los CCSD y ser aprobados por el EOR;

El tiempo máximo para el despeje o liberación de fallas, entendiéndose por tal, el transcurrido desde el momento del inicio de la falla hasta la extinción del arco del interruptor que libera la falla, para fallas que ocurran en los equipos del Agente directamente conectados a la RTR y para las que ocurran en los equipos de la RTR directamente conectados a los del Agente, deberá ser determinado por el Agente involucrado y acordado con el Agente Transmisor y el OS/OM respectivo, en forma previa a la conexión del equipamiento. Para esta determinación el Agente deberá preparar los estudios eléctricos usando los CCSD. Los valores que determine cada Agente deberán ser sometidos a la aprobación del EOR, a fin de asegurar que éstos sean compatibles a nivel regional;

Las instalaciones de todos los Agentes conectados a la RTR deberán integrarse a los Esquemas de Control Suplementario (ECS) que con criterio técnico y económico el

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EOR, en coordinación con los OS/OM, juzgue necesario implementar para preservar la calidad y seguridad del SER;

Las unidades generadoras conectadas a la RTR directa o indirectamente, deben cumplir con los requerimientos más exigentes entre la regulación nacional y los siguientes criterios mínimos de diseño:

Los interruptores de maniobra en el punto de conexión entre un generador y la red de un Agente Transmisor deberán contar con protección de falla de interruptor. Los requerimientos de la protección de falla de interruptor y su coordinación con el resto de las protecciones deberán ser determinados por el Agente involucrado en coordinación con el Agente Transmisor y el OS/OM respectivo;

Disponer del equipamiento de control de tensión (sistema de excitación y regulador de voltaje) y estabilizadores de sistemas de potencia (PSS) para amortiguamiento de las oscilaciones del sistema de potencia, así como equipamiento de control de potencia/frecuencia (reguladores de velocidad), que la RTR pueda requerir para asegurar un desempeño estable;

Disponer de un interruptor de maniobra en cada punto de conexión de un generador con la RTR, asegurando el tiempo de despeje de fallas para cumplir con los CCSD;

Las unidades generadoras conectadas a la RTR, que el OS determine que deben formar parte del plan nacional de restablecimiento, deberán disponer de instalaciones para arranque en negro;

Las unidades generadoras que determine el OS/OM deberán permanecer sincronizadas al SER cuando ocurran perturbaciones en la frecuencia y la tensión;

Las unidades generadoras deben soportar, sin salir de servicio, la circulación de la corriente de secuencia negativa correspondiente a una falla asimétrica después de su punto de conexión a la red, durante el tiempo que transcurre desde el origen de la falla hasta la operación de la última protección de respaldo;

Disponer de los equipamientos necesarios para la desconexión automática de generación, cuando el EOR, en coordinación con el OS/OM, lo determine necesario para implementar un ECS;

Se exceptúan de estos requerimientos las plantas generadoras que no estén conectadas directamente a la RTR y que posean una capacidad instalada igual o menor a 5 MW;

Las instalaciones de los Agentes que retiran que se vinculen directa o indirectamente a la RTR, deberán cumplir con los siguientes requerimientos:

Contar con las protecciones necesarias para aislar las fallas que se originen en sus instalaciones y así evitar la propagación de los efectos de la falla al SER;

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El punto neutro de los transformadores de potencia y de los reactores/capacitores de compensación en paralelo que estén conectados a la RTR, deberá conectarse sólidamente a tierra. El Agente Transmisor deberá acordar con el Agente que retira cualquier desviación de este requerimiento;

Disponer de los equipamientos necesarios para la desconexión automática de carga por baja frecuencia y bajo voltaje, que establezca el OS/OM respectivo, de acuerdo a las exigencias establecidas en el presente Libro. El EOR supervisará el cumplimiento de esta disposición.

16.1.3 Para asegurar el cumplimiento de los CCSD, los interesados en conectar nuevas instalaciones al SER (líneas, subestaciones, generadores, etc.) deberán presentar al EOR, a través del OS/OM, un estudio del impacto de las instalaciones en la operación del SER, conforme con los requerimientos fijados por el EOR.

16.2 Criterios de Calidad, Seguridad y Desempeño del Sistema Eléctrico Regional

16.2.1 Es responsabilidad de cada OS/OM operar las instalaciones que afecten el desempeño de la RTR cumpliendo con los criterios de seguridad, calidad y desempeño establecidos en la regulación de su país y en concordancia con los CCSD, definidos a nivel regional. Si alguna instalación no los cumple y esa situación implica un riesgo para las condiciones de operación del SER, los OS/OM deberán emprender todas las acciones necesarias para normalizar la operación, lo que podría incluir la desconexión operativa de la instalación.

16.2.2 Es responsabilidad del EOR coordinar la operación del SER cumpliendo con los CCSD.

16.2.3 Categorías

16.2.3.1 Los CCSD se dividen en las siguientes categorías:

Criterios de Calidad;

Criterios de Seguridad; y

Criterios de Desempeño.

16.2.3.2 Independientemente de la categorización de los CCSD, los mismos deben cumplirse simultáneamente para asegurar que la operación del SER sea la adecuada.

16.2.4 Definición y Objetivos de los Criterios

16.2.4.1 Los criterios de calidad son requisitos técnicos mínimos de voltaje y frecuencia, con los que se debe operar el sistema eléctrico regional en condiciones normales de operación. El objetivo de estos criterios es asegurar que la energía eléctrica suministrada en el MER sea adecuada para su uso en los equipos eléctricos de los usuarios finales de acuerdo con los estándares internacionales.

16.2.4.2 Los criterios de seguridad son requisitos técnicos mínimos con los que se debe operar el sistema eléctrico regional con el objetivo de mantener una operación estable y limitar las consecuencias que se deriven de la ocurrencia de contingencias.

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16.2.4.3 Los criterios de desempeño son requisitos técnicos mínimos que deben cumplir las áreas de control con el objetivo de mantener el balance carga/generación manteniendo los intercambios programados y a la vez contribuyendo a la regulación regional de la frecuencia.

16.2.5 Criterios y Parámetros de Calidad

Voltaje

16.2.5.1 La magnitud del voltaje en las barras de la RTR en condición normal de operación, debe mantenerse dentro del rango 0.95 y 1.05 por unidad con relación al voltaje nominal de la barra, manteniendo un factor de potencia adecuado de las inyecciones y retiros para cumplir con este requerimiento.

16.2.5.2 El nivel máximo de distorsión por armónicos y las variaciones de la magnitud del voltaje en el SER en condiciones normales de operación, debe cumplir con lo establecido en las Normas IEC-1000-4-7, IEC-1000-4-15 e IEEE-519.

16.2.5.3 Los Agentes Transmisores deberán contar con los equipos estáticos de compensación necesarios para la regulación de tensión.

16.2.5.4 Cada área de control debe contribuir a la calidad de voltaje operando debidamente sus generadores dentro de su curva de capabilidad y sus equipos de control de voltaje, incluyendo capacitores, reactores y transformadores con cambiadores de taps bajo carga (LTC). Esto con el fin de mantener los voltajes dentro del rango definido para la operación normal.

Frecuencia

16.2.5.5 La frecuencia nominal del SER es 60 Hz.

16.2.5.6 Durante la operación normal, el 90% de las variaciones de la frecuencia promedio en períodos de 10 minutos, deberán estar comprendidas dentro del rango de (60 ± 1.65 σ) Hz, donde σ es la desviación estándar de la frecuencia promedio en períodos de 10 minutos. El valor de σ será de 0.03 Hz.

16.2.6 Criterios y Parámetros de Seguridad

Al cumplirse el primer año de la operación del MER bajo el presente reglamento, el EOR realizará una evaluación técnica y económica de los criterios y parámetros definidos en este numeral para establecer la conveniencia de modificarlos, complementarlos o ajustarlos. Si se considera necesario realizar modificaciones, estas deberán ser sometidas a la aprobación de la CRIE.

16.2.6.1 Se definen los siguientes criterios:

a) Criterio de Operación Normal. En condiciones de operación normal, el sistema debe: (a) permanecer estable, (b) la carga en todos los elementos debe ser igual o inferior a su capacidad operativa, y (c) no debe haber desconexión de carga.

Criterio de Contingencia Simple. Ante la pérdida de un elemento por una falla liberada por la protección primaria, o ante la pérdida de un elemento sin que ocurra falla:

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El sistema debe permanecer estable incluyendo estabilidad de voltaje;

No deben producirse disparos en cascada;

La carga en cada elemento no debe superar su límite térmico continuo y;

Los voltajes en los nodos de la RTR deben estar entre 0.9 y 1.1 por unidad del voltaje nominal.

Para cumplir con los anteriores requerimientos, no se debe:

Desconectar carga en forma automática;

Reducir las transferencias entre países.

Criterio de Contingencia Múltiple. Ante la pérdida de dos o más elementos con el mismo evento, por una falla liberada por la protección primaria o de respaldo, o ante la pérdida de dos o más elementos sin que ocurra falla (pérdida de sección de barra, pérdida de todos los circuitos montados en la misma torre de una línea de varios circuitos), o una contingencia simple seguida de otra contingencia simple considerando que el sistema ha sido ajustado a un estado normal después de que ocurre la primera contingencia:

El sistema debe permanecer estable incluyendo estabilidad de voltaje;

No deben producirse disparos en cascada no programados;

La carga en cada elemento no debe superar su límite térmico de emergencia y;

Los voltajes en los nodos de la RTR deben estar entre 0.9 y 1.1 por unidad del voltaje nominal.

Para cumplir con los anteriores requerimientos:

Se permite desconectar carga y generación.

Criterio de Contingencia Extrema. Ante la pérdida de todas las líneas en un mismo derecho de paso, todos los generadores de una misma planta, todas las secciones de barra de una subestación o la no operación de un ECS redundante:

Todo el sistema interconectado o porciones del mismo podrían no alcanzar una condición de operación estable;

Podría ocurrir la formación de islas;

Podría ocurrir la pérdida de carga y generación en áreas geográficas extensas.

Debido a que no es factible por razones técnicas y económicas que un sistema se proteja contra todas las posibles contingencias extremas, el EOR debe evaluar el riesgo que representa para el SER la ocurrencia de tales contingencias y proponer una estrategia de respuesta a las mismas.

16.2.6.2 Los criterios aquí establecidos deben ser cumplidos con todos los componentes en servicio.

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16.2.6.3 Después de una contingencia múltiple, se debe ajustar el sistema a su estado normal en un tiempo no mayor a treinta (30) minutos, para que el mismo quede habilitado para soportar la siguiente contingencia. Durante este tiempo, se permite la reducción de las transferencias y el disparo de carga en el área de control donde ocurre la contingencia para llevar el sistema un estado de operación normal.

16.2.6.4 Después de una contingencia múltiple se permite que algunos elementos se carguen al límite térmico de emergencia, el cual es una función del tiempo. El tiempo necesario para reducir la carga de los elementos al límite térmico continuo, debe coordinarse con el límite térmico de emergencia correspondiente.

16.2.6.5 Los Criterios y Parámetros de Seguridad listados en este numeral, se incluyen en forma tabular en el Anexo H.

16.2.7 Criterios de Desempeño

Regulación Secundaria

16.2.7.1 Las áreas de control deberán operar sus Controles Automáticos de Generación (AGC por sus siglas en Inglés), en el modo de frecuencia y control de intercambios, conocido por su nombre en Inglés “Tie-Line Frequency Bias”.

16.2.7.2 Criterio de Desempeño de la Regulación Secundaria: son requerimientos técnicos mínimos que deben cumplir cada una de las áreas de control con el fin de mantener el balance carga/generación, cumpliendo con los intercambios programados y a la vez contribuyendo a la regulación regional de la frecuencia por medio del Control Automático de la Generación (AGC por sus siglas en Inglés).

16.2.7.3 El Criterio de Desempeño de la Regulación Secundaria, el cual también se denomina CPS (por su nombre en Ingles “Control Performance Standard”), consiste en que el Error de Control de Area (ACE por sus siglas en Inglés) debe ser menor al parámetro L10 en por lo menos cinco (5) de los seis (6) periodos de diez (10) minutos de cada hora:

ACE10MIN < L10

L10 = 1.65 * (E10) * SQRT ((10βi)*(10βe))

Donde:

E10: valor deseado de la desviación estándar de la frecuencia en promedios de 10 minutos (Hz).

βi: Bias de frecuencia del Área de Control (MW/dHz), determinado por pruebas de respuesta de frecuencia del área de control.

βe: Bias de frecuencia del sistema interconectado (MW/dHz), determinado por pruebas de respuesta de frecuencia del Sistema Interconectado.

ACE10MIN: valor promedio del ACE en un intervalo de 10 minutos (MW).

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El parámetro E10 es la meta de desviaciones de promedios de 10 minutos de frecuencia del Sistema Interconectado. E10 = 0.03 Hz, calculado en base a mediciones reales de la frecuencia en el SER. El EOR determinará la conveniencia de cambiar este parámetro según lo muestre el desempeño de las áreas de control.

16.2.7.4 Cada una de las áreas de control debe contar con la reserva rodante de regulación secundaria suficiente para cumplir con el criterio CPS.

Regulación Primaria

16.2.7.5 Criterio de Desempeño de la Regulación Primaria: son requerimientos técnicos mínimos que deben cumplir cada una de las áreas de control con el fin de limitar las desviaciones de frecuencia, variando la generación de las unidades de manera inversamente proporcional a las variaciones de frecuencia.

16.2.7.6 Todas las unidades generadoras existentes y futuras deben contribuir con la regulación primaria de frecuencia, por medio de la acción de los reguladores de velocidad.

16.2.7.7 La banda muerta intencional de todos los reguladores de velocidad deberá ajustarse a ±0.03 Hz con respecto a la frecuencia nominal.

16.2.7.8 Todos los reguladores de velocidad deben operar con un estatismo (“Speed Droop” por su nombre en Inglés) del 3%, en modo libre de operación sin los limitadores aplicados.

16.2.7.9 Cada una de las áreas de control debe contar con la reserva rodante de regulación primaria necesaria para limitar las desviaciones de frecuencia tanto durante la operación normal como ante la ocurrencia de contingencias. Esta reserva deberá ser como mínimo del 5% de la demanda durante los períodos de demanda máxima, media y mínima.

Desempeño de las Áreas de Control ante Pérdida de Generación

16.2.7.10 Criterio de Desempeño ante Pérdida de Generación: son requerimientos técnicos mínimos que deben cumplir cada una de las áreas de control con el objeto de retornar los flujos en las interconexiones y la frecuencia a sus valores programados, después de una pérdida de generación.

16.2.7.11 El Criterio de Desempeño ante Pérdida de Generación consiste en reducir a cero el valor del ACE en un tiempo máximo de quince (15) minutos después de ocurrida la pérdida de generación.

16.2.7.12 Para cumplir con el Criterio de Desempeño ante Pérdida de Generación, cada área de control deberá contar con suficiente reserva de contingencia: reserva rodante, reserva fría y bloques de carga interrumpible.

16.2.7.13 Los Criterios y Parámetros de Desempeño listados en este Capítulo, se incluyen en forma tabular en el Anexo H.

16.2.8 Metodología para la Revisión de los Criterios de Calidad, Seguridad y Desempeño

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16.2.8.1 El EOR realizará una evaluación técnica y económica de los criterios y parámetros definidos en este Capítulo para establecer la conveniencia de modificarlos, ajustarlos o complementarlos. Si se considera necesario realizar modificaciones, estas deberán ser sometidas a la aprobación de la CRIE.

Criterios de Calidad

16.2.8.2 Los Criterios de Calidad del Voltaje deberán evaluarse realizando un estudio que establezca las ventajas técnicas y económicas del rango propuesto de variación de la magnitud del voltaje.

16.2.8.3 El Criterio de Calidad de la Frecuencia deberá evaluarse realizando un estudio que establezca las ventajas técnicas y económicas de reducir la desviación estándar (σ) de los promedios de diez (10) minutos de la frecuencia.

Criterios de Seguridad

16.2.8.4 Los Criterios de Seguridad deberán evaluarse completando los siguientes pasos:

Basado en estadísticas disponibles de los sistemas de América Central, determinar estadísticamente la frecuencia de ocurrencia de contingencias simples, múltiples y extremas;

Basado en estudios eléctricos, determinar las consecuencias de las contingencias simples, múltiples y extremas;

Determinar las inversiones necesarias para proteger el SER de acuerdo a los criterios vigentes y los criterios que se proponen; y

Basado en los resultados de los puntos anteriores, determinar si es posible justificar la conveniencia de modificar, ajustar o complementar los criterios vigentes.

Criterios de Desempeño

16.2.8.5 Los Criterios de Desempeño deberán evaluarse completando un estudio que establezca las ventajas técnicas y económicas de las modificaciones propuestas.

16.2.9 Ámbito de Aplicación de los Criterios de Calidad, Seguridad y Desempeño

16.2.9.1 Para el planeamiento de la expansión del SER, deberán ser utilizados los CCSD de las contingencias simples.

16.2.9.2 Los CCSD deberán ser utilizados en el diseño de nuevas instalaciones y las modificaciones a las existentes, la planificación de la operación incluyendo la programación del mantenimiento, la operación en tiempo real, el predespacho, el redespacho, el análisis de eventos y en general para la realización de todos los estudios eléctricos del SER.

16.2.10 Gradualidad en la Aplicación de los Criterios

16.2.10.1 Durante el primer año de la operación del MER bajo el presente reglamento, el EOR evaluará el cumplimiento de los CCSD para determinar las medidas correctivas que deben aplicar los OS/OM y los Agentes para asegurar el cumplimiento de los criterios. Asimismo establecerá un plazo para la implementación de las medidas correctivas.

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Estudios para las Ampliaciones a Riesgo de la RTR

17.1 Objetivos

17.1.1 Para cumplir con los requisitos planteados en el Capítulo 11 de este Libro, la solicitud presentada por un Iniciador de una Ampliación a Riesgo debe contener los estudios de la RTR que se detallan en este Capítulo.

17.1.2 Los estudios deben indicar las condiciones del sistema previo a la ampliación, y señalar las limitaciones y restricciones existentes, así como verificar:

El funcionamiento del sistema en estado estable, ante fallas y dinámico;

La Capacidad Operativa de Transmisión de las instalaciones de la RTR; y

El desempeño ante transitorios electromecánicos y electromagnéticos ante diferentes perturbaciones y maniobras.

17.2 Contenido de los Estudios

17.2.1 Los Iniciadores de Ampliaciones a Riesgo deben presentar una solicitud a la CRIE que contendrá los estudios que se requieren en este Capítulo. Cada Iniciador debe realizar los estudios con personal calificado, o con firmas consultoras especializadas acreditadas ante la CRIE, siguiendo los criterios expuestos en el Numeral 17.3 de este Capítulo. Los estudios serán revisados en sus aspectos técnicos por el EOR. Dentro de este marco el EOR debe:

Verificar que las Bases de Datos y los modelos empleados para los estudios sean adecuados;

Verificar que los estados y escenarios analizados sean los requeridos en el Numeral 17.6 de este Capítulo;

Verificar que los resultados obtenidos sean representativos del comportamiento del sistema, y de las consecuencias de la conexión o la ampliación sobre el mismo;;

Producir un informe técnico, que además de presentar las conclusiones de los estudios incluya las observaciones que correspondan, detallando el impacto sobre la RTR en su conjunto, o sobre algunos Agentes en particular; y

Cuando la solicitud incluya un pedido de Ingreso Autorizado Regional, realizar los estudios económicos mencionados en el Numeral 11.3.7 Literal a) de este Libro.

17.2.2 Al realizarse una ampliación de la RTR, debe verificarse que ésta no producirá efectos adversos en el SER. En particular debe verificarse:

Si se cumplen los CCSD;

Si reduce la Capacidad Operativa de Transmisión de la RTR;

Si producen sobretensiones, sobrecorrientes, corrientes de cortocircuito u otros efectos que puedan afectar la vida útil de los equipamientos existentes;

Si el incremento de los Costos de Suministro de Energía en el MER, es mayor que los beneficios que produce su ingreso;

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Si lleva los niveles de tensión fuera de los límites establecidos en estado estable;

Si introduce sobrecargas en los elementos de la RTR que puedan conducir a cortes de carga; y;

Si reduce la reserva de potencia reactiva en el área de influencia de la ampliación.

17.2.3 Se definen tres (3) etapas con diferentes requerimientos de estudios para la conexión a la RTR:

Etapa 1. Estudios Eléctricos del acceso a la RTR. Esta etapa es la requerida para que la CRIE pueda autorizar la ampliación. También incluye el diseño básico de las instalaciones;

Etapa 2. Diseño técnico de detalle: en esta etapa se deberán realizar los estudios necesarios para definir en detalle las características del equipamiento a instalar, el que deberá ser informado al EOR. De existir condiciones que afecten el funcionamiento del sistema en su conjunto, o de algunos Agentes en particular, deberá ser evaluado por el EOR, en consulta con los OS/OM y los Agentes Transmisores.; y

Etapa 3. Ajustes previos a la puesta en servicio: En esta etapa, se realizarán los estudios necesarios para ajustar los equipamientos y verificar su funcionamiento adecuado.

17.2.4 Los estudios de funcionamiento del sistema de potencia requeridos para la incorporación de una ampliación deberán basarse en los criterios establecidos en el Capítulo 18 de este Libro.

17.3 Etapa 1 – Estudios Eléctricos del Acceso a la RTR

17.3.1 En caso que los estudios los realice el Iniciador, deben usarse programas de simulación de sistemas eléctricos y dichos estudios deberán ser reproducibles por el EOR. El EOR publicará en su sitio de Internet la lista de los programas aceptados para estos estudios.

17.3.2 Si un programa de simulación no está en la lista del EOR, será autorizado su uso si se presenta una descripción técnica detallada de sus características y metodología de cálculo. El Iniciador deberá avalar que tal modelo cumple con lo especificado y que los datos y sus resultados han sido verificados.

17.3.3 Los datos a utilizar para realizar estudios de flujos de carga, cortocircuitos, estabilidad transitoria y transitorios electromagnéticos serán los contenidos en la Base de Datos Regional que administra el EOR. Este deberá entregar a los Iniciadores la información para realizar los estudios. Se deberán adjuntar con el estudio aquellos datos que no sean directamente obtenidos de la Base de Datos del EOR, en particular aquellos propios de la instalación para la que se presenta la Solicitud. De requerirse información adicional, se deberá realizar un levantamiento directo en las empresas propietarias de los equipamientos. Se deberán incluir todas aquellas ampliaciones y adiciones que tuvieran autorización de la CRIE o fueran informados por los Reguladores Nacionales.

17.3.4 Será un compromiso del Iniciador o Agente entregar los datos que correspondan a los equipos a instalar.

17.3.5 La solicitud presentada deberá contener:

a) Estudios de flujos de cargas;

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Estudios de cortocircuito; y

Estudios de Estabilidad Transitoria y dinámica, con modelos estándar para los equipos a instalar, y modelos detallados para los equipos existentes, y definición de la necesidad o no de equipamientos adicionales de compensación, protección o control.

17.4 Etapa 2 – Diseño Técnico de Detalle

17.4.1 El EOR indicará a los Iniciadores los criterios para el ajuste de los equipamientos de maniobra y protección. El Iniciador realizará estudios de transitorios electromagnéticos asociados a las maniobras que razonablemente deberán realizarse para operar la ampliación, justificando que no causará un impacto negativo en la operación de la RTR, definiendo las características técnicas de los equipamientos de protección necesarios.

17.5 Etapa 3 – Ajustes Previos a la Puesta en Servicio

17.5.1 En esta etapa, dependiendo del proyecto, el Iniciador debe realizar los estudios para el ajuste final del equipamiento y pruebas de verificación de su funcionamiento. El alcance y cronograma de los ensayos serán acordados entre el EOR, los OS/OM involucrados y los Agentes Transmisores.

17.6 Escenarios

17.6.1 Los estudios correspondientes a la Etapa 1 deberán ser realizados, para aquellos estados previstos a partir del momento de la entrada en servicio de la ampliación.

17.6.2 Se deberán, además, realizar análisis complementarios para escenarios que determine el EOR para etapas posteriores a la ampliación propuesta que permitan detectar las limitaciones que puede producir la misma.

17.6.3 El EOR indicará los despachos a ser analizados con sus respectivos flujos de carga para cada uno de los cinco (5) años siguientes a la puesta en servicio de la ampliación propuesta. Para los despachos, las nuevas ampliaciones de generación y transmisión serán las que el EOR incluya en su Base de Datos.

17.6.4 Los estudios a realizar para cada una de las etapas deberán reflejar las modificaciones que la nueva generación o demanda o ampliación producen en la RTR.

17.6.5 Para aquellos estudios correspondientes a las Etapas 2 y 3, el Iniciador solicitará al EOR los escenarios a analizar.

Alcance de los Estudios Eléctricos

18.1 Alcance de los Estudios

18.1.1 Los estudios eléctricos que se describen en este Capítulo se aplican a:

CRIE 97 Diciembre 2005

Cumplir con los requisitos planteados en los Capítulos 11 y 17 de este Libro;

Estudios de Planificación a Largo Plazo y de Diagnóstico a Mediano Plazo que realiza el EOR;

Evaluación de la Solicitud presentada por un Iniciador de una Ampliación a Riesgo;

Estudios de la Capacidad Máxima de líneas de transmisión y otras instalaciones de la RTR que realiza el EOR; y

Estudios que solicite la CRIE.

18.1.2 Los estudios que se realicen en cada caso deberán cumplir con los siguientes requerimientos:

Estudios Eléctricos en Régimen Permanente:

I. Flujos de Carga

Se tomarán como base los escenarios de mínima, media y máxima demanda coincidente y en otras condiciones críticas que surjan de las simulaciones de la operación del SER.

En base a los resultados de éstos estudios se deben realizar estudios en condiciones críticas en relación a la incorporación de las nuevas instalaciones, en los escenarios arriba mencionados. De estos flujos de carga se deben verificar la existencia o no de sobrecargas en equipamientos, y el cumplimiento del perfil de tensiones en los nodos de la RTR.

Este estudio debe incluir el funcionamiento de la red con contingencia simple (condición N-1), identificando y analizando los escenarios que sean más exigentes para el SER. El EOR proporcionará el detalle de las contingencias a simular que tengan efecto directo sobre el área donde se ubique la ampliación.

Cuando existan contingencias múltiples de alta probabilidad de ocurrencia, se deberán realizar los correspondientes estudios de funcionamiento del sistema ante la ocurrencia de los mismos.

Cortocircuitos

Se deben realizar estudios de cortocircuitos trifásicos y monofásicos incluyendo las ampliaciones previstas. Se verificará si en alguna subestación de la red se superen los niveles de potencia de cortocircuito de diseño de los dispositivos existentes.

Se deberá indicar cuál es el cambio de la potencia de cortocircuito por efecto de la inserción de la nueva obra. Deberá analizarse la condición para demanda máxima y mínima.

Equivalentes

CRIE 98 Diciembre 2005

En las áreas lejanas a las ampliaciones analizadas, en coordinación con el EOR, se podrá utilizar equivalentes de la red que incluyan líneas, transformadores y generadores, que sean adecuados y reconocidos de manera tal que muestran un comportamiento aceptable para el tipo de estudios de que se trata.

IV. Datos

El EOR deberá validar los datos empleados en cuánto a su origen (datos estimados, del fabricante, datos calculados, etc.).

Estudios de transitorios electromecánicos.

Para los casos que el EOR considere conveniente, se deberán realizar estudios de transitorios electromecánicos de acuerdo a las siguientes especificaciones. El uso de estos modelos deberá coordinarse con el EOR.

Requisitos mínimos para el modelo a utilizar:

Demanda – deberá modelar la sensibilidad a variaciones de frecuencia y de tensión.
Generadores – deberán modelarse de acuerdo a su potencia
Para máquinas, o equivalentes de máquinas similares, de potencias mayores ó iguales a 100 MVA se usarán modelos de 5º y 6º orden. (se debe incluir el efecto de los arrollamientos amortiguadores).

Para máquinas, o equivalentes de máquinas similares, con potencias menores de 100 MVA se podrán usar modelos de 3º y 4º orden.
Reguladores Automáticos de Tensión
El modelo será el proveniente del fabricante;
En todos los casos se deberá suministrar todos los datos del modelo y criterios adoptados, así como de su comportamiento. Deben incluirse los diagramas de bloque de los equipos de acuerdo a los datos del fabricante.
Para las máquinas, o equivalentes de máquinas que tengan estabilizador de potencia (PSS), este deberá ser modelado. Deben incluirse los diagramas de bloque de los equipos de acuerdo a los datos del fabricante.

Reguladores de Velocidad y Turbinas
El modelo será el proveniente del fabricante
En todos los casos se deberá suministrar todos los datos del modelo y criterios adoptados, así como de su comportamiento. Deben incluirse los diagramas de bloque de los equipos de acuerdo a los datos del fabricante.

Otros requisitos
Deberán representarse según las instrucciones del EOR:
Desconexión Automática de Generación;
Resistores de Frenado;
Desconexión o conexión de reactores;
Puenteado de capacitores serie;
Control de oscilaciones de baja frecuencia;
Desconexión de generación por sobre/baja frecuencia;
Esquemas de disparos transferidos.

CRIE 99 Diciembre 2005

Simulación de fallas y perturbaciones.

Las fallas que se apliquen en las simulaciones deberán adoptarse en base a los criterios de seguridad dinámica del Capítulo 16, incluyendo, además, otras perturbaciones que definan límites en la operación real, cuando esto pudiera tener efectos sobre la calidad de servicio.

Se deberán simular las fallas que el EOR evalúe como más exigentes para mantener la estabilidad del sistema para los escenarios elegidos

Tiempos de simulación:

Para estabilidad transitoria: mínimo 3 segundos.
Evaluación de amortiguamiento post-falla mínimo 21 segundos.

Estudios de transitorios electromagnéticos

Se deberán realizar estos estudios cuando se presenten situaciones que puedan afectar el aislamiento del equipamiento, la capacidad de disipación de los equipos de maniobra o los tiempos de actuación de los sistemas de protección.

Los estudios de transitorios electromagnéticos deben permitir identificar exigencias extremas para el equipamiento que impongan criterios de diseño para la especificación de nuevos equipamientos y verificar que una incorporación o modificación del sistema no conduzca a la superación de límites admisibles del equipamiento existente o no provoque un comportamiento anómalo en el sistema.

Se deberá utilizar un escenario básico elegido como el más exigente dentro de los siguientes cinco años a partir de la entrada en servicio de la ampliación. Cuando aparezcan modificaciones importantes previstas en la RTR deberán analizarse escenarios adicionales para cada una de ellas.

18.2 Representación del Sistema

18.2.1 En cada estudio el respectivo informe deberá indicar:

Como se han modelado todos los componentes del sistema de potencia involucrados, y la metodología de cálculo y herramienta de simulación empleada.

La composición de potencia activa y reactiva del modelo de la carga y los porcentajes de cada tipo. (por ejemplo Z = constante, I = constante, etc.)

Se deberán consignar el valor y la calidad de los datos empleados, así como su origen.

18.2.2 El modelo deberá basarse en los siguientes criterios:

En los casos de energización de líneas y transformadores, estudios de arco secundario (análisis de pocos ciclos) se podrá utilizar un modelado de reactancia constante y tensión (FEM) constante detrás de la misma.

Cuando se requiera un período mayor (por ejemplo: pérdida de carga) las unidades generadoras de potencia iguales o mayores a 100 MVA, deberán modelarse como

CRIE 100 Diciembre 2005

mínimo con el modelo de 5º orden y representar los arrollamientos amortiguadores de estas unidades.

Para unidades generadoras menores de 100 MVA, se representarán con modelos de 3º orden o realizar equivalentes de generación.

Para simulaciones de transitorios de una duración mayor, puede resultar necesario utilizar una representación más detallada del nuevo generador.

Transformadores: Deberán relevarse y calcularse sus datos característicos, el tipo de conexión de sus arrollamientos y datos de secuencia negativa y cero, así como curvas de magnetización y saturación.

Para estudios de transitorios de frecuencias muy altas en una subestación (descargas atmosféricas) debe modelárselo con una capacitancia a tierra.

Interruptores: Se deberán conocer sus tiempos de actuación y el tipo de que se trata, así como el valor de resistores para maniobra. Para el diseño deberá usarse la norma IEC 56.

Pararrayos: Se deberán suministrar el tipo de que se trata y las curvas I/V correspondientes a las diferentes formas de ondas estándar y la capacidad de disipación de energía de los pararrayos considerados

Líneas: Se representarán con sus parámetros de secuencias positiva, negativa y cero, con valores especificados calculados con la configuración geométrica de cada línea. Para los estudios que involucren la presencia de altas frecuencias, como en el caso de energización de líneas y apertura de interruptores es necesario representar las líneas cercanas con sus parámetros de secuencia en función de la frecuencia.

Reactores de Línea o Neutro: Deberán conocerse sus datos de impedancia de secuencia positiva, negativa y cero, así como las curvas de magnetización y saturación.

Arco: Se lo debe modelar de la forma más adecuada posible, por ejemplo como una resistencia no lineal.

Capacitores Serie: Se deberán conocer sus datos de impedancia de secuencia positiva, negativa y cero, así como los parámetros de los equipamientos de actuación para su protección, desconexión o inserción y tiempos de actuación de los explosores y sus características, si los hubiese. y

En las áreas lejanas a la zona de interés se podrá utilizar equivalentes de la red que incluyan líneas, transformadores y generadores que tengan un comportamiento respecto a la frecuencia aceptable para el tipo de estudios de que se trata.

CRIE 101 Diciembre 2005

Libro IV

De las Sanciones y Controversias

CRIE 1 Diciembre 2005

1. Sanciones y Solución de Controversias 3

1.1 Alcance del Capítulo 1 3

1.2 Cumplimiento de la Regulación Regional 3

1.3 Régimen de Sanciones 4

1.4 Infracciones y Sanciones 6

1.5 Prácticas Anticompetitivas y Vigilancia del MER 13

1.6 Catálogo de Infracciones y Sanciones 14

1.7 Solución de Controversias 18

1.8 Conciliación y Arbitraje 19

1.9 Recurso de Reposición 23

2. Supervisión y Vigilancia del MER 24

2.1 Alcance del Capítulo 2 24

2.2 Vigilancia del Mercado 24

2.3 Grupo de Vigilancia del Mercado 25

2.4 Investigaciones 26

2.5 Divulgación de Información 27

2.6 Atribuciones de la CRIE 28

2.7 Otras Disposiciones 29

2.8 Información y Criterios para la Vigilancia del Mercado 30

CRIE 2 Diciembre 2005

Sanciones y Solución de Controversias

1.1 Alcance del Capítulo 1

Este capítulo establece las responsabilidades y obligaciones para asegurar el cumplimiento de la Regulación Regional, los procedimientos y sanciones aplicables a los incumplimientos de la Regulación Regional y los procedimientos para la solución de las controversias que surjan en el MER.

1.2 Cumplimiento de la Regulación Regional

1.2.1 De conformidad con lo dispuesto en el Tratado Marco, la CRIE tiene la facultad de imponer las sanciones que establezcan los Protocolos en relación con los incumplimientos a las disposiciones del Tratado, sus Protocolos y sus reglamentos.

1.2.2 Este Capítulo establece las reglas y procedimientos conforme a las cuales la CRIE vigilará el cumplimiento de la Regulación Regional e impondrán sanciones por infracciones a la misma. En el cumplimiento de la función de supervisión y vigilancia del cumplimiento de la Regulación Regional, la CRIE podrá requerir el apoyo de las entidades o los organismos regionales o nacionales que considere conveniente.

1.2.3 Los agentes del mercado, están obligados a acatar, sujetarse y cumplir con lo dispuesto en la Regulación Regional, así como las entidades que sean designadas por los Gobiernos de los países miembros para cumplir las funciones de OS/OMS para la operación del MER y el EOR.

1.2.4 La CRIE emprenderá las acciones de vigilancia que considere necesarias para determinar si los agentes del mercado, los OS/OMS y el EOR cumplen con la Regulación Regional. La CRIE coordinará dichas actividades con el EOR y los OS/OMS para asegurar el cumplimiento de la Regulación Regional.

1.2.5 Constituirá una infracción por incumplimiento de la Regulación Regional toda acción u omisión tipificada y sancionada como tal en este Libro. Podrán imponerse sanciones únicamente por las infracciones definidas en este Libro. Se entenderá siempre que la imposición de una sanción no exime al infractor de cumplir con sus obligaciones derivadas de la aplicación de la Regulación Regional.

1.2.6 Las sanciones que se impongan por la comisión de infracciones en el MER serán las necesarias para garantizar la aplicación efectiva y uniforme del Tratado Marco, sus Protocolos y reglamentos. Las sanciones deberán ser eficaces, proporcionadas y disuasorias a fin de garantizar la aplicación y cumplimiento de la Regulación Regional.

1.2.7 Un agente del mercado, OS/OM o el EOR, sujeto de una investigación por incumplimiento de la Regulación Regional tendrá derecho a que se siga el debido proceso establecido en el numeral 1.3.2 y a defender su caso ante la CRIE antes de que ésta tome una determinación al respecto.

1.2.8 Un agente del mercado, un OS/OM o el EOR , sancionado por la comisión de una infracción, podrá impugnar y procurar la revocación de la sanción impuesta mediante el uso del recurso de reposición establecido en el numeral 1.9.

CRIE 3 Diciembre 2005

1.2.9 El EOR, los OS/OMS y los agentes del mercado cooperarán con la CRIE en la determinación de la existencia de infracciones a la Regulación Regional, así como en la aplicación de las sanciones consiguientes. Será obligación de todos los agentes, OS/OMS o el EOR informar a la CRIE acerca de la comisión de infracciones tipificadas como tales en el RMER.

1.2.10 En caso que el RMER establezca consecuencias ante actuaciones o comportamientos de un agente del mercado, OS/OM o el EOR con respecto a una regla o reglas en particular, tales consecuencias aplicarán en las circunstancias y maneras determinadas en el RMER y sin perjuicio de las sanciones que puedan ser impuestas por las infracciones que dichas actuaciones o comportamientos puedan constituir.

