RMER - CEAC - Consejo de Electrificación de América Central

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RESUMEN DEL REGLAMENTO DEL MERCADO ELÉCTRICO REGIONAL (RMER)
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ASPECTOS GENERALES DEL MERCADO ELÉCTRICO REGIONAL (MER)
1.1 Alcance
El RMER esta basado en el Tratado Marco y sus protocolos.
El RMER es válido, de obligatorio cumplimiento y vinculante en el territorio de los
países miembros del Tratado Marco para regular la operación técnica y comercial
del MER, el servicio de transmisión regional, los organismos regionales, los agentes
del mercado y las relaciones con los organismos nacionales.
1.2 Contenido del RMER
El RMER desarrolla en detalle los aspectos siguientes:
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Premisas: Definición del mercado, agentes y red de transmisión regional;
Agentes;
Productos y servicios;
Mercado de Contratos Regional;
Mercado de Oportunidad Regional;
Sistema de precios nodales;
Planeamiento Operativo y Seguridad Operativa;
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Predespacho y Redespacho (precios ex-ante y programación);
Operación Técnica en Tiempo Real;
Posdespacho (cálculo de precios ex-post);
Sistema de Medición Comercial Regional;
Conciliación, Facturación y Liquidación;
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Servicio de Transmisión Regional;
Red de Transmisión Regional (RTR);
Coordinación del Libre Acceso a la RTR;
Coordinación Técnica y Operativa de la RTR;
Régimen de Calidad del Servicio de Transmisión;
Derechos de Transmisión;
Régimen Tarifario de la RTR;
Planificación de la Transmisión Regional. Ampliaciones de la RTR;
ƒ Criterios de Calidad, Seguridad y Desempeño regionales
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1.3 Estructura del MER
La estructura del MER incluye los aspectos regulatorios, institucionales y físicos
siguientes:
a) La Regulación Regional: Tratado Marco, los Protocolos al Tratado Marco, el
RMER y las Resoluciones de la CRIE;
b) La Regulación Nacional: en lo referente al cumplimiento o conformidad con los
requerimientos mínimos para interactuar con el MER;
c) Los Organismos Regionales: El Ente Operador Regional (EOR) y la Comisión
Regional de Interconexión Eléctrica (CRIE);
d) Los Organismos Nacionales relacionados con el MER: Los Reguladores
Nacionales y los Operadores de Sistema y de Mercado (OS/OM);
e) Los Agentes que se dedican a las actividades de Generación, Transmisión,
Distribución y Comercialización, así como los Grandes Consumidores; y
f) El Sistema Eléctrico Regional (SER) incluyendo a la Red de Transmisión
Regional (RTR) que es la red eléctrica a través de la cual se efectúan los
intercambios regionales y las transacciones comerciales en el MER.
1.4 Interpretación del RMER
La CRIE es la instancia de interpretación definitiva del RMER.
1.5 Comunicación de la Información
El RMER especifica la forma en que se publicará la información del MER, de forma
que todos los participantes tengan un libre acceso a la misma. Asimismo, contiene
los mecanismos para que los avisos y notificaciones sean realizados de forma
expedita, confiable y segura.
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1.6 Modificaciones al RMER
El RMER contiene el procedimiento detallado para realizar las modificaciones al
mismo. El procedimiento incluye las consultas de opinión a los agentes, a los
OS/OMs, al EOR y opcionalmente al público por medio de audiencias públicas. La
resolución de las propuestas de modificación tendrá un plazo definido por la CRIE
(menor de 30 días).
1.7 Manejo de Información del MER
El RMER regula el manejo de la información del MER de tal forma que:
a) Sea conservada por el EOR, OS/OMs y agentes por varios años;
b) Sea suministrada por el EOR, OS/OMs y agentes dentro del plazo, forma y
manera señalada por el RMER;
c) La información sea verdadera, correcta y completa; y
d) La clasificación de la confidencialidad de la información sea realizada por la
CRIE.
1.8 Informes del MER
Informe de Regulación del EOR
Identificación de los problemas detectados durante la operación del SER y
administración del MER y propuesta de soluciones y/o propuestas de modificación
al RMER. Evaluación de la implementación y aplicación de la regulación regional,
propuestas de procedimientos operativos y observaciones a propuestas de
modificación al RMER.
