Reglamento de operación del sistema y administración del mercado mayorista

Artículo 4 — Definiciones

Artículo 4. Definiciones. TÍTULO I Agentes Compradores: agentes del mercado que compran DISPOSICIONES GENERALES electricidad para su consumo propio o el de sus clientes minoristas. Serán agentes compradores, siempre que cumplan con los CAPÍTULO I requisitos fijados en este reglamento y en el Reglamento de Objeto, Ámbito de Aplicación, Acrónimos y Definiciones Operación y Mercado, las Empresas Distribuidoras y comercializadoras, así como los Consumidores Calificados.

Artículo 1 — Objeto y Ámbito de Aplicación. El objeto del

Artículo 1. Objeto y Ámbito de Aplicación. El objeto del presente Reglamento es establecer las normas y procedimientos Agentes del Mercado: las empresas generadoras, distribuidoras, para la operación del Sistema Interconectado Nacional de comercializadoras y Clientes Calificados que cumplan con los Honduras y para la administración del Mercado Eléctrico Nacional requisitos fijados en este reglamento y en el ROM. de Honduras, incluyendo su relación con los sistemas eléctricos Empresas Generadoras: Agentes del mercado que generan de los países vecinos; así como, con el Sistema Eléctrico Regional electricidad para su venta en el MEN. Serán agentes productores, y el Mercado Eléctrico Regional centroamericano. siempre que cumplan con los requisitos fijados en el Reglamento General de la Ley y el presente Reglamento, las empresas Asimismo, este Reglamento desarrolla la Ley y su Reglamento en generadoras. lo relativo a las funciones y responsabilidades del Operador del Sistema así como las obligaciones y derechos de los agentes del Arranque en Negro: Unidades de generación con capacidad de mercado eléctrico nacional. arranque en negro son aquellas que pueden arrancar sin necesidad de una fuente externa y que pueden permanecer en servicio

Artículo 2 — Normas Técnicas. Los contenidos del presente alimentando exclusivamente sus servicios auxiliares. Estas unidades

Artículo 2. Normas Técnicas. Los contenidos del presente alimentando exclusivamente sus servicios auxiliares. Estas unidades Reglamento, en aquellos aspectos que así lo ameriten, serán objeto son necesarias a fin de iniciar el proceso de restablecimiento del de desarrollo complementario en las Normas Técnicas, cuyo servicio tras la formación de islas o el colapso total del sistema proceso de elaboración y aprobación se rige por lo establecido consecuencia de una perturbación en el SIN o en el SER. en este Reglamento. Usuario Autoproductor: Aquel usuario que instala dentro de su domicilio un equipo de generación de energía renovable para su