1.3 Régimen de Sanciones

1.3.1 Tipo y Aplicación de Sanciones

1.3.1.1 Las infracciones a la Regulación Regional podrán dar lugar a los siguientes tipos de sanciones:

un aviso de incumplimiento, conteniendo una amonestación o apercibimiento, el cual podrá incluir una orden para realizar o abstenerse de realizar determinadas acciones en el MER;

una sanción económica o multa; podrán imponerse multas coercitivas siempre y cuando las cantidades especificadas no excedan el nivel estrictamente necesario para que la multa tenga carácter disuasorio;

la suspensión por un plazo determinado para participar en el MER; y

la inhabilitación por un plazo determinado para participar en el MER.

1.3.1.2 En la determinación, graduación e imposición de sanciones, deberá conservarse la adecuada correspondencia entre la sanción aplicada y la gravedad de la infracción, con base en los siguientes criterios:

el tipo de infracción;

los perjuicios causados al MER y los agentes del mercado;

el impacto de la infracción sobre la operación del MER;

los beneficios y ventajas que el infractor obtuvo o pretendía obtener como resultado de la infracción;

la existencia de intencionalidad o no en la comisión de la infracción; y

la reincidencia, por la comisión en el término de un año de más de una infracción de la misma naturaleza o tendiente a la obtención de beneficios similares.

1.3.1.3 Las sanciones por infracciones a la Regulación Regional deberán reflejar los costos que resulten de los incumplimientos de la misma y serán lo suficientemente onerosas para que los agentes y OS/OMS no se beneficien del continuo incumplimiento de las reglas del Mercado.

1.3.1.4 Se podrán aplicar sanciones a los agentes, a los OS/OMS y al EOR, que resulten responsables por infracciones a la Regulación Regional, ya sea por haber participado en la realización de una infracción o por estar obligados a evitar que se cometa una infracción.

CRIE 4 Diciembre 2005

1.3.1.5 Un agente, OS/OM o el EOR sólo podrá ser investigado y sancionado por la comisión de una infracción antes de la expiración del término de prescripción de la misma, conforme a lo establecido en el numeral 1.4.1.5. Transcurrido el término de prescripción de una infracción se extinguirá la facultad sancionatoria de la CRIE con respecto a la misma.

1.3.1.6 Cuando se imponga como sanción un aviso de incumplimiento, se deberá indicar clara y expresamente en qué consiste la amonestación o apercibimiento efectuado al sancionado y, si es el caso, la orden para que éste realice o se abstenga de realizar determinadas acciones en el MER . Si se impone como sanción una multa, se deberá indicar clara y expresamente el monto de la misma así como la manera y plazos en que debe ser satisfecha.

1.3.1.7 Cuando se imponga como sanción la suspensión de la participación en el MER, se deberá indicar clara y expresamente el periodo por el cual el sancionado no podrá participar en el MER. Si se impone como sanción la inhabilitación de la participación en el MER, se deberá indicar clara y expresamente el momento a partir del cual dicha sanción se hace efectiva.

1.3.1.8 Cuando se imponga una sanción a un agente del mercado , se notificará del hecho al OS/OM y a la entidad reguladora del país en que está habilitado el agente; cuando se imponga una sanción a un OS/OM se notificará a la entidad reguladora del país del OS/OM. En caso de incumplimiento de las sanciones impuestas, la CRIE notificará el incumplimiento a la entidad reguladora del país correspondiente.

1.3.1.9 La CRIE definirá el esquema de aplicación de sanciones por infracciones relacionadas con incumplimientos en la coordinación de operaciones del MER e incumplimientos relacionados con la administración de transacciones en el MER.

1.3.2 Procedimiento de Investigación y Sanción

1.3.2.1 La CRIE podrá determinar que un agente, OS/OM o el EOR ha cometido una infracción e imponer la sanción correspondiente después de haber agotado el procedimiento establecido en este numeral 1.3.2.

1.3.2.2 La CRIE, de oficio o por solicitud escrita de agentes, OS/OMS o el EOR, podrá dar inicio a una investigación en contra de un agente del mercado, OS/OM o el EOR para determinar si ha infringido la Regulación Regional, notificando del inicio de la investigación al posible infractor.

1.3.2.3 La CRIE expedirá la formulación de cargos al posible infractor, el cual deberá contener como mínimo: (i) la descripción de los hechos que pueden dar lugar a la comisión de una o varias infracciones, (ii) las evidencias que sustentan dicha imputación, (iii) la descripción de las sanciones a que su conducta puede dar lugar, (iv) el plazo con el que cuenta para responder, y

(v) la forma y el lugar en que puede dar respuesta a la formulación de cargos.

1.3.2.4 La formulación de cargos deberá ser notificado al posible infractor enviando una copia escrita de la misma. En la formulación de cargos, la CRIE podrá adoptar medidas de carácter provisional o cautelar, con el fin de prevenir perjuicios y asegurar la estabilidad del funcionamiento y las operaciones del MER y el cumplimiento de la Regulación Regional.

1.3.2.5 El investigado, el representante legal debidamente acreditado y con facultades suficientes o el mandatario o apoderado administrativo, dentro de diez (10) días hábiles contados a partir de la notificación de la formulación de cargos, podrá responder por escrito a los cargos formulados. En el escrito podrá presentar sus descargos, solicitar la práctica de pruebas y exponer las razones por las cuales considera que su conducta no constituye una infracción o los motivos

CRIE 5 Diciembre 2005

atenuantes de la misma. Así mismo, podrá solicitar una audiencia ante la CRIE para exponer verbalmente sus argumentos.

1.3.2.6 El investigado, en su respuesta a la formulación de cargos realizada por la CRIE, podrá aceptar totalmente los cargos formulados, ante lo cual la CRIE procederá de inmediato, mediante resolución motivada, a la imposición de la sanción correspondiente, teniendo especialmente en cuenta este hecho como atenuante de la responsabilidad. Si el investigado no da respuesta a la formulación de cargos, este hecho se tendrá como indicio grave en su contra.

1.3.2.7 Dentro de los diez (10) días hábiles siguientes a la fecha en que haya recibido respuesta a la formulación de cargos realizada, la CRIE deberá pronunciarse sobre la pertinencia de las pruebas solicitadas y fijará la fecha para la realización de una audiencia de descargos, si ésta fue solicitada por el investigado en la respuesta a la formulación de cargos.

1.3.2.8 La CRIE, abrirá un período de prueba de 90 días prorrogables durante el cual practicará aquellas pruebas que, habiendo sido solicitadas por el investigado u ordenadas de oficio, considere pertinentes para la correcta determinación de los hechos y de responsabilidades. Una vez terminada la etapa de instrucción y conocidos los resultados de las pruebas, la CRIE dará al investigado un plazo para que, por escrito, presente los alegatos finales en relación con los hechos materia de la investigación y las pruebas practicadas.

1.3.2.9 Después de considerar la respuesta final del investigado o vencido el plazo anterior, la CRIE mediante resolución razonada pondrá fin a la investigación resolviendo todos los asuntos planteados en el expediente. En la resolución final no se podrán aceptar ni ser tomados en cuenta hechos distintos de los alegados y determinados en la formulación de cargos. En la resolución final se adoptarán las disposiciones cautelares necesarias para garantizar su eficacia en tanto no sea ejecutiva. La resolución deberá ser notificada de la misma forma prevista para la formulación de cargos y contra ella procede el recurso de reposición.

1.3.2.10 Si la CRIE decide imponer al investigado una sanción, la resolución sancionatoria deberá indicar, además de lo dispuesto en los numerales 1.3.1.6 y 1.3.1.7, la infracción cometida, la norma en la cual la conducta realizada está tipificada como infracción, la norma en la que está prevista la sanción correspondiente, las razones de la CRIE para la graduación de la sanción, las causales de agravación o atenuación de la sanción, así como la indicación sobre la procedencia del recurso de reposición y el plazo y forma para interponerlo.

1.3.2.11 La resolución final podrá ser ejecutada cuando se agoten las instancias de presentación de recursos previstas en este Libro. Su incumplimiento será motivo de una orden de suspensión para participar en el MER.

1.3.2.12 Un agente, OS/OM o el EOR tendrá derecho a conocer en cualquier momento el estado de tramitación de cualquier investigación de la que sea parte interesada y obtener copia de los documentos que hacen parte de dicho procedimiento.

1.4 Infracciones y Sanciones

1.4.1 Clasificación de las Infracciones

1.4.1.1 Conforme a lo dispuesto en el Tratado Marco y sus Protocolos, las infracciones a la

Regulación Regional se clasificarán en los siguientes tres (3) tipos:

Leves

CRIE 6 Diciembre 2005

Graves

Muy Graves

1.4.1.2 Se clasificarán como infracciones ‘muy graves’ las que ponen en grave riesgo la estabilidad, seguridad y confiabilidad del mercado eléctrico o la red de transmisión regional y las que afecten de manera sistemática y deliberada la continuidad y calidad del servicio del mismo. En particular se considerarán infracciones ‘muy graves’ en el MER las siguientes:

Incumplimiento de las normas de acceso y conexión a las redes regionales, así como el incumplimiento de las condiciones técnicas y económicas fijadas en el RMER para la prestación del servicio y operación del sistema de transmisión;

Incumplimiento en la prestación de los servicios auxiliares definidos en el RMER y en general el incumplimiento de los criterios operativos y las condiciones mínimas requeridas para preservar la calidad del servicio y la seguridad de la operación en el MER;

Incumplimiento de las obligaciones con respecto al Sistema de Medición Comercial Regional SIMECR establecidas en el RMER, en particular la alteración, manipulación o uso fraudulento o distinto del autorizado en el RMER de los equipos y datos del

SIMECR;

Incumplimiento de la programación e instrucciones operativas dadas por el EOR sin causa justificada, incluyendo incumplimiento en la entrada y retiro programado de instalaciones y la no notificación de cambios en el estado de equipos;

Negativa, resistencia o falta de colaboración a entregar a la CRIE o al EOR la información técnica, económica o financiera solicitada, o la presentación de información errónea o falsa, o la manipulación de datos requeridos por el RMER;

Incumplimiento de los límites de participación máxima de un agente del MER establecidos por la CRIE, conforme al numeral 2.6.10.

Realización de acciones para la manipulación de precios en el MER o que configuren abuso de posición dominante y otras prácticas anticompetitivas que obstaculicen o dificulten el normal desarrollo o adecuado funcionamiento del mercado regional;

Incumplimiento de requisitos, órdenes o instrucciones para afrontar estados de emergencia y para la restauración del Sistema Eléctrico Regional;

Renuencia a ajustarse a las disposiciones del Tratado, sus Protocolos o reglamentos, en el plazo indicado, después de recibir una orden específica de la CRIE para tal efecto;

Incumplimiento de las obligaciones económicas relacionadas con los aportes o cargos para el funcionamiento de la CRIE y el EOR;

Incumplimiento de las resoluciones y acuerdos de tipo particular expedidos por la CRIE; y

Reiteración de infracciones graves a partir del cuarto incumplimiento.

1.4.1.3 Se clasificarán como infracciones ‘graves’ las conductas tipificadas en el numeral anterior cuando, por las circunstancias concurrentes, no se califiquen como ‘muy graves’, y en particular los siguientes incumplimientos:

CRIE 7 Diciembre 2005

Mora o falta de pago de los compromisos comerciales contraídos en el MER por la realización de transacciones comerciales o por servicios recibidos en el MER;

Falta de instalación o de mantenimiento apropiado de los equipos de maniobra, medición, control, protección o comunicaciones que la Regulación Regional establezca necesarios para la adecuada operación del SER;

Falla al suministrar oportunamente y en el formato requerido información relacionada con las ofertas de energía y el predespacho del MER;

Incumplimiento de requisitos de prueba y auditorías ordenadas por la CRIE y el EOR; y

Reiteración de infracciones leves, a partir del cuarto incumplimiento.

1.4.1.4 Se clasificarán como infracciones ‘leves’ aquellas conductas que contravengan reglas y procedimientos de obligatoria observancia contenidos en la Regulación Regional, cuando la conducta particular no se encuentre tipificada como infracción ‘grave’ o ‘muy grave’ en el presente Libro.

1.4.1.5 Las fechas de prescripción de cada tipo de infracción serán las siguientes:

las infracciones ‘muy graves’ prescribirán a los tres (3) años;

las infracciones ‘graves’ prescribirán a los dos (2) años; y

las infracciones ‘leves’ prescribirán a los seis (6) meses.

El plazo de prescripción comenzará a contarse desde la última fecha de ocurrencia de la infracción.

1.4.2 Imposición de Sanciones

1.4.2.1 La CRIE determinará las sanciones y requerimientos que corresponden a cada tipo de infracción dentro del siguiente rango:

Infracciones Leves:

Aviso de incumplimiento

Orden de la CRIE

Multa de hasta veinte mil Dólares de Estados Unidos de América

Infracciones Graves: Orden de la CRIE

Multa de hasta doscientos mil Dólares de Estados Unidos de América

Infracciones Muy Graves:

Orden de la CRIE

Multa de hasta un millón de Dólares de Estados Unidos de América

1.4.2.2 Si la CRIE determina que un agente del mercado o un OS/OM ha infringido la Regulación Regional, podrá tomar una o más de las siguientes acciones, en orden de prioridad:

expedir un aviso de incumplimiento conteniendo una amonestación o apercibimiento;

CRIE 8 Diciembre 2005

ordenar al agente del mercado u OS/OM que, en un plazo determinado, cese o se abstenga de realizar el acto, actividad o práctica que constituye la infracción;

ordenar al agente del mercado u OS/OM que, en un plazo determinado, realice las acciones que sean necesarias para cumplir con la Regulación Regional;

imponer al agente del mercado u OS/OM requisitos de registro y reporte de información más exigentes o adicionales a los especificados en el RMER;

imponer al agente del mercado u OS/OM el pago de una multa de acuerdo con el numeral 1.4.3, indicando el plazo y modo en que debe realizarse el pago.

1.4.2.3 El incumplimiento por parte del agente, OS/OM o el EOR sancionado de alguno de las sanciones o requerimientos anteriores será considerado una infracción al RMER y será tratada como tal.

1.4.2.4 Cuando por cualquier motivo un agente no puede cumplir con las obligaciones establecidas en la Regulación Regional, incluyendo las sanciones impuestas por infracciones a la misma, o por reincidencia en cuatro oportunidades en una infracción grave, la CRIE ordenará la suspensión temporal del infractor, conforme al numeral 1.4.5.

1.4.2.5 En casos de extrema gravedad, o por reincidencia en cuatro oportunidades en una infracción muy grave, la CRIE ordenará la inhabilitación del infractor, conforme al numeral 1.4.5. La suspensión o inhabilitación del agente se aplicará sin perjuicio de las multas que pudieran corresponder.

1.4.2.6 Para la determinación e imposición de sanciones, la CRIE considerará el tipo de infracción y evaluará su gravedad utilizando los criterios señalados en el numeral 1.3.1.2. Con base en dicha evaluación la CRIE definirá el tipo y nivel de la sanción a aplicar.

1.4.2.7 La imposición de una sanción no eximirá al agente, al OS/OM o al EOR del cumplimiento de ninguna de las obligaciones y compromisos contraídos bajo el presente RMER.

1.4.2.8 En el numeral 1.6 se encuentra el listado de los tipos de infracciones previstas en el MER y las sanciones a que pueden dar lugar.

1.4.3 Multas

1.4.3.1 Cuando la CRIE determine que el infractor actuó intencionalmente o que la infracción pudo ser evitada si éste hubiese actuado con la debida diligencia, le impondrá una multa. El monto de la multa será tal que para el infractor no resulte más beneficioso cometer la infracción que el cumplimiento de la norma infringida y deberá guardar relación con los perjuicios ocasionados. En todos los casos, el monto máximo de las multas será el indicado en el numeral 1.4.2.1.

1.4.3.2 Al fijar la cuantía de las multas conforme al numeral 1.4.3.1, la CRIE tendrá en cuenta los siguientes criterios:

Cuando como consecuencia de la infracción se obtenga un beneficio cuantificable, la multa podrá alcanzar hasta el doble del beneficio obtenido.

Se deberán imponer las máximas multas posibles en los siguientes casos:

cuando se infrinja el RMER durante un estado de operación de emergencia del MER;

CRIE 9 Diciembre 2005

cuando el impacto de la infracción sobre la operación del MER sea particularmente grave; o

cuando la reincidencia en la infracción por parte del agente, OS/OM o el EOR es frecuente y ha ocurrido durante un período prolongado.

En casos de incumplimiento reiterado el monto de las multas podrá ser incrementado hasta en un 10% para la segunda infracción y hasta en un 25% para la tercera infracción del mismo tipo.

1.4.3.3 En la determinación del monto de las multas, la CRIE considerará como factores atenuantes de la conducta del infractor el que éste haya informado a la CRIE, oportunamente y por iniciativa propia, de los motivos del incumplimiento y de la forma y plazo en que efectivamente fue remediado.

1.4.3.4 La CRIE impondrá una multa basada en una fórmula en aquellos casos en que la gravedad de la infracción puede ser relacionada con el perjuicio que el incumplimiento del RMER impone al Mercado. Estas infracciones serán las siguientes:

No dar aviso al EOR sobre fallas en equipos que impliquen desviaciones en las inyecciones, retiros o flujos programados en la RTR

Incumplimiento en el suministro de servicios auxiliares especificados.

Incumplimiento en la disponibilidad de recursos de transmisión regional

1.4.3.5 En los casos en los cuales se imponga a un agente del mercado o a un OS/OM una multa basada en una fórmula, la CRIE fijará el monto aplicando la siguiente fórmula general:

M = D x T x C

En donde: M = monto de la multa

D = desviación de la obligación establecida en el RMER, expresada en términos de MW, MWh, MVA, kV u otras magnitudes físicas.

T = duración de la infracción expresada en períodos de mercado.

C = costo de la infracción, determinado de acuerdo con el numeral 1.4.3.6.

1.4.3.6 El costo C al cual se refiere el numeral anterior, relacionado con una infracción, será calculado multiplicando el valor del producto o servicio correspondiente al momento de cometerse la infracción especificada en el numeral 1.4.3.4 por un factor determinado por la CRIE, teniendo en cuenta los criterios y aspectos señalados en los numerales 1.4.3.1 y 1.4.3.2.

1.4.3.7 Una multa impuesta por la CRIE a un agente, un OS/OM o al EOR será considerada como una obligación de pago bajo el RMER y tratada como tal.

1.4.4 Incumplimiento de Pagos

1.4.4.1 El incumplimiento de pago de los compromisos comerciales contraídos por productos adquiridos o servicios recibidos en el MER , incluyendo las obligaciones relacionadas con el pago del Cargo por Servicio de Regulación del MER y del Cargo por Servicio de Operación del Sistema, constituirá una infracción grave en el MER.

1.4.4.2 Cuando un agente del mercado incumpla parcial o totalmente el pago, en el plazo previsto, de las cantidades facturadas en el MER, el EOR notificará a la CRIE y ésta expedirá al agente un aviso de incumplimiento de pago especificando el incumplimiento en cuestión y requiriendo

CRIE 10 Diciembre 2005

que el agente comprometido remedie la situación en un plazo determinado. Lo anterior sin perjuicio de la ejecución de los procedimientos de recuperación de pagos previstos en el Libro II.

1.4.4.3 En casos de reincidencia en infracciones por incumplimiento de pagos en el MER, la CRIE podrá imponer las siguientes condiciones adicionales al agente del mercado que resulte infractor como condición para permitirle continuar participando en el MER:

establecer un cronograma de pagos más frecuente que el especificado en el Libro II, o

imponer requerimientos de garantías de pago más exigentes que los especificados en el Libro II.

1.4.4.4 Un agente del mercado podrá subsanar un incumplimiento de pagos cancelando las cantidades adeudadas por las obligaciones contraídas bajo el RMER, más los intereses de mora generados por el incumplimiento conforme lo establecido en el Libro II.

1.4.4.5 Si el agente del mercado no subsana el incumplimiento de pago en el tiempo especificado en el aviso de la CRIE, ésta suspenderá al agente comprometido por un plazo determinado, conforme al numeral 1.4.5.

1.4.5 Suspensiones e Inhabilitaciones

1.4.5.1 Las disposiciones de este numeral se aplicarán sin perjuicio y en concordancia con los procedimientos de investigación e imposición de sanciones previstos en los numerales 1.3.2 y 1.4.2.

1.4.5.2 Cuando la CRIE adopte como sanción la suspensión de un agente, expedirá una orden declarando la suspensión y/o restricción de sus derechos para participar en el MER, indicando el periodo de suspensión, y lo notificará al OS/OM y/o al ente regulador del país en que está habilitado el agente suspendido.

1.4.5.3 Una vez expedida una orden de suspensión, la CRIE podrá tomar cualquiera de las siguientes acciones con el fin de hacer efectiva la orden:

ordenar al EOR y al OS/OM correspondiente rechazar cualquier oferta de inyección y retiro de energía presentada por el agente;

ordenar al EOR y al OS/OM correspondiente retener el pago de cualquier cantidad que, conforme al Libro II, se adeude al agente suspendido; o

impartir las instrucciones u órdenes adicionales al agente suspendido que la CRIE considere apropiadas.

1.4.5.4 En la orden de suspensión, la CRIE notificará al agente su derecho de solicitar una audiencia para exponer las razones por las cuales debería revocarse la orden. El agente suspendido del mercado podrá, en un plazo de cinco (5) días hábiles a partir de la expedición de la orden, solicitar por escrito una audiencia para exponer las razones por las que la orden debería ser revocada o modificada.

1.4.5.5 Dentro de los treinta (30) días contados a partir de la recepción de la solicitud indicada en el numeral anterior, la CRIE deberá reunirse con el agente suspendido y escuchar sus explicaciones. Después de la audiencia, la CRIE expedirá, dentro de los diez (10) días, una nueva orden confirmando, modificando o revocando la suspensión en los términos y condiciones que considere apropiados.

CRIE 11 Diciembre 2005

1.4.5.6 La CRIE revocará la orden de suspensión si el agente comprometido subsana la situación que motivó la expedición de la orden. Si el agente suspendido no remedia a satisfacción de la CRIE dicha situación en el plazo previsto en la orden de suspensión, la CRIE podrá expedir una orden de inhabilitación, por un período de tiempo determinado, dando por terminados los derechos del agente para participar en el MER.

1.4.5.7 Un agente suspendido continuará siendo sujeto y responsable de todas las obligaciones y compromisos contraídos bajo el RMER durante el período de suspensión del Mercado establecido en la orden de suspensión.

1.4.5.8 Previo a que la CRIE emita una orden de inhabilitación, notificará al agente de su propósito, así como al OS/OM y/o al ente regulador del país correspondiente. Dicha notificación deberá especificar los motivos por los cuales se propone emitir la orden de inhabilitación, el plazo dentro del cual el agente podrá presentar por escrito las razones por las que la orden de inhabilitación no debería ser emitida, y el derecho del mismo de solicitar una audiencia ante la CRIE para exponer las razones por las cuales la orden de inhabilitación no debería ser emitida.

1.4.5.9 Después de transcurrido el plazo especificado en la notificación anterior y de haber considerado los argumentos presentados por escrito por el agente comprometido, la CRIE podrá emitir la orden de inhabilitación o adoptará otra determinación que considere apropiada. En caso que el agente haya solicitado una audiencia con la CRIE, ésta deberá recibirlo y darle la oportunidad de exponer las razones por las que no debería ser inhabilitado. En este último caso, la CRIE no tomará determinación alguna hasta que se haya realizado la audiencia.

1.4.5.10 Una vez emitida la orden de inhabilitación por un período de tiempo determinado, terminarán todos los derechos del agente para participar en el MER, a partir de la fecha establecida en la orden. La CRIE comunicará dicha inhabilitación al EOR, OS/OMS y al resto de agentes del MER.

1.4.5.11 Un agente inhabilitado continuará siendo sujeto y responsable de todas las obligaciones y compromisos contraídos bajo el RMER antes de la fecha en la que termina su participación en el MER, conforme lo establecido en la orden de inhabilitación.

1.4.5.12 Un agente inhabilitado que desee ser reintegrado al MER podrá solicitar nuevamente autorización a la CRIE para participar en el MER, conforme a lo dispuesto en el Libro I. La CRIE podrá imponer los términos y condiciones que considere apropiados al agente del MER para habilitarlo de nuevo, independientemente de los términos y condiciones que se aplican al resto de agentes del MER bajo el RMER.

1.4.5.13 En todo caso, un agente inhabilitado no podrá solicitar nuevamente su autorización para participar en el MER antes de finalizar el plazo establecido en la resolución de inhabilitación.

1.4.6 Fuerza Mayor

1.4.6.1 Cuando un agente del mercado o un OS/OM invoque un evento de fuerza mayor como atenuante de la comisión de una infracción en el MER, la ocurrencia de dicho evento deberá ser evaluada por la CRIE en el procedimiento de definición y aplicación de sanciones.

1.4.6.2 En los casos que un agente del mercado o un OS/OM invoque un evento de fuerza mayor, éste deberá realizar todos los esfuerzos razonables para mitigar o aliviar los efectos del evento de fuerza mayor sobre el desempeño de sus obligaciones establecidas en el RMER, sin perjuicio de las sanciones a que hubiera lugar.

CRIE 12 Diciembre 2005

1.5 Prácticas Anticompetitivas y Vigilancia del MER

1.5.1.1 Las disposiciones de este numeral se aplicarán sin perjuicio y en concordancia con los procedimientos de investigación e imposición de sanciones previstos en los numerales 1.3.2 y 1.4.2.

1.5.2 La realización de acciones para la manipulación de precios en el MER, de abuso de posición dominante y otras prácticas anticompetitivas que obstaculicen o dificulten el normal desarrollo o adecuado funcionamiento del mercado, constituirá una infracción de máxima gravedad en el MER. Para evitar la ocurrencia de tales casos, la CRIE tendrá la responsabilidad de supervisar el funcionamiento del mercado e investigar y analizar los casos de abuso por parte de agentes del mercado.

1.5.3 La CRIE vigilará los comportamientos anormales o conductas inapropiadas, al igual que las fallas de diseño de la Regulación Regional y de la estructura global del mercado. El Grupo de Vigilancia del Mercado apoyará a la CRIE en esta labor.

1.5.4 La CRIE vigilará el funcionamiento del Mercado e investigará los casos de abuso por parte de agentes del mercado con base en los estudios y análisis especificados en el Capítulo 2. Para efectuar los análisis correspondientes, la CRIE establecerá un catálogo especificando los datos que requiere del EOR, los OS/OMS y los agentes del mercado, y definirá un grupo de índices de supervisión que utilizará para evaluar la información del mercado y detectar posibles abusos de poder del mercado.

1.5.5 La CRIE tendrá la autoridad para investigar cualquier agente que considere puede estar abusando de su posición de mercado. En particular, cuando los índices de supervisión superen los umbrales establecidos en el numeral 2.8.9, se considerará que existen indicios de posible abuso de poder de mercado y la CRIE conducirá una investigación al respecto.

1.5.6 Cualquier agente del mercado , OS/OM o el EOR podrá presentar una solicitud a la CRIE para que se investigue a un agente que haya estado abusando de su posición de mercado. La CRIE dará curso a la reclamación si a su juicio se ha entregado suficiente información para justificar una investigación.

1.5.7 Si la investigación de la CRIE concluye que un agente del mercado está abusando de su posición de poder de mercado, el informe de la misma deberá incluir recomendaciones sobre las medidas de mitigación que deben adoptarse, recomendaciones sobre órdenes para que el agente realice o se abstenga de realizar determinadas actividades o sobre la imposición de multas. A excepción de lo señalado en el numeral 1.3.1.3, las multas por abuso de poder de mercado deberán estar relacionadas con los beneficios cuantificables que el agente del mercado ha obtenido abusando de su posición de poder de mercado y podrán representar hasta el doble del beneficio obtenido.

1.5.8 La CRIE podrá convocar al Grupo de Vigilancia del Mercado y/o al Grupo de Apoyo Regulatorio para discutir el problema de poder de mercado, las posibles sanciones y la implementación de soluciones. En casos de abuso repetido de su posición de mercado por parte de un agente, podrán adoptarse las medidas adicionales de mitigación de poder de mercado que la CRIE considere necesarias para detener o evitar la repetición de dicho comportamiento.

CRIE 13 Diciembre 2005

1.6 Catálogo de Infracciones y Sanciones

En la Tabla 1-1 se incluye el catálogo de infracciones en el MER y sus correspondientes sanciones. El listado de infracciones y sanciones podrá ser modificado en cualquier momento por la CRIE sujeto al procedimiento de modificación establecido en el numeral Libro I.

Tabla 1-1. Infracciones y Sanciones

CATÁLOGO DE INFRACCIONES Y SANCIONES

INFRACCIÓN SANCIÓN

Infracciones Muy Graves

Incumplimiento de las normas de acceso Orden de la CRIE
y conexión a las redes regionales, así Multa de hasta un millón de Dólares de
como el incumplimiento de las Estados Unidos de América
condiciones técnicas y económicas
fijadas en el RMER para la prestación
del servicio y operación del sistema de
transmisión

Incumplimiento en la prestación de los Orden de la CRIE
servicios auxiliares definidos en el Multa basada en fórmula
RMER y en general el incumplimiento Multa de hasta un millón de Dólares de
de los criterios operativos y las
Estados Unidos de América
condiciones mínimas requeridas para

preservar la calidad del servicio y la
seguridad de la operación en el MER

Incumplimiento de las obligaciones con Orden de la CRIE
respecto al Sistema de Medición Multa de hasta un millón de Dólares de
Comercial Regional SIMECR Estados Unidos de América
establecidas en el RMER, en particular
la alteración, manipulación o uso
fraudulento o distinto del autorizado por
los reglamentos de los equipos y datos
del SIMECR

Incumplimiento de la programación e Orden de la CRIE
instrucciones operativas dadas por el Multa basada en fórmula
EOR sin causa justificada, incluyendo Multa de hasta un millón de Dólares de
incumplimiento en la entrada y retiro

CRIE 14 Diciembre 2005

CATÁLOGO DE INFRACCIONES Y SANCIONES

programado de instalaciones y la no Estados Unidos de América
notificación de cambios en el estado de
equipos

Negativa, resistencia o falta de Orden de la CRIE
colaboración a entregar a la CRIE o al Multa de hasta un millón de Dólares de
EOR la información técnica, económica Estados Unidos de América
o financiera solicitada, o la presentación
de información errónea o falsa, o la
manipulación de datos requeridos por el
RMER

Incumplimiento de los límites de Multa de hasta un millón Dólares de
participación máxima de un agente del Estados Unidos de América
MER establecidos por la CRIE Orden de suspensión

Realización de acciones para la Orden de la CRIE
manipulación de precios en el MER o Multa de hasta el doble del beneficio
que configuren abuso de posición obtenido.
dominante y otras prácticas Multa de hasta un millón de Dólares de
anticompetitivas que obstaculicen o
Estados Unidos de América
dificulten el normal desarrollo o

adecuado funcionamiento del mercado
regional

Incumplimiento de requisitos para Orden de la CRIE
afrontar estados de emergencia y para la Multa de hasta un millón de Dólares de
restauración del Sistema Eléctrico Estados Unidos de América
Regional.

Renuencia a ajustarse a las disposiciones Orden de la CRIE
del Tratado, sus protocolos o Multa de hasta un millón de Dólares de
reglamentos, en el plazo indicado, Estados Unidos de América
después de recibir una orden específica
de la CRIE para tal efecto

Incumplimiento de las obligaciones Orden de la CRIE
económicas relacionadas con los aportes Multa de hasta un millón de Dólares de

CRIE 15 Diciembre 2005

CATÁLOGO DE INFRACCIONES Y SANCIONES

o cargos para el funcionamiento de la Estados Unidos de América
CRIE y el EOR

Incumplimiento de las resoluciones y Orden de la CRIE
acuerdos de tipo particular expedidos
por la CRIE Multa de hasta un millón de Dólares de
Estados Unidos de América
Reiteración de infracciones graves Orden de la CRIE
Multa de hasta un millón de Dólares de
Estados Unidos de América

Incumplimiento de una sanción Multa de hasta un millón Dólares de
Estados Unidos de América
Orden de suspensión

Reincidencia en cuatro oportunidades en Multa de hasta un millón Dólares de
una infracción grave Estados Unidos de América
Orden de suspensión

Reincidencia en cuatro oportunidades en Multa de hasta un millón Dólares de
una infracción ‘muy grave’ Estados Unidos de América
Orden de inhabilitación

No subsanar la situación que motiva la Multa de hasta un millón Dólares de
expedición de una orden de suspensión Estados Unidos de América
en el plazo previsto Orden de inhabilitación

Infracciones Graves

Mora o falta de pago de los compromisos comerciales contraídos en el MER por la realización de transacciones comerciales o por servicios recibidos en el MER

Aviso de incumplimiento de pago Orden de la CRIE
Multa de hasta doscientos mil Dólares de Estados Unidos de América

CRIE 16 Diciembre 2005

CATÁLOGO DE INFRACCIONES Y SANCIONES

Falta de instalación o de mantenimiento Orden de la CRIE
apropiado de los equipos de maniobra, Multa de hasta doscientos mil Dólares de
medición, control, protección o
Estados Unidos de América
comunicaciones que el RMER establezca

necesarios para la adecuada operación
del SER

Falla al suministrar oportunamente y en Orden de la CRIE
el formato requerido información Multa de hasta doscientos mil Dólares de
relacionada con las ofertas de energía y
Estados Unidos de América
el predespacho del MER

Incumplimiento de requisitos de prueba Orden de la CRIE
y auditorías ordenadas por la CRIE Multa de hasta doscientos mil Dólares de

Estados Unidos de América

Reiteración de infracciones leves, a Orden de la CRIE
partir del cuarto incumplimiento. Multa de hasta doscientos mil Dólares de

Estados Unidos de América

Infracciones Leves

Conductas que contravengan reglas y

procedimientos de obligatoria observancia contenidos en la Regulación Regional, cuando la conducta particular no se encuentre tipificada como infracción ‘grave’ o ‘muy grave’ en el presente Libro

Aviso de incumplimiento

Orden de la CRIE

Multa de hasta veinte mil Dólares de Estados Unidos de América

CRIE 17 Diciembre 2005

1.7 Solución de Controversias

1.7.1 Interpretación

1.7.1.1 Las disposiciones de este numeral 1.7 serán aplicadas para asegurar procedimientos expeditos, justos y eficientes para la solución de controversias bajo este RMER.

1.7.2 Criterios Generales y Aplicación

1.7.2.1 De conformidad con las disposiciones del Tratado Marco y sus Protocolos, para la solución de controversias en el MER se seguirá en todos los casos el mismo proceso básico:

Negociación directa entre las partes;

Conciliación, si las negociaciones directas no resuelven la controversia; y

Arbitraje vinculante, si la conciliación para resolver la disputa es infructuosa.

1.7.2.2 La CRIE será responsable de la administración y realización de los procesos de conciliación y arbitraje para la solución de controversias en el MER. La negociación es un proceso privado entre las partes en disputa.

1.7.2.3 Los procedimientos de solución de controversias establecidos en el numeral 1.7 se aplican a todos los conflictos que surjan en el Mercado Eléctrico Regional con respecto a la interpretación, implementación o aplicación de la Regulación Regional y para los cuales no exista un procedimiento alternativo de solución establecido en el RMER.

1.7.2.4 Los procedimientos de solución de controversias establecidos en este numeral 1.7 no son aplicables en los siguientes casos:

modificaciones al RMER; o

sanciones impuestas por la CRIE.

1.7.2.5 De conformidad con lo dispuesto en el Tratado Marco y sus Protocolos, las controversias que surjan entre

los OS/OMS,

los entes reguladores de los países miembros,

los agentes del mercado,

el EOR y agentes del mercado, y

el EOR y OS/OMS,

que no sean resueltas mediante negociación, se someterán a la CRIE, para que resuelva el asunto, ya sea como amigable componedor a través de la conciliación o como árbitro.
1.7.2.6 Las controversias que surjan entre los Gobiernos, con motivo de cualquier cuestión regida por disposiciones del Tratado, sus Protocolos o reglamentos, que no sean resueltas mediante negociación entre las partes, podrán someterse a la CRIE, la que actuará como amigable componedor a través de la conciliación o como árbitro.

1.7.2.7 Un proceso de solución de controversias, bien sea de amigable composición a través de la conciliación o de arbitraje, dará inicio una vez las partes en disputa presenten ante la CRIE una solicitud de conciliación o arbitraje.

CRIE 18 Diciembre 2005

1.7.2.8 La iniciación de un proceso de solución de controversias no postergará la ejecución de una orden dada por la CRIE o de una instrucción impartida por el EOR a un agente del mercado en cumplimiento de la Regulación Regional.

1.8 Conciliación y Arbitraje

1.8.1 Proceso de Conciliación

1.8.1.1 La parte de la controversia que presenta el reclamo (el solicitante) enviará una solicitud de conciliación ante la CRIE y notificará a la parte contra la cual se presenta el reclamo (el respondente). La solicitud deberá especificar las partes en disputa, un resumen explicando los hechos fundamentales y las reglas de la Regulación Regional involucradas en la disputa, las bases del reclamo, la solución propuesta y las bases de dicha solución y otra documentación sobre la cual el solicitante fundamente su reclamo.

1.8.1.2 El respondente de la disputa presentará a la CRIE una respuesta escrita a la solicitud de conciliación dentro de los diez (10) días hábiles siguientes a la recepción de la notificación. La respuesta deberá especificar la misma información requerida para la notificación de la controversia, incluyendo una respuesta concisa de las pretensiones, reclamos o imputaciones, la solución propuesta si se presenta un contra reclamo y cualquier otra documentación que quien responde pretenda usar como soporte de su caso.

1.8.1.3 La CRIE rechazará la solicitud de conciliación, o su respuesta, si no cumple con el procedimiento y plazos anteriores, o si no corresponde a una disputa relacionada con la Regulación Regional. Una vez la CRIE acepte la solicitud de conciliación y su respuesta, en un plazo máximo de diez (10) días procederá a seleccionar un miembro del Registro de Conciliadores como conciliador para actuar como amigable componedor en la controversia. El conciliador deberá ser independiente de las partes en disputa. Una vez designado el conciliador, la CRIE informará a las partes el nombre y dirección del conciliador.

