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RESUMEN DEL REGLAMENTO DEL MERCADO ELÉCTRICO REGIONAL (RMER) 1 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: 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;

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;

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.

2 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 Físico-Flexibles.

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: Generación no despachada o despachada parcialmente en el predespacho nacional;

Energía que se inyecta del nodo de interconexión con paises no miembros; Demanda nacional, interrumpible por precio, despachada en el predespacho nacional.

b) Las ofertas de oportunidad de retiro de energía deberán provenir de: Reemplazo de generación despachada en el predespacho nacional; Energía que se retira en el nodo de interconexión con países no miembros; 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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3 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.

4 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 ex-post 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.

5 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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6 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.

7 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.