Artículo 3 — Acrónimos

Artículo 3. Acrónimos. propio consumo y puede hacer inyecciones a la red de la Empresa AGC Control Automático de la Generación (siglas en Distribuidora. Los límites de inyección, la conexión a la red de inglés) distribución, tarifa, facturación, liquidación, medición, monitoreo CNFFF Contrato No Firme Físico Flexible y demás aspectos, serán regulados por la CREE mediante una CREE Comisión Reguladora de Energía Eléctrica norma técnica y a través de las disposiciones establecidas en otros CVM Comité de Vigilancia del Mercado reglamentos. CVT Cargo Variable de Transmisión EOR Ente Operador Regional Empresa Comercializadora: Empresa que realiza la actividad MC Mercado de Contratos de comercialización y que se encuentra desvinculada MEN Mercado Eléctrico Nacional patrimonialmente de otros agentes que realizan las actividades de MER Mercado Eléctrico Regional generación, transmisión y distribución. MO Mercado de Oportunidad NT Norma Técnica Condiciones de Emergencia: Son aquellas condiciones, NT-CT Norma Técnica de Calidad de la Transmisión derivadas de una situación extraordinaria en el SIN, que requieren A. 99 Sección A Acuerdos y Leyes La Gaceta REPÚBLICA DE HONDURAS - TEGUCIGALPA, M. D. C., 18 DE NOVIEMBRE DEL 2015 No. 33,886 acciones inmediatas, tales como: catástrofes naturales, Costo Variable de Centrales Renovables No Controlables: desabastecimiento súbito de la oferta de electricidad, u otras que Costo variable de una central de generación basada en un recurso sean designadas como tales por la CREE, tomando en renovable no controlable, que estará formado por el costo variable consideración el riesgo de desabastecimiento eléctrico nacional. de operación y mantenimiento. Consumidor Calificado: aquel cuya demanda exceda el valor Costo variable de Autoproductores: Costo variable de fijado por la CREE, y que está facultado y ejerce su derecho a autoproductores que venden sus excedentes, que estará formado comprar energía eléctrica y/o potencia directamente de por el costo variable de operación y mantenimiento. generadores y/o comercializadoras, a precios libremente pactados con ellos; o bien en el mercado de oportunidad nacional o en el Costo Variable de Operación y Mantenimiento: Costo MER necesario para operar y mantener una unidad generadora y que depende del grado de carga de la unidad. Consumo Específico de Combustible: Cantidad de combustible requerido por una unidad de generación térmica para producir un Demanda Firme: Potencia firme que deben contratar los agentes kWh de electricidad funcionando a un determinado grado de carga. compradores. Consumo Propio de Generación: Consumo de electricidad que una central generadora requiere exclusivamente para la operación de sus equipos auxiliares, necesarios para la producción de energía Demanda Firme Efectiva: Potencia firme demandada por los eléctrica. agentes compradores determinada cada año por el Operador del Sistema, o en su defecto por la CREE, a partir de la demanda de Contratos No Firmes Físicos Flexibles: Compromisos físicos potencia máxima registrada en el período crítico. entre dos agentes del MER que son flexibilizados mediante ofertas de flexibilidad al mercado de oportunidad regional efectuadas tanto Despacho Económico: Programación optimizada de las unidades por la parte compradora del contrato en el nodo de retiro como generadoras que resulta de minimizar los costos de suministrar la por la parte vendedora en el nodo de inyección, según se define demanda eléctrica. en la regulación regional. Desviaciones en Tiempo Real: Desviaciones de las inyecciones Control Automático de Generación (AGC, siglas en inglés): y retiros durante la operación en tiempo real con respecto a aquellas Control centralizado y automático de las unidades de generación programadas en el predespacho nacional y regional, de acuerdo para mantener dentro de rangos específicos la frecuencia del con la regulación regional. sistema y los intercambios de energía entre áreas de control. Desvío de Potencia: Diferencia entre el requerimiento efectivo Costo de Arranque: Costo del combustible consumido para de potencia firme de un agente comprador y la potencia firme que lograr la sincronización de una unidad de generación térmica partiendo de una situación de parada fría, más el aumento de los este agente haya tenido cubierta con contratos. costos de mantenimiento causados por cada arranque de la unidad cuando éstos no estén incluidos en los costos variables de Disponibilidad de una Unidad de Generación: Condición de operación y mantenimiento. una unidad de generación que está a disposición del Operador del Sistema para su toma en consideración en el cálculo del Costo Variable de Centrales Térmicas: Costo de operar una despacho económico de generación y la provisión de servicios central térmica de generación que se compone de los costos de complementarios. combustible y los costos variables de operación y mantenimiento. Este costo es dependiente del grado de carga de las unidades. Empresa Transmisora: Agente que gestiona y presta servicio en el Sistema de Principal Transmisión. Costo Variable de Centrales Hidráulicas de Embalse: Costo considerado para el cálculo del despacho de generación y que se Generación Forzada: Energía producida por aquellas unidades obtiene como el valor del agua según los resultados del modelo generadoras obligadas a operar fuera del despacho económico de coordinación hidrotérmica empleado en la planificación de largo por causa de restricciones técnicas, operativas, de calidad o de plazo por el Operador del Sistema. confiabilidad. A. 100 Sección A Acuerdos y Leyes La Gaceta REPÚBLICA DE HONDURAS - TEGUCIGALPA, M. D. C., 18 DE NOVIEMBRE DEL 2015 No. 33,886 Generador Marginal: Unidad de generación a la que le el, dicho equipo podría sufrir un daño mayor o poner en peligro la corresponde aumentar su producción para abastecer un incremento seguridad de bienes o personas. marginal de la demanda según los resultados del despacho económico. Mantenimiento Programado: Trabajo de mantenimiento a realizar en un equipo o instalación cuyo comienzo y duración se Indisponibilidad: Condición de un equipamiento del sistema de han previsto con anterioridad y ha sido considerado como tal por transmisión o unidad generadora que está fuera de servicio por el Operador del Sistema en base a las condiciones definidas en causa propia o por la de un equipo asociado a su protección o este Reglamento. maniobra. Mantenimiento Mayor: Trabajo de mantenimiento programado Indisponibilidad Programada: condición de un equipamiento cuya duración esperada es igual o mayor que el número de días del sistema de transmisión, distribución o unidad generadora que estipulado en la Norma Técnica de Mantenimientos. se encuentre fuera de servicio como consecuencia de los mantenimientos programados conforme a los procedimientos Mantenimiento Menor: Trabajo de mantenimiento programado establecidos para este efecto por el ODS cuya duración esperada es menor que el número de días estipulado en la Norma Técnica de Mantenimiento. Indisponibilidad Forzada: condición de un equipamiento del sistema de transmisión, distribución o unidad generadora que se Margen de Reserva Rodante: Diferencia entre la capacidad encuentre fuera de servicio sin que tal situación proviniera de las conectada al SIN en un determinado instante y la demanda total órdenes de operación impartidas por el ODS debido a una del SIN. condición de Indisponibilidad Programada. Mercado de Contratos: Conjunto de transacciones de compra- Ingresos Variables del Sistema Principal de Transmisión: venta de electricidad pactadas entre agentes del MEN. Ingresos adicionales obtenidos como resultado de las transacciones en el Mercado de Oportunidad con precios nodales en cada hora. Mercado de Oportunidad: Conjunto de transacciones de Su monto es la diferencia de la suma del precio nodal multiplicado compra-venta de electricidad a corto plazo entre los agentes del por la cantidad de energía retirada en ese nodo y la suma del MEN con base en los resultados del despacho económico precio nodal multiplicado por la cantidad de energía inyectada en realizado por el Operador del Sistema. ese nodo, aplicado a todos los nodos del Sistema Principal Transmisión. Estos ingresos variables reflejan el incremento de Mercado de Oportunidad Regional: Ámbito organizado para costos del despacho debido a las pérdidas y a las congestiones la realización de intercambios de energía a nivel regional con base en el Sistema Principal Transmisión. en ofertas de oportunidad u ofertas de flexibilidad asociadas a contratos. Intervalo de Operación: Intervalo mínimo de tiempo para el cual se calculan los precios en cada nodo del sistema principal de Mercado Eléctrico Nacional: Es el conjunto de transacciones transmisión en el mercado de oportunidad. Este período será que realizan los Agentes dentro del Mercado de Contratos y el horario. Mercado de Oportunidad. Ley: Ley General de la Industria Eléctrica de la República de Honduras publicada en La Gaceta el 20 de mayo del 2014 Mercado Eléctrico Regional: Es la actividad permanente de (Nº. 33431). transacciones comerciales de electricidad, derivados de un despacho de energía con criterio económico regional, y mediante Mantenimiento Forzado: Trabajo de mantenimiento a realizar contratos de mediano y largo plazo entre los agentes habilitados. en un equipo que no ha sido previamente autorizado y programado por el Operador del Sistema debido a no cumplir con los requisitos Normas Técnicas: Son las disposiciones técnicas emitidas por definidos en este Reglamento. la CREE de conformidad con la Ley y este Reglamento, que establecen las condiciones, especificaciones, características de Mantenimiento de Emergencia: Trabajos no programados de diseño, construcción, operación, calidad, sanciones y/o multas, e mantenimiento en un equipo que es necesario realizar ya que, sin indemnizaciones para la generación, transmisión, operación, A. 101 Sección A Acuerdos y Leyes La Gaceta REPÚBLICA DE HONDURAS - TEGUCIGALPA, M. D. C., 18 DE NOVIEMBRE DEL 2015 No. 33,886 comercialización y distribución de energía eléctrica, en congruencia pruebas a realizar por el ODS para verificar la capacidad y con prácticas internacionales aceptadas y que servirán para disponibilidad de las mismas. Esta norma también determina el completar el conjunto de regulaciones sobre las actividades del margen de reserva y criterios de asignación de pérdidas para el subsector eléctrico. cálculo del requerimiento de potencia firme de los agentes compradores. Norma Técnica de Contratos: Norma que define los procedimientos y plazos para la notificación de los contratos por Norma Técnica de Programación de la Operación: Norma los agentes al ODS y su correspondiente validación. Esta norma que establece las metodologías, datos, criterios, plazos y definirá también los tipos de contratos que los agentes tendrán procedimientos de notificación en todo lo relativo a la planificación permitido suscribir en lo relativo a la definición de la energía de la operación del sistema, el despacho de las unidades contratada, duración y otras condiciones. generadoras y la operación del sistema en tiempo real. Norma Técnica de Inspección y Verificación: Norma que fija Norma Técnica de Servicios Complementarios: Norma que los derechos y las obligaciones de los agentes, Empresa define los requisitos técnicos y proceso de habilitación para la Transmisora y el ODS en lo relativo a las condiciones, prestación de cada servicio complementario definido en este procedimiento y plazos para llevar a cabo inspecciones y auditorías Reglamento, así como los criterios de cálculo de márgenes de de las instalaciones, equipos y sistemas de las centrales reserva y asignación de los mismos y seguimiento y supervisión generadoras e instalaciones de transmisión. por el ODS de la prestación de los servicios. Norma Técnica de Liquidaciones: Norma que establece los Operador del Sistema: Entidad de capital público, privado o procedimientos para la liquidación por el ODS de las transacciones mixto, sin fines de lucro, encargada de la operación del Sistema comerciales y asignación a los agentes de cobros y pagos Interconectado Nacional y su integración en el Sistema Eléctrico resultantes de la misma, así como los contenidos de los Regional, y de la operación del Mercado Eléctrico Nacional y su consiguientes informes. Asimismo, establece el procedimiento de integración en el Mercado Eléctrico Regional. reclamos, incluyendo los plazos para presentar reclamaciones a los documentos de liquidación y el proceso de resolución. Esta Período Crítico del Sistema: Corresponde con aquellos norma fija los tipos de garantías de pago de ejecución inmediata períodos del año no necesariamente consecutivos en los que se que podrá aceptar el ODS. produce la máxima demanda del sistema y el máximo requerimiento de generación térmica. Norma Técnica de Medición Comercial: Norma que define los equipos de medición y sistemas de comunicación con el ODS Planificación de Largo Plazo: Programación indicativa de la que han de instalar los agentes del mercado y agentes transmisores, operación del SIN que el Operador del Sistema efectúa con un las características técnicas de los mismos, pruebas a realizar para horizonte plurianual con la periodicidad fijada en este Reglamento. su certificación y verificación, y plazos y acciones en casos de falta de medidas. Potencia Efectiva de una Unidad de Generación: Potencia máxima neta que puede entregar a la red una unidad generadora, Norma Técnica de Mantenimientos: Norma que establece la en función de su capacidad instalada, temperatura y presión información y los plazos para suministrar al ODS la información atmosférica del sitio donde está ubicada, restricciones propias de requerida y los procedimientos a seguir por el ODS para la unidad y consumos propios. desarrollar el plan anual de mantenimientos, así como para solicitar y autorizar mantenimientos menores. Potencia Firme de un Generador: Potencia eléctrica que una central o unidad generadora puede garantizar durante el período Norma Técnica de Potencia Firme: Norma que establece los crítico del sistema y que se determina de acuerdo con la procedimientos de cálculo de la potencia firme de las unidades metodología definida en este Reglamento. generadoras en función de su tecnología y su disponibilidad efectiva, así como el método para la determinación del período Potencia Firme Contratada: Potencia comprometida en crítico del sistema. Esta norma fija el método de cálculo de la contratos suscritos por agentes compradores con generadores disponibilidad efectiva de las unidades generadoras, así como las para cubrir los requerimientos de potencia firme, o por generadores A. 102 Sección A Acuerdos y Leyes La Gaceta REPÚBLICA DE HONDURAS - TEGUCIGALPA, M. D. C., 18 DE NOVIEMBRE DEL 2015 No. 33,886 con otros generadores para atender sus compromisos contractuales Regulación Primaria de Frecuencia: Regulación automática de potencia firme. de la frecuencia realizada por los gobernadores de las unidades generadoras cuyo objetivo es mantener el equilibrio instantáneo Potencia Máxima Neta de una Unidad de Generación: Es la entre la generación y la demanda. máxima potencia que, estando conectada, la unidad podría entregar de manera sostenida en un plazo de al menos 15 minutos, Regulación Secundaria de Frecuencia: Regulación automática de requerirse máxima generación, teniendo en cuenta las de la frecuencia realizada por el sistema AGC cuyo objetivo es restricciones operativas que pueden limitar dicha entrega. recuperar el valor nominal de la frecuencia y llevar nuevamente a las unidades que participan en la regulación primaria a su generación Precio Nodal: Costo de atender un incremento marginal de programada así como mantener los intercambios entre áreas de energía demandada en ese nodo, que es calculado para cada control a los valores programados. nodo del sistema principal de transmisión e intervalo de operación del mercado. Requerimiento de Potencia Firme: Demanda firme determinada por el Operador del Sistema que un agente tiene la obligación de Precio de Referencia de la Potencia: Costo marginal de la cubrir mediante contratos de potencia firme, incluyendo las inversión requerido para instalar y conectar a la red una unidad pérdidas y el margen de reserva correspondientes. de generación cuya tecnología permita cubrir los picos de demanda al menor costo, junto con los costos fijos de operación y mantenimiento de la misma. Este precio, ajustado con un factor Requerimiento Efectivo de Potencia Firme: Demanda firme que mide el riesgo de faltantes de potencia en el sistema, se utiliza efectiva calculada por el Operador del Sistema para cada agente para las transacciones de Desvíos de Potencia y será calculado comprador a partir de su demanda máxima registrada en el período por la CREE. crítico del sistema adicionando las pérdidas y el margen de reserva correspondientes. Precios ex-ante: Precios nodales calculados antes de la operación en tiempo real. Red de Transmisión Regional: Es el conjunto de instalaciones de transmisión a través de las cuales se efectúan los intercambios Precios ex-post: Precios nodales calculados después de la regionales y las transacciones comerciales en el MER, prestando operación en tiempo real. el Servicio de Transmisión Regional. Predespacho: Despacho económico calculado antes de la operación en tiempo real con el objetivo de programar las Reserva Fría: Reserva provista por unidades generadoras que transacciones de energía y la operación del sistema para cada se puedan arrancar y llevar a plena carga en menos de 15 minutos, intervalo de operación del día siguiente. y cuyo objetivo es reponer la reserva secundaria. Posdespacho: Despacho económico calculado después de la Reserva para Regulación Primaria de Frecuencia: Valor de operación en tiempo real con el objetivo de calcular los precios reserva rodante de potencia activa de unidades de generación ex-post, considerando las mediciones reales en los equipos de previsto para responder automáticamente a cambios de frecuencia. medición de los agentes y nodos del sistema principal de transmisión. Reserva para Regulación Secundaria de Frecuencia: Valor de reserva rodante de potencia activa de unidades de generación Programación Hidrotérmica: Programación de la operación requerida para recuperar la reserva para regulación primaria de de la generación con el objetivo de minimizar los costos de frecuencia y mantener la frecuencia y los intercambios por los suministrar la demanda en un plazo determinado considerando las restricciones de operación de las unidades térmicas e hidráulicas enlaces entre áreas de control. y que permite calcular el valor del agua almacenada en los embalses. Servicio Auxiliar Regional: Servicios complementarios requeridos para la operación confiable, segura, económica y con Redespacho: Modificación del predespacho debido a calidad del SER. Los servicios auxiliares regionales son: reserva desviaciones ocurridas en las condiciones de operación del sistema de potencia activa para regulación primaria y secundaria de la para las cuáles se calculó el mismo. frecuencia, suministro de potencia reactiva, desconexión A. 103 Sección A Acuerdos y Leyes La Gaceta REPÚBLICA DE HONDURAS - TEGUCIGALPA, M. D. C., 18 DE NOVIEMBRE DEL 2015 No. 33,886 automática de carga y arranque en negro, según se define en la inscrito en el registro de agentes del mercado siguiendo el regulación regional. procedimiento descrito en este Reglamento. Servicios Complementarios: Servicios requeridos para el Los agentes del mercado que produzcan electricidad para su venta funcionamiento del sistema eléctrico en condiciones de calidad, en el MEN se denominan agentes productores. Los agentes del seguridad, confiabilidad y menor costo económico, que serán mercado que compran electricidad en el MEN para consumo gestionados por el Operador del Sistema de acuerdo a lo propio o el de sus clientes o usuarios serán agentes compradores. establecido en el ROM.