1.8.1.4 El Registro de Conciliadores estará conformado por un listado de personas previamente seleccionadas por la CRIE para actuar como conciliadores en los procesos de resolución de controversias. Los miembros del Registro de Conciliadores serán seleccionados de acuerdo con un procedimiento adoptado por la CRIE y podrá incluir miembros de la Junta de Comisionados. En general, los miembros del Registro de Conciliadores deberán ser profesionales con conocimientos jurídicos y experiencia en resolución de conflictos.

1.8.1.5 El conciliador ayudará a las partes a solucionar la controversia, no obstante su contribución en ningún caso obligará a las partes. Su papel es el de un amigable componedor, procurando acercar las posiciones de las partes para que éstas alcancen un acuerdo mutuamente satisfactorio. El conciliador programará sesiones de conciliación con las partes en disputa y podrá proponer soluciones de acuerdo, sin embargo, la decisión de acogerlas será enteramente responsabilidad de las partes.

1.8.1.6 El conciliador señalará la fecha, hora y lugar para la sesión inicial de conciliación dentro de los diez (10) días siguientes a la notificación de su designación. El conciliador programará el número de sesiones de conciliación que considere apropiado con miras a asistir a las partes en la resolución de la controversia. Las sesiones tendrán lugar en la sede de la CRIE o en otro lugar acordado por las partes. Las partes de la disputa designarán para el proceso de conciliación un representante con capacidad de tomar decisiones vinculantes a su nombre.

1.8.1.7 Las sesiones de conciliación se llevarán a cabo considerando lo siguiente:

CRIE 19 Diciembre 2005

Las sesiones serán privadas y no se elaborarán registros escritos.

No se permitirá la asistencia de partes no involucradas en la disputa sin la autorización de las partes involucradas y del conciliador.

Toda la información que se presente durante las sesiones de conciliación será clasificada como confidencial a menos que las partes en disputa expresamente dispongan lo contrario.

La información confidencial que se revele dentro de las sesiones no podrá ser divulgada por el conciliador ni utilizada en un procedimiento arbitral posterior.

El conciliador podrá dirigirse al EOR y a los OS/OMS correspondientes para obtener información relacionada con la controversia, la cual será proporcionada sujeta a consideraciones de confidencialidad.

1.8.1.8 Si se resuelve la controversia a través de la conciliación, el conciliador documentará por escrito el acuerdo alcanzado, el cual será firmado por las partes de la disputa. Con el fin de preservar el cumplimiento de la Regulación Regional, la CRIE deberá homologar el acuerdo alcanzado para que sea válido ante las instituciones y agentes del MER. Sujeta a consideraciones de confidencialidad, dicho acuerdo podrá ser publicado si la CRIE considera que resuelve un asunto importante o que define una política de interés general para el mercado eléctrico regional.

1.8.1.9 El conciliador podrá dar por finalizadas las sesiones de conciliación en el momento en que considere que esfuerzos adicionales no resultarán en la solución de la controversia, o cuando alguna de las partes hubiera manifestado su decisión de no continuar con el procedimiento de la conciliación; en todo caso en un plazo no mayor a treinta (30) días a partir de la fecha de la primera sesión de conciliación. En tal caso, el conciliador notificará por escrito a la CRIE y a las partes en disputa la finalización de la conciliación, adjuntando un informe confidencial sobre la conciliación que contenga las acciones llevadas a cabo por el conciliador, los puntos en controversia y los asuntos acordados si existiesen.

1.8.1.10 En caso que un conciliador fallezca, renuncie o de otra forma pierda su capacidad de actuar como conciliador de una controversia, la CRIE designará otro miembro del Registro de Conciliadores, el cual continuará con la conciliación. Los plazos del proceso se entenderán suspendidos hasta la designación del nuevo conciliador.

1.8.1.11 Las partes de la disputa se harán cargo de sus propios gastos incurridos con motivo de las sesiones de conciliación y asumirán por partes iguales los costos de la misma incluyendo los honorarios del conciliador.

1.8.1.12 Las partes involucradas en una controversia podrán, de común acuerdo, omitir el proceso de conciliación y notificar a la CRIE su intención de proceder directamente al proceso de arbitraje. En tal caso, la CRIE procederá a dar inicio al proceso de arbitraje.

1.8.2 Proceso de Arbitraje

1.8.2.1 En un plazo de diez (10) días, a partir de la recepción de la notificación de la finalización de la conciliación indicada en el numeral 1.8.1.9, o de que se omitirá la conciliación y que se procederá directamente al arbitraje, la CRIE dará inicio al proceso de arbitraje. En los procesos de arbitraje la Junta de Comisionados de la CRIE actuará como árbitro de la disputa.

CRIE 20 Diciembre 2005

1.8.2.2 Para actuar como Tribunal de Arbitraje, de entre los miembros de la Junta de Comisionados de la CRIE con nacionalidad diferente al país donde están registradas las partes en disputa, se seleccionarán tres (3) Comisionados por sorteo. La CRIE notificará a las partes de la disputa los miembros de la CRIE que actuarán como árbitros de la misma, igualmente notificará a terceros interesados en la disputa sobre el inicio del proceso de arbitraje.

1.8.2.3 En un plazo de quince (15) días después de haberse nombrado los árbitros, la parte solicitante pondrá a disposición de estos y del respondente, una declaración escrita que contenga sus argumentos sobre el asunto en disputa. El solicitante también deberá incluir la lista de los documentos que pretende presentar durante el proceso de arbitraje, una lista de testigos con el resumen de la evidencia que cada testigo aportará en respaldo de su caso y, si así lo requiere, las pruebas cuya práctica solicita. El solicitante indicará el nombre de su representante legal o de otro tipo en la audiencia de arbitraje.

1.8.2.4 Dentro de quince (15) días a partir de la recepción del material de la parte solicitante, la parte que responde pondrá a disposición de los árbitros y del solicitante una declaración escrita que contenga sus argumentos sobre cada uno de los puntos en disputa, una lista de todos los documentos que pretende presentar durante el proceso de arbitraje y una lista de los testigos que llamará durante el arbitraje junto con un resumen escrito de la evidencia que cada testigo aportará en su defensa y, si así lo requiere, las pruebas cuya práctica solicita. Así mismo indicará el nombre de su representante legal o de otro tipo en la audiencia de arbitraje.

1.8.2.5 La CRIE, a través del Tribunal de Arbitraje constituido para tal efecto, deberá resolver de manera definitiva la controversia entre las partes. Para este fin estudiará la documentación y argumentos presentados por cada parte sobre el asunto en disputa, recibirá los testimonios y practicará las pruebas que considere pertinentes y realizará una audiencia de arbitraje con las partes de la controversia.

1.8.2.6 Los árbitros señalarán fecha, hora y lugar para la audiencia de arbitraje, la cual tendrá lugar en un plazo menor de treinta (30) días hábiles a partir de la presentación de la declaración de quien responde, o en una fecha posterior de común acuerdo con las partes. La audiencia de arbitraje se llevarán a cabo en la sede de la CRIE o en otro lugar acordado con las partes. Cualquier agente del mercado que pueda ser afectado por la decisión arbitral podrá solicitar intervenir en la audiencia. Será discreción exclusiva de los árbitros permitir tal intervención a un agente del mercado y fijar los términos y condiciones de su participación.

1.8.2.7 Si se considera relevante para el caso, los árbitros podrán solicitar al EOR y los OS/OMS que proporcionen información confidencial. Tal información será proporcionada siempre que no se revele a un agente del mercado información de valor comercial acerca de un competidor. En todo caso se deberá suscribir un acuerdo de confidencialidad por las partes y los árbitros tomarán las medidas necesarias para proteger la confidencialidad de la información suministrada.

1.8.2.8 Durante la audiencia de arbitraje, la parte solicitante expondrá en primer lugar su caso, seguido por el respondente y luego por la réplica del solicitante y la contra réplica del respondente. Los testigos presentarán testimonio bajo juramento y estarán disponibles para interrogación cruzada de las partes. Los árbitros podrán omitir el testimonio oral si consideran que la evidencia escrita es suficiente. La audiencia de arbitraje estará sujeta a los requerimientos de confidencialidad y podrá ser suspendida cuantas veces sea requerido por los árbitros.

CRIE 21 Diciembre 2005

1.8.2.9 Si lo consideran apropiado, los árbitros podrán solicitar testimonio experto con respecto a aspectos técnicos de la controversia. Los expertos estarán disponibles para interrogación cruzada a solicitud de cualquiera de las partes, si a juicio de los árbitros esto beneficia la solución de la controversia. Las recomendaciones de los expertos no serán vinculantes en ningún caso, pero deberán ser tomadas en consideración por los árbitros, junto con la otra evidencia presentada en la audiencia de arbitraje, al momento de tomar su decisión.

1.8.2.10 En caso que los árbitros decidan acudir a la ayuda de expertos técnicos, les proporcionarán toda la información relevante acerca del caso y les solicitará un informe independiente con recomendaciones acerca de los aspectos técnicos en cuestión. El informe de los expertos será presentado como evidencia en la audiencia de arbitraje. Los expertos serán contratados por la CRIE y el costo de sus honorarios hará parte de los gastos del proceso de arbitraje.

1.8.2.11 En un plazo de treinta (30) días a partir de la conclusión de la audiencia de arbitraje, los árbitros entregarán por escrito su decisión final, la cuál será adoptada mediante resolución de la CRIE. En su decisión, los árbitros podrán fijar compensaciones a una parte, como consideren justo y razonable, si se ha causado un perjuicio. Al determinar la cuantía de las compensaciones, los árbitros seguirán los criterios y procedimientos de determinación de sanciones establecidas en este Libro. La decisión o laudo arbitral será definitiva, no requerirá de homologación o exequátur en ninguno de los países miembros del MER y será inmediatamente ejecutable. Contra las decisiones arbitrales de la CRIE no procederá recurso o impugnación algunos.

1.8.2.12 Los árbitros concederán la compensación de los costos propios a la parte que resulte exitosa en la disputa, la parte que resulte perdedora en el arbitraje se hará cargo de todos los costos y gastos del proceso. Si las pretensiones del solicitante prosperaron tan sólo parcialmente, la distribución de costos se hará en proporción al número o valor de las pretensiones que prosperaron. Al finalizar el proceso de arbitraje, los árbitros presentarán un informe del mismo junto con una factura con los costos del proceso de arbitraje discriminados por rubro y acompañada de las cuentas y documentos de soporte correspondientes. La CRIE enviará la factura a la parte que deba asumir los costos y gastos del arbitraje.

1.8.2.13 Cualquier adjudicación monetaria determinada por árbitros en la solución de una controversia constituirá una obligación de pago bajo el RMER y deberá ser cancelada dentro de los treinta

días hábiles siguientes a su fecha de imposición. El incumplimiento del pago de compensaciones o de los costos del proceso de arbitraje constituirá una infracción del RMER.

1.8.3 Publicación y Registro

1.8.3.1 La CRIE mantendrá en sus oficinas el registro de las memorias de todos los procedimientos de resolución de controversias por un período máximo de cinco (5) años y tomará las medidas para prohibir el acceso público a tales registros y asegurar su confidencialidad. La CRIE hará públicos los honorarios pagados a los expertos y conciliadores.

1.8.3.2 La CRIE mantendrá un archivo con la totalidad de los expedientes de todos los procedimientos de solución de controversias realizados conforme con lo establecido en este capítulo. Así mismo mantendrá un registro abierto al público de la totalidad de los laudos proferidos. La información contenida en los expedientes será de carácter confidencial, con excepción de los laudos arbitrales.

CRIE 22 Diciembre 2005

1.9 Recurso de Reposición

1.9.1 Los agentes del mercado, OS/OMS y el EOR, a través del recurso de reposición, podrán impugnar y solicitar la revocación de las resoluciones, acuerdos y decisiones de la CRIE que tengan carácter particular, respecto de las cuales tengan un interés directo o indirecto y por considerar que el acto no es legítimo o contravenga normas de categoría superior. Los actos de la CRIE de carácter general no podrán ser impugnados.

1.9.2 El recurso de reposición podrá ser interpuesto por el agente, OS/OM o el EOR interesado dentro de los diez (10) días hábiles siguientes a la notificación de la resolución u otro acto administrativo de la CRIE . Vencido el plazo para la interposición de recursos, y si no se ha presentado recurso alguno contra la resolución o acto administrativo de la CRIE, éste quedará firme a partir del primer día hábil siguiente.

1.9.3 El recurso de reposición deberá ser presentado por escrito ante la CRIE y deberá exponer las razones por las cuales el agente, OS/OM o el EOR impugna dicha decisión, explicando las razones por las que la decisión adoptada por la CRIE afecta sus intereses y es violatoria de la Regulación Regional. En la consideración del recurso de reposición la CRIE no admitirá la práctica de pruebas adicionales.

1.9.4 La CRIE, en un plazo de treinta (30) días a partir del momento de su recepción y mediante resolución motivada, resolverá el recurso interpuesto o extenderá este plazo. Dentro del plazo establecido y mediante resolución motivada, la CRIE decidirá acerca del recurso de reposición pudiendo confirmar la resolución recurrida o revocarla total o parcialmente. Cualquiera sea la decisión adoptada por la CRIE, ésta se entenderá definitiva y contra ella no procederá recurso alguno. Esta resolución debe ser notificada de la misma forma que la resolución contra la que se interpuso el recurso y entrará en vigor al día hábil siguiente al de su notificación.

CRIE 23 Diciembre 2005

Supervisión y Vigilancia del MER

2.1 Alcance del Capítulo 2

2.1.1 Este capítulo establece las reglas y procedimientos conforme a los cuales las actividades en el

MER y la conducta de los agentes del mercado serán supervisadas y vigiladas para identificar:

conductas anómalas o inapropiadas, incluyendo pero sin limitarse a comportamientos unilaterales o interdependientes que resulten en posibles abusos de poder de mercado o en comportamientos anticompetitivos o especulativos;

defectos y otras ineficiencias de la Regulación Regional, que den lugar a conductas de mercado inapropiadas o que son contrarias a la operación eficiente de un mercado competitivo;

fallas en el diseño y la estructura del MER, que den lugar a conductas de mercado inapropiadas o que son contrarias a la operación eficiente de un mercado competitivo;

acciones correctivas que deberán tomarse para mitigar las conductas, defectos, fallas e ineficiencias mencionadas anteriormente.

2.1.2 Los datos y la información, a que se refiere este Capítulo 2, estarán sujetos a las disposiciones de manejo de información en el MER establecidas en el numeral 2.2.

2.2 Vigilancia del Mercado
2.2.1 La CRIE supervisará, evaluará y analizará la conducta de los agentes del mercado y la
estructura y funcionamiento del MER, para detectar comportamientos o actividades que den
indicios de:
(a) comportamientos anómalos o conductas de mercado inapropiadas;
(b) defectos e ineficiencias de la Regulación Regional; y
(c) fallas e ineficiencias en el diseño y estructura del MER.
2.2.2 La CRIE establecerá los requisitos de información y aplicará los criterios de evaluación que le
permitan cumplir efectivamente las funciones de vigilancia del Mercado a que hace referencia
el numeral 2.2.1. Los requisitos mínimos de información y criterios de evaluación que deberá
utilizar la CRIE se describen en el numeral 2.8.
2.2.3 La CRIE elaborará un catálogo de “Información para la Vigilancia del Mercado”, con base en
lo establecido en el numeral 2.8, donde se identifique como mínimo:
(a) los datos que requiere obtener del EOR, los OS/OMS y los agentes del mercado; y
(b) los indicadores y criterios que utilizará para evaluar los datos obtenidos.
2.2.4 La CRIE establecerá los procedimientos que empleará para el manejo de los datos que
obtendrá o que ella misma producirá para la supervisión y vigilancia del Mercado, incluyendo
los procedimientos para la protección de información confidencial, sujeto a lo establecido en el
numeral 2.2. La CRIE podrá revelar información no confidencial que esté relacionada con

CRIE 24 Diciembre 2005

agentes del mercado particulares y que haya sido obtenida con el propósito de llevar a cabo las funciones de vigilancia a que se refiere el numeral 2.2.1.

2.2.5 La CRIE publicará el catálogo de información al que se refiere el numeral 2.2.3 y lo notificará al EOR, OS/OMS y agentes del mercado, excepto en los casos que la CRIE determine que la publicación del catálogo podría comprometer el ejercicio de sus funciones.

2.2.6 El EOR, los OS/OMS y los agentes del mercado deberán suministrar a la CRIE los datos indicados en el catálogo al que se refiere el numeral 2.2.3, una vez hayan sido notificados o el catálogo haya sido publicado como se establece en el numeral 2.2.5.

2.2.7 La CRIE podrá solicitar al EOR, a un OS/OM o a un agente del mercado el suministro de información diferente a la indicada en el catálogo al que se refiere el numeral 2.2.3 y que considere necesaria para cumplir con las actividades descritas en el numeral 2.2.1.

2.2.8 La CRIE vigilará permanentemente el comportamiento del MER y evaluará y analizará la información del Mercado y de los agentes que periódicamente recolecte. Nada de lo establecido en este capítulo impedirá a la CRIE emprender en cualquier momento las acciones de vigilancia, evaluación o análisis que considere apropiadas.

2.2.9 La CRIE elaborará y publicará, por lo menos una vez cada cuatro (4) meses, informes donde describa las actividades de vigilancia y evaluación del Mercado llevadas a cabo durante el período precedente y los estudios y análisis realizados sobre situaciones particulares. Una vez al año tales informes contendrán la evaluación general de la CRIE sobre el estado de competencia en el MER y la eficiencia del mismo, y serán incluidos en el Informe de Diagnóstico del MER conforme al Libro I.

2.2.10 Cuando las evaluaciones y análisis de la CRIE revelen que podría haber necesidad de tomar medidas correctivas o de mitigación para evitar conductas de mercado inapropiadas, ésta preparará un informe con sus conclusiones y emprenderá las acciones correctivas necesarias, incluyendo pero sin limitarse al inicio de un proceso de modificación del RMER o de imposición de una sanción por incumplimiento del mismo.

2.3 Grupo de Vigilancia del Mercado

2.3.1 La CRIE establecerá un Grupo de Vigilancia del Mercado para asesorarla en el desempeño de las funciones de supervisión y vigilancia del MER. El Grupo de Vigilancia del Mercado estará compuesto por profesionales con la experiencia, calificaciones e independencia necesarias para el adecuado cumplimiento de sus tareas.

2.3.2 El Grupo de Vigilancia del Mercado será conformado por un máximo de tres (3) personas, las cuales deberán tener título profesional y experiencia en los aspectos regulatorios, técnicos y/o económicos de mercados eléctricos competitivos, o en las áreas de derecho, economía y política del sector eléctrico. Los integrantes del Grupo de Vigilancia no podrán tener intereses o relaciones directas o indirectas, de cualquier tipo incluyendo las legales, comerciales o parentales, con ningún agente del MER o con cualquier gobierno de un país miembro o de un país no miembro con el cual se tengan enlaces extraregionales.

2.3.3 El Grupo de Vigilancia del Mercado será contratado como grupo asesor por la CRIE y reportará a la Junta de Comisionados. La CRIE definirá las funciones, coordinación y administración del Grupo de Vigilancia del Mercado en su Reglamento Interno.

CRIE 25 Diciembre 2005

2.3.4 En el desempeño de sus funciones y por instrucciones de la CRIE, el Grupo de Vigilancia del Mercado tendrá acceso completo a los datos e información del Mercado disponibles para la CRIE y estará sujeto a las consideraciones de confidencialidad señaladas en el Libro I. A solicitud de la CRIE, el EOR, los OS/OMS y los agentes del MER suministrarán los datos e información adicional requeridos por el Grupo de Vigilancia del Mercado para el desarrollo de sus tareas.

2.4 Investigaciones

2.4.1 La CRIE conducirá las investigaciones que considere apropiadas sobre cualquier actividad en el MER o conducta de un agente del mercado, en cumplimiento de lo establecido en el numeral 2.2.1, que haya sido reportada a la CRIE o por iniciativa propia.

2.4.2 Cualquier persona que desee que la CRIE investigue cualquiera de las situaciones o conductas a que hace referencia el numeral 2.2.1, o cualquier organización o entidad que desee remitir un asunto de ese tipo para análisis a la CRIE, deberá presentar una solicitud por escrito especificando:

el nombre y dirección de la persona que reporta el asunto;

los detalles de la situación o conducta reportada;

cualquier información o hechos de soporte del asunto reportado; y

la firma de la persona que reporta la situación o conducta, o la firma de un representante debidamente autorizado, acreditando dicha autorización.

2.4.3 La CRIE puede rehusarse a iniciar la investigación de una situación o conducta reportada cuando considere que no está debidamente justificada.

2.4.4 Una vez iniciado el estudio, la CRIE podrá darlo por terminado si determina que el asunto es

carente de relevancia o ha perdido validez; o

no es competencia de la CRIE.

En tal caso, la CRIE documentará su determinación y la notificará a la persona que reportó la situación o conducta. Antes de tomar una decisión conforme a este numeral, la CRIE podrá solicitar a la persona que reportó la situación o conducta que proporcione información adicional relacionada con el asunto en cuestión.

2.4.5 Cuando la CRIE determine que existen motivos suficientes para someter a investigación la conducta de un agente del mercado conforme al numeral 2.4.1, notificará al agente investigado la resolución que decide la investigación.

2.4.6 Para propósitos del desarrollo de investigaciones en cumplimiento de este numeral 2.4, la CRIE podrá solicitar a cualquier persona que proporcione información y documentación relevantes para dichos estudios. La solicitud de información o documentación conforme a este numeral 2.4.6 deberá ser realizada por escrito, especificar los detalles del asunto en cuestión, especificar la información o documentación requerida y especificar el plazo para la entrega de la información o documentación solicitada.

2.4.7 Toda información o documentación suministrada a la CRIE, conforme a una solicitud realizada según el numeral 2.4.6, deberá ser certificada bajo juramento o declaración legal como

CRIE 26 Diciembre 2005

correcta y completa por la persona a la cual se dirigió la solicitud o por un representante debidamente autorizado, acreditando dicha autorización.

2.4.8 La negativa de un agente del mercado, o de una filial de éste, de suministrar la información o documentación solicitada por la CRIE tal como se indica en el numeral 2.4.6 constituirá una infracción al RMER y será tratada como tal.

2.4.9 Al finalizar cualquier investigación contemplada en el numeral 2.4.1, la CRIE elaborará un informe escrito donde exponga al menos lo siguiente:

la situación objeto de la investigación;

los resultados de la investigación;

cualquier respuesta dada por un agente del mercado; y

las acciones correctivas o de mitigación correspondientes.

2.4.10 Cuando la CRIE concluya, como resultado de una investigación que debe incluir en el informe señalado en el numeral 2.4.9, que un agente del mercado podría estar comprometido en una conducta de mercado impropia, la CRIE deberá ponerlo en conocimiento de dicho agente antes de elaborar el informe mencionado y darle la oportunidad de responder por escrito a las conclusiones de la CRIE en un plazo razonable.

2.5 Divulgación de Información

2.5.1 Todo informe preparado por la CRIE conforme a lo dispuesto en este Capítulo 2, deberá sujetarse a las disposiciones sobre suministro de información y confidencialidad establecidas en el numeral Libro I.

2.5.2 La CRIE podrá preparar, cuando lo considere conveniente y para someter a consideración de otras personas, una versión editada de los informes a que se refiere el numeral 2.5.1, removiendo toda la información confidencial.

2.5.3 De todo informe preparado por la CRIE conforme al numeral 2.4.9, con relación a la conducta de un agente del mercado, deberá entregarse una copia al agente involucrado. Cuando dicho informe contenga información confidencial relacionada con uno o más agentes del mercado, la CRIE preparará el número de versiones editadas que sea necesario para garantizar que la versión recibida por cada agente del mercado no contenga información confidencial de cualquier otro agente del mercado.

2.5.4 Cualquier informe preparado por la CRIE conforme a este Capítulo 2 y que no contenga información confidencial relativa a un agente del mercado deberá ser publicado por la CRIE conforme lo dispuesto en el numeral Libro I, a menos que la CRIE considere que tal publicación podría interferir con el desarrollo de sus funciones.

2.5.5 Las versiones editadas de los informes descritos en el numeral 2.5.2 podrán ser publicadas por la CRIE conforme lo dispuesto en el numeral Libro I, a menos que la CRIE considere que tal publicación podría interferir con el desarrollo de sus funciones.

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2.6 Atribuciones de la CRIE

2.6.1 En desarrollo de las actividades de supervisión y vigilancia del Mercado y como resultado de las investigaciones descritas en el numeral 2.4, la CRIE considerará adoptar una o ambas de las siguientes medidas para corregir o mitigar las situaciones detectadas:

iniciar un proceso de modificación al RMER, según lo establecido en el numeral Libro I; o

iniciar el procedimiento para la imposición de sanciones a un agente del mercado por incumplimiento del RMER, según lo establecido en el numeral 1.3.2.

2.6.2 Cuando, durante el curso de sus actividades, la CRIE considere que un agente del mercado podría estar actuando en contra o en incumplimiento de la autoridad legal en la jurisdicción de una organización, organismo o tribunal, incluyendo pero sin limitarse a la entidad reguladora del país en que reside el agente, deberá informar dicha situación a la organización, organismo o tribunal en cuestión.

2.6.3 Cuando en el desarrollo de sus investigaciones, la CRIE detecte la ocurrencia de alguna de las situaciones indicadas en los numerales 2.2.1 o 2.6.2, el informe preparado conforme al numeral 2.4.9 deberá incluir, según corresponda:

recomendaciones con respecto a cualquier modificación al RMER requerida; o

recomendaciones para que se inicie el proceso de aplicación de sanciones por incumplimiento del RMER; o

una recomendación para remitir el caso a la organización, organismo o tribunal con jurisdicción sobre el mismo.

2.6.4 Cuando la CRIE determine que se requiere una acción urgente sobre unas de las situaciones a que hace referencia el numeral 2.2.1 o 2.6.2, podrá realizar un informe inicial donde recomiende la adopción provisional de alguna de las acciones establecidas en el numeral 2.6.3.

2.6.5 En cumplimiento de sus responsabilidades bajo este Capítulo 2, la CRIE podrá hacer consultas y cooperar con organismos gubernamentales, de regulación y otras autoridades con jurisdicción sobre un agente del mercado.

2.6.6 Cuando conforme al numeral 2.6.3 se recomiende la iniciación del proceso de aplicación de sanciones por incumplimiento del RMER, éstas deberán corresponder con las sanciones previstas en el Capítulo 1 para los casos de abusos de poder de mercado y prácticas anticompetitivas, incluyendo pero sin limitarse a una orden para que el agente cese el acto o práctica constitutiva del abuso o la imposición de requisitos de registro y reporte de información adicionales.

2.6.7 En caso que según lo previsto en el numeral 1.5 la CRIE resuelva, en el procedimiento de aplicación de sanciones la imposición de una multa, ésta se fijará de acuerdo con los criterios establecidos en el numeral 1.4.3. Conforme al numeral 1.5.7, la multa deberá estar directamente relacionada con los beneficios económicos que el agente de Mercado haya obtenido por medio de conductas de mercado impropias y será lo suficientemente onerosa para disuadir al agente de repetir dichas conductas en el futuro.

2.6.8 En casos de repetidos abusos de poder de mercado, la CRIE estudiará la aplicación de medidas de mitigación del mismo, incluyendo pero sin limitarse a la imposición de topes de precio al

CRIE 28 Diciembre 2005

Mercado o a las ofertas de los agentes o de límites más estrictos de separación de las actividades comerciales de los agentes del MER.

2.6.9 Si un agente del mercado se rehúsa a acatar y someterse a las decisiones adoptadas por la CRIE respecto de conductas anticompetitivas, ésta procederá a ordenar la suspensión del agente del MER, de acuerdo con lo dispuesto en el numeral 1.4.5.

2.6.10 La CRIE establecerá y ajustará anualmente, con base en análisis de la estructura y funcionamiento del MER, los porcentajes máximos de capacidad instalada y de demanda de los agentes.

2.6.11 Para el cálculo de los límites máximos de integración horizontal señalados en el numeral 2.6.10 se deberá considerar tanto la propiedad directa como la indirecta de los agentes, entendiendo como tal aquélla que se tiene a través de empresas subsidiarias o afiliadas comercialmente.

2.6.12 Los límites de integración deberán cumplirse tanto al inicio de operación del MER como cuando se presenten adquisiciones, fusiones u otras operaciones posteriores. Si se violan los límites máximos, la CRIE iniciará el procedimiento de investigación y sanción establecido en el Capitulo 1.

2.6.13 Al inicio de operaciones del MER bajo este RMER, se aplicarán los siguientes límites máximos de integración:

A la propiedad directa como indirecta de los agentes: el 25% de la suma de la capacidad instalada en los países miembros del MER

A la propiedad directa como indirecta de los agentes: el 25% de la suma de la demanda máxima de los países miembros del MER

2.7 Otras Disposiciones

2.7.1 La CRIE podrá convocar y contratar los servicios de consultoría o asesoría de expertos externos que considere necesarios para asistirla en el desempeño de las actividades de supervisión y vigilancia del Mercado descritas en este Capítulo 2. Los consultores y asesores externos deberán firmar un acuerdo de confidencialidad en los términos que sean requeridos por la CRIE.

2.7.2 Los agentes del mercado y las partes interesadas podrán solicitar a la CRIE que suministre de manera agregada información recolectada o producida en el desarrollo de sus funciones de vigilancia del Mercado descritas en el numeral 2.2.1 y cuya divulgación no sea responsabilidad del EOR en cumplimiento del presente RMER, a menos que a criterio de la CRIE tal divulgación pueda interferir con el desarrollo de sus funciones. Si el suministro de la información impone costos significativos a la CRIE, éstos podrán ser recuperados mediante el cobro de un cargo para cubrir dichos costos a los agentes o partes interesadas que solicitan la información.

2.7.3 Las actividades de supervisión y vigilancia del Mercado serán auditadas periódicamente de acuerdo con procedimientos adoptados por la CRIE.

CRIE 29 Diciembre 2005

2.8 Información y Criterios para la Vigilancia del Mercado

2.8.1 Introducción

2.8.1.1 Para los propósitos de las actividades de vigilancia del Mercado realizadas por la CRIE, este numeral 2.8 establece:

los datos e información que deben ser proporcionados a la CRIE por el EOR, los OS/OMS y los agentes del mercado;

los análisis que deben ser realizados por la CRIE para detectar la existencia y abuso de poder de mercado en el MER;

las conductas de los agentes del mercado que justifican la implementación de medidas de mitigación del poder de mercado; y

los criterios a ser empleados por la CRIE para determinar si un agente del mercado ha abusado de su posición de Mercado.

2.8.1.2 El numeral 2.8 constituye la base del catálogo de información establecido en el numeral 2.2.3. La CRIE revisará y actualizará la información contenida en el catálogo como considere conveniente para garantizar la efectividad de las actividades de vigilancia del Mercado.

2.8.1.3 Cuando se superen los umbrales establecidos en el numeral 2.8.9, la CRIE investigará la conducta del agente del mercado involucrado y elaborará un informe al respecto. Lo anterior no impedirá que la CRIE realice estudios sobre la conducta de un agente del mercado cuando lo considere apropiado, aún cuando no haya excedido los umbrales establecidos.

2.8.1.4 Si como resultado de la revisión y estudios a que se refiere el numeral 2.8.1.3 se concluye que un agente del mercado podría haber abusado de su posición de poder de mercado o incurrido en cualquier otra conducta de mercado impropia, el informe respectivo recomendará las medidas correctivas o de mitigación que se deben adoptar.

2.8.2 Datos e Información del Mercado

2.8.2.1 Los OS/OMS suministrarán al EOR y la CRIE la documentación que describa la metodología utilizada para presentar las ofertas de inyección y retiro de energía en el Mercado de Oportunidad Regional con base en los procesos de despacho nacionales.

2.8.2.2 El EOR suministrará a la CRIE los precios de mercado y las cantidades vendidas de cada producto o servicio transado en el MER, para cada nodo y para cada período de mercado. La CRIE llevará el registro de diferentes promedios móviles de tiempo para cada producto o servicio.

2.8.2.3 El EOR, los OS/OMS y los agentes del mercado a través de sus respectivos OS/OMS pondrán a disposición de la CRIE la información relacionada con las congestiones de transmisión, incluyendo:

sobrecostos por las congestiones de transmisión;

titulares de derechos de transmisión y agentes transmisores relacionados con los tramos congestionados;

localización, tiempo de ocurrencia, frecuencia y recurrencia de las congestiones;

CRIE 30 Diciembre 2005

causas y manejo de las congestiones

presencia de congestiones nuevas o inesperadas.

2.8.3 Datos e Información de los Agentes

El EOR, los OS/OMS y los agentes del mercado a través de sus OS/OMS pondrán a disposición de la CRIE los datos e información relacionados con las ofertas de cada agente del mercado, incluyendo:

todos los datos correspondientes a las ofertas presentadas al Mercado de Oportunidad Regional, incluyendo los precios y capacidad de unidades ofertados por el agente y todas las condiciones de las ofertas que sean aplicables.

todos los cambios y modificaciones que se presenten, tales como redeclaraciones de disponibilidad de unidades, desviaciones entre los niveles de despacho requeridos y las inyecciones reales de energía y las diferencias entre los retiros programados y la demanda en tiempo real, así como su correlación con los precios del mercado.

los tiempos de ocurrencia y frecuencia de eventos significativos por indisponibilidades, retiro de unidades e interrupciones de energía programadas y/o forzadas, por períodos de tiempo y correlación con los precios del mercado.

2.8.4 Análisis de los Precios del Mercado

La CRIE realizará los siguientes análisis relacionados con los precios del MER:

Establecer referencias históricas de los precios de mercado para períodos apropiados; es decir, períodos de pico/ fuera de pico, estación húmeda/ seca, y otros.

Establecer precios de mercado “competitivos” para periodos apropiados mediante simulaciones de la operación del mercado.

Comparar y establecer relaciones entre los precios históricos de referencia del mercado con los precios “competitivos” estimados.

Comparar los precios de mercado recientes con los precios históricos de referencia y con los precios “competitivos” simulados, teniendo en cuenta las relaciones entre precios que se hayan establecido.

Para realizar las comparaciones anteriores se calcularán márgenes porcentuales de índices de precios, tomando como referencia los precios históricos y los precios “competitivos” descritos.

Además de los análisis anteriores, se deberán establecer relaciones entre los precios del MER y los precios de los mercados nacionales, entre los precios de los distintos productos y servicios comercializados en el MER, relaciones con los precios históricos anteriores a la operación del MER bajo el RMER y relaciones de los precios con las cantidades ofertadas.

2.8.5 Análisis de la Fijación de Precios

La CRIE analizará la frecuencia con la que cada agente del mercado fija precios de nodo del

Mercado o presenta ofertas cercanas a los precios del Mercado:

por períodos de tiempo; en períodos de alta y baja demanda, durante períodos de congestiones de transmisión, durante interrupciones mayores de generación o

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transmisión, durante períodos de baja disponibilidad de recursos de generación, y otros;

la correlación con la ocurrencia de congestiones de transmisión;

la correlación con relaciones inusuales de precios entre distintos productos del Mercado; y

la correlación con varios segmentos de la curva de ofertas de precios del mercado.

2.8.6 Análisis de la Estructura del Mercado

La CRIE realizará los siguientes análisis relacionados con la estructura y concentración del

Mercado:

Evaluar la composición del Mercado usando índices u otras medidas cuantitativas de concentración de mercados. Para este propósito se considerarán las participaciones de mercado de los agentes del MER.

Evaluar las participaciones de mercado de los agentes, midiendo la participación combinada de los agentes más grandes del Mercado.

Evaluar índices de suministro residual, considerando la cantidad total de suministro en competencia cuando se excluyen determinados agentes del mercado.

2.8.7 Análisis del comportamiento de los Agentes del Mercado

La CRIE realizará los siguientes análisis relacionados con el comportamiento de los agentes del mercado:

comparar la información de las ofertas de precio con los datos históricos (antes de la operación del MER) de ofertas y costos de generación, por agente del mercado y por unidad de generación;

comparar las ofertas de precios con información de costos incluyendo datos históricos, datos de costos suministrados por los agentes del mercado, costos estimados para tecnologías de generación similares, precios de combustibles, y otros;

comparar las ofertas de precios con los costos marginales de generación estimados considerando los márgenes sobre dicho costo de las ofertas;

determinar la correlación entre la disponibilidad o las cantidades ofrecidas y los precios del Mercado;

determinar el porcentaje de las ofertas de un agente del mercado que son aceptadas (despachadas) durante distintos períodos de mercado;

comparar los datos de las ofertas de precios de un agente del mercado para distintos productos: energía, servicios auxiliares, y otros;

comparar las ofertas entre períodos de tiempo de altos y bajos márgenes de reserva de generación, entre períodos con congestión y sin congestión;

comparar las ofertas realizadas durante períodos de tiempo en los cuales el agente del mercado pudiera haber tenido acceso exclusivo a información sobre la operación del Mercado, tal como interrupciones de servicio en instalaciones de generación o transmisión;

CRIE 32 Diciembre 2005

estudiar la relación entre los datos de las ofertas de precios con los períodos de demanda;

comparar la información de ofertas con la estrategia esperable de acuerdo con la posición de mercado del agente (como comprador o vendedor);

comparar los patrones de las ofertas de varios agentes del mercado, durante períodos de mercado similares o diferentes; y

comparar la información de indisponibilidades o interrupciones de servicio con la frecuencia histórica de indisponibilidad e interrupciones del agente y con la frecuencia correspondiente de agentes similares.

2.8.8 Conductas de los Agentes

2.8.8.1 La CRIE considerará aplicar medidas de mitigación cuando determine que un agente tiene poder de mercado y se ha conducido de una manera inconsistente con el comportamiento esperado en un mercado competitivo, conducta que haya resultado o pueda resultar en cambios significativos en los precios del MER.

2.8.8.2 Las conductas que podrán justificar la aplicación de medidas de mitigación incluyen la retención física, la retención económica y la producción antieconómica, tal como se describe más adelante. En todos los casos siempre deberá asumirse que los agentes del mercado actúan de manera tal que esperan obtener ganancias como resultado de su actuación.