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Informe de Diagnostico de la CRIE
Evaluación del funcionamiento del MER con respecto al cumplimiento de objetivos
del mismo. Evaluación de los resultados de la aplicación de la regulación regional,
referida al objetivo de maximizar la eficiencia operativa, la expansión eficiente de
la RTR y la seguridad operativa del SER.
1.9 Bases de Datos Regional
El EOR deberá mantener una Base de Datos Regional de libre acceso para los
agentes y organismos regionales y nacionales. Los agentes, los OS/OMs y el EOR
estarán obligados a suministrar la información requerida para la base de datos.
La Base de Datos Regional contendrá 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.
La Base de Datos Regional tendrá 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, tendrá los Informes Operativos y del
Mercado.
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1.10 Agentes del MER
Los agentes del MER son los agentes, dedicados a la Generación, Transmisión,
Distribución, Comercialización, así como Grandes Consumidores. El RMER establece
de forma detallada los derechos y las obligaciones de los agentes del MER.
Los agentes transmisores que son empresas de transmisión regional, es decir, que
tienen instalaciones en más de un país de América Central, sólo podrán dedicarse a
la actividad de transmisión de energía eléctrica.
Si un agente participa en más de una de las actividades de MER, deberá crear
unidades de negocio separadas que permitan una clara identificación de los costos
de cada actividad.
Cualquier persona natural o jurídica que pretenda inyectar o retirar energía hacia o
desde 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.
1.11 Realización Transacciones en el MER
El EOR autorizará a los agentes del MER para realizar transacciones en el MER si
están habilitados por su mercado nacional para participar en transacciones
internacionales, cumplen con los requisitos técnicos requeridos (incluyendo el
equipo de medición y su registro ante el EOR) y establecen las garantías de pago
correspondientes.
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1.12 Retiro definitivo de Agentes
Un agente podrá retirarse del MER sólo si se retira definitivamente del mercado
nacional respectivo y que haya efectuado todos los pagos que deban ser realizados
por él o a su nombre de acuerdo al RMER.
1.13 Suspensión de Agentes
La suspensión de agentes es una sanción que sólo puede ser decretada por la CRIE
después de aplicar el debido proceso.
1.14 Registro de Agentes
La CRIE establecerá, mantendrá, actualizará y publicará un registro de agentes del
MER
1.15 Cargos del Mercado
El cargo por Servicio de Regulación del MER, prestado por la CRIE, se establecerá
de acuerdo a un Protocolo al Tratado Marco.
El cargo por el Servicio de Operación del Sistema, prestado por el EOR, se
establecerá de acuerdo a una metodología que será definida por la CRIE.
1.16 Auditorias al EOR
Periódicamente la CRIE realizará una auditoría técnica al EOR, 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.
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1.17 SCADA/EMS Regional
El EOR dispondrá de medios de supervisión y telecomunicaciones que permitan
vincularlo con los OS/OMs, los cuales deben ser los adecuados para transmitir en
forma bidireccional la información necesaria para la operación técnica del SER.
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OPERACIÓN COMERCIAL DEL MER
2.1 Organización
El MER será un mercado mayorista de electricidad superpuesto a los mercados
eléctricos nacionales, organizado 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.
2.2 Productos y Servicios
Los productos y servicios que se transarán en el MER serán Energía Eléctrica,
Servicios Auxiliares Regionales, Servicios de Transmisión Regional, Servicios de
Operación del Sistema y el Servicio de Regulación del MER.
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2.3 Mercado de Contratos Regional
Los contratos deberán ser entre agentes de diferentes países miembros del MER,
podrán ser cumplidos en el Mercado de Oportunidad Regional y podrán ser
reducidos en el predespacho o redespacho por razones técnicas o por garantías de
pago insuficientes.
Los tipos de contratos en el MER serán Contratos Firmes y Contratos No Firmes.
Los Contratos No Firmes se subdividirán a su vez en Financieros y en FísicoFlexibles.