Artículo 6 — Usuarios con excedentes de energía renovable

Artículo 6. Usuarios con excedentes de energía renovable. Sistema Eléctrico Regional: Sistema eléctrico de América Central, compuesto por los sistemas eléctricos de los países A. Obligación de compra. Las distribuidoras, dentro de los miembros del MER. límites de inyección que la norma respectiva establece, están obligadas a comprar la energía inyectada por los Usuarios Sistema Principal de Transmisión: Es aquel formado por las Autoproductores. instalaciones de transmisión que sean cedidas en cumplimiento de B. Conexión a la Red. Para poder inyectar energía eléctrica a la disposición transitoria del Art. 29 de la Ley, y por las la red de la Empresa Distribuidora, el usuario autoproductor, ampliaciones futuras a realizar de acuerdo con los planes de con base en la norma técnica respectiva, debe instalar, entre expansión de la transmisión, incluidas las necesarias para conectar otros, los equipos que permitan la medición, protección, las instalaciones de distribución, y catalogadas como tales por el registro, comunicación, control y desconexión automática. Operador del Sistema. C. Pago por la energía inyectada a la red. El reglamento de tarifas establecerá la metodología para establecer el pago que Sistema Secundario de Transmisión: Es aquel formado por la Empresa Distribuidora debe realizar al Usuario las instalaciones de conexión al Sistema Principal de Transmisión Autoproductor por la energía que se inyecte a su red. La tanto de las Generadoras como de los Consumidores Calificados. tarifa que la Empresa Distribuidora pagará al Usuario Las conexiones futuras al sistema principal promovidas por las Autoproductor estará basada en los cargos evitados a la Generadoras y Consumidores Calificados deben ser realizadas Empresa Distribuidora debido a la inyección que haga el conforme a lo dispuesto en el Artículo 13 de la Ley referido a las Usuario Autoproductor. obras de interés particular.

Artículo 7 — Registro y autorización de los agentes del

Artículo 7. Registro y autorización de los agentes del Valor del Agua: Costo de oportunidad del agua almacenada en mercado. Toda persona natural o jurídica, para registrarse como un embalse con relación a las otras alternativas de generación agente de mercado, debe presentar una solicitud a la CREE existentes para suministrar la demanda, considerando las conteniendo al menos la siguiente información: probabilidades de ocurrencia de diferentes escenarios futuros de hidraulicidad. a) Copia del documento de identificación de la persona natural o el documento de constitución de la persona TÍTULO II jurídica, que realizará o realiza transacciones en el MEN. AGENTES DEL MERCADO, DERECHOS Y b) Copia del documento que acredita la representación legal OBLIGACIONES y administrativa de la entidad. c) Copia del documento que identifica al representante legal CAPÍTULO I de la entidad. Agentes del Mercado, Registro y Autorización d) Dirección física o identificación del lugar para ser notificada la entidad o persona natural.