2.8.8.3 Se presenta retención física cuando un agente del mercado no ofrece a la venta capacidad de generación utilizable en el MER, incluyendo pero sin limitarse a los siguientes casos:

la declaración falsa de salidas de servicio forzadas de sus instalaciones de generación;

negarse a ofrecer generación a la venta cuando tendría el interés económico de hacerlo; o

operar sus unidades en tiempo real de manera que su generación sea significativamente inferior a las instrucciones de despacho dadas por el EOR o los OS/OMS.

2.8.8.4 Se presenta retención económica cuando un agente del mercado presenta ofertas de inyección a precios que son injustificadamente altos, de manera que no sea despachado o que su oferta fije precios de mercado en niveles inaceptablemente altos. Igualmente se presenta retención económica cuando un agente del mercado con contratos regionales presenta ofertas de retiro a precios que son injustificadamente altos de manera que su oferta fije el precio del mercado en el nodo de retiro en niveles inaceptablemente altos.

2.8.8.5 En el caso de retención económica por ofertas de retiro, la CRIE podrá limitar las cantidades del compromiso contractual utilizadas para efectos de la conciliación de transacciones al máximo valor atendible en el nodo de retiro.

2.8.8.6 Se presenta producción antieconómica cuando un agente del mercado incrementa su generación a niveles de producción que serían antieconómicos con el objeto de originar y obtener beneficios económicos por restricciones de transmisión.

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2.8.8.7 La CRIE supervisará la operación del MER considerando otros tipos de conducta, bien sea de uno o de varios agentes del mercado actuando en colusión tácita o explícita, que tengan efectos significativos sobre los precios del MER. La CRIE podrá modificar el listado de conductas señaladas en este numeral 2.8.8 de la manera que considere conveniente.

2.8.9 Criterios y Umbrales

2.8.9.1 Los análisis señalados en los numerales 2.8.4 a 2.8.7 ayudarán a la CRIE a identificar comportamientos inapropiados de los agentes del mercado que justifiquen la implementación de medidas de mitigación. La CRIE evaluará la necesidad de adoptar medidas de mitigación del poder de mercado con base en los índices y umbrales identificados en este numeral 2.8.9.

2.8.9.2 La CRIE empleará los siguientes umbrales para identificar la posible ocurrencia de retención física en el Mercado.

retenciones que exceden el 20% de la capacidad de una unidad de generación

retenciones que exceden el 15% de la capacidad de generación ofertada por un agente del mercado; o

la operación en tiempo real de una unidad de generación a un nivel menor del 75% de la instrucción de despacho dada por el EOR y/o un OS/OM para la unidad.

2.8.9.3 Las cantidades que se consideren físicamente retenidas no incluirán la generación fuera de servicio causada por salidas forzadas, siempre que sean sujetas a verificación por parte del EOR y/o un OS/OM, o por salidas programadas por causa de mantenimientos aprobados por el EOR.

2.8.9.4 Una línea de transmisión se considerará retenida físicamente si está fuera de servicio sin la aprobación del EOR y/o un OS/OM y contribuye a la congestión de la red de transmisión. Una línea de transmisión no se considerará retenida físicamente si está fuera de servicio a causa de una salida forzada, sujeto a la verificación por parte del EOR y/o un OS/OM, o a causa de una salida programada por mantenimiento prevista en la programación de mantenimientos del EOR y el OS/OM.

2.8.9.5 La CRIE empleará como umbral para identificar la posible ocurrencia de retención económica en el Mercado un porcentaje de aumento del 150% sobre el nivel de referencia de las ofertas de precios.

2.8.9.6 El nivel de referencia para una oferta de inyección o retiro de energía señalado en el numeral

2.8.9.5 se calculará, en orden de prioridad, considerando lo siguiente:

el promedio de las ofertas aceptadas del agente durante los 90 días anteriores, para periodos de mercado similares y ajustadas por cambios en los precios de combustible, el valor del agua u otros costos;

el promedio, durante los 90 días anteriores, del precio nodal del mercado en el nodo de inyección o retiro correspondiente para las horas en que la oferta fue aceptada, ajustado por cambios en los precios de combustible, el valor del agua u otros costos; o

el promedio de los precios de energía de los contratos regionales suscritos por el agente del mercado que efectuó las ofertas bajo examen, siempre que dichos precios hayan sido acordados antes del período que se examina.

CRIE 34 Diciembre 2005

2.8.9.7 Si, debido a la insuficiencia de datos, no se pueden calcular niveles de referencia para las ofertas de precios de un agente del mercado en particular, la CRIE determinará un nivel de referencia con base en los costos estimados de generación u otros costos, teniendo en cuenta la información suministrada por el agente del mercado, o un promedio adecuado de las ofertas competitivas presentadas por agentes similares en el MER.

2.8.9.8 La CRIE empleará los siguientes umbrales para identificar la posible ocurrencia de producción antieconómica en el Mercado:

energía inyectada a un precio nodal inferior al 50% del nivel de referencia correspondiente y que contribuye a la congestión de la red transmisión; o

inyecciones de energía que excedan el 125% del nivel indicado por el EOR y/o OS/OM y contribuye a la congestión de la red de transmisión.

2.8.9.9 El nivel de referencia indicado en el numeral 2.8.9.8 se calculará de la misma manera descrita en el numeral 2.8.9.6.

CRIE 35 Diciembre 2005

Libro V

Disposiciones Transitorias

CRIE 1 Diciembre 2005

Contenido

1. Aspectos Transitorios Relacionados con el Libro I del RMER 3

1.1 Programa de Aplicación Gradual 3

2. Aspectos Transitorios Relacionados con el Libro III del RMER 3

2.1 Ingreso Autorizado a los Agentes Transmisores. 3

2.2 Sistema de Planificación de la Transmisión y Generación Regional (STPR) 3

2.3 Costo de la Energía no Suministrada. 3

2.4 Organización de las Subastas de Derechos de Transmisión 3

2.5 Responsabilidades Adicionales del EOR 4

2.6 Criterios de Calidad, Seguridad y Desempeño 4

2.7 Objetivos de Calidad de Servicio 4

CRIE 2 Diciembre 2005

Aspectos Transitorios Relacionados con el Libro I del

RMER

1.1 Programa de Aplicación Gradual

1.1.1 El EOR, en coordinación con los OS/OM, elaborará un programa de aplicación gradual para el cumplimiento de los criterios técnicos establecidos en el numeral 3.5 del Libro I del RMER.

1.1.2 En el plazo de un (1) año contado a partir de la aprobación del RMER, el EOR someterá a la aprobación de la CRIE el programa de aplicación gradual a que se refiere el numeral 1.1.1 de este Libro.

Aspectos Transitorios Relacionados con el Libro III del

RMER

2.1 Ingreso Autorizado a los Agentes Transmisores.

2.1.1 Hasta tanto la CRIE defina los costos eficientes de administración, operación y mantenimiento como un porcentaje del costo estándar de cada instalación, del que trata el Numeral 9.2.3 (b) del Libro III del RMER, se utilizará el 3%.

2.2 Sistema de Planificación de la Transmisión y Generación Regional (STPR)

2.2.1 Hasta tanto la CRIE determine la metodología de cálculo del excedente del consumidor, de la que trata el Numeral 10.4.1 del Libro III del RMER, la función objetivo de la planificación regional será minimizar el valor presente de los costos de abastecimiento que permiten atender la demanda proyectada.

Los costos de abastecimiento incluyen entre otros: costos variables de combustible, operación y mantenimiento; costo de la energía no suministrada; inversiones incrementales en transmisión; gastos incrementales de operación y mantenimiento en transmisión y, si la extensión del horizonte de análisis lo hiciera necesario, inversiones y gastos incrementales en generación.

2.3 Costo de la Energía no Suministrada.

2.3.1 Hasta tanto la CRIE desarrolle y apruebe la metodología de que trata el Numeral 10.8.1 del Libro III del RMER, los costos de la Energía no Suministrada serán los valores vigentes en cada país.

2.4 Organización de las Subastas de Derechos de Transmisión

2.4.1 A partir de la vigencia de este Reglamento, se subastarán inicialmente las siguientes cantidades de Derechos de Transmisión:

Primer año: 25% del total de los DT disponibles en subastas por períodos de validez mensuales; 25% del total de los DT disponibles en subastas por períodos de validez de un (1) año.

CRIE 3 Diciembre 2005

A partir del segundo año: El porcentaje de los DT disponibles que determine la CRIE para las subastas anuales o mensuales.

2.5 Responsabilidades Adicionales del EOR

2.5.1 El EOR elaborará en un plazo máximo de dos (2) años a partir de la aprobación de este reglamento, y someterá a la aprobación de la CRIE, una reglamentación para la planificación, diseño, instalación, mantenimiento y auditoria de los sistemas de protección.

2.6 Criterios de Calidad, Seguridad y Desempeño

2.6.1 El EOR en coordinación con los OS/OM elaborará, a partir de la aprobación de este reglamento, un programa de cumplimiento gradual de los Criterios de Calidad, Seguridad y Desempeño que se establecen en el Capítulo 16 del Libro III del RMER. Este programa de cumplimiento gradual será sometido a la aprobación de la CRIE.

2.6.2 Al cumplirse el primer año de la operación del MER bajo el presente reglamento, el EOR realizará una evaluación técnica y económica de los criterios y parámetros definidos en este numeral para establecer la conveniencia de modificarlos, complementarlos o ajustarlos. Si se considera necesario realizar modificaciones, estas deberán ser sometidas a la aprobación de la CRIE.

2.7 Objetivos de Calidad de Servicio

2.7.1 Los Objetivos de Calidad que establece el Numeral 6.2.1 del Libro III del RMER, deberán ser propuestos por el EOR a la CRIE en un plazo no mayor a dieciocho (18) meses contados a partir de la aprobación del RMER.

CRIE 4 Diciembre 2005

Anexos del Libro II

De la Operación Técnica y Comercial

CRIE 1 Diciembre 2005

CONTENIDO

A1. Sistema de Medición Comercial Regional ………………………………………………………………….
5
A1.1
Definiciones y Alcance ……………………………………………………………………………………..
5
A1.2
Responsabilidades de los Agentes……………………………………………………………………….
6
A1.3
Responsabilidades de los OS/OMS ……………………………………………………………………..
7
A1.4
Responsabilidades del EOR ……………………………………………………………………………….
8
A1.5
Requisitos de Medición ……………………………………………………………………………………..
8
A1.6
Registro de Equipos de Medición ……………………………………………………………………..
13
A1.7
Pruebas y Auditorías ……………………………………………………………………………………….
14
A1.8
Procesamiento de Datos de Medición ………………………………………………………………..
16
A1.9
Funcionamiento de Equipos de Medición …………………………………………………………..
17
A1.10
Seguridad de los Equipos y Datos de Medición…………………………………………………..
19
A1.11
Acceso a los Datos de Medición ……………………………………………………………………….
20

A2. Requisitos de Supervisión y Comunicaciones
…………………………………………………………..22
A2.1
Alcance………………………………………………………………………………………………………….
22
A2.2
Aspectos Generales …………………………………………………………………………………………
22
A2.3
Sistema de Supervisión ……………………………………………………………………………………
22
A2.4
Comunicaciones ……………………………………………………………………………………………..
23
A2.5
Requisitos Funcionales…………………………………………………………………………………….
23
A2.6
Seguridad del Sistema ……………………………………………………………………………………..
24
A2.7
Normas de Diseño …………………………………………………………………………………………..
24

A3. Predespacho y Posdespacho Regional………………………………………………………………………
26
A3.1
Alcance………………………………………………………………………………………………………….
26
A3.2
Características Generales del Modelo ………………………………………………………………..
26
A3.3
Proceso General del Predespacho ……………………………………………………………………..
28
A3.4
Formulación del Predespacho …………………………………………………………………………..
31
A3.5
Modelo del Posdespacho ………………………………………………………………………………….
41
A4. Conciliación de Transacciones…………………………………………………………………………………
46

CRIE 2 Diciembre 2005

A4.1 Transacciones Programadas no Comprometidas en Contratos 46

A4.2 Transacciones Programadas por Compromisos Contractuales 47

A4.3 Cargos en el Mercado de Oportunidad Regional a los Compromisos Contractuales .. 47

A4.4 Transacciones por Desviaciones en Tiempo Real (TDTR) 48

A4.5 Servicios Auxiliares Regionales 52

A4.6 Cargos por Transmisión 53

A4.7 Cargos Adicionales 53

CRIE 3 Diciembre 2005

ANEXO 1

SISTEMA DE MEDICIÓN COMERCIAL

REGIONAL

CRIE 4 Diciembre 2005

A1. Sistema de Medición Comercial Regional

A1.1 Definiciones y Alcance

A1.1.1 Para efectos del posdespacho y la conciliación de transacciones comerciales en el MER, el EOR y los OS/OMS deberán utilizar los sistemas y equipos de medición necesarios y apropiados para registrar las inyecciones y retiros de energía en los nodos de la RTR y los intercambios de energía en los enlaces entre áreas de control. Estos sistemas y equipos de medición comercial conforman el Sistema de Medición Comercial Regional o SIMECR.

A1.1.2 Este Anexo establece las responsabilidades y los requisitos para los sistemas y equipos de medición comercial del MER y es aplicable al EOR, a los OS/OMS y a los agentes del mercado.

A1.1.3 El SIMECR estará conformado por los siguientes componentes:

Un sistema primario de medición que como mínimo considere la energía activa y reactiva, el cual deberá tener un medidor con capacidad de almacenamiento por intervalos de tiempo y suficiente memoria para almacenar información por un período compatible con los períodos de mercado de las transacciones del MER, así como un módem de comunicaciones que permita que los datos de las medidas sean leídos remotamente usando protocolos apropiados;

Un sistema de respaldo de medición de energía activa y reactiva, funcionando en paralelo con el sistema primario de medición y con las mismas características que el sistema primario de medición;

Un sistema de recolección remota de medidas, conformado por sistemas de comunicaciones y centros de recolección de datos, preferiblemente ubicados en las instalaciones de los OS/OMS, con acceso remoto a la información de los medidores a través de enlaces de telecomunicaciones privados o públicos;

Un sistema informático para que los OS/OM pongan a disposición del EOR, la información de las mediciones que recolecta de sus sistemas;

Registro de mediciones comerciales que en su conjunto representen la medición real, con el objeto de registrar transacciones de más de un agente en un mismo nodo; y

El EOR podrá contar con opcionalmente, un sistema de recolección remota de medidas que le permita al EOR revisar periódicamente la información reportada por cada OS/OM, a través del acceso remoto a los datos de medición.

A1.1.4 Los datos de energía activa (kilovatios-hora) y reactiva (kilovares-hora) de las lecturas de energía deberán ser registrados por el SIMECR en intervalos de tiempo que coincidan con los períodos de mercado.

A1.1.5 Ninguna disposición de este Anexo afectará la obligación de los OS/OMS y/o agentes del mercado de cumplir con los requisitos de medición establecidos por sus respectivos sistemas o mercados nacionales. En caso que el presente Anexo defina unos requerimientos diferentes a los establecidos a nivel nacional, el OS/OM o agente en cuestión deberá cumplir con los requisitos más exigentes.

CRIE 5 Diciembre 2005

A1.1.6 Ninguna disposición de este Anexo impedirá a un OS/OM aplicar nuevas metodologías y tecnologías relacionadas con la medición de energía, siempre que tales aplicaciones se efectúen de acuerdo con las disposiciones del presente Anexo, sean consistentes con el mismo y aprobadas por la CRIE.

A1.2 Responsabilidades de los Agentes

A1.2.1 Para cada uno de los equipos de medición de su propiedad y registrados en el SIMECR conforme al numeral A2.6, los agentes del MER deberán:

Garantizar que cada equipo de medición cumpla con los requisitos establecidos en el numeral A2.5;

(b) Coordinar y garantizar el acceso del OS/OM respectivo a los datos y equipos de medición cuando se requiera;

Adquirir, instalar, registrar, poner en operación, dar mantenimiento, reparar, reemplazar, inspeccionar y probar los equipos de medición de su propiedad, de acuerdo con las disposiciones del presente Anexo;

Poner a disposición del OS/OM respectivo, los datos de medición y la información requerida en este Anexo para ser almacenada en la Base de Datos Regional;

Establecer procedimientos alternos que garanticen la transferencia de datos de medición hacia los centros de recolección del OS/OM en los periodos establecidos en este reglamento, cuando dichos datos no estén a disposición del OS/OM por medio del acceso remoto establecido para el efecto;

Mantener los registros de todas las inspecciones, pruebas, auditorías y actividades que puedan afectar la recolección, integridad o precisión de los datos de medición almacenados en sus equipos de medición, así como de todas las modificaciones realizadas a tales equipos, y suministrar dichos registros al EOR, por intermedio del OS/OM respectivo.

Obtener la aprobación del OS/OM, quien informara al EOR antes de llevar a cabo cualquier procedimiento o de efectuar cambios sobre los equipos, parámetros o configuración de medida de los equipos de medición que pudieran afectar la recolección, integridad o precisión de cualquier dato de medición almacenado en el equipo;

Reportar daños y problemas en sus equipos de medición y suministrar la información sobre ajustes de los datos de medición requerida por el EOR y/o los OS/OMS;

Presentar la información que certifique que el equipo de medición es el adecuado para el rango de condiciones operativas a las cuales estará expuesto y que sus componentes podrán operar dentro de los límites establecidos en este Anexo.

A1.2.2 Cada agente asumirá todos los costos y gastos asociados con:

La adquisición, instalación, registro, puesta en marcha, mantenimiento, reparación, reposición e inspección de los equipos de medición de su propiedad;

Las pruebas de rutina descritas en el numeral A2.7.4.1 de cada equipo de medición de su propiedad;

CRIE 6 Diciembre 2005

Las pruebas, distintas a las pruebas de rutina a las que se refiere el literal (b), y las auditorías a equipos de medición de su propiedad, en los casos señalados en el numeral A2.7.3;

Asegurar la integridad y precisión de los datos de medición registrados en los equipos de medición de su propiedad y la transferencia de tales datos a los centros de recolección de los OS/OMS.

A1.3 Responsabilidades de los OS/OMS

A1.3.1 Para cada uno de los equipos de medición del SIMECR bajo su supervisión, los OS/OMS deberán:

Supervisar e informar al EOR del cumplimiento de los requisitos de medición establecidos en el numeral A2.5;

Efectuar, a solicitud del EOR, auditorías a los sistemas y equipos de medición, para verificar la precisión y confiabilidad de las medidas y el desempeño de los sistemas y equipos de medición;

Coordinar con los agentes la realización de las pruebas punto a punto entre los equipo de medición y los centros de recolección de datos de los OS/OMS requeridas en este Anexo;

Recolectar la información de los equipos de medición y la información requerida en este Anexo, y enviarla a la Base de Datos Regional de acuerdo con las instrucciones y formatos establecidos por el EOR, de conformidad con el Libro I;

Establecer procedimientos que garanticen al EOR disponer de datos de medición alternos durante el mantenimiento, reparación, reposición, inspección, auditoría o prueba de los equipos de medición;

Elaborar reportes de eventos que afecten a los equipos de medición instalados en los nodos de la RTR en su área de control;

Responder oportunamente a todos los reportes de problemas de medición emitidos por el EOR;

Responder por las multas y otras sanciones impuestas, de acuerdo con lo establecido en el Libro IV del RMER, por el incumplimiento de las obligaciones establecidas en este Anexo.

A1.3.2 Cada OS/OM asumirá todos los costos y gastos asociados con:

La adquisición, instalación, mantenimiento, reparación, reposición e inspección de sus equipos para la recolección y reporte de los datos de medición;

Asegurar la integridad y precisión de los datos de medición almacenados en su centro de recolección de datos y la transferencia de tales datos a la Base de Datos Regional; y

Su propio acceso a la Base de Datos Regional;

Los OS/OM podrán recuperar una parte o la totalidad de los costos y gastos a los cuales se hace referencia, que deban ser cubiertos por los agentes, de acuerdo con lo establecido en la respectiva regulación nacional.

CRIE 7 Diciembre 2005

A1.4 Responsabilidades del EOR

A1.4.1 El EOR será responsable de:

Elaborar y mantener actualizado el registro de los equipos de medición conforme lo establecido en el numeral A2.6;

Proporcionar una interfaz de comunicaciones con la Base de Datos Regional y garantizar que los datos de medición sean almacenados en la Base de Datos Regional de manera confiable, segura, oportuna y precisa;

Establecer guías y procedimientos relacionadas con el SIMECR, incluyendo pero sin limitarse a: estimaciones por pérdida de lecturas, transferencia de datos de medición hacia la Base de Datos Regional, integridad de los datos y seguridad de los equipos de medición, inspección, prueba y auditoría de los equipos y corrección de errores de medición;

Coordinar con el OS/OM respectivo la ejecución de cualquier prueba requerida a un equipo de medición;

Aplicar los procedimientos respecto a equipos dañados o defectuosos establecidos en este Anexo;

Auditar los equipos de medición de los agentes de acuerdo con lo establecido en este Anexo;

Supervisar los sistemas y procedimientos de adquisición de medidas de los OS/OMS;

Emitir reportes de problemas de medición a los OS/OMS y monitorear el estado, tiempo de respuesta y solución dada a cada uno de éstos; y

Prevenir el acceso a la información del SIMECR almacenada en la Base de Datos Regional por parte de personas distintas a las autorizadas en este Anexo.

A1.5 Requisitos de Medición

A1.5.1 Características del Equipo de Medición

A1.5.1.1 Sujeto a lo dispuesto en los numerales A2.5.1.2 y A2.5.6, cada nodo de la RTR donde se realicen transacciones en el MER se deberá:

Contar con dos (2) medidores, uno (1) de los cuales será designado como medidor principal y otro como respaldo, los cuales cumplirán con las características establecidas en este numeral y la clase de precisión establecida en el literal (c);

Contar con transformadores de corriente y potencial, que cumplan con las características establecidas en este numeral y la clase de precisión establecida en el literal (c), los cuales podrán ser compartidos o independientes para cada medidor;

Cumplir con la precisión requerida para los equipos de medición será de 0.2 para los medidores de estado sólido y con el porcentaje de error para los transformadores de instrumentación, para la carga nominal conectada en los secundarios, de 0.3, de acuerdo a las normas ANSI C12.16-1991, aprobada el 19 de marzo de 1991 y ANSI C57.13-1993 aprobada el 17 de junio de 1993 (revisión de la norma ANSI C57.13-1978);

Cumplir con los requisitos de seguridad establecidos en el numeral A2.10;

CRIE 8 Diciembre 2005

Tener la capacidad de registrar datos de medición en intervalos de tiempo iguales o menores al período de mercado;

Tener la capacidad de almacenar datos de medición de cada período de mercado, como mínimo treinta y cinco (35) días;

Para cada instalación será obligatorio presentar el cálculo de la carga, en VA, que será conectada a los transformadores de corriente y potencial, asociados a los equipos de medición principal y de respaldo. Con el cálculo se adjuntarán datos garantizados por los fabricantes de los equipos que estarán conectados en la cadena de medición (medidores, graficadores, cables, etc.), no pudiendo en ningún momento sobrepasarse el rango de carga de los transformadores de instrumentación especificado en la norma ANSI C57.13, para la exactitud requerida;

Cumplir que la carga de los circuitos secundarios de los transformadores de corriente (TC) y potencial (TP) esté comprendida dentro de los límites inferior y superior de la exactitud correspondiente, de acuerdo a lo estipulado en la norma ANSI C57.13-1993;

Cumplir que el valor nominal del circuito primario del TC, sea el valor más cercano a la capacidad de transmisión del elemento medido;

Utilizar transformadores de corriente con multirelación, debiendo poseer la mejor exactitud el devanado donde se estime que el medidor operará nominalmente;

Cumplir que el equipo de medición cuente con los elementos necesarios que permitan separar y/o intercalar dispositivos de medida en forma individual con la instalación en servicio, para verificación en el lugar y/o reemplazo sin afectar los elementos restantes; y

Cumplir con todos los otros requisitos establecidos en este Anexo.

A1.5.1.2 Un equipo de medición podrá tener características más exigentes en cuanto a la clase de precisión y a otros requisitos establecidos en el numeral A2.5.1.1.

A1.5.1.3 Ningún equipo de medición podrá ser parte del SIMECR a menos que:

Haya sido registrado ante el EOR de acuerdo con los procedimientos descritos en el numeral A2.6; y

Los equipos de comunicación que sean parte del mismo hayan superado con éxito las pruebas punto a punto entre el OS/OM y el punto de medición.

A1.5.1.4 En los casos en los cuales se pretenda utilizar transformadores de medida de un equipo de medición para propósitos adicionales a los de recolección, registro y almacenamiento de datos de medición, el agente propietario del equipo de medición deberá:

Conectar el transformador de medida al medidor principal como se indique en la información de registro correspondiente;

Operar el transformador de medida dentro de los límites nominales de carga para la clase de precisión indicada el numeral A2.5.1.1(c); y

Asegurar que el transformador de medida sea parte de un equipo de medición con respaldo.

A1.5.2 Características del Medidor

CRIE 9 Diciembre 2005

A1.5.2.1 Cada medidor será del tipo multifunción de estado sólido, trifásico, tetrafilar, bidireccional, dotado de un módulo de memoria masiva no volátil, de acuerdo a la norma ANSI C12.16-1991, con módulo de comunicación (módem interno o externo, LAN, etc.), módulo de entrada y salida y con alimentación independiente.

A1.5.2.2 Todos los medidores deberán disponer de registradores integrados, los cuales obtendrán y almacenarán los valores a registrar, para que periódicamente sean extraídos en forma remota por cada OS/OM y sean remitidos posteriormente al EOR.

A1.5.2.3 Los registradores integrarán los pulsos generados en los medidores de energía, en períodos programables compatibles con el período de mercado definido en este Reglamento.

A1.5.2.4 El procedimiento normal de lectura de los registradores será remoto, mediante la utilización de enlaces de comunicación privada o pública, para lo cual el equipo estará dotado de un módem y la funcionalidad de comunicación requerida con el grado de protección adecuado. Adicionalmente deberá ser posible realizar la extracción local de datos, en caso que el procedimiento no pueda ser aplicado, la cual estará a cargo de cada agente.

A1.5.2.5 Como referencia de tiempo, los registradores utilizarán sincronización externa confiable, la cual deberá ser realizada por el OS/OM respectivo como mínimo en forma semestral.

A1.5.2.6 La protección de los datos deberá abarcar tanto el almacenamiento como la extracción y transmisión, disponiendo de memoria masiva no volátil, claves y protocolos de transmisión con detección de errores y repetición de bloques de datos defectuosos.

A1.5.2.7 El registrador se ajustará a las siguientes características:

El período de integración de pulsos será programable, desde un mínimo de un (1) minuto hasta una (1) hora, en intervalos que contemplen todos los submúltiplos de sesenta (60) minutos;

Capacidad de almacenamiento de la información en memoria masiva de treinta y cinco (35) días como mínimo, con diez (10) ó más canales activos y un período de integración fijado por el EOR que inicialmente será de sesenta (60) minutos;

La asignación de las variables para el SIMECR será definida por el EOR en cumplimiento del RMER;

El soporte de almacenamiento de los datos debe garantizar la permanencia y la inalterabilidad de los mismos ante fallas de alimentación del equipo o externas, para lo cual deberá contar con baterías de siete (7) días de duración como mínimo u otro sistema no volátil de alimentación independiente; y

El equipo deberá permitir la lectura remota de los datos, para lo cual dispondrá de puertos de acceso y lectura remota y contar con un módulo de comunicación con velocidad de transmisión de trescientos (300) bps o mayor.

A1.5.3 Punto de Medición y Factores de Ajuste.

A1.5.3.1 El agente deberá asegurar que el medidor se encuentre instalado en el nodo de la RTR donde se realizan las transacciones en el MER.

CRIE 10 Diciembre 2005

A1.5.3.2 No obstante lo indicado en el numeral anterior, cuando el equipo de medición esté ubicado en el lado de baja tensión del transformador o en un nodo el cual está conectado a través de una línea de transmisión a un nodo de la RTR, el OS/OM deberá utilizar un factor de ajuste para trasladar la medición al nodo de la RTR.

A1.5.3.3 El EOR deberá aprobar el procedimiento utilizado por el OS/OM para el cálculo de los factores de ajuste del numeral anterior.

A1.5.3.4 Para efecto de supervisión del EOR, el OS/OM deberá mantener una memoria de cálculo para cada uno de los casos en que se aplique dicha corrección.

A1.5.4 Uso y Recolección de Datos de Medición

A1.5.4.1 Los datos de medición serán utilizados por el EOR para propósitos de la conciliación de transacciones de la manera establecida en el Libro II. Los agentes del MER y los OS/OMS serán los responsables de la validación de los datos, y cuando sea necesario, del ajuste y estimación de los mismos.

A1.5.4.2 Cada equipo de medición deberá tener un enlace de comunicación y tener capacidad de comunicación remota por medios electrónicos, desde el sitio del equipo de medición hasta la interfaz de comunicaciones del OS/OM correspondiente.

A1.5.4.3 Cada agente deberá garantizar que los datos de cada uno de sus equipos de medición registrados sean transferidos al centro de recolección de datos del OS/OM respectivo, preservando las condiciones de seguridad y precisión que se establecen en este Anexo.

A1.5.4.4 Cada OS/OM deberá garantizar que los datos de medición almacenados en sus centros de recolección y transferidos a la interfaz de comunicaciones de la Base de Datos Regional, se encuentren en un formato de datos aprobado por el EOR y compatible con el utilizado para la recuperación de datos desde dicha interfaz.

A1.5.5 Reporte de Datos de Medición

A1.5.5.1 Diariamente, a más tardar a las ocho (8:00) horas del día siguiente a la operación, los OS/OMS realizarán la interrogación de los datos almacenados en los equipos de medición bajo su responsabilidad, ubicados en los nodos habilitados de la RTR. Cada OS/OM deberá reportar diariamente al EOR dichos datos de medición en el formato aprobado por el EOR, a más tardar a las diez (10:00) horas del día siguiente a la operación.

A1.5.5.2 El reporte de la información se hará en las unidades de medida definidas para el MER, de manera que se tengan datos para cada uno de los períodos de mercado del día anterior de operación y usando los medios electrónicos habilitados por el EOR para tal efecto.

A1.5.5.3 En relación con los datos a reportar al EOR, el OS/OM verificara la existencia y consistencia de los datos antes de aplicar el procedimiento de estimación de medidas previsto en el numeral A2.9.2.2.

A1.5.5.4 Antes de la conciliación diaria, el EOR deberá informar a los OS/OMS los problemas que encuentre en los reportes de datos de medición, para que estos envíen las correcciones requeridas de la manera establecida por el EOR para tal efecto.

CRIE 11 Diciembre 2005

A1.5.5.5 En aquellos casos en que, habiendo informado el EOR de la existencia de un problema en los datos de un equipo de medición al OS/OM respectivo, no se realicen las correcciones dentro del plazo establecido, el EOR realizará la conciliación de transacciones con la mejor información disponible de acuerdo al numeral A2.9.9.2.

A1.5.6 Exención de Requisitos

A1.5.6.1 El EOR podrá eximir temporalmente del cumplimiento de requisitos establecidos en este Anexo a los equipos de medición que ya se encuentren en servicio en la fecha de vigencia del RMER, previa solicitud por parte del agente propietario del equipo de medición, en aquellos casos en que el incumplimiento de los requisitos no dificulte la correcta determinación de las inyecciones y retiros en el punto de medición, de manera que la conciliación de transacciones pueda realizarse de manera satisfactoria para los agentes.

A1.5.6.2 Cuando el EOR exima a un equipo de medición del cumplimiento de alguno de los requisitos establecidos en este Anexo, fijará unos plazos para que el agente responsable cumpla con los requisitos faltantes y si es necesario aplicará un factor de corrección para determinar las inyecciones y retiros reales a partir de los datos registrados en el equipo de medición.

A1.5.6.3 El factor de corrección a que se refiere el numeral anterior, deberá ser calculado por el respectivo OS/OM y aprobado por el EOR previo a su aplicación.

A1.5.6.4 Un agente que desee solicitar una exención de requisitos para un equipo de medición, como se prevé en el numeral A2.5.6.1, presentará al EOR como parte de la solicitud de registro del equipo, lo siguiente:

Una descripción del requisito que el equipo de medición no cumple y para el cual se solicita la exención;

Un plan en el cual se detalle la forma y el tiempo dentro del cual el equipo de medición cumplirá con el requisito materia de la solicitud de exención; y

Toda la información que soporte la solicitud.

A1.5.6.5 Si a consideración del EOR no se satisfacen los criterios establecidos en el numeral A2.5.6.1, éste negará la exención solicitada y no aceptará el registro del equipo de medición. El EOR notificará del hecho al agente solicitante, al OS/OM respectivo y a la CRIE indicando las razones de la negativa.

A1.5.6.6 Una vez el EOR verifique el cumplimiento de los criterios establecidos en el numeral A2.5.6.1 para la aplicación de una exención, aceptará su registro temporal, siempre que el agente haya suministrado toda la información y se hayan cumplido todos los procedimientos de registro señalados en el numeral A2.6, y fijará los plazos señalados en el numeral A2.5.6.2.

A1.5.6.7 La exención concedida por el EOR a un equipo de medición con relación a un requisito específico, de acuerdo con lo previsto en el numeral A2.5.6.5, expirará en la fecha especificada por el EOR en el momento de registro temporal del equipo y podrá ser revocada por el EOR en cualquier momento que no se cumplan los criterios establecidos en el numeral A2.5.6.1.

CRIE 12 Diciembre 2005

A1.5.6.8 Cada agente propietario de un equipo de medición al cual se ha revocado la exención de un requisito, según lo previsto en el numeral A2.5.6.6, deberá garantizar el pleno cumplimiento por parte del equipo de medición del requisito materia de la exención antes de volver a solicitar el registro del equipo.

A1.5.6.9 Cuando el agente no cumpla con lo establecido en los numerales A2.5.6.6 ó A2.5.6.7 con respecto a la revocación o vencimiento de una exención determinada, el EOR:

Tomará las acciones necesarias para la estimación de los datos de medición para propósitos de conciliación de transacciones; y

Notificará a la CRIE, quien tomará las acciones necesarias para que el equipo de medición sea puesto en cumplimiento del requisito sujeto de la exención.

A1.6 Registro de Equipos de Medición

A1.6.1 Los equipos de medición que se utilizarán para obtener los datos de las medidas de las inyecciones y retiros de energía en los nodos de la RTR para propósitos de la conciliación de transacciones en el MER, deberán ser registrados ante el EOR de acuerdo con lo dispuesto en este numeral A2.6.

A1.6.2 El EOR establecerá los procedimientos a seguir por los agentes para el registro de los equipos de medición que se encuentran ubicados en los nodos de la RTR habilitados para realizar transacciones en el MER. La información del registro de los equipos de medición deberá ser actualizada por el agente respectivo cada vez que sufra algún cambio.

A1.6.3 El EOR garantizará que el registro contenga la siguiente información de cada equipo de medición y cualquier otra información que el EOR considere necesaria:

Nombre, identificación e información de contacto del agente propietario;

El punto de medición definido para el equipo de medición;

El nombre y la designación operativa de la instalación en la cual se encuentra localizado el punto de medición;

Localización geográfica y dentro del SER del equipo de medición y de cada uno de sus medidores si existen varios por punto de medición;

Una tabla totalizadora indicando: (i) los medidores a ser sumados cuando se requiera y el signo de la sumatoria y (ii) la información correspondiente a cada medidor, con el detalle suficiente para permitir la suma, los factores de ajuste y los factores de corrección;

El identificador único asignado por el EOR al equipo de medición para su localización en la Base de Datos Regional;

Las unidades de medida utilizadas para medir el flujo de energía en el equipo de medición;

Los factores de ajuste y de corrección a ser aplicados, incluyendo el signo de los factores; y

La documentación de soporte de los factores anteriores, incluyendo los resultados de cálculos de ingeniería y estudios de flujo de potencia.

CRIE 13 Diciembre 2005

A1.6.4 La documentación requerida para el registro del equipo de medición, deberá llevar la firma de una persona autorizada por el Agente y con el visto bueno del OS/OM.

A1.6.5 El EOR negará el registro de un equipo de medición cuando el equipo de medición no cumpla con los requisitos establecidos en este Anexo y no se ha concedido ninguna exención que explique este incumplimiento.

A1.6.6 Cuando el EOR niegue el registro de un equipo de medición, según lo previsto en el numeral A2.6.5, notificará del hecho al agente solicitante, al OS/OM respectivo y a la CRIE, indicando los motivos de la negativa.

A1.6.7 El EOR incluirá en el registro de medidores los resultados de todas las pruebas realizadas conforme a los numerales A2.7.1 y A2.7.2, y cualquier modificación realizada al equipo de medición según lo dispuesto en el numeral A2.10.3.1.

A1.6.8 Los datos incluidos en el registro de medidores, con respecto a un equipo de medición, podrán ser consultados por:

El OS/OM bajo cuya supervisión se encuentre dicho equipo de medición;

El agente del MER cuyas cantidades de conciliación estén determinadas por los datos de dicho equipo de medición; y

El agente del MER propietario del equipo de medición.

A1.7 Pruebas y Auditorías

A1.7.1 Pruebas y Auditorías a Equipos de Medición

A1.7.1.1 Cada agente será responsable de que cada uno de sus equipos de medición sea inspeccionado y probado de acuerdo con los requisitos establecidos en el numeral A2.7.4. Cada agente, a través del respectivo OS/OM, suministrará al EOR los resultados de las pruebas realizadas.

A1.7.1.2 El EOR revisará los resultados de todas las pruebas realizadas en cumplimiento de lo dispuesto en esta sección A2.7.

