INFORME DE REGULACIÓN DEL MERCADO …...Eléctrico Regional (RMER), el presente Informe de...

ENTE OPERADOR REGIONAL

INFORME DE REGULACIÓN DEL MER. IRMER-O-01-2018 1

"Transparencia, Excelencia, Imparcialidad, Integridad, Liderazgo"

INFORME DE REGULACIÓN DEL MERCADO

ELÉCTRICO REGIONAL

ORDINARIO, ENERO-JUNIO 2018

IRMER-O-01-2018



Contenido 1. RESUMEN EJECUTIVO ............................................................................................................................... 3

2. PRINCIPALES PROBLEMAS/EVENTOS DURANTE LA ADMINISTRACIÓN Y OPERACIÓN

DEL MERCADO ELÉCTRICO REGIONAL (MER). ................................................................................ 7

2.1 INCUMPLIMIENTO DE PAGO AL MER, CONSTITUCIÓN Y EJECUCIÓN DE GARANTÍAS. .. 7

2.2 PLAZO DE ENTREGA DE LA MEDICIÓN COMERCIAL .................................................................... 16

2.3 PLAZO DE ENTREGA DE ENERGÍA DEMANDADA O CONSUMIDA PARA LA

CONCILIACIÓN DE LOS CARGOS REGIONALES Y CARGO COMPLEMENTARIO. ............. 20

2.4 DIFERENCIAS SURGIDAS CON LOS OS/OM Y AGENTES EN LA APLICACIÓN DE LA

REGULACIÓN REGIONAL ....................................................................................................................... 23

2.5 RESULTADOS EN LA ASIGNACIÓN DE DERECHOS DE TRANSMISIÓN (DT) Y

OPERACIÓN COMERCIAL DE LOS COMPROMISOS CONTRACTUALES ASOCIADOS A

LOS DT. ......................................................................................................................................................... 33

3. PROPUESTA REGULATORIA .................................................................................................................. 40

3.1 MEJORAS A LA TRANSPARENCIA DE ASIGNACIÓN DE DERECHOS DE TRANSMISIÓN. 40

4. DEFINICIONES Y NOMENCLATURA ................................................................................................... 47

4.1 DEFINICIONES ............................................................................................................................................ 47

4.2 NOMENCLATURA ..................................................................................................................................... 50



1. RESUMEN EJECUTIVO

Conforme lo establecido en el numeral 2.3 del Libro I del Reglamento del Mercado

Eléctrico Regional (RMER), el presente Informe de Regulación del Mercado Eléctrico

Regional (MER), contiene los principales problemas y eventos ocurridos durante la

administración y operación del MER durante el período enero – junio de 2018, así como las

diferentes propuestas de solución realizadas por el EOR.

Respecto a las transacciones de energía en el MER, durante el primer semestre de 2018, se

programó un total de 1,275.6 GWh de inyección (gráfica N°1), superando en un 9.7% las

transacciones totales de inyección del primer semestre del año anterior (1,162.9 GWh). Por

su parte, en las transacciones totales de inyección por mercado (gráfica N°2), el Mercado

de Contratos Regional (MCR) con 1,018.1 GWh representó el 80% de las transacciones

totales de inyección y el Mercado de Oportunidad Regional (MOR) con 257.5 GWh,

representó el 20% restante, el MCR aumentó un 10%, respecto al primer semestre de 2017,

donde su participación fue el 70%, mientras que el MOR, disminuyó el mismo porcentaje

(10%), respecto a su participación del año anterior de 30%.

Gráfica N°1

Transacciones totales de inyección (GWh),

período enero - junio 2017-2018.

Gráfica N°2

Transacciones totales de inyección (GWh), por

mercado, período enero - junio 2017-2018.

Fuente: reportes de Predespacho regional publicados en el sitio de internet del EOR.

70%

80%



Las inyecciones totales de energía al MER (gráfica N°3), realizadas por los agentes de los

países durante el primer semestre de 2018, fueron: Guatemala 905.0 GWh (70.9%), El

Salvador 106.3 GWh (8.3%), Honduras 8.0 GWh. (0.6%), Nicaragua 0 GWh (0.0%), Costa

Rica 62.4 GWh (4.9%) y Panamá 193.9 GWh (15.2%).

Los retiros totales de energía al MER (gráfica N°4), realizadas por los agentes de los países

durante el primer semestre de 2018, fueron: Guatemala 1.3 GWh (0.1%), El Salvador 946.7

GWh (74.7%), Honduras 129.6 GWh. (10.2%), Nicaragua 111.6 GWh (8.8%), Costa Rica 65.3

GWh (5.2%), y Panamá 13.6 GWh (1.1%).

Gráfica N°3

Inyecciones totales de energía (%), por país.

Primer semestre de 2018.

Gráfica N°4

Retiros totales de energía (%), por país.

Primer semestre de 2018.


El mayor incremento de transacciones de inyección al MER durante el primer semestre de

2018 respecto al primer semestre de 2017, las tuvo Panamá con 98.5 GWh (50.8% de

incremento, 95.4 GWh en 2017 y 193.9 GWh en 2018), seguido de El Salvador con 62.7

GWh (59.0% de incremento, 43.6 GWh en 2017 y 106.3 GWh en 2018).

En la gráfica N°5, se presenta el detalle por país, comparando las inyecciones de energía en

el período enero – junio de 2017 y 2018.



Gráfica N°5

Inyecciones totales de energía (GWh), por país, período enero – junio 2017-2018.


El mayor incremento anual de transacciones de retiro al MER durante el primer semestre

de 2018 respecto al primer semestre de 2017, las tuvo El Salvador con 139.8 GWh (14.8%

de incremento, 806.9 GWh en 2017 y 946.7 GWh en 2018), seguido de Costa Rica con 35.2

GWh (53.9% de incremento, 30.1 GWh en 2017 y 65.3 GWh en 2018).

En la gráfica N°6, se presenta el detalle por país, comparando los retiros de energía en el

período enero – junio de 2017 y 2018.

Gráfica N°6

Retiros totales de energía (GWh), por país, período enero – junio 2017-2018.




En el contenido del presente informe de regulación correspondiente al primer semestre de

2018, se informan los incumplimientos de pago en la fecha establecida por algunos de los

agentes, que en su mayoría fueron pagados posteriormente a dicha fecha.

Se presenta la cantidad y el porcentaje de veces que se presentaron entregas tardías o

inconsistencias de datos en la medición comercial, para la ejecución de los procesos

comerciales del MER. Asimismo, se presenta estadístico del plazo de entrega de energía

demandada o consumida para la conciliación de los cargos regionales y cargo

complementario.

Se incluyen las principales diferencias surgidas con los OS/OM y agentes en la aplicación

de la Regulación Regional.

Se presentan los resultados de las asignaciones de Derechos de Transmisión y la operación

comercial de los compromisos contractuales asociados a los DT.

Se propone modificación regulatoria relacionada a mejoras a la transparencia de

asignación de Derechos de Transmisión (DT).



2. PRINCIPALES PROBLEMAS/EVENTOS DURANTE LA

ADMINISTRACIÓN Y OPERACIÓN DEL MERCADO ELÉCTRICO

REGIONAL (MER).

2.1 INCUMPLIMIENTO DE PAGO AL MER, CONSTITUCIÓN Y

EJECUCIÓN DE GARANTÍAS.

ÁREA:

TRANSACCIONES DE ENERGÍA.

PROCESO:

FACTURACIÓN, LIQUIDACIÓN Y GARANTÍAS DE PAGO.

PROCEDIMIENTO:

LIQUIDACIÓN Y GARANTÍAS DE PAGO DE TRANSACCIONES.

PROBLEMA: Incumplimiento de pago por alguno agentes al MER, al

Cargo por Servicio de Operación del Sistema, Cargo por

Servicio de Regulación del MER, Cargo Complementario y

transacciones de energía, y la no constitución de garantías

para respaldar las obligaciones de pago al MER.

2.1.1 ANTECEDENTES

Con base en la información resultante de la conciliación de las transacciones comerciales

de los agentes en el MER, el EOR, elabora el Documento de Transacciones Económicas

Regionales (DTER), que se utiliza para facturar y liquidar los pagos y cobros entre los

agentes del MER y los OS/OM.

El vencimiento de los documentos de cobro o pago emitidos por el EOR, es a los diez (10)

días de la recepción del respectivo documento de cobro o pago por parte del respectivo

agente del MER. La tasa de interés por mora aplicable, será la tasa LIBOR a 6 meses,

vigente a la fecha en que se inició la mora, más 5 %. Una vez se encuentren disponibles los

recursos de pago, el EOR, realiza la respectiva transferencia a los acreedores, en el

siguiente día hábil a la fecha de vencimiento.



El valor de las garantías de pago debe de 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, Cargo por Servicio de Operación del Sistema y Cargo por Servicio de Regulación

del MER.

A partir del 01 de abril de 2018, se inició en el MER la aplicación de la Cuenta General de

Compensación (CGC), establecida en Resolución CRIE-31-2018, la cual modifica la

conciliación, facturación y liquidación del servicio de remuneración de la transmisión.