Los contratos deberán ser informados diariamente al EOR y tener garantías de
pago para respaldar las transacciones en el Mercado de Oportunidad Regional y los
cargos por los servicios del MER. La duración mínima de un contrato es de un
periodo de mercado (una hora)
2.3.1
Contratos Firmes
Serán contratos en los que el agente vendedor compromete la entrega de energía
firme (garantizada) al agente comprador en un nodo de la RTR.
Los contratos deberán tener asociados Derechos de Transmisión y la cantidad de
energía de los mismos estará limitada por la energía firme autorizada por los
reguladores nacionales.
El RMER establece los procedimientos de cesión y terminación de Contratos Firmes.
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2.3.2
Contratos No Firmes
Serán 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 y no requieren la adquisición de Derechos de Transmisión.
El Contrato No Firme Financiero no tendrá asociadas ofertas al Mercado de
Oportunidad Regional, no afectará el predespacho o redespacho y sólo se tendrá en
cuenta en la conciliación de las transacciones.
El Contrato No Firme Físico Flexible será un compromiso físico que podrá ser
flexibilizado mediante ofertas al Mercado de Oportunidad Regional (ofertas de
flexibilidad) y podrá tener ofertas de pago máximo por cargos variables de
transmisión.
2.4 Mercado de Oportunidad Regional
El Mercado de Oportunidad Regional será un mercado de corto plazo que se basa
en ofertas de inyectar o retirar energía en los nodos de la RTR.
Las ofertas de oportunidad de los agentes del MER serán informadas al EOR junto
con las ofertas de flexibilidad y las ofertas de pago máximo por cargos variables de
transmisión de los contratos.
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2.4.1
Tipos de Ofertas de Oportunidad
Los OS/OMs informarán al EOR las Ofertas de Oportunidad de sus agentes a partir
de un predespacho nacional realizado de acuerdo con la regulación nacional. Los
predespachos nacionales no considerarán las importaciones ni exportaciones de
energía.
Los tipos de las ofertas de oportunidad serán las siguientes:
a) Las ofertas de oportunidad de inyección de energía deberán provenir de:
¾ Generación no despachada o despachada parcialmente en el predespacho
nacional;
¾ Energía que se inyecta del nodo de interconexión con paises no miembros;
¾ Demanda nacional, interrumpible por precio, despachada en el predespacho
nacional.
b) Las ofertas de oportunidad de retiro de energía deberán provenir de:
¾ Reemplazo de generación despachada en el predespacho nacional;
¾ Energía que se retira en el nodo de interconexión con países no miembros;
¾ Demanda no atendida por precio en el predespacho nacional o por déficit
nacional.
c) Las ofertas de flexibilidad asociadas a los Contratos.
d) Las ofertas de pago máximo por los cargos variables de transmisión, asociadas
a los Contratos No Firmes Físico-Flexibles.
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2.5 Sistema de Precios Nodales
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.
2.6 Servicios Auxiliares Regionales
Los servicios auxiliares regionales se proveerán como requerimientos mínimos de
obligatorio cumplimiento y no son sujetos de transacciones ni de remuneración en
el MER. El RMER establecerá los requisitos técnicos y los procedimientos de
monitoreo para los servicios auxiliares de: 1) regulación primaria y secundaria de
frecuencia, 2) suministro de potencia reactiva, 3) desconexión automática de carga
y 4) arranque en negro.
2.7 Garantías de pago
Cada agente constituirá garantías de pago, directamente o a través de sus OS/OM.
El monto de la garantía será decidido por el agente, pero debe ser superior a un
mínimo establecido en el RMER.
El saldo disponible de la garantía será revisado diariamente en el predespacho y si
se agota, entonces el EOR no programará transacciones al agente en ese período
de mercado en que se agoto ni para los periodos restantes del día.
El RMER detallará las características de las garantías, los plazos para presentarlas,
los tipos aceptables, su ejecución y la prioridad de pago.
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PLANEACIÓN Y OPERACIÓN TÉCNICA DEL MER
3.1 Planeación de la Operación
El EOR realizará estudios de Seguridad Operativa, de mediano y corto plazo, del
Sistema Eléctrico Regional para asegurar el cumplimiento de los Criterios de
Calidad, Seguridad y Desempeño regionales.