A1.7.1.3 Después de efectuar la revisión anterior, el EOR podrá ordenar la realización de una auditoría al equipo de medición con el fin de evaluar el cumplimiento de los requisitos establecidos en este Anexo. El agente garantizará que el auditor del EOR tenga acceso al equipo de medición para los propósitos de la auditoría, siempre que el EOR le haya notificado de la misma con una anticipación no inferior a cinco (5) días hábiles. La notificación de la auditoría deberá especificar:

El propósito específico de la auditoría y sus alcances indicando claramente los trabajos a realizar;

El nombre de la persona o empresa que efectuará la auditoría; y

La fecha y la hora de inicio de la auditoría.

A1.7.1.4 El EOR podrá realizar revisiones extraordinarias a un equipo de medición, con el propósito de asegurar el cumplimiento de los requisitos establecidos en este Anexo. El agente

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propietario del equipo de medición garantizará que el personal designado por el EOR tenga acceso a los equipos para efectos de estas revisiones.

A1.7.1.5 El EOR, tan pronto como sea posible, pondrá a disposición del agente propietario de un equipo de medición y del OS/OM respectivo los resultados de toda auditoría realizada conforme a los numerales A2.7.1.3 y A2.7.1.4.

A1.7.1.6 Cada OS/OM, tan pronto como sea posible, pondrá a disposición de cualquier agente del mercado cuyas cantidades de conciliación dependan de los datos del equipo de medición auditado, los resultados de las pruebas realizadas en cumplimiento de lo establecido en el numeral A2.7.1.1 y de toda auditoría realizada conforme a los numerales A2.7.1.3 y A2.7.1.4.

A1.7.2 Inspecciones de Datos de Medición

A1.7.2.1 Un agente del mercado podrá solicitar al EOR, a través de su respectivo OS/OM, una inspección para determinar la consistencia entre los datos de medición almacenados en la Base de Datos Regional y los datos del equipo de medición usado para determinar las cantidades de conciliación de las transacciones propias o de otro agente.

A1.7.2.2 El EOR entregará al agente propietario del equipo y al agente que realiza una solicitud conforme a lo establecido en el numeral A2.7.2.1, dentro de los cinco (5) días hábiles siguientes a la fecha de la solicitud, una notificación de la inspección, con una anticipación no menor a cinco (5) días hábiles de la fecha prevista para la realización de la misma. La notificación de la inspección deberá especificar:

El propósito específico de la inspección;

El nombre de la persona o empresa que conducirá la inspección; y

La fecha y la hora de inicio de la inspección.

A1.7.2.3 El EOR ordenará la inspección a que se refiere el numeral A2.7.2.1 y el agente propietario del equipo de medición garantizará que el personal asignado por el EOR tenga acceso al mismo para los propósitos de la inspección, siempre que haya recibido la notificación anteriormente señalada.

A1.7.2.4 El EOR en un plazo máximo de quince (15) días calendario después de realizada la inspección, pondrá a disposición del agente propietario del equipo, del agente que realizó la solicitud y del OS/OM respectivo los resultados de la inspección a realizada en cumplimiento de lo establecido en el numeral A2.7.2.1.

A1.7.2.5 Si una inspección realizada conforme al numeral A2.7.2.1 revela una discrepancia entre los datos de medición registrados en un equipo de medición y los datos de medición almacenados en la Base de Datos Regional, se tomarán los datos que recomiende el informe de la inspección para efectos de la conciliación de transacciones, mientras se subsana la causa del error.

A1.7.3 Costos de las Pruebas, Auditorías e Inspecciones

A1.7.3.1 Los costos y gastos asociados con las pruebas, auditorias e inspecciones realizadas a cualquier equipo de medición, distintas a las que se refiere el numeral A2.7.1, deberán ser

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pagados por la entidad o el agente que las haya solicitado, excepto en el caso en que dichas pruebas, auditorías o inspecciones muestren que el equipo de medición no cumple con los requisitos señalados en el presente Anexo, caso en el cual el agente propietario del equipo de medición asumirá los costos y gastos incurridos.

A1.7.4 Requisitos de Inspección y Pruebas

A1.7.4.1 Los OS/OMS verificarán de que cada equipo de medición bajo su supervisión sea sometido como mínimo a las siguientes pruebas de rutina:

Verificación en sitio

Se debe llevar a cabo una verificación en sitio para confirmar si la energía medida por un medidor en un determinado período de tiempo es almacenada correctamente por el registrador de datos del medidor. Cada OS/OM registrará como una falla o salida de servicio todo error detectado como resultado de esta prueba El OS/OM reportará el error al EOR conforme al numeral A2.9.1.2.

Revisión en el punto de medición

Las energías activa y reactiva registradas por un medidor deberán ser comparadas con las medidas por un equipo de prueba de precisión igual o superior a la del medidor e instalado en paralelo al mismo, o utilizando otro mecanismo aprobado por el EOR. Cada OS/OM registrará como falla o salida de servicio todo error detectado como resultado de esta prueba que exceda el rango de precisión del medidor y reportará dicho error al EOR conforme al numeral A2.9.1.2.

Revisión de transformadores de medida

Como mínimo se utilizará la prueba de relación de transformación para probar la correcta operación de los transformadores de medida.

A1.7.4.2 Cada agente realizará las pruebas de rutina a las que se refiere el numeral A2.7.4.1 por lo menos una (1) vez en cada período sucesivo de doce (12) meses, a partir de la fecha de registro del equipo de medición.

A1.7.4.3 Cada agente llevará a cabo cualquier otro tipo de prueba, incluyendo pruebas de relación de transformación, de aislamiento y verificación de la precisión, cuando lo requiera el EOR o el OS/OM.

A1.8 Procesamiento de Datos de Medición

A1.8.1 Datos de Medición

A1.8.1.1 Como parte de la Base de Datos Regional, el EOR establecerá y mantendrá una base de datos de medición que contenga los datos reportados por los OS/OMS para cada equipo de medición registrado ante el EOR.

A1.8.1.2 La Base de Datos Regional contendrá las lecturas de energía inicialmente enviadas así como las sustituciones, las estimaciones y los valores calculados por los OS/OMS. .

A1.8.2 Adquisición Remota de Datos

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A1.8.2.1 Cada OS/OM realizará la adquisición remota de los datos de medición almacenados en los equipos de medición registrados y los transferirá al EOR quien los almacenará en la Base de Datos Regional para propósitos de la conciliación de transacciones.

A1.8.2.2 Si la adquisición remota de datos del equipo de medición no es posible por parte de los OS/OMS, el EOR coordinará con el OS/OM responsable la utilización de medios alternos para la transferencia de los datos de medición a la Base de Datos Regional.

A1.8.3 Errores en Equipos de Medición

A1.8.3.1 Si una prueba, inspección o auditoria a un equipo de medición, llevada a cabo de acuerdo con el numeral A2.7, demuestra la existencia de un error, y el EOR, una vez agotadas las alternativas posibles para determinar el momento en el cual se presentó tal error, considerará que el error ha ocurrido en la mitad del período comprendido entre (i) el momento de la prueba, inspección o auditoria más reciente que mostraba que el equipo de medición cumplía con los requisitos de medición aplicables y (ii) el momento en el cual el error fue detectado.

A1.8.3.2 El EOR, en coordinación con los OS/OMS, podrá realizar correcciones apropiadas a los datos de medición contenidos en la Base de Datos Regional para tener en cuenta errores de medición detectados en una prueba, inspección o auditoría conforme al numeral A2.8.3.1.

A1.8.3.3 En caso el EOR realiza las correcciones indicadas en el numeral A.2.8.3.2, las modificaciones se deberán incluir en el DTER.

A1.9 Funcionamiento de Equipos de Medición

A1.9.1 Desempeño

A1.9.1.1 Los agentes propietarios de equipos de medición registrados garantizarán que los datos de medición estén a disposición de los OS/OMS, por período de mercado, de acuerdo con los siguientes requisitos:

El 97% ó más de los datos de medición estarán a disposición el día siguiente al día en el cual ocurre la transacción; y

El 97% de los intentos de los OS/OMS de transferir los datos de medición a los centros de recolección de medidas deberán ser exitosos en el primer intento.

A1.9.1.2 Cuando un agente note que uno de sus equipos de medición registrados ha salido de servicio, está defectuoso o presenta mal funcionamiento, notificará al EOR a través del respectivo OS/OM de la salida de servicio, defecto o mal funcionamiento del equipo durante el primer día hábil siguiente a la detección del caso. Además:

Cuando la salida de servicio, defecto o mal funcionamiento esté relacionado con cualquier componente del equipo de medición distinto a un transformador de medida, el agente garantizará que el equipo de medición o el componente defectuoso sea reemplazado o reparado en un plazo no mayor a quince (15) días a partir de la fecha de notificación a que se refiere el presente numeral, o en un período de tiempo mayor acordado con el EOR, el cual no podrá superar los quince (15) días adicionales; y

Cuando la salida de servicio, defecto o mal funcionamiento esté relacionado con un transformador de medida, el agente garantizará que éste sea reemplazado en un plazo no

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mayor a ciento veinte (120) días a partir de la fecha de notificación a la que se refiere el presente numeral, o en un período de tiempo mayor acordado con el EOR, el cual no podrá superar los ciento veinte (120) días adicionales.

A1.9.1.3 Cuando el EOR se de cuenta, por medios distintos a la notificación a la cual se refiere el numeral A2.9.1.2, incluyendo el reporte del OS/OM respectivo, que un equipo de medición ha salido de servicio, está defectuoso o presenta mal funcionamiento, el EOR:

Emitirá un reporte de daño para dicho equipo de medición y notificará al agente propietario del equipo de medición y al OS/OM sobre su salida de servicio, defecto o mal funcionamiento;

Cuando la salida de servicio, defecto o mal funcionamiento está relacionado con cualquier componente del equipo de medición distinto a un transformador de medida, dará instrucciones al agente para garantizar que el equipo de medición o el componente defectuoso sea reemplazado o reparado en un plazo no mayor a quince (15) días contados a partir de la fecha de notificación a la que se refiere el literal (a), o en un período de tiempo mayor especificado por el EOR, el cual no podrá superar los quince (15) días adicionales; y

Cuando la salida de servicio, defecto o mal funcionamiento está relacionado con un transformador de medida, dará instrucciones al agente para que garantice que el transformador sea reemplazado en un plazo no mayor a ciento veinte (120) días a partir de la fecha de notificación a la que se refiere el presente numeral, o en un período de tiempo mayor acordado con el EOR, el cual no podrá superar los ciento veinte (120) días adicionales.

A1.9.2 Estimación de Medidas

A1.9.2.1 Cuando ocurra una salida de servicio, defecto o mal funcionamiento de un equipo de medición, el OS/OM responsable estimará los datos de medición que deben ser reportados al EOR, de acuerdo con lo dispuesto en el numeral A2.9.2.2, hasta la fecha en que se corrija la salida de servicio, defecto o mal funcionamiento del equipo de medición. Si vencido el plazo establecido por el EOR la causa del defecto, error o mal funcionamiento no ha sido subsanada, éste remitirá el caso a la CRIE para su solución.

A1.9.2.2 Cuando por la aplicación de alguna de las disposiciones establecidas en este Anexo se requiera estimar datos de medidas para realizar la conciliación de las transacciones en el MER, se utilizará la siguiente información en orden de prioridad:

El medidor de respaldo;

La información proveniente del sistema de supervisión y control que se encuentre disponible;

El balance de carga considerando las características técnicas de la RTR y la lectura de medidores en otros nodos de la RTR.

A1.9.3 Tiempo del Medidor

A1.9.3.1 El tiempo del reloj de cada equipo de medición corresponderá a la hora oficial de cada país, mientras que los datos de medición almacenados en la Base de Datos Regional corresponderán a la hora oficial del país sede del EOR.

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A1.9.3.2 El agente propietario del equipo de medición o el OS/OM de acuerdo a lo establecido a la regulación nacional sincronizará el reloj de cada medidor dentro de ± cinco (5) segundos de la hora oficial de cada país, o aplicando la norma de precisión más exigente que pueda ser razonablemente exigida por el EOR en el momento de la puesta en marcha del equipo de medición.

A1.9.3.3 Cada OS/OM o agente, de acuerdo a lo establecido a la regulación nacional, es responsable por el mantenimiento de la hora del medidor dentro de un rango de ± un (1) minuto cada mes.

A1.10 Seguridad de los Equipos y Datos de Medición

A1.10.1 Seguridad de los Equipos de Medición

A1.10.1.1 Cada agente propietario de equipos de medición registrados en el SIMECR garantizará que:

Sus equipos de medición estén protegidos contra el acceso de personas distintas al EOR y al OS/OM correspondiente;

Todos los circuitos y sistemas de almacenamiento y procesamiento de información de sus equipos de medición estén protegidos por medio de sellos u otros dispositivos aprobados por el EOR;

La caja del medidor se encuentre físicamente asegurada, cerrada con llave y sellada por medio de dispositivos aprobados por el EOR, de manera que se pueda detectar el acceso por parte de personal no autorizado;

Las conexiones de datos a los puertos de comunicación del medidor estén protegidas contra el acceso de personas distintas a las autorizadas; y que

Los equipos de medición cumplan todos los requisitos, relacionados con su seguridad, establecidos en este Anexo.

A1.10.1.2 El EOR auditará las medidas de seguridad aplicadas a cada equipo de medición registrado, en un plazo de dos (2) años a partir de la fecha de entrada en vigencia de este Reglamento y de ahí en adelante, periódicamente cuando lo considere apropiado.

A1.10.2 Seguridad de los Datos de Medición

A1.10.2.1 Los agentes garantizarán que los datos de medición almacenados en cada uno de sus equipos de medición registrados estén:

Protegidos contra el acceso directo local o electrónico remoto de personas distintas al OS/OM, incluso durante la transferencia de los datos de medición a los centros de recolección de medidas, mediante la implementación de claves apropiadas, encriptación y otros controles de seguridad; y

Protegidos contra el acceso de personas distintas al OS/OM, durante la entrega de datos de medición por medios distintos a los electrónicos, incluyendo pero sin limitarse a disquetes, cintas magnéticas, cartuchos electrónicos y papel, en los cuales los datos de medición se transcriban, transfieran o almacenen para su entrega.

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A1.10.2.2 Los OS/OMS garantizarán que los datos de medición almacenados en sus centros de recolección de medidas estén:

Protegidos contra el acceso directo local o electrónico remoto de personas distintas al EOR, incluso durante la transferencia de los datos de medición a la interfaz de comunicación de la Base de Datos Regional, mediante la implementación de claves apropiadas, encriptación y otros controles de seguridad; y

Protegidos contra el acceso de personas distintas al EOR, durante la entrega de datos de medición por medios distintos a los electrónicos, incluyendo pero sin limitarse a disquetes, cintas magnéticas, cartuchos electrónicos y papel, en los cuales los datos de medición se transcriban, transfieran o almacenen para su entrega.

A1.10.2.3 El EOR y los OS/OMS mantendrán confidenciales todos los registros de claves de acceso electrónico a los datos de medición.

A1.10.3 Modificaciones a Equipos, Parámetros y Configuración de Medida

A1.10.3.1 Cada OS/OM, previa aprobación del EOR , autorizará modificaciones a los equipos, parámetros y configuración de cualquiera de los equipos de medición bajo su supervisión, las cuales puedan afectar la recolección, seguridad o precisión de cualquiera de los datos almacenados en los equipos, siempre que se realicen (i) obteniendo una lectura final antes de efectuar las modificaciones, (ii) garantizando que los datos de medición almacenados en el equipo puedan ser transferidos a la Base de Datos Regional antes de efectuar las modificaciones, y (iii) obteniendo una lectura inicial una vez se han efectuado las modificaciones.

A1.10.3.2 Cada OS/OM garantizará que el EOR disponga de datos de medición alternos de manera que se puedan hacer las estimaciones indicadas en el numeral A.2.9.2.2, cuando se estén realizando modificaciones a los equipos, parámetros o configuración de un equipo de medición.

A1.11 Acceso a los Datos de Medición

A1.11.1 Todos los datos del SIMECR estarán disponibles para ser consultados por los agentes y OS/OM, una vez realizada la conciliación del mes correspondiente.

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ANEXO 2

REQUISITOS DE SUPERVISIÓN Y

COMUNICACIONES

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A2. Requisitos de Supervisión y Comunicaciones

A2.1 Alcance

Este Anexo establece las responsabilidades y los requisitos para los sistemas de supervisión y comunicaciones necesarios para el funcionamiento del MER y es aplicable al EOR y a los OS/OMS.

A2.2 Aspectos Generales

A2.2.1 El EOR deberá contar con la infraestructura y los sistemas de información necesarios para cumplir con las funciones que le han sido asignadas en el RMER, las cuales están relacionadas con los procesos de predespacho , posdespacho, conciliación de transacciones y gestión comercial del MER, planeación y coordinación de la operación del SER y planeamiento indicativo de la expansión del SER.

A2.2.2 El EOR deberá efectuar la supervisión de la operación del SER de manera coordinada con los OS/OMS de cada país. El EOR coordinará y supervisará la operación del SER desde el Centro Regional de Coordinación y Transacciones CRCT.

A2.2.3 El EOR coordinará y supervisará la operación del SER desde el CRCT a través de un sistema de supervisión en tiempo real (SCADA) y coordinará las maniobras respectivas en la RTR con los OS/OMS de cada país a través de los medios de comunicación destinados para tal fin

A2.3 Sistema de Supervisión

A2.3.1 El sistema de supervisión del EOR adquirirá los datos necesarios para la operación coordinada del SER desde los centros de control de los OS/OMS.

A2.3.2 La información a intercambiar entre el CRCT del EOR y los centros de control de los OS/OMS será la definida por el EOR en cumplimiento del RMER, incluyendo pero sin limitarse a la indicada en el numeral A.3.3.3. Los OS/OMS y los agentes serán responsables, según corresponda, de la validez y exactitud de los datos enviados al EOR.

A2.3.3 Cada subestación asociada a la RTR deberá contar con las instalaciones de supervisión necesarias que le permitan al EOR, por intermedio de los OS/OMS, disponer en tiempo real de las señales de voltaje, potencia activa, reactiva, posición de equipos de maniobra (estado de interruptores y seccionadores, así como posiciones de taps de transformadores), estado de algunos equipos auxiliares y de los equipos de compensación de las instalaciones asociadas a la RTR.

A2.3.4 Los datos adquiridos por el sistema de supervisión serán manejados empleando un sistema de códigos de calidad definido por el EOR que prevenga el uso de datos erróneos o de dudosa

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calidad. Cada OS/OM será responsable de generar los indicadores de calidad desde su centro de control para todos los datos transmitidos al EOR.

A2.3.5 El sistema de supervisión del EOR deberá prever el almacenamiento de datos históricos de la operación del SER.

A2.4 Comunicaciones

A2.4.1 El EOR deberá disponer de los sistemas de telecomunicación que permitan vincular el CRCT con los centros de control de los OS/OMS. Deberá disponerse de al menos los siguientes servicios:

Transmisión de datos del Centro Regional de Coordinación de Transacciones (CRCT);

Comunicaciones de voz y sus equipos de grabación asociados; y

Servicio de fax y correo electrónico.

A2.4.2 Estos servicios podrán ser satisfechos mediante recursos propios, o también mediante la libre contratación total o parcial de los mismos a prestadores de servicios de telecomunicaciones, o una combinación de estas modalidades.

A2.4.3 El intercambio de datos entre el CRCT y los centros de control de los OS/OMS se realizará a través de enlaces de datos dedicados y redundantes. Con el fin de incrementar la confiabilidad en la transmisión de los datos y reducir el impacto de la falla de comunicaciones, deberá implementarse un sistema de comunicaciones de respaldo.

A2.4.4 El intercambio de datos entre el EOR y los OS/OMS se realizará en forma periódica según los ciclos establecidos por el EOR o a solicitud del mismo y de manera interactiva. El protocolo de comunicaciones lo determinara el EOR.

A2.5 Requisitos Funcionales

A2.5.1 Disponibilidad del Sistema

A2.5.1.1 Las funcionalidades de SCADA, de análisis de red y de información histórica del sistema de supervisión del EOR son funciones críticas y deberán mantener una alta disponibilidad según detalla el numeral A3.5.1.2.

A2.5.1.2 La plataforma de hardware y software del sistema de supervisión del EOR deberá mantener una disponibilidad anual de 99.95% para todas aquellas funciones críticas. El tiempo de falla total anual acumulado de todas las funciones críticas no deberá exceder las 4.5 horas y no deberán ocurrir más de un total de cuarenta (40) incidentes de falla, para cualquiera de las funciones críticas, en un período de un (1) año.

A2.5.2 Respaldo de Información

El EOR y todos los información histórica

OS/OMS deberán preparar e implementar un plan de respaldo para la de supervisión del SER, el cual minimizará el riesgo de pérdida de

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información crítica para la región ante el evento de cualquier falla en el hardware o catástrofe en el sitio de ubicación del CRCT.

A2.5.3 Mantenimiento del Sistema

El EOR implementará un programa integral de mantenimiento para el hardware y software del sistema de supervisión del EOR con el fin de asegurar la disponibilidad exigida por el numeral A3.5.1.

A2.5.4 Capacidad de Expansión

El sistema de supervisión del EOR, incluyendo hardware y software, deberá tener capacidad de expansión con el fin de adecuarse al crecimiento del SER y responder a los cambios futuros en las responsabilidades del CRCT.

A2.6 Seguridad del Sistema

A2.6.1 La infraestructura tecnológica y los sistemas de información del EOR deberán ser provistos de equipos, software y procedimientos rigurosos de seguridad con el fin de prevenir accesos u operaciones no autorizadas sobre la Base de Datos Regional, el sistema de supervisión del EOR y demás sistemas de información del EOR.

A2.6.2 El EOR deberá incluir en su política de seguridad el manejo de autenticación de usuarios, contraseñas de acceso, implantación de hardware y software de seguridad contra usuarios no autorizados y detección en línea de virus informáticos.

A2.6.3 Los circuitos de telecomunicación del CRCT del EOR conectados a cualquier sistema de computadores de los centros de control deberán utilizar sistemas de seguridad para prevenir accesos no autorizados de fuentes externas.

A2.7 Normas de Diseño

A2.7.1 El sistema de supervisión del EOR deberá cumplir con las normas de diseño de sistemas de computación vigentes y aplicables al mismo. El diseño, construcción y desempeño de su plataforma de hardware y software deberán cumplir con las normas y recomendaciones más recientes de las siguientes instituciones: IEC, IEEE, NEMA, ANSI, EIA, ISO.

A2.7.2 El sistema de supervisión del EOR deberá contar preferentemente con sistemas de arquitectura abierta para todos los sistemas de hardware y software que lo integren con el fin de facilitar su mantenimiento y actualización.

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ANEXO 3

PREDESPACHO Y POSDESPACHO REGIONAL

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A3. Predespacho y Posdespacho Regional

A3.1 Alcance

En este anexo se presenta el modelo matemático de optimización para efectuar el predespacho y posdespacho del MER. Como resultado del predespacho y posdespacho surgen los precios nodales ex-ante y ex-post respectivamente.

A3.2 Características Generales del Modelo

La programación de las inyecciones y retiros en el MER se realizará mediante un modelo matemático de optimización que considere la RTR junto con sus restricciones, los compromisos contractuales, las ofertas de oportunidad, las ofertas de flexibilidad y de servicios de transmisión asociadas a contratos. La ejecución de dicho modelo deberá considerar la coordinación en dos (2) niveles jerárquicos sucesivamente, el OS/OM en el nivel nacional y el EOR en el nivel regional.

El predepespacho permitirá obtener el programa regional de las inyecciones y retiros programados y el cálculo de los precios nodales ex−ante. El redespacho permitirá realizar los cambios a la programación del predespacho. El posdespacho permitirá calcular los precios nodales ex−post de acuerdo con los retiros netos reales atendidos y las inyecciones en la operación del SER según las ofertas incluidas en el predespacho.

A3.2.1 Definición de Requerimientos Fundamentales

El modelo matemático de optimización y la solución informática a implementar deberá contar con las siguientes características:

A3.2.1.1 Generales

Flexible para permitir un horizonte máximo de 24 periodos de mercado;

Flexible para permitir resolución por período de mercado, que puede ser variable;

Incluir el modelo de la RTR, con un flujo de carga de DC que incluya un modelo de pérdidas de transmisión. Deberá tener la posibilidad de considerar las capacidades de cada uno de los elementos de la red y las restricciones de la misma;

Incluir la modelación de la reserva de cada una de las áreas de control;

Deberá permitir, como mínimo, modelar los siguientes equipos de la red:

Líneas de transmisión.

Transformadores bidevanados.

Transformadores tridevanados.

Bahías de conexión.

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Calcular los precios marginales nodales para cada período de mercado, los cuales deben ser calculados como el costo incurrido para satisfacer un incremento marginal de los retiros de energía en cada nodo de la RTR. Los precios nodales por período de mercado serán determinados directamente por el algoritmo de solución, como los multiplicadores de Lagrange de la restricción de balance de inyección – retiro para cada nodo de la RTR;

Permitir el manejo de diferentes escenarios: predespacho, redespacho, posdespacho y estudios. El escenario de predespacho permitirá obtener el programa regional de las inyecciones y retiros programados y el cálculo de los precios nodales (precios ex−ante); el escenario de redespacho permitirá realizar los cambios a la programación del predespacho y el cálculo de los precios nodales (precios ex−ante); el escenario de posdespacho permitirá calcular los precios nodales (precios ex−post); y por último, el escenario de estudios dotará al EOR de herramientas de análisis y estudio de casos especiales;

Garantizar que los tiempos de ejecución de los procesos estén de acuerdo con los plazos que dispone el EOR para realizar el predespacho, redespacho y posdespacho respectivamente.

A3.2.1.2 Para el Predespacho y el Redespacho

Modelar retiros de oportunidad por nodo de la RTR, mediante ofertas de disposición de compra de oportunidad por bloques de energía con sus precios;

Modelar inyecciones de oportunidad por nodo de la RTR, mediante ofertas de disposición de venta de oportunidad por bloques de energía con sus precios;

Modelar retiros asociados a Contratos Firmes según la energía requerida por el comprador por nodo de la RTR. La diferencia entre la energía declarada y la energía requerida no es considerada en el predespacho ni en el redespacho, pero sí en las conciliaciones de los Contratos Firmes;

Implementar la prioridad de atención de Contratos Firmes;

Modelar Contratos No Firmes Físicos Flexibles, incluidas las inyecciones y retiros físicos resultantes;

Modelar Ofertas de Flexibilidad por nodo de la RTR, asociadas a Contratos No Firmes Físicos Flexibles;

Modelar las ofertas de pago máximo por Cargo Variable de Transmisión, asociadas a Contratos No Firmes Físicos Flexibles;

Modelar la reducción de compromisos contractuales de Contratos Firmes y Físicos Flexibles ante restricciones de la RTR o requisitos de seguridad, calidad y desempeño regionales.

Considerar en el predespacho regional el predespacho nacional, en particular para cada período de mercado:

Disponibilidad de la red de transmisión

Disponibilidad en MW de los generadores por nodo eléctrico

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Generación MWh programada para cada recurso de generación

Generadores con asignación de reserva para regulación de frecuencia

Demanda programada MWh por nodo eléctrico

Demanda no atendida MWh por previsión de déficit nacional por nodo eléctrico

Demanda no atendida MWh por condiciones de oferta por nodo eléctrico

Incluir la reserva de regulación de frecuencia como parte integral de las restricciones del problema de optimización.

A3.2.1.3 Para el Posdespacho

Modelar fijos los retiros netos reales del MER, resultantes de la operación en tiempo real del SER;

Modelar inyecciones de oportunidad por nodo de la RTR, mediante ofertas de disposición de venta de oportunidad por bloques de energía con sus precios;

Modelar inyecciones fijas, asociadas a componentes físicas de contratos Físicos Flexibles regionales resultantes de la operación en tiempo real del SER;

Modelar la generación del predespacho nacional como fija en el posdespacho;

Considerar, a partir de la información suministrada por cada OS&M, en el posdespacho regional:

Disponibilidad real de la red de transmisión

Generación MWh real para cada recurso de generación por nodo eléctrico (SIMECR)

Demanda real MWh por nodo eléctrico (SIMECR)

A3.3 Proceso General del Predespacho

Diariamente, para cada período de mercado, el EOR efectuará el siguiente procedimiento para la ejecución del predespacho regional:

Ejecutará el modelo del predespacho.

De ser necesario, realizará el procedimiento de asignación de cantidades de energía requerida por Contratos Firmes conforme se indica adelante en la sección de Contratos Firmes.

Una vez definidas las cantidades de energía requerida a atender por Contratos Firmes, según se detalla en el literal (b) anterior, se ejecutará nuevamente el modelo del predespacho, considerando que los retiros asociados a las energías requeridas de Contratos Firmes corresponderán a las obtenidas del literal (b) anterior.

Una vez efectuado los pasos definidos en los literales (a), (b) y (c) anteriores, el EOR efectuará el procedimiento de verificación de garantías.

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Si como resultado del proceso de verificación del literal (d) anterior resulta necesario retirar del predespacho las ofertas de uno o varios agentes, procederá a ejecutar con esta condición el modelo del predespacho iniciando nuevamente desde el literal (a) anterior, en lo que aplique.

Una vez verificadas las garantías conforme a los literales (d) y (e) anteriores, el EOR procederá a efectuar la validación eléctrica del predespacho. Si como resultado de dicha validación se hace necesario modificar el predespacho, el mismo se iniciará nuevamente desde el literal (a) anterior, en lo que aplique. Si por razones de tiempo los ajustes por validaciones eléctricas no se incluyen en el predespacho regional, los mismos se aplicarán como un redespacho en el MER, el cual deberá ser publicado con al menos una (1) hora de anticipación a su entrada en vigencia.

Terminado el proceso descrito en los literales anteriores, el EOR procederá a publicar el predespacho.

CRIE 29 Diciembre 2005

En la Figura A4-1 se muestra esquemáticamente el proceso del predespacho regional.

Proceso del
Predespacho Regional
Contratos Firmes con energia
requerida ajustada
Predespacho regional
Agentes con Verificacion del Reasignacion de
garantia agotada cantidades de energia
cumplimiento de los
requerida de los
Contratos Firmes
Contratos Firmes
Ajustes en las restricciones

de red Contratos Fimes

no cumplidos
Predespacho Regional
Verificacion de
Garantias por cada
agente
Predespacho Regional Horario de
incumplimiento

Verficacion adicional de
cumplimiento de Programacion de
Seguridad y Calidad Redespacho

Predespacho Regional

Horario de Redespacho
Publicacion del programado

Predespacho

Figura A4-1 – Diagrama del Proceso General del Predespacho

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A3.4 Formulación del Predespacho

El modelo matemático deberá determinar un predespacho regional óptimo y factible de los contratos, las ofertas de flexibilidad, las ofertas de pago por Cargos Variables de Transmisión, los servicios auxiliares regionales y la asignación óptima de las ofertas de oportunidad de inyección y retiro nodales dentro del horizonte de optimización maximizando el beneficio social.

A3.4.1 Función Objetivo

La función objetivo por período de mercado a optimizar será la siguiente:

Pret (i, s) + ∑∑ fti,s Pst (i, s) − ∑∑ fii,s Piny(i, s)
FO : Maximizar ∑∑ fri,s + FO1
i s i s i s

Donde: Pret(i,s) P

P

Variable en MWh de la transacción de retiro i, segmento s, lo que incluye:

Ofertas de Oportunidad por reducción de generación despachada y Ofertas de
Oportunidad por demanda no atendida en el predespacho nacional
Variable en MWh de la transacción de inyección i, segmento s, lo que incluye:
Ofertas de Oportunidad de generación no despachada, y Ofertas de
Oportunidad por reducción de demanda atendida en el Predespacho Nacional
Variable en MWh de la transacción de servicios de CVT i, segmento s

FO1

fri,s

Componente adicional de la función objetivo en relación a los Contratos

Firmes.
Valor de la curva de precios de oferta de retiro i, segmento s, en US$/MWh

fii,s

Valor de la curva de precios de oferta de inyección i, segmento s, en US$/MWh

fti,s

Valor de la curva de precios de oferta de servicios de CVT i, segmento s, en US$/MWh

El problema a resolver es un problema de optimización desacoplado temporalmente, lo que permite modelar cada período de mercado como un caso independiente. El número de problemas a optimizar estará dado por el número de períodos de mercado del predespacho regional de acuerdo con el horizonte y duración definido para el proceso de optimización.

A3.4.2 Predespacho Nacional

El EOR incluirá en el predespacho regional cada uno de los predespachos nacionales reportados por cada OS&M de acuerdo con las siguientes consideraciones:

Cada OS&M deberá reportar al EOR su predespacho nacional;

CRIE 31 Diciembre 2005

La generación y demanda nacional serán modeladas como fijas y, por lo tanto, deberán aparecer en la restricción de balance nodal del predespacho regional como una constante;

La demanda atendida en los predespachos nacionales que efectúe ofertas al MER que reflejen su disposición de reducir demanda en MWh con el fin de ofrecer su corte de carga, serán modeladas como inyecciones en los respectivos nodos de demanda;

Las ofertas de retiro al MER para reemplazar generación nacional serán modeladas como retiros en los respectivos nodos de generación;

Las ofertas de retiro correspondientes a demanda no atendida en los predespachos nacionales, tanto por demandas no elásticas, corte de carga o racionamiento; como por demanda elástica que no haya sido atendida por precio en el predespacho nacional, serán modeladas como retiros en los respectivos nodos de demanda;

Las ofertas de inyección de generación no despachada en el predespacho nacional serán modeladas como ofertas de inyección al MER.

A3.4.2.1 Ecuaciones correspondientes a los predespachos nacionales

Demanda atendida en el predespacho nacional

La demanda atendida en el predespacho nacional (demandai) será modelada como fija y, por lo tanto, deberá aparecer en la restricción de balance nodal como una constante. En caso que una demanda nacional atendida en el predespacho nacional realice ofertas de reducción de demanda al MER, dicha demanda dejará de ser atendida en el valor que haya sido aceptada la transacción de inyección en el predespacho regional (en MWh). Las transacciones asociadas a este tipo de ofertas serán modeladas en el predespacho regional como ofertas de oportunidad de inyección asociadas al nodo de la demanda que ofrece su disposición de reducción de energía. La oferta de inyección deberá ser menor o igual que la demanda atendida en el predespacho nacional.

Demanda no atendida en el predespacho nacional

Existen dos tipos de demanda no atendida en el predespacho nacional, la primera corresponde al corte de carga o racionamiento nacional y la segunda a la demanda nacional que no es despachada en el predespacho nacional por razones económicas de oferta (elástica). Estos dos tipos de demanda podrán ser atendidas desde el MER mediante ofertas de retiro al Mercado de Oportunidad Regional.

Generación despachada en el Predespacho Nacional

La generación despachada en el predespacho nacional (Gi) será modelada como fija y, por lo tanto, deberá aparecer en la restricción de balance nodal como una constante. En caso que una generación despachada en el predespacho nacional realice ofertas de reducción de generación al MER, dicha generación dejará de ser suministrada en el valor que haya sido aceptada la transacción de retiro en el predespacho regional (en MWh). Las transacciones asociadas a este tipo de ofertas serán modeladas en el predespacho regional como ofertas de oportunidad de retiro asociadas al nodo de la generación que ofrece su disposición de reducción de energía. La oferta de retiro deberá ser menor o igual que la generación despachada en el predespacho nacional.

Generación no despachada en el Predespacho Nacional

CRIE 32 Diciembre 2005

La generación no despachada en el predespacho nacional será modeladas como ofertas de inyección al MER.

A3.4.3 Reserva de Regulación de Frecuencia

Las áreas de control deben considerar la reserva de regulación de cada uno de los sistemas de los países miembros. Las áreas de control serán definidas por el usuario, a través de los nodos eléctricos de la RTR y circuitos que la conforman. La relación de nodos con generadores, demandas, demandas no atendidas, inyecciones y retiros, definirán el conjunto de variables a involucrar en cada área de control.

El valor de reserva para regulación secundaria de frecuencia para cada período de mercado deberá ser configurable sobre cuales generadores se asignará dicha reserva.

En el modelo del predespacho se incluirá la restricción de reserva de regulación de frecuencia a nivel regional. Es una obligación de los OS/OM al realizar el predespacho nacional, considerar la reserva de regulación de frecuencia establecida en la regulación nacional.

A3.4.3.1 Control de reserva

Reserva sistema nacional

Cada OS&M deberá informar al EOR el conjunto de generadores nacionales sobre los cuales se asignará la reserva. Cada área de control (OS&M) podrá reportar un valor distinto de reserva en MW por período de mercado. Para cada período de mercado se debe realizar la siguiente verificación:

( capmwi − GRRPi ) ≥ rva _ RRP _ minar
i Ωar

( capmwi − GRRSi ) ≥ rva _ RRS _ minar
i Ωar

∀ Gi > 0

Donde:
GRRPi Valor en MWh de generación nacional del recurso de generación i asignado
a la Reserva para Regulación Primaria
GRRSi Valor en MWh de generación nacional del recurso de generación i asignado
a la Reserva para Regulación Secundaria
Rva_RRP_minar Valor de reserva mínima nacional del área de control ar de la Reserva para
Regulación Primaria
Rva_RRS_minar Valor de reserva mínima nacional del área de control ar de la Reserva para

CRIE 33 Diciembre 2005

Regulación Secundaria

capmwi

iΩar

Valor de la capacidad máxima de generación (disponibilidad) del generador

i asociado al área de control ar
Para todo generador nacional i asociado con el área de control ar, que
participe de la regulación de frecuencia nacional.

El proceso de verificación de reserva nacional no es una restricción activa del predespacho, es una verificación que debe ser implementada como un proceso externo al predespacho.

Reserva del sistema eléctrico regional

Se modelarán restricciones para garantizar que las transacciones que se programen en el predespacho regional, relacionadas con las ofertas de oportunidad y contratos en el MER, no violen los valores de reserva regional requeridos en cada área de control. Para cada área de control se podrá modelar un valor distinto de reserva en MW por período de mercado.