Los fondos de la CGC serán utilizados para reintegrar a los OS/OM y Agentes los montos

pagados por sobrecostos consignados en los DTER de abril, mayo y junio de 2017.

En el presente apartado se describen los incumplimientos de pago de las obligaciones al

MER en las fechas establecidas, la ejecución de garantías, los saldos de cuentas por cobrar

y la no constitución de garantías por algunos agentes durante el período de enero – junio

de 2018.

2.1.2 DESCRIPCIÓN DEL PROBLEMA DURANTE LA ADMINISTRACIÓN Y

OPERACIÓN DEL MER.

Durante el período enero - junio de 2018, algunos agentes del MER no realizaron los

pagos de sus obligaciones relativas a los Cargos por Servicio de Operación del Sistema,

por Servicio de Regulación del MER, Cargo Complementario y transacciones de energía en

las fechas establecidas para tal fin. El EOR ejecutó las garantías respectivas y

posteriormente algunos agentes las restituyeron y otros quedaron pendientes de su

restitución.

Tal situación, ha conllevado a:

a) No cumplimiento de la totalidad de los pagos que corresponden a los acreedores del

MER en las fechas establecidas.

b) Realización de pagos parciales a los acreedores del MER en la fecha de liquidación.



c) Realización de Liquidaciones posteriores, adicionales a la Liquidación establecida.

d) Notificaciones a la CRIE, respecto a reportar los incumplimientos de pagos de los

agentes y ejecución de garantías, así como reportar el informe mensual de cuentas por

cobrar correspondiente a los Cargos Regionales del MER.

2.1.3 PAGO DE LAS OBLIGACIONES AL MER, POSTERIOR A LA FECHAS

ESTABLECIDAS.

En el período enero – junio de 2018, hubo agentes que no cumplieron con sus

obligaciones de pago en las fechas establecidas en la regulación regional, por lo que el

EOR procedió a la ejecución de la garantía respectiva. En la tabla N°1, se presenta un

resumen de los montos no pagados, las garantías ejecutadas y las cuentas por cobrar

posterior a la ejecución de garantía:

Tabla N°1, Incumplimiento de pago de las obligaciones mensuales al MER a la fecha de

liquidación, enero – junio de 2018.

*Mes Monto no Pagado

(US$)

Garantía Ejecutada

(US$)

+Cuentas por Cobrar

(US$)

Enero 2018 856,428.66 12,052.94 844,289.67

Febrero 2018 1201,624.95 7,910.61 1193,714.34

Marzo 2018 1099,188.68 7,240.73 1091,947.95

Abril 2018 920,874.77 433.78 920,287.95

Mayo 2018 579,065.13 2,082.85 576,793.84

Junio 2018 164,372.17 31,279.88 132,912.62

Fuente: Reportes mensuales de Liquidación, EOR período enero – junio de 2018.

(*)= Mes en el cual se realizó la liquidación del MER; (+)=Posterior a la ejecución de garantía.

De los saldos de cuentas por cobrar a la fecha de liquidación, el 96% corresponden al

agente Empresa Transmisora de El Salvador, S.A. de C.V. (ETESAL), por sobrecostos en los

DTER de abril, mayo y junio de 2017 y cargos por CVT e IVDT en DTER de diciembre de

2017 y enero de 2018, (ver tabla N°2).



2.1.4 CUENTAS POR COBRAR AL 30 DE JUNIO DE 2018.

A la fecha de liquidación (26 de junio de 2018), las obligaciones pendientes de pago al

MER fueron de US$ 132,912.62. En la tabla N°2, se presenta un resumen mensual por

agente:

Tabla N°2, Cuentas por Cobrar del MER, detalle mensual acumulado (US$).

Enero – junio de 2018.

Nombre del Agente

*Mes

ene-18 feb-18 mar-18 abr-18 may-18 jun-18

ANDA (El Salvador) 32,649.79 0.00 59,640.96 0.00 0.00 19,501.40

ENSA (Nicaragua) 0.00 268.75 309.01 0.00 0.00 179.67

ETESAL (El Salvador) 810,530.64 1192,333.56 1030,883.33 918,986.91 575,673.96 112,108.96

INJIBOA (El Salvador) 0.00 0.00 0.00 183.95 0.00 0.00

PLASTINIC (Nicaragua) 1,109.24 1,112.03 1,114.65 1,117.09 1,119.88 1,122.59

TOTAL 844,289.67 1193,714.34 1091,947.95 920,287.95 576,793.84 132,912.62

Fuente: Reportes mensuales de Liquidación, EOR período enero – junio de 2018.

(*)= Mes en el cual se realizó la liquidación del MER.

Al 30 de junio de 2018, los saldos de las obligaciones pendientes de pago al MER fueron

de US$ 113,411.22.

A continuación, se presenta una descripción de las cuentas por cobrar más relevantes al 30

de junio de 2018:

• ETESAL, su deuda corresponde al no pago de los saldos deudores netos por

concepto de CVT e IVDT, resultantes de las liquidaciones de enero y febrero de

2018. En las liquidaciones de marzo y abril de 2018, el agente resultó con saldos

acreedores que fueron utilizados para abonar a su deuda, (ver tabla N°3).



Tabla N°3, Cuentas por Cobrar del agente ETESAL, detalle mensual (US$).

*Mes

Montos por concepto de

CVT neto, IVDT e interés

por mora.

(US$)

Montos provenientes de

la Cuenta General de

Compensación.

(US$)

Saldo acumulado,

cuenta por cobrar

(US$)

**dic-17 186,612.94

ene-18 623,917.70 810,530.64

feb-18 381,802.92 1192,333.56

mar-18 (161,450.23) 1030,883.33

abr-18 (111,896.42) 918,986.91

may-18 (343,312.95) 575,673.95

jun-18 (463,565.00) 112,108.96

Fuente: Reportes de Liquidación del EOR, enero – junio de 2018; Montos US$: (+): cargo, (-): abono.

(*)= Mes en el cual se realizó la liquidación del MER.

(**)= El saldo de la cuenta por cobrar a diciembre de 2017, corresponde al no pago de los CVT neto e

IVDT de los DTER de abril, mayo y junio de 2017.

En las liquidaciones de los DTER abril, mayo y junio de 2018, a través de la Cuenta

General de Compensaciones (CGC), establecida en la Resolución CRIE-31-2018, se

reintegraron a los agentes transmisores de El Salvador, Honduras y Nicaragua, los

montos correspondientes a los sobrecostos de los DTER de abril, mayo y junio de

2017. Los montos acreedores a favor de ETESAL, se abonaron a su deuda con el

MER, cancelando la misma en la liquidación del DTER de junio de 2018.

• PLASTINIC, su deuda corresponde al Cargo Complementario e intereses por mora a

favor de la EPR. Al referido agente le revocaron la habilitación de Agente del

Mercado Eléctrico Mayorista de Nicaragua (MEMN), situación informada a la CRIE

mediante correspondencia EOR-DE-28-08-2016-548. Es importante mencionar que,

PLASTINIC no contaba con garantía para respaldar obligaciones de pago en el MER,

al momento de su des habilitación del mercado nacional de Nicaragua.



2.1.5 GARANTÍAS PENDIENTES DE CONSTITUCIÓN.

Al 30 de junio de 2018, el monto de garantías pendientes de constituir para respaldar el

pago de los Cargos por Servicio de Operación del Sistema, Cargos por Servicio de

Regulación del MER y Cargo Complementario fue US$ 14,214.90.

En la tabla N°4, se presenta un resumen por país y agente.

Tabla N°4

Garantías pendientes de constitución (US$), Al 30 de junio de 2018

PAÍS NOMBRE CARGO MONTO (US$)

Guatemala ECONOENERGÍA, S. A. EOR/CRIE/CC 0.07

Guatemala GRUPO CUTZÁN, S. A. EOR/CRIE/CC 0.07

Guatemala ENERGÍA LIMPIA DE GUATEMALA, S. A. EOR/CRIE/CC 0.35

Guatemala GUATEMALA DE MOLDEADOS, S. A. EOR/CRIE/CC 25.59

SUB-TOTAL

26.08

El Salvador AES NEJAPA GAS LIMITADA DE C.V. EOR/CRIE/CC 8,359.72

SUB-TOTAL

8,359.72

Nicaragua CEMEX NICARAGUA, S.A. EOR/CRIE/CC 3,636.92

Nicaragua COMPAÑÍA HOTELERA DE NICARAGUA, S. A. EOR/CRIE/CC 591.79

SUB-TOTAL

4,228.71

Panamá EMPRESA NACIONAL DE ENERGÍA S.A. EOR/CRIE/CC 1,600.39

SUB-TOTAL

1,600.39

TOTAL

14,214.90

Fuente: Registros diario de garantías, período enero – junio de 2018.



2.1.6 ACCIONES REALIZADAS POR EL EOR EN LA APLICACIÓN DE LA

REGULACIÓN REGIONAL.

Con respecto al vencimiento de las garantías de pago por medio de carta de crédito

Standby, el EOR le notifica al agente, previo a su vencimiento, que debe renovar o

constituir una garantía en efectivo para cubrir sus obligaciones de pago al MER.