Artículo 5 — Agentes del mercado. Podrán ser agentes del MEN e) Número de teléfono y dirección electrónica de la entidad

Artículo 5.Agentes del mercado. Podrán ser agentes del MEN e) Número de teléfono y dirección electrónica de la entidad las empresas generadoras, distribuidoras y comercializadoras así o persona autorizada para recibir notificaciones. como aquellos consumidores calificados que efectúan sus compras en el mercado sin la intermediación de una comercializadora o La CREE establecerá, mantendrá, actualizará y publicará un distribuidora, ubicados en territorio nacional, siempre que se hayan registro de agentes del MEN. A. 104 Sección A Acuerdos y Leyes La Gaceta REPÚBLICA DE HONDURAS - TEGUCIGALPA, M. D. C., 18 DE NOVIEMBRE DEL 2015 No. 33,886 Una vez registrado, cualquier agente que desee realizar B. Los agentes productores tendrán derecho a recibir una transacciones en el MEN deberá presentar al ODS los siguientes retribución por la energía producida como resultado del documentos: despacho de generación realizado por el ODS y los contratos suscritos conforme a las normas de mercado establecidas. a) Solicitud de autorización para realizar transacciones en el C. Impugnar las decisiones del ODS ante la CREE. MEN, en el formato que establezca el ODS. D. Libre acceso a las redes de transmisión y distribución en b) Documentación que acredite que el agente dispone del condiciones no discriminatorias y transparentes, siempre que sistema de medición comercial de acuerdo con lo exista capacidad suficiente en la red para ello y se cumplan dispuesto en el Título X del presente Reglamento y la con las obligaciones impuestas por la Ley y sus Reglamentos. correspondiente NT. E. Recibir una retribución por la provisión de determinados c) Garantías mínimas de pago exigibles conforme a lo servicios complementarios en aquellos casos y condiciones establecido en el Título X de este Reglamento y la fijadas en el presente Reglamento para adquirir dicho derecho. correspondiente NT. F. Que la información suministrada al ODS o la CREE calificada como confidencial por razones de competencia sea tratada El ODS, en un plazo máximo de treinta (30) días, autorizará al como tal. agente a realizar transacciones en el MEN mediante una G. Estar representados en el Comité de Agentes y la Junta comunicación por escrito, siempre y cuando el agente haya acreditado el cumplimiento de los requisitos anteriores. En caso Directiva del ODS de acuerdo a las condiciones definidas en contrario, el ODS denegará la solicitud mediante una comunicación la Ley y los Reglamentos. justificando los motivos del rechazo. El ODS remitirá a la CREE H. Adquirir los derechos contenidos en la regulación regional esta información. dada su condición de agentes del MER. Los agentes deberán notificar inmediatamente al ODS acerca de Artículo 9. Obligaciones de los agentes del mercado. Los cualquier modificación sustancial en las condiciones recogidas en agentes del mercado adquirirán las siguientes obligaciones: su solicitud de autorización para realizar transacciones en el MEN. El ODS, en un plazo máximo de treinta (30) días, autorizará al A. Cumplir las normas y procedimientos contenidos en la agente a continuar realizando transacciones en el MEN mediante legislación vigente así como en el presente Reglamento. una comunicación por escrito, siempre y cuando el agente haya B. Registrarse ante la CREE como agentes del mercado y ser acreditado el cumplimiento de los requisitos anteriores. En caso autorizados por el ODS a realizar transacciones en el MEN. contrario, el ODS denegará la solicitud mediante una comunicación C. Cumplir las instrucciones que dicte el ODS, salvo causas de justificando los motivos del rechazo. El ODS remitirá a la CREE fuerza mayor que impliquen un riesgo para la seguridad de las esta información. instalaciones o las personas que podrán ser verificadas por el ODS. El registro como agente del mercado eléctrico nacional supondrá D. Suministrar la información que el Operador del Sistema les la habilitación para realizar transacciones en el MER, siendo el solicite para el ejercicio de sus funciones dentro de los plazos ODS responsable de remitir la información correspondiente al y por los medios que requiera el ODS. EOR. Todo agente que desee realizar transacciones en el MER E. Comunicar al ODS la información necesaria para la gestión deberá solicitar la autorización al EOR a través del ODS de los mantenimientos, así como información a la mayor cumpliendo con los requisitos establecidos por la regulación brevedad después de la ocurrencia de indisponibilidades regional. forzadas. CAPÍTULO II F. Los agentes compradores deberán enviar al ODS Derechos y Obligaciones de los Agentes del Mercado proyecciones de crecimiento de la demanda y los planes de expansión para su consideración en la planificación de la

Artículo 8 — Derechos de los agentes del mercado. Los agentes expansión del sistema principal de transmisión

Artículo 8. Derechos de los agentes del mercado. Los agentes expansión del sistema principal de transmisión. del mercado adquirirán los siguientes derechos: G. Los agentes productores estarán obligados a poner a las órdenes del ODS toda la capacidad disponible de sus A. Participar en la compra-venta de energía y/o potencia a precios centrales. Esta obligación incluye la potestad del ODS de libremente pactados con otros agentes en condiciones no presentar ofertas de oportunidad en el MER con el fin de discriminatorias en el MEN y el MER. minimizar el costo de abastecer la demanda eléctrica nacional. A. 105 Sección A Acuerdos y Leyes La Gaceta REPÚBLICA DE HONDURAS - TEGUCIGALPA, M. D. C., 18 DE NOVIEMBRE DEL 2015 No. 33,886 H. Presentar ante el ODS una garantía de pago suficiente para SIN, quienes deberán operar sus instalaciones siguiendo las respaldar sus operaciones de compra de energía en el mercado instrucciones emitidas por el ODS. de oportunidad. I. Los agentes compradores deberán satisfacer sus obligaciones Igualmente, serán funciones específicas del ODS las siguientes: de contratación de potencia firme para asegurar la seguridad del suministro eléctrico nacional. A. Supervisar y controlar las operaciones del SIN en J. Cumplir con las distintas formas de contratación establecidas coordinación con los agentes del mercado, operadores de en la Ley y los Reglamentos así como con los compromisos sistema y agentes transmisores de la región, bajo los principios de pago de las transacciones resultantes del mercado tanto de transparencia, objetividad, independencia y eficiencia nacional como regional. económica. K. Disponer de los sistemas de medición y comunicación con el B. Autorizar a los agentes del mercado que cumplan con los ODS necesarios para liquidar las transacciones comerciales requisitos exigidos para realizar transacciones en el MEN. y realizar la operación del sistema. L. Suministrar los servicios complementarios requeridos por el C. Dotarse de las herramientas y modelos informáticos ODS de acuerdo a los mecanismos definidos en este necesarios para la correcta operación del sistema y Reglamento y cumplir con los requisitos técnicos fijados para administración del mercado así como encargarse de su ello. adecuado mantenimiento y actualización. M. Mantener sistemas de contabilidad actualizados, de acuerdo D. Definir el período crítico del sistema y determinar la potencia a reglas contables prudentes y con la separación de actividades firme de las centrales generadoras así como el requerimiento requerida en la Ley y su Reglamento. de potencia firme de los agentes compradores mediante los N. Hacer frente a las eventuales sanciones impuestas como procedimientos establecidos en este Reglamento. resultado de infracciones cometidas, tal y como se describe E. Impartir instrucciones de operación a las unidades de en la Ley y su Reglamento. generación e instalaciones de transmisión, incluidas las O. Tener suscritos contratos de acceso y conexión a la red de interconexiones internacionales, de cara a asegurar la transmisión de acuerdo con la Ley y su Reglamento para poder continuidad del suministro eléctrico nacional y satisfacer las participar en el mercado. transacciones resultantes del MEN y el MER. P. Permitir el acceso a sus instalaciones al personal del ODS F. Administrar diariamente el mercado de oportunidad para cada con el fin de realizar las inspecciones y auditorías necesarias según lo establecido en la Ley, sus Reglamentos y la Norma intervalo de operación determinando el despacho económico Técnica de Inspección y Verificación. de la generación al mínimo costo, incorporando la posibilidad Q. Cumplir las obligaciones contenidas en la regulación regional de efectuar transacciones en el MER, y calculando los precios en su condición de agentes del MER. nodales resultantes. G. Presentar ofertas de retiro e inyección regionales en los nodos TÍTULO III de la red de transmisión regional con el fin de reducir los EL OPERADOR DEL SISTEMA costos de abastecer la demanda eléctrica nacional y hacer posible la exportación e importación de energía bajo criterios CAPÍTULO I de eficiencia económica. Organización y Funciones del Operador del Sistema H. Verificar los costos variables de las unidades generadoras de acuerdo a la metodología definida en este Reglamento e