Rva _ RRP _ MERar :

capmwi − GRRPi + ∑ Piny( i,s) − ∑ Pret (i,s) + Piny _ fisica(i) ≥ rva _ RRP _ regar

i Ωarss

∀ GRRPi + ∑ Piny( i,s) − ∑ Pret (i,s) + Piny _ fisica(i) > 0

ss

Rva _ RRS _ MERar :
capmwi − GRRSi + ∑ Piny( i,s) − ∑ Pret (i,s) + Piny _ fisica(i) ≥ rva _ RRS _ regar

ssiΩar

∀ GRRSi + ∑ Piny( i,s) − ∑ Pret (i,s) + Piny _ fisica(i) > 0

ss

Donde:

Rva_RRP_regar Valor de reserva mínima regional para el área de control ar asignada a la Reserva para Regulación Primaria

Rva_RRS_regar Valor de reserva mínima regional para el área de control ar asignada a la Reserva para Regulación Secundaria

CRIE 34 Diciembre 2005

Pret(i,s)

Piny(i,s)

Piny_fisica (i)

Ωar

GRRPi

Variable en MWh de la transacción de retiro del generador i, segmento s Variable en MWh de la transacción de inyección del generador i, segmento s

Variable de energía de inyección para la transacción i (asociado a la parte física de un Contrato No Firme Físico Flexible).

Para toda inyección i del área de control ar que participen de la regulación de frecuencia.
Valor en MWh de generación nacional del recurso de generación i asignado a la Reserva para Regulación Primaria

GRRSi Valor en MWh de generación nacional del recurso de generación i asignado
a la Reserva para Regulación Secundaria

A3.4.3.2 Control de reserva hacia abajo

Esta sección es opcional para el modelado del predespacho, para el caso en que se tenga explícitamente un valor de reserva para bajar generación asociado a la regulación de frecuencia.

Reserva sistema nacional

Cada OS&M deberá informar al EOR el conjunto de generadores nacionales sobre los cuales se asignará el control de reserva hacia abajo. Cada área de control (OS&M) podrá reportar un valor distinto de reserva hacia abajo en MW por período de mercado. Para cada período de mercado se debe realizar la siguiente verificación:

(Gi − mini ) ≥ rva _ abajoar
iΩar

Gi ≥ mini

Donde:

Gi Valor en MWh de generación nacional del recurso de generación i

rva_abajoar Valor de reserva mínima nacional hacia abajo del área de control ar

mini Valor mínimo en MW para el generador i

iΩar Para todo generador nacional i asociado con el área de control ar, que

participen de la regulación de frecuencia nacional.

El proceso de verificación de reserva nacional hacia abajo no es una restricción activa del predespacho, es una verificación que debe ser implementada como un proceso externo al predespacho.

CRIE 35 Diciembre 2005

Reserva del sistema eléctrico regional

Se modelarán restricciones para garantizar que las transacciones que se programen en el predespacho regional, relacionadas con las ofertas de oportunidad y contratos en el MER, no violen los valores de reserva regional hacia abajo requeridos en cada área de control. Para cada área de control se podrá modelar un valor distinto de reserva hacia abajo en MW por período de mercado.

≥ rva _ abajoar
Rva _ Abj _ MERar : ∑Gi + ∑ Piny( i,s) − ∑ Pret (i,s) + Piny _ fisica(i) − mini
i Ωar s s

∀ Gi + ∑ Piny( i,s) − ∑ Pret (i,s) + Piny _ fisica(i) > mini

ss

Donde:

Pret(i,s)

Variable en MWh de la transacción de retiro del generador i, segmento s

Piny(i,s)

rva_abajoar

Variable en MWh de la transacción de inyección del generador i,

segmento s
Valor de reserva mínima regional hacia abajo para el área de control ar

iΩ

ar

Para todo generador i regulación de frecuencia.

del área de control

ar,

que participen de la

A3.4.4 Contratos

A3.4.4.1 Contratos No Firmes Físicos Flexibles

Este tipo de contrato tiene asociado ofertas de flexibilidad al Mercado de Oportunidad Regional efectuadas tanto por la parte compradora como vendedora del contrato. Las ofertas de flexibilidad son de la misma naturaleza que las ofertas de oportunidad y son consideradas como tales en el predespacho regional.

Las ofertas de flexibilidad asociadas a los Contratos No Firmes Físicos Flexibles regionales no podrán superar el compromiso contractual de energía. De efectuarse una oferta de flexibilidad en cero (0) MWh, el contrato se entenderá como físico y como tal será incluido en el predespacho regional.

Modelo para Contratos No Firmes Físicos Flexibles

La componente física del Contrato No Firme Físico Flexible (para la inyección y el retiro) se despachará hasta donde técnicamente sea factible.

CRIE 36 Diciembre 2005

La componente física de cada contrato, en cada nodo de inyección y retiro, será calculada como la diferencia entre el valor en MWh de la energía declarada o reducida del contrato y la suma de las capacidades de los segmentos de las ofertas de flexibilidad asociadas a dicho contrato. La componente física de los Contratos No Firmes Físicos Flexibles será calculada de la siguiente forma:

Cuando el Contrato no tenga ofertas de pago máximo por CVT

pinyo _ fisica(i)

preto _ fisico(i)

piny0(i) − ∑ pret (i,s) s

pret0 (i) − ∑ piny(i,s) s

Cuando el Contrato tenga ofertas de pago máximo por CVT

pinyo _ fisica(i) = ∑ Pst (i,s) − ∑ pret (i,s)
s s

preto _ fisico(i) = ∑ Pst (i,s) − ∑ piny(i,s)
s s

Donde:

poiny_fisica(i)

poret_fisico(i)
po

poret(i)

piny(i,s)

pret(i,s)

Pst(i,s)

Notar que po

Valor de la componente física de energía horaria de inyección para el contrato i
Valor de la componente física de energía horaria de retiro para el contrato i Valor de energía declarada en MWh para el Contrato No Firme Físico Flexible i

Valor de energía declarada en MWh para el Contrato No Firme Físico Flexible i

Valor de energía en MWh correspondiente a cada segmento s de la oferta de flexibilidad de inyección en nodo de retiro para el Contrato No Firme Físico Flexible i

Valor de energía en MWh correspondiente a cada segmento s de la oferta de flexibilidad de retiro en el nodo de inyección para el Contrato No Firme Físico Flexible i

Valor en MWh de la transacción de servicios de CVT i, segmento s

iny(i) = poret(i).

A3.4.4.2 Contratos Firmes

CRIE 37 Diciembre 2005

El modelo de Contratos Firmes debe considerar que en el predespacho regional el comprador tenga la mayor prioridad de la entrega de la energía requerida. El EOR verificará el cumplimiento de los compromisos establecidos en los Contratos Firmes en el predespacho, asegurando al comprador la entrega de la energía requerida, limitada únicamente por las restricciones de la RTR y por el cumplimiento de los criterios de calidad, seguridad y desempeño regionales.

Como una condición de firmeza deberá verificarse que el vendedor dispone para el Mercado de Oportunidad Regional ofertas de inyección de por lo menos la energía requerida por el comprador. La condición de energía requerida se modelará con:

Restricción de atención de energía requerida en el retiro

Se deberá cumplir el retiro de la energía requerida por el comprador, hasta donde técnicamente sea factible en el predespacho regional:

FO1 = − ∑ ρ * p firme _ cortada(i) , ∀ p firme _ req(i) ≠ 0 i∈Firmes

p firme _ cortada(i) ≤ p firme _ req(i)

Donde:

p firme _ cortada(i)

Pfirme_req(i)

ρ

Variable que controla la desatención de la energía requerida por el comprador del Contrato Firme para la transacción i

Valor mínimo requerido en MWh a ser retirado en el nodo, para la transacción i asociada al Contrato Firme

Es el peso asociado a la variable para controlar la desatención de la energía requerida por el comprador del Contrato Firme para la transacción i. El valor debe ser al menos la oferta más alta de retiro para garantizar al máximo el suministro de la energía requerida.

El término p firme _ cortada(i) es el valor de la energía requerida no atendida en el nodo de la RTR, mientras que el término p firme _ req(i) − p firme _ cortada(i) representa la energía requerida

efectivamente atendida en el nodo. El peso asociado a la componente de Contratos Firmes debe ser tal que garantice una mayor prioridad frente a los Contratos No Firmes Físicos Flexibles, es decir, por encima de la atención de la componente física de los Contratos No Firmes Físicos Flexibles.

Regla de asignación de la energía requerida por Contratos Firmes

• El modelo del predespacho deberá detectar el incumplimiento de la atención de

las cantidades requeridas de energía por los compradores de los Contratos Firmes regionales. Para detectar que se debe aplicar el procedimiento de asignación de energía requerida se verificará que el valor de la variable

p firme _ cortada(i) ≠ 0

CRIE 38 Diciembre 2005

En caso que p firme _ cortada(i) ≠ 0 , se procederá a realizar la reducción a las cantidades de energía requerida de cada uno los contratos firmes que son afectados por la restricción en la transmisión, en forma proporcional a la transmisión requerida por cada uno de los Contratos Firme, conforme a la siguiente formulación:
T asignada = F disponible * T requerida
cf ( i)
cf ( i) cf ( i) ∑Tcfrequerida(i)
donde:
T asignada = Capacidad de transmisión asignada a cada uno de los Contratos
cf ( i)
Firmes afectados;
requerida fz requerida = Capacidad de transmisión requerida del Contrato
Tcf ( i) = Sij * Pcf ( i)
Firme i afectado;
fz = vector de sensibilidad del flujo en la línea ij (fij) afectada por la
Sij
restricción de transmisión.

Pcfrequerida(i) = Energía requerida por la parte compradora del Contrato Firme

Tcfirequerida = Capacidad de transmisión total requerida por todos los contratos firmes afectados

Una vez efectuado el proceso de asignación, se ejecutará nuevamente el predespacho regional, en el cual los retiros asociados a cantidades requeridas de Contratos Firmes se atienden, como mínimo, a las cantidades definidas en este procedimiento de asignación.

Después de aplicar el procedimiento anterior, el EOR realizará un informe en el cual deberá evaluar: (1) si el evento, que ocasionó la reducción de la energía requerida de los Contratos Firmes, ya estaba considerado en la Prueba de Factibilidad Simultánea (PFS) según define en el Libro II del RMER (2) si la respuesta fuera positiva, detallar los cambios a efectuar a la PFS y la causa por la cual a pesar de estar considerado el evento, fue necesario efectuar la reducción de los Contratos Firmes ; (3) si el evento no estaba considerado en la PFS, determinar la conveniencia o necesidad de incluirlo en las próximas subastas. El informe deberá presentarlo a la CRIE a no más de 30 días de producido el evento, pudiendo requerir la colaboración de los OS/OM y los agentes transmisores,

A3.4.5 Ofertas de Pago máximo por Cargos Variables de Transmisión

Las ofertas de pago máximo por Cargos Variables de Transmisión, que representan la disponibilidad máxima a pagar por la diferencia de precios nodales entre el nodo de retiro y el de inyección, estarán asociados a los Contratos No Firmes Físicos Flexibles.

CRIE 39 Diciembre 2005

La variable Pst(i,s) será modelada en la ecuación de balance nodal como una inyección (-) y como un retiro (+) de acuerdo con la oferta realizada. Para toda transacción de servicios de

transmisión que se active en el predespacho regional, el valor de la energía inyectada será igual al valor de la energía retirada en los respectivos nodos del contrato.

Los Contratos No Firmes Físicos Flexibles, podrán efectuar simultáneamente ofertas de pago máximo por CVT y de flexibilidad en los nodos de inyección y retiro. Para esta condición se deben agregar las siguientes restricciones:

_ ST _ IMaxne(iny) : ∑ Pret (i,s) ≤ ∑ Pst (i,s)
s s

_ ST _ RMaxne(ret ) : ∑ Piny(i,s) ≤ ∑ Pst (i,s)
ss

Donde:
Pret(i,s) Variable en MWh de la oferta de flexibilidad de retiro i (modelada en el nodo de
inyección del contrato), segmento s asociada al servicio de CVT i
Piny(i,s) Variable en MWh de la oferta de flexibilidad de inyección i (modelada en el
Pst(i,s) nodo de retiro del contrato), segmento s asociada al servicio de CVT i
Variable en MWh que representa el valor en MWh en que fue casada la oferta de
servicios de transmisión segmento s asociada al servicio de CVT i

A3.4.6 Modelo de Red de Transmisión

Modelo DC

Ecuación de balance de potencia activa (igualdad):

Bal _ Pne : ∑ ∑ Pret ( i,s) + ∑ irt * RTRMWrt − ∑∑ Piny(i,s) + ∑∑ii * Pst ( i,s) +
iΩne s rtΩne i Ωne s i Ωne s

( p firme _ req(i) − p firme _ cortada(i) ) − ∑ Gi − k ∑ Piny0 ( i ) +
i Ω neiΩneΩnei

k ∑ Pret0 ( i ) = −demandane
i Ωne

Siendo:

rtmw _ maxrt ≤ RTRMWrt ≤ rtmw _ maxrt

CRIE 40 Diciembre 2005

Donde:

RTRMWrt

irt

ii

rtmw_maxrt

K

Variable del flujo de potencia activa a través del circuito rt de la red de

transmisión regional
Vector de incidencia del flujo de potencia activa a través del circuito rt de la
red de transmisión regional. El valor será negativo (-1) para las líneas donde
su nodo inicial sea igual al nodo ne, positivo (+1) para las líneas cuyo nodo
final sea igual al nodo ne
Vector de incidencia del servicio de transmisión. Será positivo (+1) cuando
corresponda al nodo de retiro y negativo (-1) para el nodo de inyección
declarado en el contrato.
Valor máximo de transferencia de potencia activa a través del circuito rt
Constante de servicios de transmisión: Si hay servicios de transmisión k=0 y
si no hay servicios de transmisión k=1

Ecuación de flujo de potencia activa:

CTORTMWrt : xrt * RTRMWrt + ∑ine *δ ne, j = 0

neΩrt

Donde:

δne,j

ine

xrt

Variable de diferencia angular entre los nodos ne y j

Vector de incidencia del nodo eléctrico ne asociados al circuito rt de la RTR.

Tomará valor negativo (-1) si el nodo ne es igual al nodo inicial del circuito
rt, positivo (+1) si el nodo ne es igual al nodo final del circuito rt.
Valor de la reactancia (p.u) correspondiente al circuito rt

Esta alternativa deberá incluir un modelo de pérdidas de potencia activa (el cual podrá ser modelado mediante una aproximación segmentariamente lineal). En lo posible, el modelo de predespacho regional deberá incluir restricciones de un modelo equivalente de potencia reactiva (Mvar).

El modelo del predespacho debe obtener una solución que considere las restricciones asociadas al cumplimiento de los CCSD.

A3.5 Modelo del Posdespacho

A3.5.1 Función Objetivo

CRIE 41 Diciembre 2005

El modelo matemático del posdespacho determinará los precios marginales nodales ex–post del MER. Los precios marginales nodales serán calculados a partir de un modelo de posdespacho que optimizará las inyecciones fijando los predespachos nacionales y los retiros netos reales del MER en los nodos de la RTR. El posdespacho es formulado como un problema de optimización desacoplado temporalmente, que fija los predespachos nacionales, fija los retiros netos reales del MER y optimiza las inyecciones del MER.

La fijación de los predespachos nacionales implica modelar como constantes la generación y la demanda nacional predespachada en las ecuaciones de balance nodal.

La función objetivo por período de mercado en el posdespacho será la siguiente:

FO : Maximizar

Donde:

Piny(i,s)

FOl

fii,s

− ∑∑ fii,s Piny(i,s) + ∑ FOl
is l

Variable en MWh de la transacción de inyección i, segmento s Componentes adicionales de la función objetivo

Valor de la curva de precios de oferta de inyección i, segmento s, en US$/MWh considerada en el predespacho

A3.5.2 Inyecciones y Retiros

En el posdespacho se liberan las inyecciones del MER y se fijan los retiros netos reales del MER en los nodos de la RTR de la siguiente forma:

A3.5.2.1 Límite de Transacciones de Inyección

Las inyecciones del MER en el posdespacho estarán limitadas únicamente por las cantidades ofertadas en el predespacho.

A3.5.2.2 Transacciones de Retiro

Fija todos los retiros netos reales del MER. Se modelarán como cargas constantes en la restricción de balance nodal del posdespacho.

Las inyecciones y retiros netos al MER se calculan de acuerdo a la fórmula:

Transaccion _ Neta _ MER = (Ir − Rr ) − (I pN − RpN )

donde:

Ir es la inyección real registrada en el SIMECR

CRIE 42 Diciembre 2005

Rr es el retiro real registrado en el SIMECR

I pN es la inyección predespachada en el Mercado Eléctrico Nacional

RpN es el retiro predespachado en el Mercado Eléctrico Nacional

Retiro Neto del MER, se calculan de acuerdo a la fórmula:

Pretm _ neto(i) = −{(Ir − Rr ) − (I pn − Rpn )},∀Pret (i) > 0

A3.5.3 Predespacho Nacional

El Predespacho nacional será modelado como fijo y, por lo tanto, deberá aparecer en la restricción de balance nodal del posdespacho como una constante.

A3.5.4 Contratos

En el posdespacho se fijarán las componentes físicas de retiros de los contratos. El valor de la componente física de retiro de los contratos está incluida en los retiros netos reales del MER que se modelan en la restricción de balance nodal del posdespacho.

La componente de inyección física de cada Contrato No Firme Físico Flexible será fijada en el posdespacho. Dicha componente será calculada como:
p real = preal − g programado
iny _ fisica(i) iny(i) nal (i)
Donde:
pinyreal_ fisica(i) Es la componente de inyección física de un Contrato No Firme Físico
Flexible
pinyreal(i) Es la inyección física en el nodo de inyección del Contrato No Firme Físico
gnal (i) Flexible
Es la Generación Nacional en el Predespacho Nacional
programado

A3.5.5 Modelo de Red de Transmisión

Modelo DC

Ecuación de balance de potencia activa (igualdad)

Bal _ MWne : ∑ irt * RTRMWrt − ∑ ∑ Piny( i,s) − ∑ Pinyreal_ fisica(i)
rtΩne i Ωne s i Ωne
−∑ Pretm _ neto(i) + ∑ Gi − demandane

i Ωne iΩne

CRIE 43 Diciembre 2005

rtmw _ maxrt ≤ RTRMWrt ≤ rtmw _ maxrt

Donde:
RTRMWrt Variable del flujo de potencia activa a través del circuito rt de la red de
transmisión regional
irt Vector de incidencia del flujo de potencia activa a través del circuito rt de la red
de transmisión regional. El valor será negativo (-1) para las líneas donde su nodo
inicial sea igual al nodo ne, positivo (+1) para las líneas cuyo nodo final sea igual
al nodo ne
iΩne Transacción i asociada al nodo eléctrico ne
Ecuación de potencia a través de circuito

CTORTMWrt : xrt * RTRMWrt + ∑ine *δ ne, j = 0
neΩrt
Donde:
δne,j Variable de diferencia angular entre los nodos ne y j
ine Vector de incidencia del nodo eléctrico ne asociados al circuito rt de la RTR.
Tomará valor negativo (-1) si el nodo ne es igual al nodo inicial del circuito rt,
positivo (+1) si el nodo ne es igual al nodo final del circuito rt.
xrt Valor de la reactancia (p.u) correspondiente al circuito rt

Esta alternativa deberá incluir un modelo de pérdidas de potencia. En lo posible, el modelo de posdespacho regional deberá incluir restricciones de un modelo equivalente de potencia reactiva (Mvar).

CRIE 44 Diciembre 2005

ANEXO 4

CONCILIACIÓN DE TRANSACCIONES

CRIE 45 Diciembre 2005

A4. Conciliación de Transacciones

En este anexo se presenta la formulación detallada que se deberá seguir para efectos de determinar las transacciones de los agentes que participan en el MER.

A4.1 Transacciones Programadas no Comprometidas en Contratos

A4.1.1 Los montos a conciliar debidos a las transacciones programadas no comprometidas en contratos regionales son el resultado de valorar dichas transacciones a sus precios ex ante calculados en el predespacho o redespacho respectivo para cada período de mercado.

A4.1.2 Las transacciones programadas no comprometidas en contratos son conciliadas por el EOR considerando los precios marginales dados por el predespacho o redespacho en cada nodo de la RTR, y la información de compromisos contractuales en el Mercado de Contratos Regional.

A4.1.3 Para cada agente en cada nodo de la RTR, se establece el siguiente balance en el Mercado de

Oportunidad Regional, para cada período de mercado:

Inyección : IPNCi, n = Ipi, n – ICRi, n

Retiro: RPNCi,n = RCRi,n – Rpi,n

Donde:

IPNCi,n : Inyección Programada No comprometida en Contratos para el agente i en el nodo n. Cuando es mayor que cero, el agente vende en el Mercado de Oportunidad Regional en ese nodo. En caso contrario, realiza una compra de energía en el MOR.

RPNCi,n: Retiro Programado No comprometido en Contratos para el agente i en el nodo n. Cuando es mayor que cero, el agente vende en el Mercado de Oportunidad Regional en ese nodo. En caso contrario, realiza una compra de energía en el MOR.

Ipi,n: Inyección programada para el agente i en el nodo n, resultante del proceso de predespacho o redespacho respectivo, ya sea por transacciones de oportunidad o por compromisos contractuales.

RCRi,n: Compromisos de retiro en contratos regionales del agente i en el nodo n. Corresponde a la suma de las energías declaradas o reducidas consideradas en el predespacho o redespacho regional, con independencia del tipo de contrato.

Rpi,n: Retiro programado para el agente i en el nodo n, resultante del proceso de predespacho o redespacho respectivo, ya sea por transacciones de oportunidad o por compromisos contractuales.

ICRi,n: Compromisos de inyección en contratos regionales del agente i en el nodo n. Corresponde a la suma de las energías declaradas o reducidas consideradas en el predespacho o redespacho regional, con independencia del tipo de contrato.

CRIE 46 Diciembre 2005

A4.1.4 Las IPNC y los RPNC son valorados al precio marginal ex ante del nodo respectivo. Este precio es el que se obtiene del proceso del predespacho o del redespacho respectivo. Su formulación se define de la siguiente manera:

TPNCinyi, n = IPNCi, n * PExA

TPNCreti, n = RPNCi, n * PExA

Donde:

TPNCinyi,n es la Transacción Programada No comprometida en Contratos por inyección para el agente i en el nodo n . Cuando es mayor que cero, el agente vende en el Mercado de Oportunidad Regional en ese nodo y le corresponde un abono. En caso contrario, realiza una compra de energía en el MOR y le corresponde un cargo.

TPNCret i,n es la Transacción Programada No comprometida en Contratos por retiro, para el agente i en el nodo n. Cuando es mayor que cero, el agente vende en el Mercado de Oportunidad Regional en ese nodo y le corresponde un abono. En caso contrario, realiza una compra de energía en el MOR y le corresponde un cargo.

PExA es el precio ex ante del predespacho o redespacho, para cada nodo.

A4.1.5 Las transacciones por IPNC y RPNC resultantes del predespacho o de los redespachos respectivos en el MER, son compromisos comerciales que serán asignados por el EOR a los agentes respectivos.

A4.2 Transacciones Programadas por Compromisos Contractuales

A4.2.1 La conciliación de las transacciones en el MER relacionadas con el cumplimiento de los compromisos contractuales se efectuará con base en las transacciones programadas, sin considerar las Transacciones por Desviaciones en Tiempo Real.

A4.2.2 La responsabilidad por el cumplimiento de las obligaciones establecidas en los contratos validados en el MER es de los agentes contratantes. El EOR determinará las cantidades transadas, sea la energía declarada o reducida, con base en las condiciones presentadas para el predespacho y los redespachos respectivos, sujeto a lo establecido en este Reglamento.

A4.3 Cargos en el Mercado de Oportunidad Regional a los Compromisos Contractuales

A4.3.1 El agente que designen las partes de un contrato, sea el comprador o el vendedor, será responsable de los cargos en el Mercado de Oportunidad Regional asociados al cumplimiento del compromiso contractual, como se define a continuación para cada período de mercado:

CMORCi = CCi x [PExAret – PExAiny]

Donde:

CMORCi: Cargo en el Mercado de Oportunidad Regional asociado al cumplimiento del Compromiso Contractual, asignado al agente i. En caso que el CMORCi sea negativo, corresponde a un abono.

CRIE 47 Diciembre 2005

CCi: Compromiso Contractual. Corresponde a la energía declarada o reducida del compromiso contractual i considerada en el predespacho o redespacho regional, independientemente del tipo de contrato.

PExAret: Precio ex ante para el nodo de retiro del contrato, resultante del predespacho o redespacho regional.

PExAiny: Precio ex ante para el nodo de inyección del contrato, resultante del predespacho o redespacho regional.

A4.4 Transacciones por Desviaciones en Tiempo Real (TDTR).

A4.4.1 Para cada período de mercado las desviaciones se calculan como la diferencia entre la transacción real registrada por el SIMECR y la transacción programada en el MER y los mercados nacionales en el predespacho o redespacho respectivo.

A4.4.2 El EOR, con base en las mediciones obtenidas por el SIMECR, determinará diariamente para cada período de mercado, para cada agente, incluidos los asociados a enlaces extraregionales y para cada OS/OM, actuando en representación del correspondiente mercado nacional, las desviaciones en los nodos de la RTR en que han incurrido respecto de las transacciones programadas.

A4.4.3 Para conciliar las desviaciones a las Transacciones Programadas, es necesario disponer de la siguiente información:

Si las desviaciones son normales, significativas autorizadas, significativas no autorizadas o graves;

La inyección programada y real para cada agente en cada nodo de la RTR;

El retiro programado y real para cada agente en cada nodo de la RTR;

El flujo de energía programado y real para cada enlace entre áreas de control y para cada enlace extraregional;

Los siguientes precios para cada nodo de la RTR: precio ex-ante del predespacho o redespacho y el precio ex-post del posdespacho.

A4.4.4 Para cada período de mercado la conciliación de las transacciones por Desviaciones en Tiempo Real se efectúa de acuerdo al siguiente procedimiento:

A4.4.5 Desviaciones normales, significativas autorizadas y significativas no autorizadas

A4.4.5.1 Se definen las siguientes variables:

Desviación (D) = (Ir – Ip) ó (Rr – Rp)

Ip Inyección programada en el MER y en los mercados nacionales en los
predespachos o redespachos respectivos, para cada nodo y agente.
Ir Inyección real, para cada nodo y agente. En caso de que dos o más agentes
inyecten utilizando un único medidor localizado en un nodo RTR, la inyección
real se calculará en base a los registros de los medidores ubicados en los nodos de
cada agente y de acuerdo al procedimiento definido por el EOR.

CRIE 48 Diciembre 2005

Rp

Retiro programado en el MER y en los mercados nacionales en los predespachos y redespachos respectivos, para cada nodo y agente.

Rr

Retiro real, para cada nodo y agente. En caso de que dos o más agentes retiren utilizando un único medidor localizado en un nodo RTR, el retiro real se calculará en base a los registros de los medidores ubicados en los nodos de cada agente y de acuerdo al procedimiento definido por el EOR

PExA

Precio ex ante del predespacho o redespacho, para cada nodo.

PExP

Precio ex post del posdespacho, para cada nodo.

A4.4.5.2 En las siguientes tablas se presenta la conciliación de las transacciones por desviaciones normales y significativas autorizadas de inyecciones y retiros:

Tabla A4-1. Esquema para la Conciliación de Desviaciones Normales y significativas

autorizadas

(+) Exceso (-) Defecto

Inyección Abono Cargo
D * PExP D * PExA

Retiro Cargo Abono
D * PExP D * PExA

A4.4.5.3 En la siguiente tabla se presenta la conciliación de las transacciones por desviaciones significativas no autorizadas de inyecciones y retiros:

Tabla A4-2. Esquema para la Conciliación de Desviaciones significativas no autorizadas

En exceso En defecto

Inyección Desviación*0 Desviación*Max(PExA,PExP)
Por la inyección en exceso el El agente paga la reducción de
agente no recibe pago. inyección valorada al máximo entre el
precio ex-post y ex-ante.

Retiro Desviación*Max( PExP, PExA) Desviación*0
El agente no recibirá devolución por
El agente paga por el retiro la reducción del retiro.

adicional valorado al mayor precio
entre el precio ex-post y el ex-ante.

CRIE 49 Diciembre 2005

A4.4.6 Asignación del Monto Neto de Desviaciones Normales, Significativas Autorizadas y Significativas No Autorizadas.

A4.4.6.1 El resultado neto de los montos cobrados y pagados por los agentes, que tienen su origen en las desviaciones normales, significativas autorizadas y significativas no autorizadas conciliadas por el EOR, es un valor neto diferente de cero, positivo o negativo. Dicho monto se asignará a los agentes participantes del MER, a excepción de los agentes transmisores, de acuerdo con las siguientes reglas:

A4.4.6.2 Desviaciones Normales y Significativas Autorizadas

El resultado neto asociado a Desviaciones normales y significativas autorizadas se asignará a todos los agentes con este tipo de desviaciones, a excepción de los agentes transmisores, en el respectivo período de mercado:

Desviacióni

Asignacioni = ∑ Desviacióni * Neto _ desv.normales _ y _ significativas _ autorizadas

Asignación = Monto asignado a cada agente i que incurrió en una Desviación normal o significativa autorizada.

Neto_desv. normales_y_significativas_autorizadas = Monto neto de los pagos y cobros asociados a las Desviaciones normales o significativas autorizadas.

Desviación = Monto de las Desviaciones normales y significativas autorizadas en que incurrió cada agente i por cada inyección y/o retiro.

A4.4.6.3 Desviaciones Significativas No Autorizadas

Cuando el monto neto de las Desviaciones significativas no autorizadas resulte en un déficit en la conciliación del EOR, el mismo se asignará a las inyecciones y retiros que se desviaron sin estar autorizados en el respectivo período de mercado:

Asignacioni = Desviacióni * Neto _ desv.significativa _ no _ autorizadas
∑ Desviacióni

Asignación = Monto asignado a cada agente i que incurrió en una Desviación significativa no autorizada.

Neto_desv.significativa_no_autorizadas = Monto neto de los pagos y cobros asociados a las Desviaciones significativas no autorizadas.

Desviación = Monto de las Desviaciones significativas no autorizadas en que incurrió cada agente i por cada inyección y/o retiro.

Si el monto neto de las Desviaciones significativas no autorizadas fuese un superávit en la conciliación del EOR, dicho monto se reintegrará a todos los agentes que en el respectivo

CRIE 50 Diciembre 2005

período no presentaron Desviaciones significativas no autorizadas por cada inyección y/o retiro:

Asignacioni = Maximo _(Rri + Iri ) y(Rpi + Ipi ) * Neto _ desviac _ no _ autorizadas ∑Maximo _(Rri + Iri ) y(Rpi + Ipi )

Asignación = Monto asignado a cada agente i que no incurrió en Desviaciones significativas no autorizadas.

Neto_Desviac_no_autorizadas = Monto neto de los pagos y cobros asociados a las Desviaciones normales y significativas no autorizadas.

Rr = Monto total de retiros reales del agente i.

Ir = Monto total de inyecciones reales del agente i.

Rp = Monto total de retiros programados del agente i.

Ip = Monto total de inyecciones programadas del agente i.

A4.4.7 Desviaciones graves

A4.4.7.1 Las desviaciones graves se concilian para cada enlace entre áreas de control y se asignan a los OS/OMS, para los enlaces extraregionales la asignación se hará a los agentes representantes de los mismos. La conciliación de dichas desviaciones dependerá del sistema en el que se originó la falla, de acuerdo al siguiente procedimiento:

Falla en el sistema exportador: intercambio programado mayor al intercambio real Cargo por desviación al OS/OM Exportador = (Imp – Imr)*Precio Abono por desviación al OS/OM Importador = (Imp – Imr)* Precio Imp: Importación programada por el enlace.
Imr: Importación real por el enlace utilizando el medidor del área importadora.

Precio: Es el precio ex-post (PExP) del nodo del enlace ubicado en el área importadora, resultante del posdespacho.

Falla en el sistema exportador: intercambio programado menor al intercambio real Cargo por desviación al OS/OM Importador = (Imr – Imp)*Precio Abono por desviación al OS/OM Exportador = (Imr – Imp)*Precio Precio =cero (0), para el nodo del enlace en el área importadora.

Falla en el sistema importador: intercambio programado mayor al intercambio real Cargo por desviación al OS/OM Exportador = (Exp – Exr)*Precio Abono por desviación al OS/OM Importador = (Exp – Exr)*Precio Exp: Exportación programada por el enlace.
Exr: Exportación real por el enlace utilizando la medición del área exportadora.

CRIE 51 Diciembre 2005

Precio = cero (0), del nodo ubicado en el área exportadora.

Falla en el sistema importador: intercambio programado menor al intercambio real

Cargo por desviación al OS/OM Importador = (Exr – Exp)*Precio Abono por desviación al OS/OM Exportador = (Exr – Exp)*Precio

Precio: Es el precio ex-post (PExP) del nodo del enlace ubicado en el área exportadora resultante del posdespacho.

A4.4.7.2 Cuando una falla no pueda ser atribuida a un área de control en particular y la misma origine desviaciones graves, la conciliación de dichas desviaciones se efectuará aplicando el siguiente procedimiento:

Para cada enlace entre áreas de control se efectuarán dos conciliaciones, la primera supondrá que la falla ocurrió en una de las dos áreas de control y la segunda supondrá que la falla ocurrió en la otra área de control respectivamente.

Las conciliaciones se aplicarán a cada situación según los procedimientos detallados en el numeral A5.4.7.1

Los cargos y abonos que por desviaciones graves se aplicarán entre los OS/OMS respectivos, corresponderán al promedio de las dos conciliaciones definidas en los literales (a) y (b) anteriores.

A4.4.7.3 Cuando una falla para la que se ha identificado el área de control en la cual se originó la misma, ocasione desviaciones graves en enlaces entre áreas de control diferentes a la fallada (enlaces cuyas áreas de control no sean el área fallada), la conciliación de las desviaciones graves para dichos enlaces se efectuará aplicando el siguiente procedimiento:

Si las dos áreas de control no están simultáneamente conectadas al área de control fallada, a la conciliación se aplicarán los procedimientos detallados en el numeral A5.4.7.1 suponiendo que el área fallada es aquella más cercana al área de control efectivamente fallada.

Si las dos áreas de control están conectadas entre sí y cada una con el área de control

fallada, la conciliación se aplicará según el procedimiento del numeral A5.4.7.2 considerando que la falla no es atribuible a ninguna de las áreas de control.

A4.4.8 Ausencia de Precio para la Conciliación de Desviaciones

Cuando para la conciliación de las desviaciones en un nodo de inyección o retiro o para un enlace entre áreas de control, no se dispone del precio ex-ante o del precio ex-post, para la conciliación el precio faltante se reemplazará de acuerdo a lo siguiente:

Si el precio faltante es el precio ex ante se reemplazará por el precio ex post

Si el precio faltante es el precio ex post se reemplazara por el precio ex ante

Si no existen simultáneamente los precios ex ante y ex post, entonces la conciliación de las desviaciones se hará utilizando precios nodales calculados con los costos o precios marginales del posdespacho de las unidades generadoras del sistema eléctrico nacional.

A4.5 Servicios Auxiliares Regionales

CRIE 52 Diciembre 2005

Los Servicios Auxiliares en el MER se proveen como requerimientos mínimos de obligatorio cumplimiento y no son sujetos de conciliación, facturación y liquidación por parte del EOR.

A4.6 Cargos por Transmisión

Los cargos por servicios de transmisión se conciliarán conforme a lo establecido en el Libro III del RMER.

A4.7 Cargos Adicionales

A4.7.1 Cargo por Servicio de Regulación del MER

Los cargos por los Servicios prestados por la CRIE de Regulación del MER, serán asignados a los agentes teniendo en cuenta lo definido en los Protocolos y la Regulación Regional.

A4.7.2 Cargo por Servicios de Operación del Sistema

Los cargos por los Servicios prestados por el EOR de Operación del Sistema serán asignados a los agentes teniendo en cuenta lo definido en los Protocolos y la Regulación Regional.

CRIE 53 Diciembre 2005

Anexos del Libro III

De La Transmisión

CRIE 1 Diciembre 2005

CONTENIDO

A Metodología de Definición de la RTR
A1 Metodología………………………………………………………………………….. 4
B Contrato de Conexión
B1 Contenido del Contrato de Conexión………………………………….…………….. 8
C Reporte de Eventos en el Sistema Eléctrico Regional
C1 Alcance………………………………………………………….…….……………… 10
C2 Notificación del Evento……………………………………………….…….……….. 10
C3 Informe Preliminar…………………………………………………….…….……….. 10
C4 Informe Final de Eventos…………………………………………….…….………… 12
D Formulación Matemática del Proceso de Subasta y
Asignación de DT
D1 Subasta de DT………………………………………………….…….……………….. 15
D2 Definición de la Matriz H…………………………………….…….…………………. 18
D3 Definición de la Matriz HF………………………………….…….…………………… 20
D4 Formulación de la Subasta de DT con Pérdidas…………….…….…………………… 21
D5 Cambios en la RTR…………………………………….…….………………………….. 24
D6 Verificación Complementaria……………………………….…….…………………… 24
D7 Precios de los DT…………………………………….…….…………………………….. 25
D8 Asignación de los Montos Recaudados en las Subastas de DT a los Agentes
Transmisores…………………………………….…….……………………………………26
D9 Descuento del CVT de cada instalación de la RTR los Montos que se Destinan
al Pago de DF y DFPP…………………………………….…….……………………… 27
E Cálculo del Cargo Complementario y Cargo por Peaje.
Método del Flujo Dominante
E1 Cálculo de la Remuneración Reconocida por Peaje y por Cargo Complementario….. 30
E2 Método del Flujo Dominante……………………………….…….……………………. 32
F Método de Participaciones Medias
F1 Método de Participaciones Medias…………………………….…….……………….. 34
G Sistema de la Planificación de la Transmisión y Generación
Regional
G1 Optimización de las Expansiones…………………………….…….…………………. 40
G2 Simulación del MER…………………………….…….…………………………………… 41
G3 Estudios Eléctricos…………………………………………….…….…………………. 41

CRIE 2 Diciembre 2005

H Criterios de Calidad, Seguridad y Desempeño para la Operación del Sistema Eléctrico Regional

Tabla 1 Criterios de Seguridad…………………………….…….………………………………….44
Tabla 1A Criterios de Seguridad…………………………….…….………………………………….45
Tabla 2 Desempeño de la Regulación Primaria….…….……………………………………………… 46
Tabla 3 Desempeño ante Pérdida de Generación………….…….…………………………………. 46

I Línea SIEPAC
I1 Alcance…………………………….…….…………………………………………………….. 48
I2 Definición………………………….…….…………………………………………………….. 48
I3 Agente Transmisor EPR………….…….………………………………………………………. 50
I4 Línea SIEPAC y la RTR………….…….………………………………………………………. 50
I5 Régimen Tarifario de la Línea SIEPAC. Ingreso Autorizado Regional………………….. 48

CRIE 3 Diciembre 2005

ANEXO A

METODOLOGIA DE DEFINICION DE LA RTR

CRIE 4 Diciembre 2005

A1 Metodología

A1.1 Primer paso: Definición de la RTR

Los nodos a incluir en la RTR básica son:

los nodos y líneas que forman parte de las interconexiones existentes a niveles de tensión mayores de 115 kV;

los nodos y líneas de las expansiones planificadas (conjunto que incluye a la línea SIEPAC).