En el caso de incumplimientos de pago por parte de un agente u OS/OM, el EOR ejecuta la

garantía, aplica intereses por mora, y retira del Predespacho regional las ofertas de

oportunidad y compromisos contractuales de energía del agente que ha incumplido el

pago.

2.1.7 CRITERIOS SEGUIDOS POR EL EOR EN LA APLICACIÓN DE LA

REGULACIÓN REGIONAL.

Numeral 3.3.2, literales a), b) y g), Libro I, RMER, un Agente del MER estará obligado a:

“a) Pagar de manera oportuna los cargos por servicios del EOR y la CRIE que se

establezcan en el RMER; b) Pagar de manera oportuna los cargos resultantes de sus

transacciones y por los servicios recibidos en el MER; g) 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.”

Numeral 1.9.3.1, Libro II, RMER: “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.”.

Numeral 1.9.3.3, Libro II, RMER: “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: a) Cargos por el Servicio de Regulación del MER y por el Servicio de



Operación del Sistema; b) Intereses por mora; c) Pago de transacciones de energía y por

servicios de transmisión; y d) Pago de multas en el MER previa instrucción de la CRIE.”.

Numeral 1.9.3.4, Libro II, RMER: “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.”

Numeral 1.9.3.5, Libro II, RMER: “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.”

Numeral 2.9.3.1, Libro II, RMER: “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.”

Numeral 2.9.4.2, Libro II, RMER: “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.”

Numeral 2.9.4.3, Libro II, RMER: “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.”

Numeral 2.9.4.4, Libro II, RMER: “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.”



Numeral 1.9.1.3, Libro II, RMER: “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.”

Numeral 1.9.1.5, Libro II, RMER: “Los OS/OMS … podrán constituir garantías de pago que

consoliden las garantías individuales de sus agentes … 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.”

Numeral 6, Anexo 1 de Resolución CRIE-31-2018: “LIQUIDACIÓN DEL CC, IARM DE LA

LÍNEA SIEPAC… Cada OS/OM se encargará de requerir los cobros respectivos de los CC a sus

agentes, y los recolectará para realizar el pago al EOR según el calendario de conciliación,

facturación y liquidación del MER según la regulación vigente. El EOR realizará los pagos de

los IARM al Agente EPR…, según el calendario de conciliación, facturación y liquidación del

MER…”.



2.2 PLAZO DE ENTREGA DE LA MEDICIÓN COMERCIAL

ÁREA:


PROCESO:

POSDESPACHO REGIONAL.

PROCEDIMIENTO:

REGISTRO DE LA MEDICIÓN COMERCIAL.

PROBLEMA: Entrega de los datos de medición comercial posterior a la

fecha establecida en la regulación regional (a más tardar 48

horas posteriores al día de la operación) e inconsistencias en

los datos para la ejecución de los procesos comerciales del

MER.

2.2.1 ANTECEDENTES

El Sistema de Medición Comercial Regional (SIMECR), operado por los OS/OM en

coordinación con el EOR, es el encargado de obtener la lectura de los medidores

comerciales ubicados en los nodos de enlace y de poner a disposición de los procesos

comerciales del MER los valores correspondientes a los intercambios de energía en los

enlaces entre áreas de control. Los nodos de enlace entre áreas control, cuentan con un

sistema de medición comercial que cumple con los requisitos técnicos establecidos en el

Anexo 1 del Libro II del RMER.

La Regulación regional vigente, en el numeral 3.1.2 de la Sección Segunda del PDC,

establece que diariamente, a más tardar a las 48 horas posteriores al día de la operación,

cada OS/OM deberá reportar al EOR únicamente los datos almacenados en los equipos de

medición bajo su responsabilidad ubicados en los nodos de enlace entre las áreas de

control.

Dentro de las 72 horas posteriores al día de operación, el EOR valida la consistencia de los

datos de medición comercial reportados por los OS/OM. En caso de encontrarse

problemas se les informa de los mismos para que envíen las correcciones requeridas. Los

registros de medición comercial son utilizados para calcular las desviaciones de energía en



los nodos de enlace entre áreas de control, proceso que se realiza en el Posdespacho

regional, el cual se ejecuta y publica dentro de las 72 horas posteriores al día de operación.


OPERACIÓN DEL MER

Durante el período de enero a junio de 2018, en algunas ocasiones, la medición comercial

para realizar los procesos comerciales del MER fue entregada por parte de los OS/OM

posterior al plazo establecido en la regulación regional (a más tardar las 48 horas

posteriores al día de la operación), o la medición comercial presentaba inconsistencias en

los datos para los procesos comerciales del MER.

2.2.3 ESTADÍSTICA DE DATOS DE MEDICIÓN COMERCIAL

Durante el primer semestre de 2018, los OS/OM remitieron al EOR un total de 1,086

reportes de datos de medición comercial (un reporte diario por cada OS/OM), de los

cuales 57 reportes (5.2%) fueron presentados en un plazo posterior a las 48 horas del día

de la operación y 27 reportes (2.5%) fueron presentados con inconsistencia de datos.

En la tabla N°5, se muestra la cantidad y el porcentaje, de las veces que se presentaron

entregas tardías o inconsistencias de datos en los reportes de medición comercial.

Asimismo, en la tabla N°6, se presenta el detalle por OS/OM.

Tabla N°5, Reportes de medición comercial, período enero – junio de 2018.

Reportes de

datos

Reportes con

entrega tardía

Reportes con

Inconsistencias

Cantidad % Cantidad %

1086 57 5.2% 27 2.5%

Fuente: elaboración propia.



Tabla N°6, reportes de medición comercial por OS/OM, período enero – junio de 2018.

Área de Control Reporte cargas posteriores al plazo Reporte con Inconsistencias

Guatemala 1 0

El Salvador 38 1

Honduras 13 2

Nicaragua 1 0

Costa Rica 1 23

Panamá 3 1

Total 57 27

Fuente: elaboración propia

La Unidad de Transacciones (UT) de El Salvador, en 38 ocasiones, y la Empresa Nacional de

Energía Eléctrica (ENEE) de Honduras, en 13 ocasiones, fueron los que mayor cantidad de

veces realizaron cargas tardías de medición comercial. Por su parte, el CENCE ICE de Costa

Rica, en 23 ocasiones presentó la mayor cantidad de inconsistencias en los datos de

medición comercial.

Los OS/OM solventaron las cargas tardías de medición comercial o las inconsistencias de

las mismas, a través de la coordinación con el EOR, sin embargo la ocurrencia de dichos

eventos atrasa la ejecución del proceso de Posdespacho y Conciliación de Desviaciones en

Tiempo Real.

2.2.4 CRITERIOS SEGUIDOS POR EL EOR EN LA IMPLEMENTACIÓN Y

APLICACIÓN DE LA REGULACIÓN REGIONAL

Numeral 3.1, Sección Segunda, Procedimiento de Detalle Complementario al RMER: “El

Sistema de Medición Comercial Regional (SIMECR) operado por los OS/OM en coordinación

con el EOR, será el encargado de obtener la lectura de los medidores ubicados en los nodos

de enlace y de poner a disposición del proceso de conciliación comercial los valores

correspondientes a los intercambios efectuados por los enlaces entre áreas de control.”



Numeral 3.1.2, Sección Segunda, Procedimiento de Detalle Complementario al RMER:

“Diariamente, a más tardar a las 48 horas posteriores al día de la operación, cada OS/OM

deberá reportar al EOR únicamente los datos almacenados en los equipos de medición bajo

su responsabilidad…”

Numeral A1.5.5.4, Anexo 1, Libro II, RMER: “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.”

Numeral A1.5.5.5, Anexo 1, Libro II, RMER: “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

A.1.9.3.2”.

Numeral A1.9.3.2, Anexo 1, Libro II, RMER: “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:

a) El medidor de respaldo;

b) La información proveniente del sistema de supervisión y control que se encuentre

disponible;

c) El balance de carga considerando las características técnicas de la RTR y la lectura de

medidores en otros nodos de la RTR.”

Segundo y tercer párrafo, Numeral 6, Guía para la estimación de medidas EOR-OS/OM

versión 1.2: “El EOR a través de correo electrónico, informará al (los) OS/OM(s) que

presente(n) inconsistencias de datos, los problemas que se encuentren en los datos de

medición dándoles un plazo de tres horas para que estos envíen las correcciones o

confirmaciones requeridas. Todos los OS/OM deberán de informar por escrito al EOR, las

cuentas de correo electrónico a las cuales se les informará cuando se presenten

inconsistencias de datos”.



2.3 PLAZO DE ENTREGA DE ENERGÍA DEMANDADA O CONSUMIDA

PARA LA CONCILIACIÓN DE LOS CARGOS REGIONALES Y CARGO

COMPLEMENTARIO.

ÁREA:


PROCESO:

CONCILIACIÓN DE TRANSACCIONES DEL MER.

PROCEDIMIENTO:

CONCILIACIÓN DE LOS CARGOS REGIONALES Y CARGO

COMPLEMENTARIO DE LA LÍNEA SIEPAC.