El EOR realizará estudios de Planeamiento Operativo, de mediano plazo, para
suministrar a los agentes, los OS/OMs y a la CRIE, los análisis de 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.
3.2 Predespacho Regional
El Predespacho regional será realizado diariamente por el EOR usando un modelo
matemático que considere toda la funcionalidad necesaria para incorporar en la
optimización: las ofertas de oportunidad de inyección y de retiro, las ofertas de
flexibilidad y las ofertas de pago máximo por CVT, los requerimientos de servicios
auxiliares regionales, los compromisos contractuales, las transacciones de los
predespachos nacionales y la configuración, restricciones y pérdidas de la Red de
Transmisión Regional.
Los predespachos nacionales serán realizados por los OS/OMs considerando la
respectiva regulación nacional y sin intercambios internacionales. Posteriormente
los OS/OMs informarán al EOR las ofertas y los contratos regionales para que este
realice el predespacho regional.
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El Predespacho Regional proporcionará las Transacciones Programadas y los
precios nodales ex-ante en el MER, deberá tener en cuenta la Seguridad Operativa,
la suficiencia de las garantías y la prioridad de la atención de los Contratos Firmes.
Las Transacciones Programadas constituirán compromisos comerciales firmes que
deberán cumplirse independientemente de las condiciones que se presenten
durante la operación en tiempo real.
3.3 Redespacho Regional
Los Redespachos Regionales se efectuarán sólo por causas expresamente
señaladas en el RMER y su procesamiento seguirá las mismas reglas del
Predespacho Regional.
3.4 Operación Técnica
La operación técnica del MER se basará en un esquema jerárquico en el cual el EOR
coordinará la operación con los OS/OMs. La coordinación entre el EOR, los OS/OMs
y los Agentes se hará sobre la base de los procedimientos técnicos y operativos
establecidos en el RMER.
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 los flujos
en los enlaces entre áreas de control y las inyecciones y retiros en los nodos de la
RTR para mantener las transacciones programadas en cada período de mercado.
El EOR, en coordinación con los OS/OMs, deberá mantener las desviaciones con
respecto a lo programado en el menor valor posible que sea compatible con los
criterios de calidad, seguridad y desempeño regionales.
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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, serán coordinadas por el EOR con los OS/OMs.
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CONCILIACIÓN, FACTURACIÓN Y LIQUIDACIÓN
4.1 Sistema de Medición Comercial Regional (SIMECR)
Cada enlace entre áreas de control y cada nodo de la RTR en el que se realicen
inyecciones y retiros del MER deberá contar con una medición comercial. Los
medidores comerciales serán leídos por los Sistemas de Medición Comercial
Nacionales administrados por los OS/OMs, las mediciones serán transformadas a
sus valores de ingeniería en Kwh y Kvarh y serán enviadas al SIMECR administrado
por el EOR.
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.
Los sistemas de medición deberán cumplir con los requerimientos técnicos
establecidos en el RMER. La instalación, mantenimiento y reemplazo de los
medidores será responsabilidad de los agentes y los OS/OM serán los responsables
de supervisar el cumplimiento de los requerimientos de la Regulación Regional.
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4.2 Posdespacho
Con base en las mediciones de las inyecciones y retiros registrados por el SIMECR,
los predespachos nacionales y el predespacho y redespachos regionales, el EOR
realizará diariamente el posdespacho para cada uno de los períodos de mercado.
Como resultado del posdespacho se obtendrá un conjunto de precios nodales expost para cada nodo de la RTR.
4.3 Conciliación
Las transacciones de los agentes se conciliarán en los nodos de la RTR.
Las Transacciones Programadas (TP) en el Predespacho y Redespachos se
conciliarán usando la información de sus montos de energía, los precios nodales
ex-ante y la información de los compromisos contractuales declarados o reducidos.
Las Transacciones por Desviaciones en Tiempo Real (TDTR) se calcularán como la
diferencia entre las inyecciones y retiros reales y la suma de las inyecciones y
retiros programados en los predespachos nacionales más aquellos programados en
el predespacho y redespachos regionales.
Todas las desviaciones se conciliarán en el MER de acuerdo a: a) el tipo de
desviación (normal, significativa autorizada, significativa no autorizada y grave),
b) el monto de la desviación, y c) los precios ex-ante y los precios ex-post.