Cuando entre en servicio algún tramo de la línea del SIEPAC, los nodos del tramo y el tramo mismo, serán parte de la RTR básica.

Asimismo serán parte de la RTR inicial los nodos y los tramos de las expansiones planificadas programadas por el Sistema de Planificación de la Transmisión Regional (SPTR) del EOR.

A1.2 Segundo paso: Identificación de los Nodos de Control

Los Nodos de Control en cada sistema eléctrico nacional son los nodos más cercanos eléctricamente al nodo terminal de una interconexión (sin incluirlo) donde los Agentes pueden hacer ofertas al MER, y el OS/OM puede controlar la inyección/retiro de energía en forma independiente de otros nodos.

Estos nodos corresponden a los nodos donde un generador o un área del sistema compuesta por un conjunto de generadores y cargas, se conectan de forma radial al sistema mallado. Cuando existan grandes usuarios con una capacidad comprobada de controlar su demanda, los nodos donde estos se conecten al sistema mallado se pueden también incorporar a esta definición.

Los Nodos de Control estarán limitados a los dos niveles de tensión más alto en cada país (ejemplo: 230 y 138kV, ó 230 y 115kV).

La identificación de los Nodos de Control será realizada examinando la topología de la ubicación de los generadores y puntos donde los Agentes puedan hacer ofertas al MER y puedan controlar la inyección/retiro de energía.

A1.3 Tercer paso: Identificación de la RTR preliminar

La RTR preliminar es el conjunto formado por los nodos y líneas de los pasos anteriores y las líneas y nodos intermedios que los unen mediante el camino eléctrico más corto (menor impedancia) en cada nivel de tensión. La RTR preliminar debe ser continua desde Panamá hasta Guatemala.

CRIE 5 Diciembre 2005

En este paso, para conectar los nodos de control a la red básica se escoge un nodo de control a la vez, en cada oportunidad el más cercano a la red básica. Al comienzo, los nodos de la interconexión son los límites de la red básica, pero a medida que se agregan conexiones de los nodos de control a ellos, la red básica se va internando en los sistemas eléctricos nacionales.

El proceso a seguir para la identificación de la RTR preliminar en cada país es el siguiente:

C-1. Se selecciona el nivel de voltaje más alto en la RTR básica.

C-2. Se busca la conexión más cercana eléctricamente entre algún nodo de control y un nodo de la RTR básica.

C-3. Si la conexión no se puede lograr al mismo nivel de tensión (Por ejemplo, si el nodo de control se encuentra en 115kV y el nodo de la RTR básica en 230kV) se utilizará la ruta eléctricamente más corta pasando por una subestación de transformación.

C-4. Tanto el nodo de control conectado a la RTR básica como los tramos intermedios necesarios para esta conexión, se convierten en nodos de la RTR básica, la cual se va “internando” en los sistemas nacionales.

C-5. Si no se han agotado los nodos de control a ser conectados, se vuelve al paso “C-2”

C-6. Si el nivel de tensión seleccionado es el más alto y la RTR básica hasta el momento no es continua (se verifica que exista un camino que conecte los nodos de la RTR básica) se hará continua utilizando el camino eléctricamente más corto.

C-7. Se selecciona el nivel de tensión inmediatamente inferior donde existan nodos de control y se va al paso “C-2”

A1.4 Cuarto paso: Identificación de las líneas que complementan la RTR preliminar.

Se identificarán elementos adicionales a la RTR preliminar para varios escenarios, según un criterio que considera dos factores: 1) la magnitud del cambio de flujo por los elementos antes y después de las transacciones MER y; 2) la relación de este cambio con el monto total de la transacción MER en cada país.

Utilizando un modelo de planeamiento operativo, se realizarán simulaciones para n escenarios de los países operando en forma aislada y luego en forma coordinada en el MER. Se comparan los flujos en los elementos de transmisión en las dos situaciones y se decide agregar a la RTR dicho elemento si cumple con los siguientes criterios:

CRIE 6 Diciembre 2005

Sea Fak y Fck el flujo en el caso aislado y en el caso coordinado respectivamente para el escenario k en un elemento l que no haya sido seleccionado en los pasos A y C.

Sean Ek el valor absoluto del intercambio neto y Tk el monto de tránsito para el escenario k en el país donde se encuentra el elemento analizado.

El elemento l se incluye en la RTR si, n/N > P%, donde: n=número de escenarios donde se cumple que |Fck–Fak| / (Ek+Tk)*100 > U%

N= Número total de escenarios analizados

Para la determinación de la RTR inicial se utilizarán los valores: U%=15% y P%=20%, los cuales podrán ser modificados por la CRIE;

A1.5 Quinto paso: Verificación por el EOR y los OS/OM

El EOR en coordinación con los OS/OM nacionales, basándose en estudios regionales de seguridad operativa, podrán añadir elementos a los ya identificados en los pasos uno a cuatro cuando estos se muestren necesarios para soportar los Criterios de Calidad, Seguridad y Desempeño.

CRIE 7 Diciembre 2005

ANEXO B

CONTRATO DE CONEXION

CRIE 8 Diciembre 2005

B1 Contenido del Contrato de Conexión

B1.1 Los Agentes que estén conectados o pretendan conectarse directa o indirectamente a la RTR, deberán cumplir con lo estipulado en la regulación nacional del país donde se encuentre ubicado el punto de conexión, en lo referente a los contratos de conexión o a las autorizaciones para la conexión de sus instalaciones a la red de transmisión.

CRIE 9 Diciembre 2005

ANEXO C

REPORTE DE EVENTOS EN EL

SISTEMA ELECTRICO REGIONAL

CRIE 10 Diciembre 2005

C1 Alcance

C1.1 Este anexo precisa el contenido y forma de los informes preliminar y final que los OS/OM deberán remitir al EOR cuando en sus sistemas ocurran eventos que afecten la operación del SER y que provoquen ya sea cambios topológicos en la RTR o variaciones de frecuencia y voltajes fuera de los rangos establecidos en el Libro III del RMER.

C2 Notificación del Evento

C2.1 Ante la ocurrencia de un evento en uno o más sistemas nacionales, los OS/OM respectivos deberán notificar a la brevedad al EOR y a todos los demás sistemas. De preferencia, esta notificación deberá hacerse vía telefónica o vía fax y la misma deberá informar de manera breve el tipo de falla, las instalaciones involucradas, las consecuencias inmediatas del mismo, así como las medidas que se estén llevando a cabo para normalizar la operación del sistema.

C3 Informe Preliminar

C3.1 El Informe Preliminar será un documento en el cual se incluirán los detalles de los eventos ocurridos, así como las acciones y maniobras de reposición efectuadas por los OS/OM para regresar sus redes nacionales al estado de pre-falla. Este documento deberá ser enviado al EOR en el plazo establecido en el Numeral 5.5 del Libro III del RMER.

C3.2 El Informe Preliminar debe contener la cronología de los eventos, las protecciones que hayan actuado, y las consecuencias del evento y de las acciones emprendidas. Además, deberá incluir un listado de las subestaciones involucradas, la carga y la generación desconectada, la causa probable del evento y la hora de reposición de la red, bien sea parcial o total, según corresponda.

C3.3 La preparación del Informe Preliminar deberá seguir, en general, el modelo descrito en los siguientes numerales:

Referencia

Deberá indicarse la fecha (dd/mm/aa) y la hora (hh:mm) y el título o referencia asignada al evento.

Síntesis

Es el resumen del informe, el cual incluirá:
presentación del evento;
causas y consecuencias;

conclusiones; y
acciones tomadas o a tomar.

Configuración Pre-falla

CRIE 11 Diciembre 2005

Deberá efectuarse una descripción de la condición pre-falla de operación del sistema nacional, incluyendo la conformación topológica de la red, y de ser necesario adjuntando un diagrama unifilar simplificado de la configuración de la red afectada. En dicho unifilar deberán indicarse los flujos de potencia, los voltajes y los porcentajes reales de carga de los equipos y líneas con respecto a los valores nominales.

Descripción de los Sucesos en Orden Cronológico

En este punto se deberán indicar, en forma detallada, todos los sucesos ocurridos y sus consecuencias, indicando claramente las causas de cada desconexión de instalaciones y de cargas, incluida la actuación de los esquemas de desconexión automática de cargas, en orden cronológico, e indicando la hora de ocurrencia de cada uno de ellos.

Cuando el evento involucre equipos de distintos sistemas nacionales, el OS/OM responsable de la elaboración del Informe Final deberá incluir la información pertinente, documentando este aspecto.

Configuración Post-falla

Deberá incluirse la topología de la red nacional inmediatamente posterior a la ocurrencia del evento, adjuntando un diagrama unifilar simplificado de la configuración de la red afectada. En dicho unifilar deberán indicarse los flujos de potencia, los voltajes y los porcentajes de carga de los equipos y líneas con respecto a los valores nominales.

Maniobras Realizadas Para Normalizar el Servicio

El Informe Preliminar debe indicar las principales acciones y maniobras realizadas para llevar al SER a un punto de operación normal, o aquel que transitoriamente se haya logrado, en orden cronológico e indicando la hora de ocurrencia de cada una de ellas. Se deberán también incluir, cuando corresponda, comentarios u observaciones sobre las posibles dificultades que se presentaron en la normalización del SER, que hayan ocasionado retardos en la misma, ya sea de carácter operativo, de comunicaciones, de falla o inadecuada operación de algún equipo; así como cualquier dificultad asociada con los procedimientos operativos aplicados por el OS/OM y sus agentes.

Análisis de la Actuación de las Protecciones

Se deberá realizar un análisis de los sucesos ocurridos, indicando qué protecciones actuaron de acuerdo a lo previsto y cuáles no, así como las consecuencias del evento en las protecciones, si las hubiera.

Energía no Suministrada

Por cada subestación los OS/OM deberán realizar una estimación de la potencia interrumpida (en MW) y la energía no suministrada (en MWh), por causas asociadas al evento o por las acciones y maniobras de reposición. Se deberá indicar

CRIE 12 Diciembre 2005

la carga interrumpida como consecuencia de la actuación del esquema de desconexión automática de carga.

En los casos en que toda o parte de la energía no suministrada hubiese resultado de la actuación del esquema de desconexión de cargas por baja frecuencia o voltaje, deberá incluirse una evaluación detallada de su actuación y si el esquema operó de acuerdo a los ajustes preestablecidos.

Medidas Adoptadas

Deberán documentarse las medidas preventivas y correctivas adoptadas inmediatamente después del evento, con el fin de evitar ocurrencias similares en el futuro o para mitigar el efecto del evento si este volviera a presentarse.

C3.4 Aspectos Aclaratorios

Todos los puntos indicados arriba deberán documentarse en el informe. En caso de no disponerse de información para alguno de ellos, se hará constar expresamente en el mismo. El Informe Preliminar deberá enviarse al EOR por correo electrónico.

C3.5 Formato para el Reporte de Eventos

El EOR definirá el formato que deberán utilizar los OS/OM para elaborar el Informe Preliminar de eventos. Cuando se requiera efectuar una modificación a dicho formato, el EOR lo informará a los OS/OM con por lo menos quince (15) días de anticipación.

C4 Informe Final de Eventos

C4.1 El Informe Final de Eventos es una ampliación más detallada del Informe Preliminar. En el mismo deberá destacarse las modificaciones respecto a lo informado en el Informe Preliminar, y deberá presentarse una explicación clara del evento ocurrido, sus causas y consecuencias. Este informe se elaborará a partir del Informe Preliminar, ampliando y complementando la información suministrada en éste último. De ser necesario este informe incluirá los resultados de simulaciones y análisis que ayuden a comprender el evento ocurrido y señale las deficiencias del sistema nacional.

C4.2 En el informe se deberá realizar una descripción pormenorizada del evento, las instalaciones afectadas, la cronología de los sucesos, las causas de cada uno de los sucesos, los mecanismos de normalización utilizados y estimación de la energía no suministrada.

C4.3 Medidas Adoptadas

Si dentro del tiempo requerido para realizar el Informe Final surgen medidas preventivas o correctivas adicionales a las documentadas en el Informe Preliminar, éstas deberán ser incluidas en este documento. Quedan comprendidos en este último aspecto, casos donde se requieran estudios eléctricos del SER para determinar el origen del evento y las medidas a adoptar.

CRIE 13 Diciembre 2005

C4.4 Información y Datos a Anexar

Deberá adjuntarse al informe la información definida en el Numeral 5.5 del Libro III del RMER y toda aquella información que el OS/OM estime conveniente anexar o que expresamente haya sido solicitada por el EOR.

C4.5 Conclusiones y Acciones Tomadas o a Tomar

Se deberán indicar las conclusiones del informe, incluyendo las acciones tomadas o a tomar cuando se haya detectado el inadecuado funcionamiento de instalaciones, de elementos de protección, control, maniobra, automatismos o en los procedimientos seguidos por el OS/OM y los Agentes.

CRIE 14 Diciembre 2005

ANEXO D

FORMULACIÓN MATEMÁTICA DEL PROCESO

DE SUBASTA Y ASIGNACIÓN DE DT

CRIE 15 Diciembre 2005

D1 Subasta de DT

D1.1 Definición de las Variables

D1.1.1 Las ofertas que los participantes de las subastas presentan serán numeradas en forma consecutiva para cada tipo de DT, con independencia del participante que las formule. Las adjudicaciones se realizarán por cada oferta individual.

D1.1.2 El significado de las variables que definen el algoritmo de subasta es el siguiente:

He: matriz de factores de transferencia de potencia y otras restricciones asociados al estado “e” del sistema de transmisión, que se calcula tal como se describe en el Numeral D2 de este anexo.

[ .]i : denota el elemento (fila) i del vector resultante del producto de la matriz H por un vector t.

[ .]ie: denota el elemento (fila) i del vector resultante del producto de la matriz He por un vector t.

“e”: subíndice asociado al estado base del sistema de transmisión: base (0) o contingencias (1…NN)

NC: número total de ofertas de compra de DF

NOC: número total de ofertas de compra de DFPP

NV: número total de ofertas de venta de DF

NOV: número total de ofertas de venta de DFPP

NE: número total de derechos firmes existentes en el momento de la subasta

NOE: número total de DFPP existentes en el momento de la subasta

número total de contingencias previstas en la PFS.

Variables de Oferta de Compra de Derechos Firmes

αk:

proporción del DF firme asignado en la subasta a la oferta numerada k, en relación al máximo ofertado a comprar Tk.

perk:

máximo porcentaje de pérdidas que acepta un oferente tomar a su cargo asociado a su oferta de compra de DF “k”, definido como un incremento en la componente correspondiente al nodo “x” del Vector de Inyecciones VITk. Se entiende que si este porcentaje no es suficiente para cubrir las pérdidas originadas en el DF, la oferta puede resultar rechazada en la PFS.

CRIE 16 Diciembre 2005

cperk: descuento a la oferta de compra de DF “k” por cada unidad porcentual de pérdidas que sean aceptadas en la subasta, expresado en US$. Este coeficiente se puede interpretar como la venta de las pérdidas para hacer factible el DF.

ψk: variable que representa el porcentaje de pérdidas que efectivamente se asignan al DF “k” en una subasta. Debe ser menor o igual a perk.

VITXk: vector de Mx1, cuyas componentes son iguales a cero, salvo en el nodo “x” en el cual se compensan las pérdidas del DF “k”, donde es igual a VITkx.

Variables de la oferta de compra de Derechos Financieros Punto a Punto

αj:

proporción del DFPP asignado en la subasta a la oferta numerada j, con relación al máximo a ofertado para comprar TOj.

perj:

máximo porcentaje de pérdidas que acepta un oferente tomar a su cargo asociado a su oferta de compra de DFPP, definido como un incremento en la componente correspondiente al nodo “x” del Vector de Inyecciones VITOj especificada por el oferente.

cperj:

descuento a la oferta de compra de DFPP “j” por cada unidad porcentual de pérdidas que sean aceptadas en la subasta, expresado en US$.

ψj:

variable que representa el porcentaje de pérdidas que efectivamente se asignan al DFPP “j” en una subasta. Debe ser menor o igual a perj.

VITOXj: vector de Mx1, cuyas componentes son iguales a cero, salvo en el nodo “x” en el cual se compensan las pérdidas del DFPP “j”, donde es igual a VITOjx.

Variables de oferta de venta de DF existente

δq: proporción de un DF existente, asignado en la subasta a una oferta de venta

numerada q, con relación al máximo ofertado vender TVq.

Variable de oferta de venta de DFPP existente

δl:

proporción del DFPP existente, al que se le asigna para la subasta el número l, con relación al máximo a ofertado para vender TOVl.

Oferta de compra de DF

Tk: vector con la cantidad máxima de DF que un participante propone comprar en su oferta numerada k, representado por la diferencia entre el Vector de Inyecciones y el Vector de Retiros. La suma de las componentes de este vector debe ser igual a cero, o sea que las inyecciones y retiros deben estar balanceados.

VITk: Vector de Inyecciones asociado al vector Tk

VRTk: Vector de Retiros asociado al vector Tk

Oferta de compra de DFPP

CRIE 17 Diciembre 2005

TOj: la cantidad máxima de DFPP que ofrece comprar un participante en la oferta numerada j, representados por la diferencia entre el Vector de Inyecciones y el Vector de Retiros. La suma de las componentes de este vector debe ser igual a cero, o sea que las inyecciones y retiros deben estar balanceados.

VITOj: Vector de Inyecciones asociado al vector TOj

VRTOj: Vector de Retiros asociado al vector TOj

VITOjx: Componente “x” del Vector de Inyecciones asociado al vector TOj

VRTOjx: Componente “x” del Vector de Retiros asociado al vector TOj

Oferta de Venta de DF

TVq: vector con la cantidad máxima de DF que un participante propone vender en su oferta numerada q, representado por la diferencia entre el Vector de Inyecciones y el Vector de Retiros. La suma de las componentes del Vector de Retiros será igual a la suma de las componentes del Vector de Inyecciones.

VITVXq: vector de Mx1, cuyas componentes son iguales a cero, salvo en el nodo “x” en el cual se compensan las pérdidas del DF existente “q”, donde es igual a VITOqx.

Oferta de venta de DFPP

TOVl: la cantidad máxima de DFPP que un participante propone vender en la oferta numerada l, representados por la diferencia entre el Vector de Inyecciones y el Vector de Retiros. La suma de las componentes del Vector de Retiros será igual a la suma de las componentes del Vector de Inyecciones. El participante debe acreditar la propiedad del DFPP.

VITOVXl: vector de Mx1, cuyas componentes son iguales a cero, salvo en el nodo “x” en el cual se compensan las pérdidas del DFPP existente “l”, donde es igual a VITOVXlx.

Vectores de Inyecciones y Retiros de la oferta de DF existente

VITEo: vector de inyecciones asociado a un DF “o” asignado antes de la subasta

VRTEo: vector de retiros asociado a un DF “o” asignado antes de la subasta

Vector de pérdidas aceptadas de una oferta de DF existente

VITEXo: pérdidas aceptadas para el vector VITEo, que se inyectan en el nodo “x”.

Vectores de Inyecciones y Retiros de la oferta de DFPP existente

VITOEv: vector de inyecciones asociado a un DFPP “v” asignado antes de la subasta

VRTOEv: vector de retiros asociado a un DFPP “v” asignado antes de la subasta

CRIE 18 Diciembre 2005

Vector de pérdidas aceptadas de una oferta de DFPP existente

VITOEXv: pérdidas aceptadas para el vector VITOEv, que se inyectan en el nodo “x”

TE: vector donde se suman todos los DF que ya están asignados antes de la
subasta.
TOE: vector donde se suman todos los DFPP que están asignados antes de la
subasta.
Tki: elemento correspondiente a la fila “i” del vector Tk. (Compra DF)
TOji: elemento correspondiente a la fila “i” del vector TOj. (Compra DFPP)
TVki: elemento correspondiente a la fila “i” del vector TVk. (Venta DF)
TOVji: elemento correspondiente a la fila “i” del vector TOVj. (Venta DFPP)
TEi: elemento correspondiente a la fila “i” del vector TE. (DF existentes)
TOEi: elemento correspondiente a la fila “i” del vector TOE. (DFPP existentes)

Ofertas de DT

Ck: oferta del interesado en adquirir el DF descrito por Tk, expresada en US$.

Cj: oferta del interesado en adquirir el DFPP descrito por Tj, expresada en US$.

Cq: oferta del interesado en vender el DF descrito por TVq, expresada en US$.

Cl: oferta del interesado en vender el DFPP descrito por TVOl, expresada en US$.

Ixe: inyección neta, que puede ser positiva o negativa en el nodo x, en el estado e, resulta definida como:

Ixe= Compra DF + Compra DFPP –Venta DF – Venta DFPP + DF existentes + DFPP existentes

Ixe= Σk αk Tkx + Σj αj TOjx – Σk δkTVkx – Σj δjTVOjx + TEx + TOEx

Ie: vector de componentes Ixe

D2 Definición de la Matriz H

D2.1 Para la formulación de la matriz H, se deberá definir un nodo de referencia u oscilante (“slack”, por su nombre en inglés), en el cual se compensan las diferencias entre inyecciones y retiros. El EOR fijará el nodo referencia, debiendo el mismo permanecer fijo salvo que existan razones fundadas para su cambio.

Sea:

zxy: impedancia de la línea de transmisión que vincula los nodos “x” e “y” de la RTR. (la dirección “x” → “y” es arbitraria)

CRIE 19 Diciembre 2005

Fxye: flujo (virtual) entre los nodos “x” e “y” de la RTR en el estado “e”.

bue, ble : vector de capacidades máximas de las líneas o vínculos en los sentidos “x” → “y” y “y” → “x” en cada estado “e”, de componentes buxye, blxye.

Matriz [ZZ]: matriz de LxM, cuyos componentes se definen de la siguiente forma

Sea “l” la fila de ZZ asociada a la línea Lxy (x → y), y “x” e “y” las columnas correspondientes a los respectivos nodos.

[zzly] = 1 / zxy (y: nodo llegada)

[zzlx] = – 1 / zxy (x: nodo salida)

[zzlv] = 0 ( v ≠ x, y)

Matriz [A]: matriz de MxL, cuyos componentes de definen de la siguiente forma:

Sea “l” la columna de A asociada a la línea Lxy (x → y)

[aml] = 1 si la línea “l” tiene como nodo llegada a “m”

[aml] = -1 si la línea “l” tiene como nodo salida a “m”

[aml] = 0 en caso contrario (la línea “l” no tiene un extremo en el nodo “m”)

Θ: vector de ángulos de fase (se supone Θ0 = 0 en la barra slack)

Fe : vector de flujos en las líneas asociados a un estado “e”, de componentes Fxye o Fwe, siendo “w” el número asignado a la línea.

F0: vector Fe correspondiente al estado base (e=0).

Ie: vector de inyecciones/retiros netos en los nodos de la red, de componentes Ixe, que es la suma de todos los DT asignados

ZZe: matriz ZZ correspondiente a un estado “e”

Ae: matriz A correspondiente a un estado “e”

Contingencias

D2.2 En los estados con contingencias se considera la indisponibilidad de una línea Lxy haciendo infinita su impedancia, o en forma equivalente haciendo cero los correspondientes elementos zzlx y zzly.

D2.3 Para la formulación del modelo de la subasta, se considerará que se cumplen las siguientes relaciones:

Fe = ZZe Θ

He = ZZe ( Ae ZZe ) –1

CRIE 20 Diciembre 2005

-ble ≤ Fe ≤ bue e = 0,,,NN

Fe = HMe Ie ≤ be e= 0,,,NN
Fe = Fe+ – Fe-
Fe+ ≥ 0

Fe- ≥ 0

He bue
HM = -He b = ble
e e
D bd

La sub-matriz D incluye restricciones adicionales, como protección de áreas, flujos máximos entre regiones, etc., y bd es el respectivo término independiente.

La matriz H tiene la siguiente estructura:

HM0

……..

HM1
H= ……..

HMe

……..

HMNN

Donde HM 0 corresponde al estado base (N), y HMe corresponde a las contingencias que se definan, en general corresponden a estados N-1. El número total de contingencias es igual a NN.

A fines de su uso en las subastas, a la matriz H se le agrega una columna de ceros, correspondiente al nodo de referencia, supuesto numerado cero.

D3 Definición de la Matriz HF

D3.1 Para las subastas de Derechos Firmes se define la matriz HF en base a sus componentes de la siguiente forma:
hfik = max (0 , [He Tk ] )

El vector BF se define como:

CRIE 21 Diciembre 2005

b0
b1
… – HF • TE
BF = bj

bNN-1
bNN

TE: vector donde se suman todos los DF que ya están asignados antes de la subasta.

El vector BF tiene como componentes a los vectores que definen la capacidad de cada vínculo en cada contingencia prevista (be), a la que se le restan la capacidad utilizada por DF existentes. Algunos de los DF existentes pueden estar parcialmente o totalmente en venta en la subasta. Se utilizará la nomenclatura BFei para definir la fila “i” de la componente de B correspondiente al estado “e”, y BFuei, BFl ei y BFdei para las componentes correspondientes a la fila “i” asociadas a los vectores bue, ble y bde.

D4 Formulación de la Subasta de DT con Pérdidas

D4.1 Modelización de las Pérdidas

D4.1.1 Las pérdidas en una línea “l” (con flujos desde el nodo “x” hasta el nodo “y”), cuando circula por la misma una potencia Fl, se estimarán como:

PLl = r * Fl2 (0)

Donde:

r: resistencia de la línea

La modelación de las pérdidas requiere de introducir un término no lineal que impide el uso de programación lineal para obtener la solución a la subasta de DT.

Para mantener la estructura lineal del problema, se reemplaza (0) por una función lineal por tramos de la siguiente forma:

Sea

Fle = Σ s=1,..ss Flse
Flse ≤ FS (1)
Las pérdidas se representan como.
PLle ≈ Σ s=1,..ss r * (s-0.5) * FS , Flse = Σ s=1,..ss cpls Flse (2)

CRIE 22 Diciembre 2005

La ecuación (2) en conjunto con la restricción (1) representa la linealización de por tramos de la función (0). Eligiendo FS suficientemente reducido, en la expresión (2) se puede reducir el error de aproximación tanto como se desee.

Las pérdidas totales podrán ser calculadas por el EOR ya sea con la fórmula (0) u (2) según considere apropiado. En consecuencia las pérdidas totales se podrán expresar como:

perdidase = Σ l PLle l=1, …L

Donde Lle se calcula con la fórmula (0) ó (2) según decida el EOR.

Se considerará que las pérdidas en una línea, a los efectos del balance de potencia en un nodo, se distribuyen por partes iguales en ambos los extremos. En consecuencia:

perdidasxe = Σ ll PLlle /2 ll ε Γx

Los valores de pérdidas asignadas a cada nodo “x”, perdidasxe forman el vector PLTe.

Siendo Γx el conjunto de líneas con un extremo en el nodo “x”.

D4.1.2 Cada oferente “j” deberá especificar el máximo porcentaje de pérdidas (perj) al que está dispuesto a hacerse cargo, y el descuento de su oferta (precio de venta de las pérdidas) por cada unidad porcentual de pérdidas que resulta aceptada.

D4.1.3 Cuando se acepta una oferta con pérdidas, se entiende que el componente del Vector de Inyecciones correspondiente al nodo en que se compensan las pérdidas queda incrementado respecto del Vector de Retiros en un porcentaje igual al porcentaje de pérdidas aceptados que resulta de la metodología de subasta que se describe en el Numeral D4.2.1.

D4.2 Subasta con Pérdidas

D4.2.1 Con la formulación de las pérdidas que presentó en el Numeral D4.1, el mecanismo de subasta se plantea de la siguiente forma:

Maximizar (Compra DFPP + Compra DF – Venta DFPP – Venta DF)
Max Σ j (Cj αj –ψj cperj) +Σ k (Ck αk – ψk cperk) – Σ l Cl δl – ΣqCq δq (3)
(Maximizar el monto total recolectado)
Sujeto a:
Σ k max (0, [He αk Tk ] i ) – Σ q max (0, [He δq TVq] i ) ≤ BFei ∀ i, ∀e (4)

(Factibilidad de derechos firmes, que no considera pérdidas)

Ecuación de balance

CRIE 23 Diciembre 2005

F0 = F0+ − F0− = H0 ( ∑ α k Tk + ∑α j TOj
k j

− ∑ δ q TVq − ∑δl TOVl + TE + TOE + ∑ ψ k VITX k + ∑ ψ j VITOX j
q l k j
+ ∑ (1 − δ q ) VITVX q + ∑(1 − δl ) VITOVXl + ∑VITEXo + ∑VITOEX y − PLT0 )

q l o y

Compra DF + Compra DFPP

–Venta DF–Venta DFPP+DF existentes+DFPP existentes+Perdidas Compra DF + Perdidas Compra DFPP

Perdidas venta DF – Perdidas venta DFPP + Perdidas DF existente + Perdidas DFPP existente – Perdidas de líneas de transmisión

Fe = Fe+ − Fe− = He ( ∑ α k Tk + ∑α j TOj
k j

− ∑ δ q TVq − ∑δl TOVl + TE + TOE + ∑ψ k VITX k + ∑ ψ j VITOX j

q

∑ (1 − δ q )

q

l k j

VITVX q + ∑(1 − δl ) VITOVX + ∑VITEXo + ∑VITOEX y − PLT0 )

l o y

= 1,,,, NN

Flujos en cada línea en función de los DT existentes y asignados en la subasta, y las pérdidas, supuestas concentradas por mitades en los extremos de cada línea. Adicionalmente, las pérdidas deben ser iguales a las inyecciones para compensarlas, en el estado base.

∑ l 0 [ ] ∑ψ k VITX k + ∑ ψ j VITOX j + ∑(1− δq ) VITVX q +

PL = 1 Tk j q (6)
l ∑ (1 − δl ) VITOVXl + ∑VITEXo + ∑VITOEX y
l o y

Perdidas Compra DF + Perdidas Compra DFPP – Perdidas Venta DF

Perdidas Venta DFPP + Perdidas DF existente + Perdidas DFPP existente (Balance de energía en el estado base incluyendo pérdidas)

0 ≤ ψj ≤ perj * αj
0 ≤ ψk ≤ perk * αk (7)

(Las pérdidas aceptadas no pueden superar las máximas ofertadas, que dependen de la cantidad de DT comprados)

Fe ≤ be e=0,,,,NN (8)
(Suficiencia financiera)

CRIE 24 Diciembre 2005

0 ≤ αk ≤ 1 (9)
(La capacidad adjudicada de cada compra de DF no debe superar a la máxima ofertada)

0 ≤ αj ≤ 1 (10)
(La capacidad adjudicada de cada compra de DFPP no debe superar a la máxima ofertada)

0 ≤ δq ≤ 1 (11)
(La capacidad vendida de cada DF existente no debe superar a la máxima ofertada)

0 ≤ δl ≤ 1 (12)

(La capacidad vendida de cada DFPP existente no debe superar a la máxima ofertada)

D4.2.2 El conjunto de ecuaciones (3)-(12) más (0)-(2) definen la PFS como un problema de programación lineal

D5 Cambios en la RTR

D5.1 Las matrices H deberán ser únicas durante cada mes para las subastas de DT mensuales.

D5.2 En las subastas de DT con períodos de validez anuales, la configuración de la RTR podrá cambiar cada mes. En ese caso el EOR definirá una matriz H o un conjunto de parámetros de las ecuaciones (4)-(5) para cada intervalo de tiempo en el cual la RTR se pueda considerar fija. La PFS deberá incluir todos los estados que resultan de las diferentes configuraciones de la RTR, es decir, podrá haber un conjunto de ecuaciones

(3) a (12) según sea el caso, que se deberán satisfacer en forma simultánea.

D6 Verificación Complementaria

D6.1 Una vez obtenidos los resultados de una subasta, el EOR deberá realizar una verificación complementaria de su factibilidad a fin de considerar:

Las pérdidas de transmisión en la factibilidad de los DF;

Las ecuaciones exactas del flujo de cargas, a fin de verificar que los errores asociados a la linealización no lleven a adjudicar DT no factibles.

Con estos efectos formulará simulaciones de flujos de carga con el mismo programa que utiliza para los estudios de este tipo, tal como se describe en el Capítulo 16 del Reglamento.

D6.2 Los flujos de carga deberá verificar que, con los DT asignados:

No se violan los flujos máximos en cada vínculo o restricción de la RTR.

CRIE 25 Diciembre 2005

Las potencias firmes inyectadas pueden ser retiradas en los correspondientes nodos.

Las pérdidas de transmisión que surgen de los DF pueden ser suministradas por la parte generadora del contrato.

D6.3 El EOR podrá reducir hasta el 10% los vectores de inyecciones y retiros de los DT asignados que hayan planteado las cantidades ofertadas como límites superiores de su compra-venta a fin de lograr el cumplimiento de estas condiciones.

D6.4 De requerirse modificaciones mayores, deberá reducir los valores de los términos independientes de la PFS a repetir el proceso hasta lograr una asignación factible de DT.

D7 Precios de los DT

D7.1 Cálculo del Precio de cada DT

D7.1.1 Sobre la base de los resultados de la subasta, se definirá el precio de los DT de acuerdo al sistema de precios nodales implícito, que se calculará de acuerdo a las fórmulas que se presentan en esta sección.

D7.1.2 El monto a pagar por parte de los compradores de DT que resulta de la subasta se calcula según el procedimiento indicado en este artículo:

Sean:

βei: valores de las variables duales asociadas a las ecuaciones (4)
σei: valores de las variables duales asociadas a las ecuaciones (8)

λ: valor de la variable dual asociada a la ecuación (6)

subíndice que se extiende a todas las líneas o vínculos “l” (un valor de “l” por cada restricción.

Las variables duales definen dos sistemas de precios nodales implícitos, uno para las restricciones de tipo (4), asociadas a los DF, y otro para las restricciones de tipo (5), dados por:

PNxl = helx βel ∀ x, ∀ βel > 0 (13)
PONx = Σ l Σ e helx σel + λ ∀ x ≠ del nodo de referencia (14)
PON0= λ

Sean:

PNl es un vector fila cuyas componentes son PNxl

PON es un vector fila cuyas componentes son PONx. Su primera componente corresponde al nodo de referencia.

CRIE 26 Diciembre 2005

Los precios nodales implícitos PNel, PON definen los pagos que deberán los compradores de DT, o que percibirán los vendedores, según las expresiones:

PDFj = αj (Σ i (max(0,PNi Tj )) + PON Tj )
PDFPPh = PON αk TOh
CDFl = – δl (Σ i (max(0,PNi TVl )) + PON TVl )
CDFPPq = – PON δq TOVq

Donde:

PDFj: pago que deberá realizar el comprador del DF “j”

PDFPPh: pago que deberá realizar el comprador del DFPP “h”
CDFl: pago que percibirá el vendedor del DF “l”
CDFPPq: pago que percibirá el vendedor del DFPP “q”

(15)

(16)

(17)

(18)

D8 Asignación de los Montos Recaudados en las Subastas de DT a los Agentes Transmisores

D8.1 Planteo

D8.1.1 De cada subasta de DT, el EOR recolectará una cantidad de dinero calculada según la metodología descrita en D7.1.2. Esta cantidad debe ser distribuida entre los Agentes Transmisores, como contrapartida de la renta de congestión que dejarán de percibir. Por lo tanto el mecanismo de asignación establece una correspondencia entre los pagos que realizan los compradores de DT y la renta de congestión que hubieran percibido los Agentes Transmisores.

D8.1.2 En D4.2 se plantean las ecuaciones que permiten asignar un conjunto de DT factibles a los participantes de las subastas, las cuales se aplican en la asignación de los montos recaudados, según se establece en los siguientes títulos.

D8.2 Cálculo del Pago a los Titulares de DT
D8.2.1 Los titulares de DT que los ofrezcan en las subastas serán remunerados con lo
recaudado por sus ofertas aceptadas. Los Agentes Transmisores titulares de las
correspondientes líneas recibirán la diferencia entre los pagos de los compradores y lo
percibido por los vendedores utilizando las fórmulas que se presentan en esta sección.
D8.2.2 Las diferencias de los precios nodales implícitos PNxi y PONx se usarán para asignar a
cada línea Lxy, identificada en la matriz H por la fila con subíndice “u” los montos dado
por la expresión:
RR*u = (PONy – PONx) (F+* u+F-*u) + Σi (PNyi – PNxi) (FFi*u + FIi*u) –
(PONy + PONx) PLu/2 (19)
Donde

CRIE 27 Diciembre 2005

RR*u : parte del ingreso por venta de DT asignados a la línea “u”.

Fu +* , Fu-* : valores del término izquierdo de las ecuaciones (8) en la solución óptima de la asignación de DT, correspondientes a la línea “u”, para el flujo en la dirección “x” a “y” o “y” a “x” respectivamente, producido por los DFPP y DF asignados. Sólo uno de los valores Fu + * , Fu-* es positivo, aquel que corresponde al sentido real del flujo, y el otro es igual a cero. FFiu, FIiu: valores del término izquierdo de las ecuaciones (4) en la solución óptima de la asignación de DT, correspondientes a la línea o vínculo “u”, en cada uno de los estados “e”, para flujos en la dirección “x” a “y” (FF) o “y” a “x” (FI), producido por el conjunto de DF asignados que forman el vector Tlj. Los vectores FF incluyen los flujos asociados al estado e=0

PLu son las pérdidas de la línea “u” en el estado e=0.