PROBLEMA: El no disponer de la energía demandada o consumida de un

país determinado, pone en riesgo la asignación de los

cargos EOR, CRIE y Cargo Complementario de la Línea

SIEPAC a los agentes del MER.

2.3.1 ANTECEDENTES

La energía mensual demandada o consumida en los países miembros del MER,

corresponde con la energía generada más la energía de las importaciones menos las

exportaciones realizadas en el período correspondiente considerando los respectivos

factores de pérdidas de transmisión, conforme lo establece el numeral 1 del Anexo de la

Resolución CRIE-NP-19-2012, modificada por Resolución CRIE-31-2018.

Los OS/OM, deben de remitir al EOR la energía demandada o consumida por sus agentes

del mes de operación, a más tardar el último día calendario del mes siguiente, la cual es

utilizada para la determinación de los montos de los Cargo por Servicios de Operación del

Sistema (cargo EOR), Cargo por el Servicio de Regulación del MER (cargo CRIE) y Cargo

Complementario de la línea SIEPAC, que pagan los agentes del MER.




OPERACIÓN DEL MER

En el primer semestre de 2018, los OS/OM remitieron al EOR un total de 36 documentos

de energía demandada o consumida para el período de diciembre 2017 a mayo 2018 (un

documento por cada OS/OM), de los cuales 10 (27.8%) fueron presentados posterior al

plazo definido en la regulación regional vigente (ver tabla N°7, marcado en color azul).

Tabla N°7, fecha de presentación de la energía demandado o consumida, por OS/OM,

primer semestre de 2018.

Mes de

Operación

Fecha de

entrega

conforme

regulación

Fecha de presentación de la energía demandada o consumida

AMM UT ENEE CNDC

ENATREL CENCE ICE

CND

ETESA

dic-17 31-ene-18 29-ene-18 01-feb-18 01-feb-18 31-ene-18 30-ene-18 01-feb-18

ene-18 28-feb-18 26-feb-18 26-feb-18 01-mar-18 28-feb-18 26-feb-18 27-feb-18

feb-18 31-mar-18 26-mar-18 02-abr-18 02-abr-18 31-mar-18 22-mar-18 31-mar-18

mar-18 30-abr-18 26-abr-18 27-abr-18 03-may-18 30-abr-18 26-abr-18 27-abr-18

abr-18 31-may-18 31-may-18 31-may-18 01-jun-18 01-jun-18 30-may-18 31-may-18

may-18 30-jun-18 25-jun-18 29-jun-18 02-jul-18 29-jun-18 27-jun-18 27-jun-18


La ENEE de Honduras, en 6 ocasiones, la UT de El Salvador, en 2 ocasiones, el CNDC

ENATREL de Nicaragua y el CND ETESA de Panamá, en 1 ocasión, entregaron la energía

demandada o consumida posterior al plazo establecido en la regulación regional.

El no disponer de la energía demandada o consumida de un país determinado, pone en

riesgo la asignación de los cargos EOR, CRIE y Cargo Complementario de la Línea SIEPAC a

los agentes del MER.

Los OS/OM solventaron la presentación de la energía demandada o consumida a través de

la coordinación con el EOR, sin embargo la ocurrencia de dichos eventos atrasa la



determinación del cálculo de los cargos EOR, CRIE y Cargo Complementario de la línea

SIEPAC, y pone en riesgo la asignación de los mismos a los agentes del MER.

Se recomienda a la CRIE tomar las acciones que corresponda conforme la regulación

regional.



Numeral 1 del Anexo 1 de Resolución CRIE-31-2018: “Energía de Retiro: Total de energía

mensual demandada o consumida en los países miembros (MWh); esta energía debe

corresponder con la energía generada más la energía de las importaciones menos las

exportaciones realizadas en el período correspondiente considerando los factores de pérdidas

de transmisión correspondientes.”.

Numeral 4.1 del Anexo 1 de Resolución CRIE-31-2018: “…los OS/OM deberán remitir… al

EOR a más tardar el último día del mes siguiente, la energía real demandada o consumida

por sus agentes del mes anterior, sea ésta proveniente de cada uno de los mercados

nacionales o del MER, la cual será utilizada para la conciliación del mes correspondiente.”.

Numeral 3 del Anexo 1 de Resolución CRIE-31-2018: “…los Agentes que realicen

Transacciones Programadas pagarán el CVT, conforme lo establece la regulación regional

vigente para tales efectos y los Agentes que demandan o consuman energía en los mercados

nacionales pagarán el Peaje y el Cargo Complementario…”.



2.4 DIFERENCIAS SURGIDAS CON LOS OS/OM Y AGENTES EN LA


ÁREA:


PROCESO:

CONCILIACIÓN DE TRANSACCIONES DEL MER.

PROBLEMA: Diferencias surgidas con los OS/OM y agentes en la

aplicación de la Regulación Regional.

2.4.1 ANTECEDENTES

Los agentes participantes en el MER pueden presentar al EOR, a través de su respectivo

OS/OM, solicitudes de revisión de la conciliación diaria de transacciones, dentro de los 3

días hábiles siguientes a su publicación.

Asimismo, una vez los agentes hayan recibido el DTER, disponen de 6 días hábiles para la

revisión del mismo, incluyendo la revisión de los cargos por servicios de la transmisión

regional y la presentación de las solicitudes de revisión, las cuales deben ser comunicadas

al EOR, a través del OS/OM respectivo.

Las solicitudes de revisiones al DTER, se pueden presentar en base a los siguientes casos:

a) Cuando se hubieren presentado solicitudes de revisión de las conciliaciones diarias,

a excepción de los casos que involucran cargos por servicios de transmisión

regional.

b) Cuando se presenten en el DTER diferencias o errores con relación a las

conciliaciones diarias.



2.4.2 ESTADÍSTICA DE PRESENTACIÓN DE SOLICITUDES DE REVISIÓN

En la tabla N°8, se presenta el detalle de las Solicitudes de Revisión (SR) presentadas por

los agentes en el primer semestre de 2018.

Tabla N°8, solicitudes de revisión a las conciliaciones diarias y DTER.

Período enero – junio de 2018

OS/OM Fecha de

operación Fecha de presentación SR Proceso del MER

AMM dic-17 18-ene-18 DTER

AMM dic-17 18-ene-18 DTER

CND ETESA ene-18 22-feb-18 * DTER

AMM 08-mar-18 14-mar-18 Conciliación Programada

AMM 09-mar-18 14-mar-18 Conciliación Programada

AMM 08-mar-18 05-abr-18 * Conciliación Programada




(*)= Solicitudes de revisión presentadas posterior al plazo definido en la regulación regional.

De las 3 solicitudes de revisión al DTER, 2 se presentaron por AMM de Guatemala y 1 por

parte de CND ETESA de Panamá. Las solicitudes de revisión al DTER presentadas por el

AMM, no aplicaron como tal, debido a que previamente no fueron presentadas solicitudes

de revisión de las conciliaciones diarias, ni tampoco se referían a cargos por servicios de

transmisión regional conforme lo establecido en el numeral 2.8.1.3, literal a) del Libro II del

RMER.

En resumen, de las 8 solicitudes de revisión presentadas por los OS/OM y Agentes del MER

durante el primer semestre de 2018, ninguna procedió.



2.4.3 PRINCIPALES DIFERENCIAS DE OPINIÓN EN LA APLICACIÓN DE LA

REGULACIÓN REGIONAL

1) Solicitud de revisión a la conciliación diaria programada de los días de operación 08 y

09 de marzo de 2018.

El 14 de marzo de 2018, el AMM a través de nota TIN-009-2018, remitió al EOR solicitud de

revisión por parte del Agente Jaguar Energy Guatemala LLC, respecto a las conciliaciones

programadas publicadas para los días de operación 08 y 09 de marzo de 2018, planteando

lo siguiente:

“Jaguar Energy presentó para el 8 y 9 de marzo del 2018 ofertas de Contratos Firmes en el

nodo Panaluya…, el modelo de optimización no respeto los limites superiores de compra a

las que mi representada estaba dispuesta a flexibilizarse. Sin embargo ocurrió una

flexibilización no respetando lo declarado.”

El EOR brindó su respuesta, confirmando que “fueron respetadas las voluntades económicas

para el referido agente en los resultados del Predespacho Regional y Conciliación

Programada publicados por el EOR para los días de operación 8 y 9 de marzo de 2018, y que

a su vez dichos resultados toman en cuenta que no existía disponibilidad de generación en

los puntos de medida de inyección”, como se explica a continuación:

a) Contrato firme de inyección declarado en un nodo aislado por indisponibilidad

programada de elementos de transmisión en la interconexión Guatemala –

Honduras.

Para los días de operación 08 y 09 de marzo de 2018, el AMM, informó al EOR en el

proceso de coordinación del predespacho regional, sus indisponibilidades de

transmisión programadas. Las indisponibilidades de transmisión para los períodos de

mercado de las 07 a las 17 horas, modificaron la topología de red dejando aislado el

nodo de interconexión 1710 (Panaluya).