Artículo 10 — Funciones del Operador del Sistema. La principal

Artículo 10. Funciones del Operador del Sistema. La principal informar a la CREE sobre aquellos generadores cuyos costos función del ODS es garantizar la continuidad y seguridad del variables no cumplan con lo establecido en este Reglamento suministro eléctrico nacional así como la operación eficiente de y las Normas Técnicas, o que no representen el costo real de las instalaciones de generación y transmisión a través de las transacciones en el MEN y en el MER, todo ello asegurando el generación. cumplimiento de las obligaciones fijadas en la Ley, sus Reglamento I. Coordinar, modificar y autorizar, en su caso, los planes de y el RMER. mantenimiento de las unidades de generación y de las instalaciones de transmisión. Para el cumplimiento de sus funciones, el ODS tendrá plena J. Determinar la existencia o no de capacidad de transmisión autoridad sobre los titulares de instalaciones que formen parte del necesaria para otorgar derechos de acceso y conexión al A. 106 Sección A Acuerdos y Leyes La Gaceta REPÚBLICA DE HONDURAS - TEGUCIGALPA, M. D. C., 18 DE NOVIEMBRE DEL 2015 No. 33,886 sistema principal de transmisión en caso de recibirse una elaborar los informes de funcionamiento del mercado y solicitud. operación del sistema. K. Determinar la capacidad de los elementos del sistema de X. Desarrollar lo dispuesto en el presente Reglamento en forma transmisión a considerar en el despacho de generación. de propuestas de Normas Técnicas, que deberán ser L. Elaborar una guía para el restablecimiento del servicio eléctrico sometidas a informe del Comité de Agentes y a la aprobación y dirigir los procedimientos para el restablecimiento del mismo de la CREE. en caso de producirse la formación de islas o el colapso del Y. Estudiar las evaluaciones periódicas y posibles propuestas sistema. de mejora elaboradas por el Comité de Agentes y, en su caso, M. Administrar y supervisar la provisión de servicios proponer a la CREE modificaciones o desarrollos al presente complementarios por parte de los agentes del mercado de Reglamento. acuerdo a los procedimientos y requisitos definidos en el Z. Llevar a cabo las inspecciones y auditorías a los agentes del presente Reglamento. mercado, Empresa Transmisora y agentes transmisores que N. Calcular anualmente el costo base de generación a trasladar sean necesarias para cumplir con sus obligaciones de a las tarifas de los usuarios finales y proponerlo a la CREE supervisión y administración del mercado mayorista. En caso para su aprobación. de detectar anomalías o infracciones, el ODS deberá remitir O. Elaborar y remitir mensualmente a la CREE y a los agentes un informe a la CREE, prestando especial atención a la posible del mercado informes de funcionamiento de la operación del existencia de prácticas anticompetitivas, para que ésta sistema y del mercado de electricidad, así como realizar los determine si procede sancionar al agente involucrado. informes solicitados por la Secretaría. Los contenidos de estos informes serán definidos por la CREE. La CREE podrá conferir nuevas funciones al ODS cuando así lo P. Elaborar cada dos años un plan indicativo de expansión de la requiera para cumplir con los objetivos que le marca la Ley y su Reglamento. generación con los contenidos y horizontes definidos en el Reglamento General de la Ley.

Artículo 11 — Junta Directiva. La Junta Directiva es el máximo

Artículo 11. Junta Directiva. La Junta Directiva es el máximo Q. Elaborar cada dos años el plan de expansión del sistema de órgano de decisión del ODS y en quien recae la responsabilidad transmisión, de acuerdo con los plazos y contenidos última de que se desarrollen de manera eficiente las funciones y estipulados en la Ley y su Reglamento General. obligaciones anteriormente enumeradas, así como aquellas R. Asegurar la adecuada coordinación con el EOR y, en su caso, recogidas en la Ley y su Reglamento. con los otros operadores de países integrantes del MER, con el objetivo de asegurar la seguridad de suministro regional y Serán funciones indelegables de la Junta Directiva las siguientes: las transacciones comerciales regionales. S. Realizar la programación de la operación con diferentes A. Cumplir con las obligaciones jurídicas, contables y fiscales horizontes temporales de acuerdo con lo establecido en el impuestas por la legislación vigente. presente Reglamento asegurando una adecuada coordinación B. Asegurar la independencia de las decisiones y actuaciones hidrotérmica que minimice los costos de suministro nacional y del ODS. la seguridad de suministro. C. Elaborar e informar sobre las propuestas de modificación a T. Verificar, a petición de la CREE, que nuevas instalaciones del este Reglamento o a las Normas Técnicas, para su aprobación sistema secundario de transmisión no afecten negativamente por la CREE. a la operación del sistema. D. Elaborar la propuesta de funcionamiento y organización de la U. Calcular la remuneración requerida para desempeñar sus sección operativa del ODS, en base a lo establecido por el funciones y someterla a la aprobación de la CREE. Reglamento General de la Ley. V. Liquidar las transacciones comerciales derivadas de la E. Vigilar que la Sección Operativa del ODS, disponga de administración del MEN de acuerdo a lo establecido en este medios técnicos y económicos adecuados para el desarrollo Reglamento y la correspondiente NT. de sus funciones. W. Implantar y mantener un sistema de gestión de la medición F. Supervisar y coordinar las tareas desempeñadas por el comercial que le permita cumplir con sus obligaciones de operador designado según lo estipulado en el contrato de realizar las liquidaciones de las transacciones económicas y servicios. A. 107 Sección A Acuerdos y Leyes La Gaceta REPÚBLICA DE HONDURAS - TEGUCIGALPA, M. D. C., 18 DE NOVIEMBRE DEL 2015 No. 33,886

Artículo 12 — Comité de Agentes. La función del Comité de generación será la máxima que el agente productor podrá vender

Artículo 12. Comité de Agentes. La función del Comité de generación será la máxima que el agente productor podrá vender Agentes, cuya composición y financiación se definen en la Ley y mediante contratos respaldados con su capacidad de generación, el Reglamento General, será la de proveer al Operador del Sistema ya sea en el mercado nacional o regional. En caso de ser necesario, evaluaciones periódicas de su desempeño y propuestas de los agentes productores deberán suscribir contratos de potencia medidas susceptibles de mejorar el funcionamiento del sistema firme con otros generadores para respaldar sus obligaciones eléctrico y del mercado. El ODS proporcionará al Comité de contractuales. El ODS controlará que los agentes productores Agentes la información necesaria para el desarrollo de esta cumplen las condiciones anteriores. En caso de que el ODS detecte función. incumplimientos, notificará dicha situación a la CREE para su posible sanción. Este comité podrá proponer modificaciones al Reglamento así como proponer nuevas Normas Técnicas, o modificación de las Artículo 15. Informe de potencia firme de las unidades existentes, y elaborará informes respecto a las propuestas generadoras. El Operador del Sistema antes del 30 de presentadas por otros en las condiciones establecidas en este septiembre de cada año elaborará el informe de potencia firme Reglamento. Para ello, podrá solicitar la asistencia de personal de las unidades generadoras. Los agentes generadores tendrán del ODS a sus reuniones, quien en ningún caso tendrá derecho a un plazo de quince (15) días naturales para presentar alegaciones. voto sobre las decisiones del Comité de Agentes. El ODS tendrá un plazo de quince (15) días para contestar las alegaciones presentadas por los agentes. Los agentes dispondrán Los miembros del Comité de Agentes no percibirán por parte del de otros quince (15) para someter a la CREE los conflictos todavía ODS salarios, honorarios, dietas, ni ningún tipo de retribución de en disputa con el ODS. La CREE resolverá los mismos notificando sus gastos. No obstante, el ODS pondrá a su disposición espacio al agente en cuestión y al ODS su resolución en otro plazo no de oficina y servicios secretariales. superior a quince (15) días. El ODS finalmente antes del 30 de noviembre emitirá el informe definitivo sobre las potencias firmes de las unidades generadoras que, como máximo, éstas podrán En su primera reunión tras la constitución del Comité de Agentes, vender en contratos de potencia firme durante el siguiente año a sus miembros deberán aprobar unas normas de funcionamiento partir del primero de enero. interno que detallen las formas y periodicidad de sus reuniones así como el proceso de toma de decisiones.

Artículo 16 — Metodología de cálculo de la potencia firme de

Artículo 16. Metodología de cálculo de la potencia firme de unidades generadoras. El ODS realizará el cálculo de la potencia TÍTULO IV firme de las unidades generadoras en función de su tecnología POTENCIA FIRME, MERCADO DE CONTRATOS, Y siguiendo los criterios definidos en este Reglamento. El método GARANTÍA DE SUMINISTRO de cálculo se detallará en la Norma Técnica de Potencia Firme. CAPÍTULO I A. Determinación de la potencia firme de las centrales hidráulicas Potencia Firme de embalse.