D9 Descuento del CVT de cada instalación de la RTR los montos que se destinan al pago de DF Y DFPP

D9.1 Objeto

D9.1.1 El objeto de este título es establecer la metodología que usará el EOR para determinar que parte del CVTl de una instalación “l” de la RTR debe ser asignada a los Agentes Transmisores, después que se hayan vendido en las subastas DF y DFPP que serán remunerados usando los CVT totales recolectados. La cantidad a asignar será la diferencia entre el valor total del CVT y la cantidad del mismo que se destine al pago de DF y DFPP.

D9.2 Criterios a Aplicarse

D9.2.1 En cada subasta de DT, el EOR asignará DF y DFPP entre nodos de la RTR. El CVT se calculará para cada instalación de la RTR en base a las inyecciones, retiros y precios nodales resultantes del predespacho.

D9.2.2 No existe una correspondencia directa entre los CVT y los pagos por DF y DFPP. Se describe a continuación la metodología que usará el EOR para esta asignación.

D9.2.3 La metodología que se plantea a continuación parte de la formulación del mecanismo de subasta establecido en el Numeral D4 de este Anexo:

En el predespacho, en cada hora es conocida la configuración “e” de la RTR. En consecuencia la asignación de los CVT se realizará con una matriz He correspondiente a la configuración real de la RTR esa hora.

Cada DT “k” origina en el modelo linealizado de la RTR flujos en cada línea que se calculan como:

Fk = He αk Tk = He TAk (20)

CRIE 28 Diciembre 2005

El flujo total será:

FT = Σk Fk

En una línea “l”, se calculará el flujo asociado a los DT como:

FTl = Σk Fkl
El CVT correspondiente a la línea “l”, que va del nodo “y” al nodo “x” es:

CVTl = (PNDx – PNDy) * FRl – PLl (PNDx + PNDy)/2

La cantidad de CVT que corresponde a cada Titular Inicial de la línea “l”, CVTIl, descontados los pagos a los titulares de DT será:

CVTIl = (FRl – FTl) * (PNDx – PNDy) – (FRl – FTl)/FRl * PLl *(PNDx + PNDy)/2

Donde:

FRl: flujo en la línea “l” en el predespacho

PND: vector de precios nodales resultantes del predespacho.

PNDx: precio nodal en el extremo “x” de la línea “l” proveniente del predespacho
PNDy: precio nodal en el extremo “y” de la línea “l” proveniente del predespacho

CRIE 29 Diciembre 2005

ANEXO E

CÁLCULO DEL CARGO POR PEAJE Y CARGO COMPLEMENTARIO.

CRIE 30 Diciembre 2005

E1 Método del Flujo Dominante

E1.1 El Método de Flujo Dominante (MFD) asigna la fracción del costo que una transacción «u», bien sea del Mercado Nacional o del MER, tiene sobre los elementos de una red. El MFD asumirá transacciones balanceadas (sumatoria de inyecciones igual a sumatoria de retiros).

E1.2 El predespacho regional del MER se compone de la superposición de las seis (6) transacciones globales de los Mercados Nacionales y la transacción global MER.

E1.3 Cada transacción global consiste de un conjunto de Inyecciones y Retiros correspondientes al predespacho para un escenario dado, realizado por cada OS/OM para su correspondiente transacción global del Mercado Nacional y por el EOR para la transacción global MER.

E1.4 Cada transacción global deberá reflejar las pérdidas en la red que es modelada por el correspondiente OS/OM y por el EOR para la determinación del predespacho. Las pérdidas de una transacción global serán entonces iguales a la suma de sus inyecciones menos sus retiros.

E1.5 Para efectos de la aplicación del MFD y MEPAM se requieren transacciones globales balanceadas, es decir el total de inyecciones igual al total de retiros, por lo que el EOR asignará las pérdidas de cada transacción global de la siguiente forma:

Calcular las pérdidas (L) para cada transacción global u: L(u) = Σ Inyecciónj(u) – Σ Retiroi(u)

Asignar las pérdidas a los retiros en forma proporcional al monto retirado: Retiro*i(u) = Retiroi(u) + [ L(u) x Retiroi(u) / Σ Retiroi(u) ]

E1.6 Los flujos causados por cada transacción global balanceada serán calculados por el EOR utilizando un flujo de carga de corriente directa que represente la red regional completa.

E1.7 La responsabilidad de una transacción global en el costo de un elemento de red se asume proporcional a su uso eléctrico (flujo de potencia real).

E1.8 El conjunto de todas las transacciones globales consideradas en un escenario conforma el uso total de la red en ese escenario.

E1.9 El MFD separa la responsabilidad en el costo para cada transacción global R(u) en dos partes:
El componente R1(u), que representa la fracción del costo por la capacidad realmente utilizada (tomando en cuenta las transacciones globales que causen contraflujo) de los elementos de red y;

R2(u) que representa la fracción del costo por la capacidad no utilizada o reserva.

CRIE 31 Diciembre 2005

E1.10 El costo total por uso de la red para la transacción global u será igual a:

R(u) = R1(u) + R2(u).

E1.11 El componente R1(u) está relacionado a la capacidad operativa de los elementos de la red realmente usada por el flujo neto en el elemento. La transacción global u tendrá responsabilidad de costos sobre un elemento solamente si el flujo ocasionado por ella tiene la misma dirección que el flujo neto. El R1(u) se determina de la siguiente manera:

f +
L L l (u)
R1 (u) = ∑ R1 (l,u) = ∑CBl

U
l =1 l =1 ∑ f +
l (s)
s=1

donde:

R1(l,u) Componente R1 de la línea l, transacción global u
L Número de líneas
fl Flujo neto por la línea l
fl(u) Flujo por la línea l causado por la transacción global u.
f+l(u) Flujo positivo por la línea l causado por la transacción global u. Igual a fl(u)
fcl si fl(u) tiene el mismo sentido que fl, y cero en caso contrario
Capacidad operativa de transmisión de la línea l
Cl Ingreso a recolectar de la línea l
Conjunto de todas las transacciones globales

CBl se define como el costo de capacidad base y es igual a:
fl

CBl = Cl

E1.12 El componente R2(u) se relaciona con la capacidad adicional no utilizada (fcl – fl), o reserva del elemento de la red l, está definido para todas las transacciones globales independientemente del sentido del flujo que producen en el elemento de la red y se calcula de la siguiente manera:
L L fl (u)

R2 (u) = ∑R2 (l,u) = ∑CAl

U
l=1 l=1 ∑ fl (s)

s=1
donde:
R2(l,u) Componente R2 de la línea l, transacción global u
CAl se define como el costo de capacidad adicional y es igual a:

CRIE 32 Diciembre 2005

( fcl − fl )

CAl = Cl = Cl − CBl

E2 Cálculo de la Remuneración Reconocida por Peaje y por Cargo Complementario

E2.1 Se definen los siguientes datos de entrada:

= Conjunto de transacciones globales. u=1,…,U. Incluye las transacciones nacionales más la transacción MER.

= Conjunto de líneas (incluye también los transformadores) que pertenecen a la RTR. l=1,…,L

= Matriz (L,U). El elemento flu es el flujo en MW sin pérdidas en la línea l para la transacción u

Fc(l)= Capacidad de transmisión de la línea l en MW C(l)= Ingreso a recolectar de la línea l

Los datos mencionados se procesan con las formulas para R1(l,u) y R2(l,u) definidos en los Numerales E1.8 y E1.9, y se obtiene:

R1(l,u)= Matriz con el valor de R1 para la línea l y la transacción u

R2(l,u)= Matriz con el valor de R2 para la línea l y la transacción u. Sí la línea l no es una ampliación planificada, el valor se hace cero.

La Remuneración Reconocida por Peaje para la línea l se calcula como:

U
R1(l) = ∑R1(l,u)

=1

La Remuneración Reconocida por Cargo Complementario para la línea l se calcula como:

U
R2(l) = ∑R2(l,u)

=1

CRIE 33 Diciembre 2005

ANEXO F

ASIGNACIÓN DE LOS CARGOS POR PEAJE Y CARGO COMPLEMENTARIO Y EL MÉTODO DE PARTICIPACIONES MEDIAS

CRIE 34 Diciembre 2005

F1 Método de Participaciones Media

F1.1 El objetivo del Método de Participaciones Medias (MEPAM) es el de encontrar la incidencia que las inyecciones y retiros de las transacciones globales tienen sobre los flujos respectivos en las líneas de la RTR.

F1.2 El MEPAM utiliza como dato de entrada las inyecciones y retiros en cada nodo y los flujos por las líneas y transformadores para una transacción balanceada (la suma de las inyecciones deberá ser igual a la suma de los retiros).

Las inyecciones, retiros y flujos a ser utilizados por el MEPAM corresponden a aquellos definidos para la transacción global MER en el Anexo E en los Numerales E1.3 a E1.6.

F1.3 El MEPAM identifica, para cada inyección de potencia en la red, caminos físicos que comienzan en la inyección, que se extienden por la red hasta que alcanzan ciertas extracciones donde estos terminan. Análogamente se encuentran los caminos desde las extracciones a las inyecciones. Para crear estos caminos el MEPAM utiliza en cada nodo de la red el principio de proporcionalidad: en cada nodo de la red, las inyecciones al nodo se reparten proporcionalmente a los retiros del nodo.

F1.4 El principio de proporcionalidad se ilustra con el siguiente ejemplo de la Figura 1 en el que cuatro líneas están conectadas al nodo i, dos con inyecciones y dos con retiros. El flujo total por el nodo es Pi = 40 + 60 = 100MW de los cuales 40% son suministrados por la línea j-i y 60% por la línea k- i. El principio de proporcionalidad implica que cada MW que se retira del nodo contiene la misma proporción de las inyecciones que el flujo total por el nodo Pi. De esta forma los 70MW saliendo por la línea i-m consiste de 70(40/100)=28MW suministrados por la línea j-i y de 70(60/100)=42MW suministrados por la línea k-i.

CRIE 35 Diciembre 2005

m

j 40 70
i

60 l
30

k

Figura 1 – Principio de Proporcionalidad

F1.5 Factores de Distribución de la Generación: DG es el factor que define la proporción de la potencia inyectada por un generador que fluye en una línea; se denomina factor topológico de distribución de generación y se define como:

DGi-l,k = |Pi-l| . |Au-1|jk / Pi

Donde:

DGi-l,k = Factor topológico de Distribución de Generación que indica la proporción

de la potencia con que el generador k contribuye al flujo en la línea i-l
(línea que conecta los nodos i-l)

|Pi-l|

Pi

Au

|Au|ij

αi(u)

Flujo en la línea i-l. |Pi-l|=|Pl-i| en el caso sin pérdidas.

Flujo total que entra o sale al nodo i

Matriz (nxn) de distribución hacia arriba. n=número de nodos

{1 para i=j
= Elementos de la matriz Au {-|Pj-i| / Pj para j ε αi(u)
{0 en otro caso

Conjunto de nodos que suministran al nodo i (el flujo se dirige desde otros nodos al nodo i)

| Au-1|jk = Elemento jk de la inversa de la matriz Au

F1.6 El flujo por la línea i-l, |Pi-l| se determina en función de las inyecciones de generación en cada nodo como:
n
|Pi-l| = Σ DGi-l,k . PGk para l ε αi(d)
k=1
donde:

CRIE 36 Diciembre 2005

PGk = Generación en el nodo k

αi(d) = Conjunto de nodos que son suministrados directamente por el nodo i (el

flujo se dirige a estos otros nodos desde el nodo i)

F1.7 Factor de Distribución de la Demanda: DD es el factor que define la proporción de la potencia retirada por una demanda que fluye en una línea; se denomina factor topológico de distribución de demanda, y se define como:

DDi-j,k = |Pi-j| . |Ad-1|ik / Pi

Donde:

DDi-j,k

Ad

|Ad|il

Factor topológico de Distribución de Demanda que indica la proporción de la potencia que la demanda k contribuye al flujo en la línea i-j

Matriz (nxn) de distribución hacia abajo.

{1 para i=l
= Elementos de la matriz Au {-|Pl-i| / Pl para l ε αi(d)
{0 en otro caso

F1.8 El flujo por la línea i-j, |Pi-j| en función de los retiros de la demanda en cada nodo se determina como:

n
|Pi-j| = Σ DDi-j,k . PDk para j ε αi(u)

k=1
donde:

PDk = Demanda en el nodo k

F1.9 Asignación del Cargo por Peaje y Cargo Complementario a las inyecciones y retiros para la Transacción global MER.

Se definen los siguientes datos de entrada:

R1MER(l)= Elemento de la matriz R1(l,u) descrita en E1.11 para u = Transacción MER.

R2MER(l)= Elemento de la matriz R2(l,u) descrita en E1.12 para u = Transacción MER.

PGk = Inyección en el nodo k de la RTR para la transacción global MER

PDk = Retiro en el nodo k de la RTR para la transacción global MER

=Vector (nl). El elemento fl es el flujo en MW de la línea l para la transacción MER. nl es el número de líneas.

Topología de la red = Conectividad entre los nodos de la red

CRIE 37 Diciembre 2005

Se determinan para la Transacción global MER, los factores de distribución de la generación y los factores de distribución de la demanda según las fórmulas de los Numerales F1.7 y F1.9:

DGl,k = Factor de distribución topológico de la generación para la línea l, inyección k, Transacción MER. Indica la proporción de la potencia inyectada en el nodo k que fluye por la línea l en la Transacción MER.

DDl,k = Factor de distribución topológico de la demanda para la línea l, retiro k, Transacción MER. Indica la proporción de la potencia retirada en el nodo k que fluye por la línea l en la Transacción MER.

Se calculan las cantidades siguientes:

PECMk = Monto que cada Agente k que retira debe pagar en concepto de peaje por la transacción global MER = PDk x DDl,k x R1MER(l) x 0.5

CCCMk = Monto que cada Agente k que retira debe pagar en concepto de cargo complementario por la transacción global MER= PDk x DDl,k x R2MER(l) x 0.5

PEGMk = Monto que cada Agente k que inyecta debe pagar en concepto de peaje por la transacción global MER = PGk x DGl,k x R1MER(l) x 0.5

CCGMk = Monto que cada Agente k que inyecta debe pagar en concepto de cargo complementario por la transacción global MER= PGk x DGl,k x R2MER(l) x 0.5

F1.10 Asignación del Cargo por Peaje y Cargo Complementario a las inyecciones y retiros de las Transacciones Globales de los Mercados Nacionales.

Se definen los siguientes datos de entrada:

R1 (l,u)= Matriz con el valor de R1 para la línea l y la transacción global del mercado nacional u según se establece en el Anexo E

R2 (l,u)= Matriz con el valor de R2 para la línea l y la transacción global del mercado nacional u según se establece en el Anexo E

PGku = Inyección en el nodo k de la RTR para la transacción global del mercado nacional u

PDku = Retiro en el nodo k de la RTR para la transacción global del mercado nacional u

%LPE y %GPE = Proporción de reparto del cargo por peaje para la transacción global del mercado nacional entre los Agentes que retiran (%LPE) y Agentes que inyectan (%GPE). Se fijan inicialmente

CRIE 38 Diciembre 2005

ambos valores en 50%, pudiendo la CRIE determinar otra proporción.

%LCC y %GCC = Proporción de reparto del cargo complementario para la transacción global del mercado nacional entre los Agentes que retiran (%LCC) y Agentes que inyectan (%GCC). El valor de %LCC se fija inicialmente en 100% y el de %GCC en 0, pudiendo la CRIE determinar otra proporción.

Se calculan las cantidades siguientes:

PERNku = Monto que el retiro en el nodo k debe pagar en concepto de peaje por la transacción global del Mercado Nacional u = Σl R1 (l,u) * PDku / Σk PDku * %LPE

PEINku = Monto que la inyección en el nodo k debe pagar en concepto de peaje por la transacción global del Mercado Nacional u = Σl R1 (l,u) * PGku / Σk PGku * %GPE

CCRNku = Monto que el retiro en el nodo k debe pagar en concepto de cargo complementario por la transacción global del Mercado Nacional u = Σl R2 (l,u) * PDku / Σk PDku * %LCC

CCINku = Monto que la inyección en el nodo k debe pagar en concepto de cargo complementario por la transacción del Mercado Nacional u = Σl R2 (l,u) * PGku / Σk PGku * %GCC

F1.11 Asignación del CURTR a los Agentes que retiran y Agentes que inyectan.

El CURTR para los Agentes que retiran de un país “p” se calculará como:

CURTRCp= {Σi (PERMpi + CCRMpi) + Σk (PERNpk + CCRNpk)} / Σc Σj Rcj

Siendo Rcj el retiro proyectado, en MWh, del Agente que retira “c” del país “p” para los meses “j” del semestre para el cual se calcula el CURTRCp.

El CURTR para los Agentes que inyectan de un país “p” se calculará como:

CURTRGp = {Σi (PEIMpi + CCIMpi) + Σk (PEINpk + CCINpk)} / Σg Σj Igj

Siendo Igj la inyección proyectada, en MWh, del Agente que inyecta “g” del país “p” para los meses “j” del semestre para el cual se calculan los CURTRGp

CRIE 39 Diciembre 2005

ANEXO G

SISTEMA DE PLANIFICACION DE LA

TRANSMISION Y GENERACION REGIONAL

CRIE 40 Diciembre 2005

G1 Optimización de las Expansiones

El EOR utilizará un Modelo de Planificación de la transmisión con las siguientes características:
Capacidad de identificar las expansiones de transmisión y generación que maximicen el valor presente neto del Beneficio Social

Capacidad de identificar las expansiones de transmisión y generación que minimicen el valor presente neto de la esperanza matemática de los costos de combustible, operación y mantenimiento, costo de la Energía no Suministrada, inversiones y gastos fijos incrementales asociados a expansiones de la transmisión o la generación.

Capacidad de seleccionar la estrategia que minimice el máximo arrepentimiento asociado a un conjunto de escenarios, a los cuales se les podrán asignar diferentes probabilidades. El costo de arrepentimiento se calculará en base a los mismos conceptos definidos en el artículo anterior.

Permitir la definición de la función objetivo como un beneficio mínimo (o costo de abastecimiento máximo) asociado a cierta probabilidad de ocurrencia;

Capacidad para considerar como variables aleatorias para el cálculo de la esperanza matemática de los costos de operación a: (1) fallas en líneas o generadores; (2) hidrología; (3) costos de combustible; (4) demanda. Quedarán a criterio del EOR, y aprobadas por la CRIE, otras variables que sean consideradas aleatorias.

Considerar como enteras las variables asociadas a expansiones de la transmisión y opcionalmente a plantas generadoras elegidas por el usuario del modelo.

Proyectar la demanda de energía y potencia sobre la base de valores iniciales por país y nodo, con tasas diferentes. La proyección deberá proveer datos de demanda por nodo de la RTR, por mes y por bloque de la curva de carga.

Deberá identificar Beneficios Privados de los Agentes, excepto Transmisores, seleccionados por el usuario del modelo, que se calcularán entre pares de escenarios especificados por el usuario del modelo (1) para venta de energía como la diferencia entre ambos estados de los ingresos netos por venta de energía a los precios nodales y costos variables, (2) para compra de energía como la diferencia entre ambos estados de los costos de compra, suponiendo la elasticidad de la demanda que suministre el usuario.

Capacidad de modelar la red de transmisión completa de la RTR como un modelo en que los flujos en cada línea de transmisión sean una función lineal de las inyecciones y retiros en cada nodo (modelo de corriente continua).

Optimización de la operación de los embalses a largo plazo.

CRIE 41 Diciembre 2005

Horizonte de planificación de al menos quince (15) años.

Posibilidad de calcular automáticamente o aceptar como dato de entrada una función de costo futuro al fin del horizonte de planificación.

G2 Simulación del MER

El EOR dispondrá de un modelo de simulación del MER con las siguientes capacidades:

Modelado de la red de transmisión regional y las redes nacionales;

Representación de toda la generación regional;

Optimización a largo plazo de la operación de los embalses, suponiendo un comportamiento estocástico de los caudales en los ríos donde se ubican plantas generadoras hidroeléctricas. El modelo de comportamiento estocástico deberá respetar las autocorrelación temporal de las series históricas de caudales, así como las correlaciones espaciales entre series en distintas estaciones de medida;

El modelo podrá usar para la simulación series hidrológicas sintéticas o históricas. La generación sintética de series hidrológicas debe ser una opción del modelo, la cual se debe basar en los registros históricos. El modelo debe permitir el relleno de registros faltantes de las series hidrológicas sobre la base de correlaciones con otras estaciones de medida y autocorrelación con datos de la misma estación;

Los generadores ofertan costos variables o precios. En caso que oferten costos variables, cálculo automático del mismo en función del costo del combustible y consumos específicos;

Ofertas de los generadores hidráulicos sobre la base de valores del agua estimados por el arbitraje óptimo entre generación inmediata o almacenamiento para ingresos futuros;

Modelación de distintos niveles de falla y costos asociados de la Energía no Suministrada;

Cálculo de los precios nodales, ingresos de los generadores, costo de abastecimiento de la demanda, y CVT;

Cálculo de la Renta de Congestión;

Opción de cálculo de los costos de combustible de plantas seleccionadas sobre la base de la variación de un único indicador establecido por el EOR y aprobado por la CRIE.

CRIE 42 Diciembre 2005

G3 Estudios Eléctricos

El EOR adquirirá modelos internacionalmente reconocidos para los estudios eléctricos: flujo de carga, estabilidad, cortocircuito, transitorios electromagnéticos, coordinación de protecciones, confiabilidad. Estos modelos deberán permitir:

Evaluar el comportamiento de la RTR en estado permanente;

Determinar la máxima capacidad de transmisión de cada componente de la RTR;

Evaluar el comportamiento de la RTR después de transitorios electromecánicos o electromagnéticos producidos por fallas de componentes o maniobras.

CRIE 43 Diciembre 2005

ANEXO H

CRITERIOS DE CALIDAD, SEGURIDAD Y DESEMPEÑO PARA LA OPERACIÓN DEL SISTEMA ELECTRICO REGIONAL

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Tabla 1. CRITERIOS DE SEGURIDAD

Consecuencias Aceptables
Categoría Tipo Evento y Contingencia Sistema Disparos Límite de Limite de Desconexión
Estable en Carga de los Voltaje Automática de
Cascada Elementos Carga /
reducción de
Transferencias
A-Operación ——- Sin Contingencias Si No Operativo 0.95–1.05 No
Normal pu
B- Pérdida Falla liberada por la protección primaria (6 ciclos) que
Simple desconecta:
de un
Elemento 1. Generador Si No Térmico 0.9–1.1 pu No
2. Circuito de transmisión Continuo
3. Transformador
4. Banco de Capacitares
5. Reactor
6. Carga
Disparo de los componentes anteriores sin falla
C- Pérdida Múltiple Falla liberada por la protección primaria o de respaldo
de dos o más (6 ó 15 ciclos) que desconecta:
elementos Si No Límite 0.9-1.1 Si (también puede
con el mismo 1. Sección de barra Térmico de pu desconectarse
evento 2. Todos los circuitos montados en las mismas torres Emergencia generación)
3. Una contingencia seguida de otra contingencia
considerando que se ha ajustado el sistema a un
Estado Normal después de que ocurre la primera
contingencia.

CRIE 45 Diciembre 2005

Tabla 1A. CRITERIOS DE SEGURIDAD

D- Disparo de: Se debe evaluar los riesgos y consecuencias
Contingencias 1. Todas las líneas en un mismo derecho de paso 1. Porciones o todo el sistema interconectado puede no alcanzar una
Extremas 2. Todos los generadores de una misma planta condición de operación estable.
Pérdida de Extremas 3. Todas las secciones de barra de una subestación 2. Formación de islas
dos o más 4. No operación de una Protección Especial redundante 3. Puede involucrar la pérdida de carga y generación en áreas
elementos con geográficas extensas.
el mismo
evento o como
consecuencia
de disparos
en cascada

Notas a la Tabla 1

Los Criterios de la Tabla 1 aplican con todos los componentes en servicio.
Después de una contingencia que lleve el sistema a un Estado de Alerta o de Emergencia, se debe ajustar el sistema a un Estado Normal en un tiempo no mayor a 30 minutos para que soporte la siguiente contingencia. Se permite la reducción de transferencias y el disparo de carga en el área de control donde ocurre la contingencia para llevar el sistema a un Estado Normal.
Después de una contingencia múltiple que lleve el sistema a un Estado de Emergencia se permite reducir las transferencias o disparar carga en el área de control donde ocurre la contingencia para llevar el sistema a un Estado de Alerta. Después de 30 minutos el sistema debe operar en un Estado Normal

Después de una contingencia múltiple se admite que algunos elementos se carguen a la capacidad de emergencia que es función del tiempo. El tiempo necesario para reducir la carga del o los elementos a la capacidad continua debe coordinarse con la capacidad de emergencia del o los elementos involucrados.

CRIE 46 Diciembre 2005

Tabla 2. DESEMPEÑO DE LA REGULACION PRIMARIA

Requisitos

Unidades generadoras que Todas las unidades generadoras existentes y futuras deben contribuir con la regulación primaria de
deben tener reguladores de frecuencia por medio de la acción de los reguladores de velocidad.
velocidad
Banda muerta de los La banda muerta intencional de los reguladores de velocidad debe ser ± 0.03 Hz.
reguladores de velocidad

Los reguladores de velocidad deben operar con un estatismo del 3%, libres, sin los limitadores
Estatismo aplicados.

Tabla 3. DESEMPEÑO ANTE PERDIDA DE GENERACION

Desempeño de las Áreas de Después de una contingencia cada una de las Áreas de Control debe hacer uso de su Reserva de
Control ante Pérdida de Contingencia para restablecer el balance carga / generación en un tiempo no superior a 15 minutos.
Generación La composición y magnitud de la Reserva de Contingencia debe ser adecuada y suficiente para que
el Error de Control de Área retorne a cero en un tiempo no superior a 15 minutos después de
ocurrida la contingencia.
Reserva Rodante Mínima a Cada sistema debe operar con una reserva rodante mínima del 5% de su demanda en todas las
mantener por cada área de bandas horarias.
control

CRIE 47 Diciembre 2005

ANEXO I

LINEA SIEPAC

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I1 Alcance

I1.1 La regulación establecida en el Reglamento del MER es aplicable plenamente al Agente Transmisor EPR y a las instalaciones denominadas Línea SIEPAC. Este Anexo tiene por objetivo destacar las particularidades de esta infraestructura y hacer especifica parte de dicha regulación.

I2 Definición

I2.1 La Línea SIEPAC es el primer sistema de transmisión regional y esta constituido por las instalaciones siguientes:

línea de transmisión de 230 KV de circuito sencillo, con torres con previsión para doble circuito futuro, excepto donde es notado:

País Tramo Longitud Longitud
aproximada aproximada
(km) por país (km)
Guatemala Guate Este – Frontera El Salvador 96 281
Guate Norte – Panaluya 106
Panaluya – Frontera Honduras 74
Frontera Guatemala – Ahuachapán 19
El Salvador Ahuachapán – Nejapa. Doble Circuito (1) 89 286
Nejapa – 15 Septiembre. Doble Circuito (1) 85

15 Septiembre – Frontera Honduras 93
Frontera El Salvador – Agua Caliente 54

Honduras Agua Caliente – Frontera Nicaragua 61 270

Torre “T” – Río Lindo. Doble Circuito (2) 14
Río Lindo – Frontera Guatemala 141
Nicaragua Frontera Honduras – P. Nicaragua 122 310
P. Nicaragua – Ticuantepe 63
Ticuantepe – Frontera Costa Rica 125
Frontera Nicaragua – Cañas 130
Costa Rica Cañas – Parrita 159 493
Parrita – Palmar Norte 130
Palmar Norte – Río Claro 51
Río Claro – Frontera Panama 23
Panamá Frontera Costa Rica – Veladero 150 150
TOTAL 1,790

En los tramos 15 de Septiembre – Nejapa – Ahuachapán, un circuito será parte de la Línea SIEPAC y el otro será parte del sistema de transmisión de ETESAL.
Este tramo incluye el cable OPGW que será instalado entre la Torre “T” y la subestación de El Cajón.

La Linea SIEPAC incluye un cable de guarda OPGW de 36 fibras: 12 fibras monomodo estándar y 24 de dispersión desplazada.

CRIE 49 Diciembre 2005

bahías en las subestaciones:

País Subestación Conexión a Bahías Total
por
país
Guatemala Guate Este Ahuachapán 1
Guate Norte Panaluya 1 4
Panaluya Guate Norte 1

Panaluya Río Lindo 1
Ahuachapán Guate Este 1
Ahuachapán Nejapa 1
El Salvador Nejapa Ahuachapán 1 6
Nejapa 15 Septiembre 1

15 Septiembre Nejapa 1
15 Septiembre Agua Caliente 1
Agua Caliente 15 Septiembre 1
Honduras Agua Caliente P. Nicaragua 1 5
Río Lindo Panaluya 1
Río Lindo El Cajón 1
Río Lindo Suyapa 1
P. Nicaragua Agua Caliente 1
Nicaragua P. Nicaragua Ticuantepe 1 4
Ticuantepe P. Nicaragua 1

Ticuantepe Cañas 1
Cañas Ticuantepe 1
Cañas Parrita 1
Parrita Cañas 1
Costa Rica Parrita Palmar Norte 1 8
Palmar Norte Parrita 1

Palmar Norte Río Claro 1
Río Claro Palmar Norte 1
Río Claro Veladero 1
Panamá Veladero Río Claro 1 1
TOTAL 28

c) Los equipos de compensación reactiva consisten en:

Sistema Equipos MVAR
Guatemala — 0
Honduras Capacitares 50
El Salvador — 0
Nicaragua Capacitares 120
Costa Rica — 0
Panamá CEV y Capacitores 128

I2.2 Antes de la finalización de la construcción de las instalaciones, los cambios de definición de la

Línea SIEPAC, establecida en el Numeral I2.1, serán solicitados por la EPR (Empresa
Propietaria de la Red) al EOR. El EOR revisará los estudios técnicos y económicos con los

CRIE 50 Diciembre 2005

cuales el Agente Transmisor EPR soporta la solicitud de cambio y enviara su recomendación a la CRIE.

I2.3 La definición de la Línea SIEPAC, establecida en el Numeral I2.1, solo podrá ser cambiada por la CRIE a solicitud del Agente Transmisor EPR soportándola por los estudios técnicos y económicos establecidos en el Reglamento del MER y la autorización de Gobiernos de los Países Miembros.

I2.4 Después de la finalización de la construcción de las instalaciones, las ampliaciones a la Línea SIEPAC serán tratadas de acuerdo al procedimiento de ampliaciones de la RTR detallado en el Capitulo 11 “Ampliaciones de la RTR” del Libro III del RMER.

I3 Agente transmisor EPR

I3.1 La EPR deberá inscribirse como Agente Transmisor en cada uno de los Mercados Eléctricos Nacionales, para ello podrá hacerlo directamente o a través de filiales o subsidiarias. A estos agentes se les denominara genéricamente como Agente Transmisor EPR.

I3.2 El Agente Transmisor EPR podrá contratar la operación y mantenimiento de sus instalaciones con otros Agentes Transmisores, pero retendrá los derechos y obligaciones que se establecen en el Libro III del RMER.

I3.3 El Agente Transmisor EPR es una empresa de transmisión regional ya que es propietaria de activos de la RTR en más de un país miembro y de conformidad con lo dispuesto en el Tratado Marco, los agentes del MER que son empresas de transmisión regional tendrán como único fin la actividad de transmisión o transporte de energía eléctrica.

I3.4 El Agente Transmisor EPR debe certificar ante la CRIE que en sus estatutos se especifique que ningún accionista posee directa o indirectamente mas del quince por ciento (15%) del total del capital social de la empresa, ni de ninguna clase de acciones con derecho a voto y que se han adoptado los mecanismos de protección de los accionistas minoritarios.

I4 Línea SIEPAC y la RTR

I4.1 La Línea SIEPAC, definida de acuerdo al Numeral I2.1, constituye una Ampliación Planificada de la Red de Transmisión Regional (RTR). La CRIE emitirá un Certificado de Ampliación Planificada para la Línea SIEPAC en donde detalle las condiciones específicas en las que le otorga tal categoría.

I4.2 La Línea SIEPAC será parte de la RTR al menos en el periodo comprendido desde el inicio de su operación comercial hasta que concluya la amortización de los créditos con que se financiaron las inversiones asociadas a la construcción.

I5 Régimen Tarifario de la Línea SIEPAC. Ingreso Autorizado Regional (IAR)

I5.1 El Ingreso Autorizado Regional (IAR), para un determinado año, para el Agente Transmisor EPR será la suma de los Ingresos Autorizados Regionales de cada una de sus instalaciones en operación comercial. Para las instalaciones del primer sistema de transmisión regional (Línea SIEPAC), el Ingreso Autorizado Regional será el monto que cubra:

CRIE 51 Diciembre 2005

los costos de administración, operación y mantenimiento de una Empresa Eficientemente Operada, de acuerdo a lo establecido en el Numeral 9.2.3 (b) del Libro III del RMER.

el servicio de la deuda, hasta por un monto de US$320 millones, que el Agente Transmisor EPR contraiga para financiar las inversiones asociadas a la construcción y entrada en operación de la Línea SIEPAC;

el Valor Esperado por Indisponibilidad;
los tributos, que pudieran corresponderle; y
una rentabilidad regulada de acuerdo a la metodología de cálculo que autorice la CRIE, considerando un aporte patrimonial de hasta US$47 millones.

I5.2 Mientras la CRIE no autorice la metodología de cálculo de la rentabilidad y su respectivo valor, se utilizará la tasa interna de retorno del aporte patrimonial a un valor del 11% durante el periodo de amortización de los créditos con que se financiaron las inversiones asociadas a la construcción. La tasa interna de retorno del aporte patrimonial se calcula con los flujos de efectivo de los aportes de capital y los pagos de dividendos de EPR en el periodo de amortización antes mencionado.

I5.3 Si la Línea SIEPAC es puesta en operación comercial por tramos, entonces el Ingreso Autorizado Regional será actualizado conforme los tramos sean puestos en servicio.

I5.4 El financiamiento del Primer Sistema de Transmisión Regional, a que se refiere el Numeral I5. 1 literal b), ha sido contratado por las empresas públicas accionistas de la EPR, con garantía de los países partes del Tratado Marco, con el Banco Interamericano de Desarrollo (BID), hasta por doscientos cuarenta (240) millones de dólares y directamente por la EPR con el Banco Centroamericano de Integración Económica (BCIE) hasta por cuarenta (40) millones de dólares. Para culminar la financiación de las instalaciones citadas EPR obtendrá otro crédito adicional de hasta por cuarenta (40) millones de dólares.

I5.5 En el caso de que los montos del aporte patrimonial o de los préstamos sean diferentes a los mencionados en el numeral anterior, el Agente Transmisor EPR deberá presentar ante la CRIE una solicitud de ajuste con las correspondientes justificaciones.

I5.6 Los costos eficientes de administración, operación y mantenimiento serán establecidos por la CRIE como un porcentaje del Costo Estándar Anual de la Línea SIEPAC. Los costos reconocidos de administración, operación y mantenimiento corresponderán a valores de Empresas Eficientemente Operadas que serán seleccionadas por la CRIE. Para elaborar esta lista tomará como punto de referencia el de empresas de transmisión de la región. Hasta tanto la CRIE defina este valor, se utilizará un porcentaje del 3%. El Costo Estándar Anual de la Línea SIEPAC será establecido de acuerdo a lo establecido en el Capitulo 9 del Libro III.

I5.7 El servicio de la deuda que el Agente Transmisor EPR contraiga para financiar las inversiones asociadas a la construcción y entrada en operación de la Línea SIEPAC debe ser certificado anualmente ante la CRIE previo a la determinación del IAR anual.

I5.8 El Valor Esperado por Indisponibilidad para la Línea SIEPAC será calculado de acuerdo a lo establecido en el Capitulo 6 del Libro III.

I5.9 Los tributos que el Agente Transmisor EPR tenga que pagar asociados exclusivamente a la actividad de transmisión de energía eléctrica por la Línea SIEPAC deben ser certificados por la autoridad competente o auditor independiente contratado para tal efecto.

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I5.10 El Agente Transmisor EPR solamente podrá solicitar, como parte del IAR anual para la Línea SIEPAC, la rentabilidad regulada que autorice la CRIE.

I5.11 Cualquier diferencia entre el estimado y los valores reales del servicio de la deuda, los tributos y la rentabilidad regulada, deberá ser informada a la CRIE para considerarla como un ingreso extra o como un ingreso faltante en el cálculo del próximo IAR anual.

I5.12 Para Línea SIEPAC, cuyo titular es una Empresa de Transmisión Regional, y para las Ampliaciones Planificadas y las Ampliaciones a Riesgo con Beneficio Regional, cuyos titulares sean Empresas de Transmisión Regional; si el Agente Transmisor titular permite a terceros el uso o la utilización como soporte físico de instalaciones o equipos, que están siendo remuneradas a través del Ingreso Autorizado Regional, para el desarrollo de actividades distintas a la de transmisión de energía eléctrica, se le hará un descuento al Ingreso Autorizado Regional que será definido por la CRIE sobre la base de los beneficios generados por dicha actividad . En ningún caso el Ingreso Autorizado Regional podrá ser inferior a cero.

I5.13 Cumplido el Período de Amortización de la Línea SIEPAC su Ingreso Autorizado Regional solo considerara: (1) los costos eficientes de administración, operación y mantenimiento, (2) el Valor Esperado por Indisponibilidad, (3) los tributos que pudieran corresponderle y (4) una rentabilidad regulada de acuerdo a la metodología de calculo que autorice la CRIE.

I5.14 Para la Línea SIEPAC, la CRIE podrá reconocer en el IAR, el costo de inversión de las instalaciones de maniobra, control, comunicaciones y protección que se hayan renovado o que deban ser renovadas, para permitir la operación confiable de la instalación.

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