Por otra parte el AMM además declaró de las 00 a las 23 horas de ambos días de

operación, un Contrato Firme (CF) de inyección (20 MW) en el punto de medida

1_1710_866 asociado al nodo 1710 (Panaluya), el cual se encontraba aislado de la red

de transmisión modelada para el predespacho regional en los períodos del 07 al 17.

Adicionalmente, en el predespacho nacional para ambos días y para los mismos

períodos de mercado de las 07 a las 17 horas, no se declaró disponibilidad de

generación en el punto de medida (1_1710_866) asociado al CF de inyección de 20

MW.

b) Efectos en el Predespacho Regional

El numeral A3.2.1.2 del Libro II del RMER, considera que para la elaboración del

Predespacho Regional, el modelo de matemático optimiza la disponibilidad de

generación y las ofertas de inyección asociadas a los Contratos Firmes (CF), toda vez

que se declare en el Predespacho Nacional la disponibilidad de generación del

Agente.

Por lo cual, para los días de operación 08 y 09 de marzo de 2018, como resultado del

predespacho regional, la energía declarada del CF de inyección no se programó para

los períodos de mercado de las 07 a las 17 horas, dado que el modelo de optimización

no encontró disponibilidad de generación en el punto de medida en el que fue

declarado el contrato firme en el nodo 1710.

En relación a la contraparte de retiro del CF, el modelo de optimización del

predespacho regional, atendiendo la prioridad de suministro, asignó al comprador la

entrega de la energía requerida del CF por medio de ofertas de inyección del MOR.

c) Efectos en la Conciliación diaria programada

En la conciliación diaria programada del 08 y 09 de marzo de 2018, en los períodos de

mercado de las 07 a las 17 horas, al agente inyector del CF se le asignaron cargos por

Transacción Programada No comprometida en Contrato (TPNC), asignándole de esa



forma los montos por la energía proveniente del MOR utilizada para abastecer el CF

de retiro. En la tabla N°9, se presenta resumen horario de montos de TPNC:

Tabla N° 9, TPNC en Conciliación programada en punto de medida 1_1710_866,

asociado a CF de inyección, 08 y 09 de marzo de 2018.

Fechas Períodos TPNC (US$)

08 mar 18

00-06 0.00

07-17 19,876.40

18-23 0.00

09 mar 18

00-06 0.00

07-17 19,491.20

18-23 0.00

Fuente: Reporte de Conciliación Diaria Programada publicados en sitio de internet del EOR.

Monto US$: (+): cargo, (-): abono.

En los períodos 00-06 y 18-23, la energía requerida del CF fue abastecida por su

contraparte de inyección por lo que el monto por concepto de TPNC fue igual a cero.

2) Solicitud de revisión a la conciliación diaria programada del día de operación 11 de

marzo de 2018.

El 11 de abril de 2018, el AMM presentó al EOR solicitud de revisión por parte de varios

participantes del mercado mayorista de Guatemala, respecto a la conciliación programada

para el 11 de marzo de 2018:

“…en la conciliación diaria no aparece la energía de contratos firmes de los agentes

mencionados en los puntos de medida respectivos. Esto se entiende que se da por la apertura

de la línea Panaluya - La Entrada. Sin embargo el Predespacho si contiene dichas

transacciones de contratos firmes ya que dicha energía si fue despachada desde Guatemala

como contrato firme por medio de los otros dos puntos de interconexión hacia el mercado

regional”.

El EOR brindó respuesta indicando que “los resultados de Predespacho Regional y

Conciliación Diaria son consistentes y coincidentes, conforme lo establecido en la regulación

regional vigente, ya que la energía requerida por los compradores de los CF no se pudo



atender debido a restricciones de transmisión, por lo que se procedió a realizar la reducción a

las cantidades de energía requerida de cada uno de los CF en el Predespacho Regional, en

conformidad con el numeral 2.4 de la Resolución CRIE-7-2017”, como se explica a

continuación.

a) Contrato firme de retiro declarado en un nodo aislado por indisponibilidad

programada de elementos de transmisión en la interconexión Guatemala –

Honduras.

Para el día de operación 11 de marzo de 2018, la ENEE de Honduras, informó al EOR

en el proceso de coordinación del predespacho regional, sus indisponibilidades de

transmisión programadas. Las indisponibilidades de transmisión para los períodos de

mercado de las 07 a las 17 horas, modificaron la topología de red dejando aislado el

nodo de interconexión 3183 (La Entrada).

Por otra parte la ENEE además declaró de las 00 a las 23 horas de ambos días de

operación, un Contrato Firme (CF) de retiro (15 MW) en el punto de medida

3_3183_007 asociado al nodo 3183 (La Entrada), el cual se encontraba aislado de la red

de transmisión modelada para el predespacho regional en los períodos del 07 al 17.

b) Efectos en el Predespacho Regional

La ENEE declaró un CF de retiro en el nodo 3183 (La Entrada) para los períodos de

mercado de las 07 a las 17 horas del día de operación 11 de marzo de 2018, cuyo

estado era de “nodo aislado”. En la ejecución del predespacho regional, hubo una

reducción a cero de las cantidades de energía requerida de dicho CF. Sin embargo, en

el redespacho regional de las 14 a las 23 horas, ya no se declaró el Contrato Firme de

retiro con potencia de 15 MW asociado a punto de medida 3_3183_007.

De las 00 a las 06 y de las 14 a las 23 horas, la energía declarada del CF suplió en su

totalidad la energía requerida por el comprador (15MW).



En relación a la parte inyectora del CF, en los períodos 07-13 la energía declarada se

predespacho en el MOR como ofertas de inyección de oportunidad.

c) Efectos en la conciliación diaria programada

En la conciliación programada del 11 de marzo de 2018, en los períodos 07-13, la

oferta presentada en el punto de medida de inyección del CF se concilia como un

abono, al haber sido programada en el MOR.

Tabla N° 10, TPNC en Conciliación programada en punto de medida 1_1710_867,

asociado a CF de inyección, 11 de marzo de 2018.

Fechas Períodos TPNC (US$)

11 mar 18

00-06 0.00

07-13 (7,272.00)

14-23 0.00



En ese mismo sentido, dada la reducción de los CF en los períodos 07-13, debido a la

condición de aislamiento del nodo de retiro, los Cargos en el Mercado de

Oportunidad Regional asociados al cumplimiento de los Compromisos Contractuales

(CMORC), resultaron en cero para el agente que se hizo responsable de la transmisión,

en este caso el agente inyector del CF.

Tabla N° 11, CMORC en Conciliación programada en nodo 1710, asociado al agente

inyector del CF, 11 de marzo de 2018.

Fechas Períodos CMORC (US$)

11 mar 18

00-06 341.25

07-13 0.00

14-23 222.60







Numeral 2.5.3, literal b) del Libro II del RMER: “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. …”.

Numeral 2.8.1.1 del Libro II del RMER: “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.”.

Numeral 2.8.1.2 del Libro II del RMER: “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”.

Numeral 2.8.1.3 del Libro II del RMER: “La solicitud de revisiones de que trata el numeral

2.8.1.2 solamente se podrá realizar en base a los siguientes casos:

a) 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

b) Cuando se presenten en el DTER diferencias o errores con relación a la conciliaciones

diarias”.

Numeral 5.11.1 del Libro II del RMER: “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.”



Numeral 5.12.1, literal a), inciso i., del Libro II del RMER: “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. “

Numeral 5.12.1, literal a), inciso ii., del Libro II del RMER: “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;”

Numeral 1.4.2.1 del Libro II del RMER: “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.”

Numeral 2.3 del Anexo A de Resolución CRIE-7-2017: “La oferta de flexibilidad asociada a la

parte vendedora de los CF, se deberá entender que es una oferta de inyección de oportunidad

y deberá presentarse en el nodo de inyección asociado al CF.”

Numeral 5.12.1, literal a), inciso iv., del Libro II del RMER: “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;”

Numeral 5.13.2, literal a) del Libro II del RMER:

“a) Coordinación ofertas de oportunidad, compromisos contractuales y predespacho

i. 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;



ii. 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;

iii. 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;

iv. Ante diferencias, el EOR realizará un proceso de verificación y ajuste con los OS/OMS

involucrados que durará hasta las 11:30 horas;

v. 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;”

Numeral A3.2.1.2, literal (i), del Anexo 3 del Libro II del RMER: “Para el Predespacho y el

Redespacho:

(i) Considerar en el predespacho regional el predespacho nacional, en particular para cada

período de mercado:

• Disponibilidad en MW de los generadores por nodo eléctrico”

Numeral A3.4.4.2, del Anexo 3 del Libro II del RMER: “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.”

Numeral A3.4.4.2, literal (b), del Anexo 3 del Libro II del RMER: “En caso que

, 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,”



2.5 RESULTADOS EN LA ASIGNACIÓN DE DERECHOS DE

TRANSMISIÓN (DT) Y OPERACIÓN COMERCIAL DE LOS

COMPROMISOS CONTRACTUALES ASOCIADOS A LOS DT.

ÁREA:


PROCESOS:

DERECHOS DE TRANSMISIÓN Y CONCILIACIÓN DE

TRANSACCIONES.