Las Transacciones por Desviaciones en Tiempo Real se conciliarán por nodo si las
desviaciones son normales o significativas y por área de control si las desviaciones
son graves.
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También se conciliarán los cargos por los servicios del MER (Servicio de
Regulación, Servicio de Operación y Servicio de Transmisión). Los servicios
auxiliares no ocasionarán transacciones comerciales que deban ser conciliadas en
el MER.
4.4 Documento de Transacciones Económicas Regionales (DTER)
El EOR preparará el DTER que contendrá la información detallada por agente de las
transacciones económicas regionales y podrá ser revisado en los plazos señalados
por el RMER.
El DTER será elaborado para cada período de facturación y contendrá la siguiente
información:
a) Conciliación de Transacciones de Oportunidad Programadas;
b) Conciliación de cantidades de energía de las transacciones por contratos
regionales;
c) Conciliación de cargos o abonos aplicados a cada agente en el MOR, debido al
cumplimiento de compromisos contractuales;
d) Conciliación por Transacciones de Desviaciones en Tiempo Real;
e) Conciliación de los cargos por Servicios de Transmisión regional que se definan
en el Libro III del RMER;
f) Ajustes de conciliaciones de meses anteriores, adjuntando la documentación
de soporte;
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g) Cargo por el Servicio de Regulación del MER prestado por la CRIE;
h)Cargo por Servicios de Operación del Sistema prestado por el EOR;
i) Multas establecidas por la CRIE y otros conceptos establecidos en la
Regulación Regional que deban ser conciliados por el EOR.
El EOR podrá emitir un solo DTER para un área de control en caso de que un
OS/OM solicite que se emita y haya presentado una garantía única que respalde las
transacciones de sus agentes.
4.5 Facturación
El período de facturación será de un mes calendario. Los documentos de cobro y
pago estarán soportados por el DTER y serán emitidos después de haber finalizado
el período de facturación.
Los ajustes al DTER de períodos de facturación anteriores serán realizados en el
DTER siguiente y no causarán intereses financieros.
Los documentos de cobro y pago se podrán rechazar únicamente bajo lo
especificado en el RMER.
Al vencimiento de las facturas se aplicará una tasa de mora.
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4.6 Liquidación
El EOR designará una entidad financiera para la administración de los recursos
financieros del MER.
El EOR o la entidad financiera establecerá y ejecutará un procedimiento detallado
de la recolección de pagos de los agentes u OS/OM deudores y un procedimiento
detallado de la distribución de los pagos a los agentes u OS/OM acreedores.
En el caso de que los recursos de pago sean insuficientes, se harán pagos parciales
en forma proporcional a los montos acreedores.
En caso de mora, se aplicará la garantía y se liquidarán también los intereses
moratorios entre la fecha de vencimiento de la deuda hasta la fecha en que se
logre hacer efectiva la garantía.
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TRANSMISIÓN REGIONAL
5.1 Red de Transmisión Regional
La Red de Transmisión Regional (RTR) será la red mediante la cual se efectuarán
los intercambios internacionales y se desarrollarán las transacciones del Mercado
Eléctrico Regional (MER), prestando el Servicio de Transmisión Regional.
5.2 Coordinación del Libre Acceso a la RTR
Las redes de transmisión, tanto regionales como nacionales, serán de libre acceso
para los agentes.
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Los agentes que inyectan tendrán derecho a conectarse a la RTR una vez
cumplidos los requisitos técnicos y ambientales establecidos en la regulación
nacional y regional.
Los agentes que retiran tendrán igual prioridad de acceso a la RTR cuando exista
capacidad de transmisión para ser abastecidos en condiciones normales. Si no
existe dicha capacidad, la prioridad de acceso será establecida por la regulación
nacional.
La regulación regional establecerá el procedimiento de acceso a la RTR y la
autorización para la puesta en servicio de la conexión para los agentes que
inyectan y que retiran.
5.3 Coordinación Técnica y Operativa de la RTR
La RTR debe operarse cumpliendo con los Criterios de Calidad, Seguridad y
Desempeño regionales.