Artículo 13 — Determinación del período crítico del sistema. La potencia firme para una central hidráulica de embalse se

Artículo 13. Determinación del período crítico del sistema. La potencia firme para una central hidráulica de embalse se El Operador del Sistema determinará el período crítico del sistema, corresponde con la potencia media horaria producida durante que servirá para establecer los requerimientos de potencia firme el período crítico del sistema que presenta una probabilidad para los agentes compradores y la potencia firme de las unidades del 95% de ser superada en la serie histórica en que la planta generadoras. Este período estará formado por un número ha estado operativa. determinado de horas al año, no necesariamente consecutivas, en las que se produce la máxima demanda del sistema y el máximo Para nuevas centrales que entren en servicio, la potencia firme requerimiento de generación térmica y donde la confiabilidad del en los diez (10) primeros años de operación será calculada sistema se puede encontrar comprometida. La metodología para por el Operador del Sistema siguiendo el criterio del 95% y la determinación del período crítico del sistema se establecerá en con base en las estimaciones de producción esperada la Norma Técnica de Potencia Firme. presentadas por el promotor considerando la hidraulicidad de la cuenca. Una vez trascurridos diez (10) años de

Artículo 14 — Potencia firme de unidades generadoras. La funcionamiento, la potencia firme se calculará con la serie

Artículo 14. Potencia firme de unidades generadoras. La funcionamiento, la potencia firme se calculará con la serie potencia firme determinada por el ODS para cada unidad de histórica de funcionamiento de la planta. A. 108 Sección A Acuerdos y Leyes La Gaceta REPÚBLICA DE HONDURAS - TEGUCIGALPA, M. D. C., 18 DE NOVIEMBRE DEL 2015 No. 33,886 B. Determinación de la potencia firme de las unidades térmicas. crítico del sistema del año siguiente. El ODS antes del treinta (30) de septiembre de cada año elaborará el informe indicativo de La potencia firme de cada unidad térmica se calculará como demanda donde se establecen los requerimientos de potencia firme el producto de la potencia efectiva de la unidad por la que cada uno de los agentes compradores deberá tener contratado disponibilidad media medida durante el periodo crítico anual a partir del primero de enero para el siguiente año. en los dos últimos años de funcionamiento. En el cálculo de la disponibilidad se tendrán en cuenta las indisponibilidades El ODS calculará este requerimiento como la demanda máxima totales o parciales tanto las programadas como las forzadas. prevista en el período crítico del sistema más las pérdidas de potencia proyectadas más el margen de reserva fijado anualmente Para nuevas unidades que entren en servicio, la potencia firme por la CREE. La demanda máxima prevista será aquella que, de en el primer año de funcionamiento será calculada por el acuerdo con las proyecciones presentadas por los agentes Operador del Sistema con base en la disponibilidad media compradores y la proyección de la demanda nacional realizada estándar que presenten unidades nuevas similares de la misma por el ODS, determine el ODS como la máxima potencia neta tecnología. Una vez transcurrido el primer año de instantánea demandada dentro del período crítico del sistema para funcionamiento, la potencia firme para el segundo año se cada agente comprador. Las pérdidas de transmisión y distribución calculará según la potencia efectiva y disponibilidad registradas correspondientes a cada agente comprador se asignarán con base en el primer año. A partir del segundo año de funcionamiento en los criterios definidos en la Norma Técnica de Potencia Firme. se aplicará el método general. Los criterios y el método de cálculo del margen de reserva se C. Determinación de la potencia firme de las centrales fijarán en la Norma Técnica de Potencia Firme. generadoras que utilizan un recurso renovable variable. Los agentes compradores tendrán un plazo de quince (15) días La potencia firme de centrales generadoras cuya fuente de naturales para presentar alegaciones al ODS sobre el informe energía primaria presenta un comportamiento aleatorio y no indicativo de demanda. El ODS tendrá un plazo de quince (15) controlable, como las centrales hidráulicas de filo de agua, las días para contestar las alegaciones presentadas por los agentes. centrales eólicas y las centrales solares, se corresponde con Los agentes dispondrán de otros quince (15) para someter a la la potencia media horaria producida durante el período crítico CREE los conflictos todavía en disputa con el ODS. La CREE del sistema que presenta una probabilidad del 95% de ser superada en la serie histórica en que la planta ha estado resolverá los mismos notificando al agente en cuestión y al ODS operativa. su resolución en otro plazo no superior a quince (15) días. El ODS finalmente antes del treinta (30) de noviembre emitirá el Para nuevas centrales que entren en servicio, la potencia firme informe definitivo de demanda con los requerimientos de potencia en los tres (3) primeros años de operación será calculada por firme que los agentes compradores deberán tener contratados el Operador del Sistema siguiendo el criterio del 95% y con durante todos los meses del siguiente año a partir del uno (1) de base en las estimaciones de disponibilidad del recurso primario enero. presentadas por el promotor mediante un estudio técnico que considere la ubicación de la central. Una vez trascurridos tres CAPÍTULO II (3) años de funcionamiento, la potencia firme se calculará Desvíos de Potencia Firme con la serie histórica de funcionamiento de la planta.

Artículo 18 — Cálculo de los desvíos de potencia firme. El

Artículo 18. Cálculo de los desvíos de potencia firme. El En el cálculo de la potencia firme de centrales generadoras ODS antes del 15 de enero de cada año calculará los desvíos de basadas en energías renovables no controlables únicamente potencia firme en todos y cada uno de los meses desde enero a se permitirá la agregación de varias centrales cuando éstas diciembre del año anterior. compartan el mismo punto de conexión a la red y el mismo equipo de medición comercial. El ODS calculará los desvíos de potencia firme para cada agente comprador en cada mes como la diferencia entre el requerimiento

Artículo 17 — Requerimiento de potencia firme para agentes efectivo de potencia firme anual y el valor mínimo de la potencia

Artículo 17. Requerimiento de potencia firme para agentes efectivo de potencia firme anual y el valor mínimo de la potencia compradores. El Operador del Sistema antes del treinta y uno firme contratada por el agente en dicho mes. El requerimiento (31) de agosto de cada año recibirá de los agentes compradores efectivo de potencia firme anual del agente comprador se calculará una estimación de su demanda máxima prevista durante el período por el ODS a partir de la demanda máxima registrada del agente A. 109 Sección A Acuerdos y Leyes La Gaceta REPÚBLICA DE HONDURAS - TEGUCIGALPA, M. D. C., 18 DE NOVIEMBRE DEL 2015 No. 33,886 durante el período crítico del sistema del año concluido CAPÍTULO III adicionando las pérdidas de potencia y el margen de reserva Contratos de Potencia Firme y Seguridad de Suministro correspondientes. Los desvíos resultantes del cálculo anterior que tomen un valor positivo serán considerados como faltantes de Artículo 20. Derechos y obligaciones de contratación de potencia firme de los agentes compradores, mientras que aquellos potencia firme. En el caso de problemas de suministro o que tomen un valor negativo serán considerados como sobrantes racionamiento debido a la falta de capacidad de generación en el de potencia firme de los agentes compradores. SIN, los agentes compradores con contratos de potencia firme tienen el derecho a ser suministrados por los agentes productores a los que han comprado dicha potencia firme, o en su defecto por El ODS calculará los desvíos de potencia firme de cada agente los generadores de respaldo a los que el agente productor haya productor en cada mes como la diferencia entre la potencia firme traspasado esta obligación mediante la firma del correspondiente efectiva anual y el valor máximo de la potencia firme vendida en contrato de potencia firme entre ambos generadores. El ODS contratos por el agente en dicho mes. La potencia firme efectiva racionará, en primer lugar, aquella demanda de agentes anual del agente productor se calculará por el ODS como la compradores que no esté cubierta por contratos de potencia firme. potencia firme de las centrales y unidades de generación del agente En último término, el ODS racionará la demanda que tenga incorporando a la serie histórica el funcionamiento registrado de contratada potencia firme, cuando el generador que respalda el dichas unidades durante el período crítico del sistema del año contrato no esté disponible. concluido, siguiendo los criterios establecidos en el artículo 16 de este Reglamento. Los desvíos resultantes del cálculo anterior que En el caso de que el agente productor no cumpla con la obligación tomen un valor positivo serán considerados como sobrantes de de estar disponible, el agente comprador tendrá derecho a que el potencia firme de los agentes productores mientras que aquellos agente productor le indemnice por la energía racionada no que tomen un valor negativo serán considerados como faltantes suministrada de acuerdo a su curva de carga, con un precio de la de potencia firme de los agentes productores. energía no suministrada que determinará la CREE.