PROCEDIMIENTO:

ASIGNACIÓN DE DERECHOS DE TRANSMISIÓN Y

OPERACIÓN COMERCIAL DE LOS COMPROMISOS

CONTRACTUALES ASOCIADOS A LOS DT.

EVENTO: Informar los resultados en la asignación de Derechos de

Transmisión (DT) y operación comercial de los compromisos

contractuales asociados a los DT.

2.5.1 ANTECEDENTES

El Mercado de Contratos Regional (MCR) tiene por objeto dotar a los agentes del Mercado

Eléctrico Regional (MER) de instrumentos para manejar los riesgos de suministro y precio

de la energía en el mercado regional.

El Mercado de Contratos Regional, está conformado por diferentes tipos de contratos, los

cuales se identifican mediante características no excluyentes, de acuerdo con los riesgos

asumidos por las partes en cada uno de ellos; entre las características están:

a) La prioridad de suministro de la energía eléctrica comprometida.

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

de la energía, a través de derechos de transmisión.

De acuerdo con la firmeza de entrega de la energía comprometida existen dos tipos de

contratos en el MER: los Contratos Firmes que, establecen prioridad de suministro para la

parte compradora y los Contratos No Firmes que, no establecen prioridad de suministro



para la parte compradora. Los Contratos Firmes deben tener asociados derechos de

transmisión entre los nodos de inyección y retiro de energía.

En septiembre de 2014, mediante la Resolución No. CRIE-P-26-2014, la Comisión Regional

de Interconexión Eléctrica (CRIE) aprobó el “Procedimiento de Aplicación de los Contratos

Regionales con Prioridad de Suministro y Derechos Firmes”, el cual establece la normativa

para la asignación de los Derechos Firmes (DF).

Mediante la Resolución CRIE-35-2014, de noviembre de 2014, se modificaron aspectos de

la remuneración de la transmisión relacionados a la compra de Derechos de Transmisión.

La Resolución CRIE-46-2015, del 13 de noviembre de 2015, aprueba el “Procedimiento de

Aplicación de los Contratos Firmes y Derechos Firmes”, mediante el mecanismo de precios

mínimos aceptables de ofertas para las asignaciones a realizar a partir de diciembre de

2015, con vigencia de los DF a partir de enero de 2016.

La Resolución CRIE-51-2015, del 20 de noviembre de 2015, modificó la Resolución CRIE-

46-2015, en lo concerniente a la utilización del Método de Medias Móviles, para el cálculo

de los precios mínimos aceptables de ofertas en el Procedimiento de Aplicación de

Contratos Firmes y Derechos Firmes.

La Resolución CRIE-7-2017 y CRIE-18-2017, del 13 de marzo de 2017, y 5 de mayo de 2017

respectivamente, modificó el Procedimiento de Aplicación de los Contratos Firmes y

Derechos Firmes y sus anexos, contenidos en de las Resoluciones CRIE-46-2015 y CRIE-51-

2015. Las reformas entraron en a partir del 1 de mayo de 2017, en dicha fecha, se puso en

vigencia los Derechos Financieros Punto a Punto (DFPP).

Mediante la Resolución CRIE-73-2017, del 20 de diciembre de 2017, el Regulador Regional

resolvió suspender los procesos de asignación de Derechos Financieros Punto a Punto con

período de validez a partir de febrero de 2018 (MI802) y sucesivas, hasta tanto dicha

Comisión apruebe otra disposición.



Los Derechos de Transmisión asignados reciben Renta de Congestión, la cual se calcula

como la 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. La potencia de

Inyección y la potencia de Retiro son fijas por el período de validez del DT.

Un Derecho Firme (DF) está asociado a un Contrato Firme (CF) y es un DT que asigna a su

Titular 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; además el derecho a percibir o la obligación de

pagar Renta de Congestión.

Un Derecho Financiero Punto a Punto (DFPP) es un DT que asigna a su Titular el derecho a

percibir o la obligación de pagar Renta de Congestión.

Los compromisos contractuales asociados a Derechos de Transmisión, pagan en concepto

de servicio de la transmisión, el “CMORC” que es el Cargo en el Mercado de Oportunidad

Regional asociado al cumplimiento de los compromisos contractuales. El agente que

designen las partes de un contrato, sea el comprador o el vendedor, será responsable del

CMORC.

El CMORC se calcula como la diferencia entre el Precio ex ante para el nodo de retiro del

contrato y el Precio ex ante para el nodo de inyección del contrato, multiplicado por la

energía declarada o reducida del compromiso contractual.

2.5.2 PRINCIPALES RESULTADOS DE LA ASIGNACIÓN DE DERECHOS DE

TRANSMISIÓN.

En los procesos de asignación de Derechos de Transmisión realizados desde diciembre de

2017 a junio de 2018, se adjudicó una potencia de 1,864.42 MW, de los cuales 758.66 MW

(40.7%) corresponden a DF anuales y 1,105.76 MW (59.3%) a Derechos Financieros Punto a

Punto (DFPP) mensuales (tabla N°12). Los DFPP fueron asignados en diciembre de 2017

con vigencia en enero de 2018.



Tabla N° 12, Resultados asignaciones de Derechos de Transmisión, periodo de diciembre

2017 a junio 2018.

DERECHO DE

TRANSMISIÓN ASIGNACIÓN

MES

ASIGNACIÓN

MW

ASIGNADO %

VALOR DT

Miles US$ %

DF anual A1801 dic-17 (1) 286.72 15.4 6,731.19 29.4

A1807 jun-18 (2) 471.94 25.3 16,147.99 70.4

DFPP mensual M1801 dic-17 1,105.76 59.3 50.42 0.2

Total 1,864.42 100 22,929.61 100

Fuente: Resultados de asignación de DT, publicados en el sitio de internet del EOR.

Monto miles US$: (+): cargo agentes titulares DT, (-): abono agentes titulares de DT.

Nota (1): asignación de dic 17, 1er semestre: potencia asignada 84.72 MW; 2do semestre 202.0 MW)

Nota (2): asignación de junio 2018 (1er semestre: potencia asignada 161.436 MW; 2do semestre 310.5 MW)

El monto neto al cual fueron asignados los DT fue de US$ 22,929.6 miles, de los cuales US$

6,731.19 miles (29.4%) se asignaron en diciembre de 2017 ((A1801) y US$ 16,147.99 miles

(70.4%) en junio de 2018 (A1807), siendo esta la mayor asignación de DT la fecha y los US$

50.42 miles (0.2%) corresponden a DFPP con validez mensual (M1801).

2.5.3 OPERACIÓN COMERCIAL DE LOS COMPROMISOS

CONTRACTUALES ASOCIADOS A LOS DT.

1) Balance monetario de los Derechos de Transmisión

A continuación, se presenta el balance monetario (flujo de efectivo) de los pagos en

concepto de IVDT realizados por los titulares de DT, así como la Renta de Congestión

generada por dichos DT y el pago por servicio de la transmisión (CMORC) al programar de

los Contratos Firmes en el Predespacho regional.



Tabla N° 13, Pagos de IVDT, CMORC asociados a DF y Rentas de Congestión, periodo de

enero a junio 2018.

DERECHO DE

TRANSMISIÓN ASIGNACIÓN VIGENCIA DT

IVDT

(miles US$)

CMORC

(miles US$)

RC

(miles US$)

TOTAL

(miles US$)

DF anual A1707 jul 17 - jun 18 113.78 10,558.70 (13,098.12) (2.43)

A1801 ene 18 - jun 18 6,541.24 4,048.35 (5,379.98) 5.21

Total 6,655.02 14,607.05 (18,478.10) 2.78

Fuente: Resultados de asignación de DT y Conciliación Programada, publicados en el sitio de internet del EOR.

Monto miles US$: (+): cargo, (-): abono.

En el periodo de enero a junio de 2018, entre IVDT y CMORC se recibieron US$ 21,262.07

miles que se utilizó para pagar la renta de congestión de los DT por US$18,478 miles.

En relación a los DFPP, los ingresos por venta de dichos derechos fue de US$ 50.42 miles y

las Rentas de congestión por tales derechos fue de US$ 1,897.04 miles, como se muestra

en la siguiente tabla:

Tabla N° 14, Pagos de IVDT y Rentas de Congestión asociadas a DFPP, enero junio 2018.

DERECHO

DE TRANSMISIÓN ASIGNACIÓN VIGENCIA DT

IVDT

(miles US$)

RC

(miles US$)

TOTAL

(miles US$)

DFPP mensual M1801 ene 18 50.42 (1,897.04) (1,846.62)

TOTAL 50.42 (1,897.04) (1,846.62) Fuente: Resultados de asignación de DT y Conciliación Programada, publicados en el sitio de internet del EOR.

Monto miles US$: (+): cargo, (-): abono.

2) Rentas de Congestión versus pago por el servicio de la transmisión.

Durante el primer semestre de 2018, la Renta de Congestión generada por los DT, superó

en US$ 3,871.0 miles, al monto del servicio de la transmisión (CMORC) pagada al declarar

los contratos firmes en el MER, según el siguiente detalle mensual.