5.4 Informes Operativos
El EOR preparará informes de eventos que afecten la operación del Sistema
Eléctrico Regional, informes de disponibilidad de las instalaciones de la RTR e
informes de operación.
5.5 Inspecciones y Ensayos
La RTR y las instalaciones conectadas a la RTR podrán ser inspeccionadas y ser
sujetas de pruebas o ensayos para verificar el cumplimiento de las disposiciones
del RMER.
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5.6 Programación de Mantenimientos de la RTR
El EOR, en coordinación con los OS/OM elaborará los planes de mantenimiento
regional de las instalaciones que conforman la RTR.
5.7 Régimen de Calidad del Servicio de Transmisión
Tiene el propósito de incentivar la disponibilidad de las instalaciones y la operación
adecuada de la RTR con las características siguientes:
a) Establecimiento de los Objetivos de Calidad del Servicio de Transmisión
expresados en valores máximos de indisponibilidades programadas y forzadas
de los elementos de la RTR;
b) Cálculo del Valor Esperado por Indisponibilidad (VEI) obtenido de la
valorización de los Objetivos de Calidad del Servicio de Transmisión;
c) Inclusión del VEI en el Ingreso Autorizado Regional (IAR) de las instalaciones
de la RTR; y
d) Descuentos por Indisponibilidad (DPI) establecidos en función de la operación
real.
5.8 Derechos de Transmisión
Los Derechos de Transmisión asignarán a su titular el derecho de uso y/o el
derecho financiero sobre parte de la Red de Transmisión Regional por un
determinado periodo. Los Derechos de transmisión serán de dos tipos: Derechos
Firmes y Derechos Financieros.
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Los Derechos Firmes estarán asociados a los Contratos Firmes.
El EOR organizará subastas de Derechos de transmisión en donde se comprarán y
venderán tales derechos.
Las rentas de congestión de los Derechos de Transmisión asignados se conciliarán
y liquidarán con la conciliación y liquidación de las transacciones del MER.
5.9 Régimen Tarifario de la RTR
El Régimen Tarifario de la RTR comprenderá:
a) El Ingreso Autorizado Regional (IAR) que recibirá cada agente transmisor. El IAR
será autorizado por la CRIE para la Línea SIEPAC, para las Ampliaciones
Planificadas, para las Ampliaciones a Riesgo, para las Ampliaciones a Riesgo con
Beneficio Regional y para las instalaciones existentes de la RTR. El IAR incluirá
el VEI;
b) Descuentos al IAR por actividades no reguladas. La CRIE determinará la
metodología y el monto de los descuentos al IAR cuando se usen las
Ampliaciones Planificadas, la Línea SIEPAC y las Ampliaciones a Riesgo con
Beneficio Social para actividades no reguladas por el RMER;
c) Los Cargos Regionales de Transmisión que pagarán los agentes (excepto agentes
transmisores). Los cargos regionales de transmisión serán dos: cargo variable de
transmisión (CVT), el peaje y el cargo complementario.
El CVT es aplicado operativamente a las transacciones internacionales.
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El peaje y el cargo complementario conforman el cargo denominado CURTR
(Cargo por Uso de la RTR). El CURTR se aplica por país y por tipo de transacción:
CURTRCp para los retiros reales y el CURTRGp para las inyecciones reales;
d) La conciliación, facturación y liquidación de los cargos regionales de transmisión
será realizada por instalación. La conciliación, facturación y liquidación podrá ser
hecha por área de control, siempre y cuando el OS/OM respectivo asuma la
responsabilidad de cobro y pago y presente las garantías correspondientes.
5.10 Planificación de la Transmisión Regional
El EOR hará la planificación de la expansión de la transmisión regional por medio
de los estudios:
a) Planificación de largo plazo de la expansión de la transmisión Regional;
b) Diagnóstico a mediano plazo de la RTR para ampliaciones menores y mejoras;
c) Evaluación de las Ampliaciones a Riesgo;
d) Definición y actualización de las instalaciones que conforman la RTR.
5.11 Ampliaciones de la RTR
Las Ampliaciones de RTR serán:
a) Ampliaciones Planificadas
El EOR identificará las candidatas a Ampliaciones Planificadas. La CRIE, en consulta
con los Reguladores Nacionales, emitirá una resolución aprobando o rechazando
cada Ampliación Planificada propuesta por el EOR.