Artículo 19 — Liquidación de los desvíos de potencia firme. TÍTULO V

Artículo 19. Liquidación de los desvíos de potencia firme. TÍTULO V El ODS antes del quince (15) de enero de cada año elaborará un PLANIFICACIÓN OPERATIVA, DESPACHO informe de liquidación de los desvíos de potencia firme y lo remitirá ECONÓMICO Y MERCADO DE OPORTUNIDAD a los agentes. Los faltantes de potencia firme de los agentes compradores y productores en cada mes serán cargados a los CAPÍTULO I mismos al precio de referencia de la potencia, y el monto resultante Planificación Operativa será repartido a prorrata entre los agentes productores de forma proporcional a sus sobrantes de potencia en dicho mes. Artículo 21. Planificación Operativa. La planificación operativa estará basada en tres tipos de programación con distintos horizontes temporales: largo plazo, semanal y planificación diaria Los agentes tendrán un plazo de quince (15) días naturales para o predespacho. presentar alegaciones al ODS sobre el informe de liquidación de desvíos de potencia. El ODS tendrá un plazo de quince (15) días Para realizar la planificación operativa y el cálculo de los precios para contestar las alegaciones presentadas por los agentes. Los nodales en el sistema principal de transmisión, el ODS utilizará agentes dispondrán de otros quince (15) para someter a la CREE modelos de coordinación hidrotérmica que permitan determinar los conflictos todavía en disputa con el ODS. La CREE resolverá la planificación de mínimo costo de las unidades de generación, los mismos notificando al agente en cuestión y al ODS su resolución cumpliendo con los criterios de calidad y seguridad. en otro plazo no superior a quince (15) días. El ODS finalmente antes del treinta y uno (31) de marzo emitirá el informe definitivo Artículo 22. Planificación de largo plazo. La programación de de liquidación de desvíos de potencia del año anterior. largo plazo se realizará con un horizonte temporal de tres años y detalle semanal y se deberá actualizar al menos con una La liquidación de los desvíos de potencia a los agentes se realizará periodicidad mensual. en partes iguales en los tres meses siguientes a la publicación del informe definitivo. Los objetivos principales de la programación de largo plazo son: A. 110 Sección A Acuerdos y Leyes La Gaceta REPÚBLICA DE HONDURAS - TEGUCIGALPA, M. D. C., 18 DE NOVIEMBRE DEL 2015 No. 33,886 A. Realizar una programación indicativa de la operación del auditado por la CREE. El ODS llevará a cabo una auditoría técnica sistema a mínimo costo garantizando la continuidad y para determinar la curva de rendimiento de cada unidad seguridad del suministro. generadora según su grado de carga, y los costos de arranque y B. Calcular el valor del agua de las centrales hidroeléctricas de parada. Asimismo, El ODS podrá realizar una auditoría técnica embalse, que se utilizará en la programación semanal y en el de los parámetros operativos de las centrales hidráulicas. predespacho. C. Calcular los costos base de generación previstos para el Artículo 25. Programación semanal. La programación semanal siguiente año, para su traslado a tarifa de acuerdo al se realizará para la siguiente semana de calendario, con un detalle Reglamento General. Para este fin, se usará la última horario. El objetivo de la misma es realizar una programación y planificación de largo plazo disponible a finales del mes de despacho indicativos de las unidades de generación, así como diciembre de cada año. una estimación de los precios nodales en el sistema de transmisión.

Artículo 23 — Herramienta de modelado para la planificación

Artículo 23. Herramienta de modelado para la planificación La herramienta utilizada para la programación semanal será un de largo plazo. La herramienta utilizada para la programación de modelo de optimización que calcule la explotación óptima de largo plazo será un modelo de optimización que calcule la mínimo costo, con periodos horarios, tomando los siguientes explotación hidrotérmica óptima de mínimo costo, con detalle parámetros como datos de partida: semanal y considerando el mínimo número de bloques horarios de carga que serán definidos por la CREE por medio de la Norma Técnica de Planificación Operativa. a. Parámetros operativos de las plantas hidroeléctricas y su Los datos que se deben utilizar como entrada al modelo de correspondiente valor del agua. Este valor del agua optimización serán, al menos, los siguientes: provendrá de la última actualización de la planificación de largo plazo. a) Parámetros operativos de las plantas hidroeléctricas. b. Características técnicas y económicas detalladas de las b) Características técnicas y económicas (costos variables) plantas térmicas. de las unidades generadoras (plantas térmicas, renovables c. Producción horaria esperada de las unidades generadoras y renovables no controlables). que utilizan un recurso renovable variable. c) Proyección de los precios de los combustibles utilizados d. Características técnicas detalladas del sistema de para la generación de energía eléctrica. transmisión. d) Un modelo estocástico de caudales que represente las e. Proyección horaria de la demanda por nodo del sistema características hidrológicas del sistema. de transmisión. e) Características técnicas del sistema de transmisión f. Disponibilidad de las centrales generadoras y las líneas (capacidad de cada una de los elementos del sistema de de transmisión, con detalle horario. transmisión). f) Proyección de la demanda semanal por bloque de carga El Operador del Sistema deberá poner a disposición de los agentes y por nodo del sistema principal de transmisión. un informe con los resultados obtenidos en la programación g) Los planes de expansión de la generación y de expansión semanal. de la transmisión elaborados por el ODS. h) El plan anual de mantenimientos programados elaborado por el ODS en coordinación con los agentes. Artículo 26. Organización del mercado de oportunidad. El mercado de oportunidad estará organizado de manera secuencial El Operador del Sistema deberá poner a disposición de los agentes de acuerdo a los pasos enumerados a continuación. un informe con los resultados obtenidos de la programación de largo plazo. a) Predespacho nacional b) Ofertas de oportunidad al MER

Artículo 24 — Información a remitir al ODS y auditoría técnica c) Incorporación de resultados del despacho regional

Artículo 24. Información a remitir al ODS y auditoría técnica c) Incorporación de resultados del despacho regional de las centrales generadoras. Los agentes con plantas de d) Redespachos generación térmica deberán realizar una declaración mensual de e) Operación en tiempo real los costos variables de las unidades generadoras, que podrá ser f) Posdespacho. A. 111 Sección A Acuerdos y Leyes La Gaceta REPÚBLICA DE HONDURAS - TEGUCIGALPA, M. D. C., 18 DE NOVIEMBRE DEL 2015 No. 33,886

Artículo 27 — Descripción del predespacho nacional. El a) Las indisponibilidades del sistema principal de transmisión

Artículo 27. Descripción del predespacho nacional. El a) Las indisponibilidades del sistema principal de transmisión. predespacho nacional se realiza con detalle horario el día anterior b) Los mantenimientos programados y no programados. al despacho físico de las unidades, utilizando como base la c) Las reducciones en las capacidades operativas del sistema demanda horaria prevista en cada nodo, la unidades de generación de transmisión nacional para cada instalación. d) Los cambios topológicos del sistema principal de e instalaciones de transmisión declaradas como disponibles transmisión. teniendo en cuenta los límites operativos asociados a las e) Las justificaciones correspondientes a los literales restricciones de seguridad, y los niveles de reservas y potencia anteriores. reactiva necesarios para la operación segura del sistema.