Tabla N° 15, Comparativo entre el CMORC y las Rentas de Congestión, asociados a los

contratos firmes y Derechos de Transmisión, periodo enero junio 2018.

VALIDEZ

DERECHO FIRME

CMORC ASOCIADO A

CONTRATOS FIRMES

(miles US$)

RENTA DE

CONGESTIÓN

(miles US$)

DIFERENCIA

(miles US$)

ene-18 4,191.92 (5,607.93) (1,416.0)

feb-18 3,713.15 (4,471.92) (758.8)

mar-18 1,737.46 (2,298.50) (561.0)

abr-18 1,604.01 (2,133.47) (529.5)

may-18 1,412.43 (1,750.98) (338.5)

jun-18 1,948.09 (2,215.31) (267.2)

Total 14,607.05 (18,478.10) (3,871.0)

Fuente: Resultados de la Conciliación Programada, publicados en el sitio de internet del EOR.

Monto miles US$: (+): cargo agentes titulares de DT, (-): abono agentes titulares de DT.

Es importante indicar que la diferencia entre la Renta de Congestión y el CMORC, es

causada principalmente a que el MER paga la Renta de Congestión a los titulares de DT,

por el total de la potencia asignada al DT, mientras que el MER recibe por el servicio de la

transmisión un monto de CMORC calculado con base en la potencia declarada o reducida

del contrato firme programado en el predespacho regional (operatividad del contrato), es

decir que si un Contrato Firme no se declara por la totalidad de la potencia del DT,

siempre la Renta de congestión será mayor que el CMORC.

3) Operatividad de los Contratos Firmes.

Para conocer la operatividad de los contratos firmes, a continuación se utiliza un

parámetro consistente en relacionar porcentualmente, la energía programada del CF en el

predespacho regional y la máxima energía que pudo ser declarada considerando la

potencia de asignación del DT, (ver tabla N° 16).



Tabla N° 16, Operatividad del CF en el predespacho regional, enero – junio de 2018.

ASIGNACIÓN VIGENCIA DT

*ENERGÍA

ASIGNACIÓN DT

(MWH)

ENERGÍA

PROGRAMADA CF

(MWh)

OPERATIVIDAD CF

A1707 jul 17 - jun 18 790,612 473,241 60%

A1801 ene 18 - jun 18 368,041 258,210 70%

Total 1158,653 731,452 63%

Fuente: elaboración propia.

(*)=máxima energía que pudo ser declarada considerando la potencia de asignación del DT.

El 63 % de los Contratos Firmes fueron programados (despachados) en el predespacho

regional. El 37% los CF no fueron declarados o fueron reducidos para el despacho de

energía en el predespacho regional.



Numeral 3, Anexo A, “Procedimiento de Aplicación de los Contratos Firmes y Derechos

Firmes” contenido en la Resolución CRIE-7-2017: “Un DF está siempre asociado a un CF 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 una Renta de Congestión…. La Potencia

de Inyección y la Potencia de Retiro del DF son fijas por el Período de Validez del DF.”

Numeral 3, Anexo A, “Procedimiento de Aplicación de los Contratos Firmes y Derechos

Firmes” contenido en la Resolución CRIE-7-2017: “Un DFPP es un DT que asigna a su Titular

el derecho a percibir o la obligación de pagar una Renta de Congestión según el resultado de

la diferencia entre el producto del Precio Nodal de retiro resultante del Predespacho o

redespacho Regional por la Potencia de Retiro del DF menos el producto del Precio Nodal de

inyección resultante del Predespacho o redespacho Regional por la Potencia de Inyección del

DF. La Potencia de Inyección y la Potencia de Retiro del DFPP son fijas por el Período de

Validez del DFPP.”



3. PROPUESTA REGULATORIA

3.1 MEJORAS A LA TRANSPARENCIA DE ASIGNACIÓN DE DERECHOS

DE TRANSMISIÓN.

ÁREA:


PROCESO:

DERECHOS DE TRANSMISIÓN.

PROCEDIMIENTO:

ASIGNACIÓN DE DERECHOS DE TRANSMISIÓN.

PROBLEMA: Algunos agentes del MER han señalado la necesidad de

mejorar la transparencia en el mecanismo de asignación de

Derechos de Transmisión

3.1.1 ANTECEDENTES

En septiembre de 2014, mediante la Resolución No. CRIE-P-26-2014, la Comisión Regional

de Interconexión Eléctrica (CRIE) aprobó el “Procedimiento de Aplicación de los Contratos

Regionales con Prioridad de Suministro y Derechos Firmes”, el cual establece la normativa

para la asignación de los Derechos Firmes (DF).

Mediante la Resolución CRIE-35-2014, de noviembre de 2014, se modificaron aspectos de

la remuneración de la transmisión relacionados a la compra de Derechos Firmes.

En diciembre de 2014, se realizó la primera asignación de DF anuales y mensuales, y en el

mes de enero 2015, inicio la operación comercial de los Contratos Regionales con

Prioridad de Suministro (CRPS) en las transacciones del MER.

La Resolución CRIE-46-2015, del 13 de noviembre de 2015, aprueba el “Procedimiento de

Aplicación de los Contratos Firmes y Derechos Firmes”, mediante el mecanismo de precios

mínimos aceptables de ofertas para las asignaciones a realizar a partir de diciembre de

2015, con vigencia de los DF a partir de enero de 2016.



La Resolución CRIE-51-2015, del 20 de noviembre de 2015, modificó la Resolución CRIE-

46-2015, en lo concerniente a la utilización del Método de Medias Móviles, para el cálculo

de los precios mínimos aceptables de ofertas en el Procedimiento de Aplicación de

Contratos Firmes y Derechos Firmes.

La Resolución CRIE-7-2017 y CRIE-18-2017, del 13 de marzo de 2017, y 5 de mayo de

2017, modificó el Procedimiento de Aplicación de los Contratos Firmes y Derechos Firmes

y sus anexos, contenidos en de las Resoluciones CRIE-46-2015 y CRIE-51-2015. Dichas

reformas entraron en vigencia a partir del 1 de mayo de 2017.

El numeral 3.2.4 del Anexo A de la Resolución CRIE-7-2017, establece que los agentes

deberán presentar la Solicitud de Compra de DT (SDT) y su documentación a través de la

página web del EOR, a más tardar el segundo día hábil del mes de asignación respectivo,

en el formato que el EOR establezca para este fin.


OPERACIÓN DEL MERCADO ELÉCTRICO REGIONAL (MER).

Algunos agentes del MER han señalado la necesidad de mejorar la transparencia en el

mecanismo de asignación de Derechos de Transmisión en el Mercado Eléctrico Regional

que ejecuta el EOR.

3.1.3 JUSTIFICACIÓN, VALORIZACIÓN DEL IMPACTO Y

COSTO/BENEFICIO.

1. Justificación de la Propuesta Regulatoria:

El EOR ha revisado el contenido de la regulación regional en lo referente a la asignación de

Derechos de Transmisión (DT) y ha identificado aspectos de mejora que permitirán

aumentar la transparencia en la asignación de DT, en lo siguiente:



a) Constatar por las partes interesadas del debido proceso en la asignación de los DT.

b) Participación en tiempo real de las partes interesadas en la apertura de SDT y

asignación de DT.

c) La ejecución del programa de Selección de Solicitudes de Derechos de Transmisión.

2. Valoración del impacto de la Propuesta Regulatoria:

a) En el MER

Con la implementación de la propuesta, se alcanzará un mayor nivel de difusión y

conocimiento del mecanismo de asignación de Derechos de Transmisión llevado a

cabo por el EOR, así como, la posibilidad de que los agentes y partes interesadas

tengan información fiable, precisa y transparente que genere mayor competitividad y

beneficios para los habitantes de la región que integran los países miembros del MER.

Adicionalmente, la propuesta permitirá transmitir conocimiento sobre el mecanismo y

modelo de asignación de Derechos de Transmisión con el cual los agentes tendrán los

insumos necesarios para tomar las decisiones más acertadas para su negocio.

b) En los procesos que ejecuta el EOR

Dichas acciones permitirán cumplir con el Plan Estratégico 2015-2019 del EOR, en

específico: “Fortalecer la relación y comunicación con clientes y aliados estratégico”, con

lo anterior la institución gana mayor reputación y confiabilidad en su actuar frente a

los clientes y partes interesadas.

3. Costo/beneficio de la Propuesta Regulatoria:

a) Costos:

La implementación de la propuesta regulatoria implica costos relacionados con

cambios informáticos (servidor y desarrollos tecnológicos) y de autoría externa.

b) Beneficios:

Para el EOR, no tendrá benéficos monetarios al implementar esta mejora.



Para los OS/OM y agentes del MER, la transparencia podría generarles beneficios

monetarios en la media que tengan mayor confianza en el mecanismo de asignación

de DT y estén dispuestos a participar en los mismos.