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La Ampliación Planificada se ejecutará por medio de una licitación pública
internacional que será adjudicada al licitante que ofrezca el canon anual más bajo,
siempre y cuando sea inferior a un máximo canon aceptable.
b) Ampliaciones a Riesgo con Beneficio Regional
Las Ampliaciones a Riesgo con Beneficio Regional, evaluadas previamente por el
EOR, serán aprobadas por la CRIE quien determinará el Ingreso Autorizado
Regional a que tendrá derecho la ampliación en base al beneficio regional que se
encuentre.
Las Ampliaciones a Riesgo con Beneficio Regional se ejecutarán por medio de una
licitación pública internacional o contratada en forma privada por el iniciador. De
acuerdo a la forma de ejecución, el RMER establecerá el mecanismo del cálculo del
Ingreso Autorizado Regional.
c) Ampliaciones a Riesgo
Las Ampliaciones a Riesgo serán decididas en base a las regulaciones nacionales y
los OS/OM verificarán que la ampliación no afecte la capacidad de transmisión ni el
cumplimiento de los criterios de calidad, seguridad y desempeño regionales. El EOR
y la CRIE verificarán las Ampliaciones a Riesgo que involucren más de un país.
5.12 Conciliación, Facturación y Liquidación de los Servicios de Transmisión
Regional
La conciliación, facturación y liquidación considerará los cargos variables de
transmisión, los CURTR, y los pagos a los titulares de los Derechos de Transmisión.
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5.13 Diseño de Ampliaciones de Transmisión
Los equipamientos a instalar en la RTR deberán diseñarse de acuerdo a los criterios
establecidos en el RMER y las regulaciones vigentes en cada país.
5.14 Criterios de Calidad, Seguridad y Desempeño para el Diseño de las
Instalaciones de la RTR y la Operación del Sistema Eléctrico Regional
El EOR, en coordinación con los OS/OM, presentará a aprobación de la CRIE una
propuesta de normas de diseño de instalaciones y equipos dentro de un año a
partir de la vigencia del RMER.
Los criterios de calidad serán requisitos técnicos mínimos de voltaje y frecuencia,
con los que se deberá operar el sistema eléctrico regional en condiciones normales
de operación. El objetivo de estos criterios será 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.
Los criterios de seguridad serán requisitos técnicos mínimos con los que se deberá
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.
Los criterios de desempeño serán requisitos técnicos mínimos que deberán cumplir
las áreas de control con el objetivo de mantener el balance carga/generación
cumpliendo con los intercambios programados y a la vez contribuyendo a la
regulación regional de la frecuencia.
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SANCIONES Y CONTROVERSIAS
La CRIE tiene la facultad de imponer las sanciones que establezcan los Protocolos
en relación con los incumplimientos a las disposiciones del Tratado y sus
reglamentos.
El RMER establecerá las reglas y procedimientos conforme a las cuales la CRIE
vigilará el cumplimiento de la Regulación Regional e impondrá las sanciones
correspondientes por infracciones a la misma. Todo de acuerdo a lo establecido en
el Protocolo al Tratado Marco en donde se establezca el régimen básico de
sanciones en el MER.
Para la solución de controversias en el MER se seguirá en cada caso el mismo
proceso básico:
a) Negociación directa entre las partes;
b) Conciliación, si las negociaciones directas no resuelven la controversia; y
c) Arbitraje vinculante, si la conciliación para resolver la disputa es infructuosa.
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. El RMER detallará los procesos
de conciliación y arbitraje.
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SUPERVISIÓN Y VIGILANCIA DEL MER
La CRIE supervisará, evaluará y analizará la conducta de los agentes del mercado y
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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.
El RMER detallará el proceso de supervisión y vigilancia del MER.
La CRIE establecerá un Grupo o Comité de Vigilancia del Mercado para asesorarla
en el desempeño de las funciones de supervisión y vigilancia del MER. El Grupo o
Comité de Vigilancia del Mercado estará compuesto por profesionales con la
experiencia, calificaciones e independencia necesarias para el adecuado
cumplimiento de sus tareas.
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