3.1.4 PROPUESTA REGULATORIA.

El EOR, de conformidad con lo establecido en el Tratado Marco del Mercado Eléctrico de

América Central, acerca de sus responsabilidades y funciones de comunicar a la CRIE de

manera oportuna de los problemas detectados que afectan la administración del MER,

para que de acuerdo a su consideración y competencia se tomen las acciones pertinentes

o correctivas que considere a bien, y por instrucción de la Junta Directiva del EOR, con la

finalidad de garantizar el adecuado funcionamiento del MER, remite la propuesta

regulatoria “Mejoras a la transparencia de asignación de Derechos de Transmisión”,

recomendando modificar la regulación regional como a continuación se describe:

“Mejoras a la transparencia de asignación de Derechos de Transmisión”

Modificar los numerales 3.2.4, 3.2.9 y 3.3.4 del Anexo A “Procedimiento de

Aplicación de los Contratos Firmes y Derechos de Transmisión”, contenido en la

Resolución CRIE-7-2017, de la siguiente forma:

3.2.4 El Agente deberá presentar la Solicitud de Compra de DT (SDT) y su documentación a través

de la página web del EOR, a más tardar el segundo día hábil del mes de la asignación

respectiva, en el formato que el EOR establezca para este fin. La SDT y su documentación

deberán presentarse en formato de archivo definido por el EOR y encriptado con clave de

seguridad, el cual será solo del conocimiento del agente solicitante. Las SDT presentadas

posterior a dicho plazo quedan invalidadas para trámites de asignación de DT.

3.2.9 El EOR dispondrá de dos (2) días hábiles, posteriores al plazo para la presentación de

solicitudes de DT, para verificar el cumplimiento de los requisitos establecidos en el numeral

3.2.7 de este documento, para el requisito del literal (b) del mismo numeral el EOR deberá



verificar la validez de los registros o autorizaciones o certificaciones con las entidades que los

emitieron.

Para la verificación de las SDT:

a) El primer día hábil de la verificación de las SDT, el agente que presentó la SDT, remitirá

al EOR a más tardar entre las 9:00 y 10:00 horas, el comprobante de recepción de la SDT

y la clave de seguridad de acceso a la SDT a través de la página web del EOR. En caso de

que el EOR no reciba la clave de seguridad en el plazo establecido, la SDT no participará

en la asignación de DT.

b) La apertura de las SDT será un evento público, cualquier persona natural o jurídica

residente en un país miembro del MER podrá participar como observador, a través de los

medios de comunicación que defina el EOR.

c) El primer día hábil de la verificación de las SDT, el EOR, a más tardar las 11:00 horas, en

presencia de una firma de auditoría externa, dará inicio a constatar la fecha y hora de

recepción de las SDT así como la apertura de las mismas.

d) El EOR una vez finalizada la apertura de las SDT, las publicará junto con su

documentación en su página web.

e) Se elaborará un acta, que de fe del debido proceso de la apertura de las SDT, la cual será

firmada por los funcionarios asignados del EOR y el auditor externo.

f) Posteriormente, a las actividades antes señaladas, el EOR concluirá con la verificación del

cumplimiento de los requisitos de las SDT, según el plazo previsto de 2 días hábiles.

3.3.4 Al día hábil siguiente del plazo establecido en el numeral 3.2.9, el EOR: introducirá al

programa de optimización las solicitudes de DT aceptadas y publicará los resultados de la

asignación.

a) Entre las 9:00 y 11:00 horas, pondrá a disposición de los agentes que presentaron SDT, la

alternativa de aumentar, cuantas veces lo requiera, por medido de la página web del



EOR, el precio ofertado para la compra de DT. Dicho precio será utilizado en el programa

de selección de solicitudes de DT aceptadas. Los cambios a los precios de las ofertas de

SDT serán en tiempo real y públicos para todos los participantes en la asignación de DT y

no podrá exceder la garantía de mantenimiento de la oferta presentada.

b) Si el agente no modifica el precio de su oferta de SDT en el plazo establecido en el literal

a) anterior, el precio de la oferta de la SDT presentado, será utilizado en la ejecución del

programa de Selección de Solicitudes de DT aceptadas.

c) El EOR ejecutará el programa de Selección de Solicitudes de DT aceptadas y verificará los

resultados de la misma.

d) La ejecución del programa de selección de Solicitudes de DT, será un evento público, en

el cual podrá participar cualquier persona natural o jurídica residente en un país

miembro del MER como observador del proceso por los medios de comunicación que el

EOR defina.

e) Se elaborará un acta, que de fe del debido proceso y será firmada por los funcionarios

asignados del EOR y el auditor externo.

f) Los resultados de la asignación de DT serán publicados en la página web del EOR.

g) El programa de Selección de Solicitudes de DT y los insumos utilizados para la asignación

de DT, estará a disposición de las partes interesadas desde el siguiente día hábil de

haberse realizado la asignación de DT hasta los 5 días hábiles posteriores a dicha

asignación, para verificar y replicar el proceso, previa coordinación con el EOR.



Numeral 3.2.4 del Anexo A de Resolución CRIE-7-2017: “El Agente deberá presentar la

Solicitud de Compra de DT (SDT) y su documentación a través de la página web del EOR, a

más tardar el segundo día hábil del mes de asignación respectivo, en el formato que el EOR



establezca para este fin. Las SDT presentadas posterior a dicho plazo quedan invalidadas

para trámites de asignación de DT.”

Numeral 3.2.5 del Anexo A de Resolución CRIE-7-2017: “Una vez recibida la SDT, la página

web del EOR asignará un comprobante de recepción indicando la fecha y hora de recibo de

la misma. La fecha y hora corresponde al tiempo oficial del país sede del EOR.”

Numeral 3.2.6 del Anexo A de Resolución CRIE-7-2017: “En los primeros tres días hábiles del

mes previo al mes en que se realiza la asignación, el EOR publicará en su sitio web:

a) Convocatoria al proceso de asignación

b) Formato para presentar la Solicitud de Compra de DT

c) Los nodos de la RTR vigentes al momento de la publicación en los cuales se podrá

solicitar asignación de DT

d) Los precios nodales proyectados para el cálculo de los precios mínimos aceptables de

ofertas de los DT con periodo de validez anual.

e) La Capacidad Operativa de Transmisión para la asignación de DT.

f) El máximo porcentaje de pérdidas.

g) La proyección de precios indicativa del planeamiento operativo.”

Numeral 3.2.9 del Anexo A de Resolución CRIE-7-2017: “El EOR dispondrá de dos (2) días

hábiles, posteriores al plazo para la presentación de solicitudes de DT, para verificar el

cumplimiento de los requisitos establecidos en el numeral 3.2.7 de este documento, para el

requisito del literal (b) del mismo numeral el EOR deberá verificar la validez de los registros o

autorizaciones o certificaciones con las entidades que los emitieron.”

Numeral 3.3.4 del Anexo A de Resolución CRIE-7-2017: “Al día hábil siguiente del plazo

establecido en el numeral 3.2.9, el EOR introducirá al programa de optimización las

solicitudes de DT aceptadas y publicará los resultados de la asignación.

Para el caso de las asignaciones de DF con periodo de validez anual, el monto total anual de

la oferta económica de compra, será dividido en 12 montos mensuales iguales y cada uno de

ellos será considerado de esa forma en el programa de optimización, pudiendo asignarse

potencias diferentes para cada mes.”



4. DEFINICIONES Y NOMENCLATURA

4.1 DEFINICIONES

Agente Transmisor:

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

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.

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.

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 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.

Conciliación:

Proceso mediante el cual se calculan los montos correspondientes a las transacciones

comerciales en el MER.

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.

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.



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.

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.

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.

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.

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.

Precios Ex post

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

Predespacho regional o Redespacho Regional.



Programación de las transacciones de energía y de la operación del sistema para el día

siguiente, el cual se realiza por período de mercado.

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.

Titular de un Derecho de Transmisión

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

Transmisión.

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.

4.2 NOMENCLATURA

CC: Cargo Complementario.

CCSD: Criterios de Calidad Seguridad y Desempeño

CDMER: Consejo Director del MER

CF: Contrato Firme

CGC: Cuenta General de Compensación

CMORC: Cargos en el Mercado de Oportunidad Regional asociados al cumplimiento del

compromiso contractual,

CRIE: Comisión Regional de Interconexión Eléctrica

CVTn: Cargo Variable de Transmisión neto.

DF: Derechos Firmes

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

IARM: Ingreso Autorizado Regional Mensual

IRMER: Informe de Regulación del MER

IVDT: Ingreso por Venta de Derechos de Transmisión

MCR: Mercado de Contratos Regional.

MER: Mercado Eléctrico Regional.

MOR: Mercado de Oportunidad Regional.

OS/OM: Operadores del Sistema y/o Operadores del Mercado.

PDC: Procedimiento de Detalle Complementario al RMER.

RC: Renta de Congestión

RMER: Reglamento del MER.

RTR: Red de Transmisión Regional.

SER: Sistema Eléctrico Regional.

SIEPAC: Sistema de Interconexión Eléctrica de los Países de América Central

SIMECR: Sistema de Medición Comercial Regional.

SR: Solicitud de Revisión

TPNC: Transacción Programada No comprometida en Contratos

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