Artículo 30 — Horario y pronóstico del perfil de demanda

Artículo 30. Horario y pronóstico del perfil de demanda El Operador del Sistema realizará un despacho de mínimo costo nodal. Antes de las 10:00 A.M., de cada día, el Operador del considerando las pérdidas y las restricciones de la red de Sistema deberá determinar el perfil de demanda por nodo del transmisión mediante un modelado DC de la misma que incluirá sistema principal de transmisión para cada hora del día siguiente, los criterios de seguridad establecidos en la Norma Técnica de Programación de la Operación. asegurando una estimación cercana a la realidad (con una tolerancia de más menos 5% de la demanda). Los resultados del predespacho nacional incluirán los precios nodales en el sistema de transmisión, las producciones horarias Artículo 31. Horario y consideraciones mínimas en la de cada central generadora en cada nodo y los servicios determinación del predespacho nacional. Antes de las 12:00 complementarios requeridos. P.M., de cada día el Operador del Sistema deberá determinar el predespacho nacional, a partir del perfil de demanda por nodo y

Artículo 28 — Entrega de información por parte de los agentes deberá considerar como mínimo lo siguiente

Artículo 28. Entrega de información por parte de los agentes deberá considerar como mínimo lo siguiente: productores. Antes de las 9:00 A.M., de cada día los agentes productores deberán remitir al Operador del Sistema la a) La disponibilidad de las unidades de generación y la información necesaria para elaborar el predespacho nacional para producción esperada de las centrales que utilizan un cada hora del día siguiente. recurso renovable variable y los excedentes de La información que deben presentar los agentes productores, en autoproductores. los formatos y medios establecidos por el Operador del Sistema, b) Los costos variables de las unidades de generación. debe incluir como mínimo lo siguiente: c) Las restricciones técnicas de las unidades de generación. d) La demanda de energía por nodo pronosticada. a) Disponibilidad y condiciones técnicas de las unidades de e) La red de transmisión nacional con sus parámetros por generación. cada elemento de transmisión. b) El valor estimado que represente los costos variables de f) Las indisponibilidades y los mantenimientos de transmisión producción de los recursos de generación, para las 24 programados y no programados. horas del día siguiente. g) Las pérdidas del sistema de transmisión. c) Producción horaria esperada de las centrales que utilizan h) El cumplimiento del balance de energía, de manera que la un recurso renovable variable. generación total sea igual a la demanda total más las pérdidas del sistema de transmisión.

Artículo 29 — Entrega de información por parte de la Empresa

Artículo 29. Entrega de información por parte de la Empresa Transmisora. Antes de las 9:00 A.M., de cada día la Empresa El predespacho se calculará utilizando una herramienta de Transmisora deberá remitir al Operador del Sistema la información optimización que calcule el despacho económico modelando la necesaria para elaborar el predespacho nacional para cada hora red de transmisión mediante un flujo de cargas en corriente continua del día siguiente. (DC). Este modelo debe ser compatible con el modelo de predespacho regional utilizado por el EOR. La información que debe presentar la Empresa Transmisora en los formatos y medios establecidos por el Operador del Sistema, El ODS verificará que los resultados obtenidos con el modelo debe incluir como mínimo lo siguiente: anterior cumplen con las restricciones técnicas de control de voltaje A. 112 Sección A Acuerdos y Leyes La Gaceta REPÚBLICA DE HONDURAS - TEGUCIGALPA, M. D. C., 18 DE NOVIEMBRE DEL 2015 No. 33,886 y potencia reactiva siguiendo lo establecido en el Título VI del Si se trata de un retiro de un contrato abastecido desde el MER, presente Reglamento. deberá identificar el nodo de la RTR donde se propone realizar el retiro de energía.

Artículo 32 — Resultados mínimos del predespacho nacional

Artículo 32. Resultados mínimos del predespacho nacional. El predespacho nacional, sin considerar exportaciones o Artículo 35. Validación de las inyecciones hacia el MER de importaciones de energía, es un insumo para el predespacho los contratos. Antes de las 10:00 A.M., de cada día, el Operador regional y deberá permitir identificar para cada hora lo siguiente: del Sistema validará las declaraciones de inyección hacia el MER de los CNFFF regionales con base en la información a) Generación de energía programada para cada recurso proporcionada por los agentes, tomando en cuenta los resultados del predespacho nacional, la capacidad técnica de inyectar la de generación. energía correspondiente en los nodos de la RTR y lo establecido b) Generadores con asignación de reserva para regulación en el numeral 1.3.7 del Libro II del RMER. primaria y secundaria. c) La demanda de energía programada por nodo. En caso de que los recursos de generación asociados al d) Disponibilidad de la red de transmisión nacional. compromiso contractual han sido requeridos total o parcialmente e) Disponibilidad de aumentar la producción de los en el predespacho nacional o cuando se identifique algún generadores por nodo eléctrico. incumplimiento de las normas nacionales o regionales, el Operador del Sistema aplicará las reducciones totales o parciales del contrato f) Previsión de demanda no atendida por déficit por nodo que correspondan e informará de las mismas al agente eléctrico. correspondiente. g) Precios nodales obtenidos en el predespacho nacional previos al predespacho regional. Artículo 36. Validación de los retiros abastecidos desde el MER de los contratos. Antes de las 10:00 A.M., de cada día, Antes de las 12:30 A.M., de cada día, el Operador del Sistema el Operador del Sistema validará las declaraciones de retiro publicará en su sitio web los resultados del predespacho nacional, abastecidos desde el MER de los CNFFF con base en la de manera que sean accesibles a los agentes del mercado. información provista por los agentes, debiendo para el efecto, el Operador del Sistema, tomar en cuenta los resultados del

Artículo 33 — Remisión del predespacho nacional al EOR. predespacho nacional, la capacidad técnica de retirar la energía

Artículo 33. Remisión del predespacho nacional al EOR. predespacho nacional, la capacidad técnica de retirar la energía Antes de las 1:00 P.M., de cada día, el Operador del Sistema correspondiente en los nodos de la RTR y lo establecido en el deberá remitir al Ente Operador Regional, el predespacho nacional numeral 1.3.7 del Libro II del RMER. para el día siguiente, en el formato y medios establecidos por el EOR. De identificarse algún incumplimiento de las normas nacionales y regionales, el Operador del Sistema aplicará las reducciones totales CAPÍTULO II o parciales del contrato que correspondan e informará de las Declaración de Contratos Regionales mismas al agente correspondiente.

Artículo 34 — Horario e información requerida para la

Artículo 34. Horario e información requerida para la

Artículo 37 — Validación de contratos firmes regionales por

Artículo 37. Validación de contratos firmes regionales por declaración de contratos regionales. Antes de las 9:00 A.M., el Operador del Sistema. Antes de las 10:00 A.M., de cada de cada día, los agentes autorizados a realizar transacciones día, el Operador del Sistema validará las declaraciones de regionales, que requieran declarar los contratos regionales para el día siguiente, deberán remitir al Operador del Sistema la contratos firmes regionales sobre los cuales los agentes hayan información requerida por el numeral 5.6 del libro II del RMER, informado, tomando en cuenta lo establecido en el numeral 1.3.4 en los formatos y medios establecidos por el Operador del del Libro II del RMER, y las características de cada contrato Sistema, incluyendo las ofertas de flexibilidad y/u ofertas de pago firme declaradas en el registro respectivo en el EOR. máximo de CVT asociados a los CNFFF. En caso de identificar algún incumplimiento o discrepancias con Si se trata de una inyección hacia el MER de un contrato, el agente el registro del contrato que no sean resueltas por el agente a tiempo, deberá identificar la unidad o unidades de generación con que el Operador del Sistema aplicará las reducciones totales o parciales pretende cumplir su compromiso contractual y el nodo de la RTR, del contrato que correspondan e informará de las mismas al agente donde se propone realizar la inyección de energía. correspondiente. A. 113 Sección A Acuerdos y Leyes La Gaceta REPÚBLICA DE HONDURAS - TEGUCIGALPA, M. D. C., 18 DE NOVIEMBRE DEL 2015 No. 33,886

Artículo 38 — Validación de contratos no firmes financieros Las ofertas de oportunidad se calcularán a partir de la escalera

Artículo 38. Validación de contratos no firmes financieros Las ofertas de oportunidad se calcularán a partir de la escalera regionales por el Operador del Sistema. Antes de las 10:00 de inyecciones y retiros resultantes del predespacho nacional en A.M., de cada día, el Operador del Sistema validará las cada nodo de la RTR, una vez retiradas las ofertas de cantidad- declaraciones de contratos regionales no firmes financieros sobre costo correspondientes a aquellas unidades de generación que, los que hayan informado los agentes, tomando en cuenta lo para el mismo intervalo de operación, hayan informado de un establecido en el numeral 1.3.6 del Libro II del RMER. De compromiso contractual físico de carácter regional. identificarse discrepancias que no sean resueltas por el agente a tiempo, el Operador del Sistema aplicará las reducciones totales Artículo 42. Remisión de ofertas de oportunidad de o parciales del contrato que correspondan e informará de las inyección y retiro por el Operador del Sistema al EOR. Antes mismas al agente correspondiente. de las 1:00 P.M., de cada día, el Operador del Sistema remitirá al EOR la información de las ofertas de oportunidad de inyección y

Artículo 39 — Remisión de información de contratos de retiro para el día siguiente, en el formato y medios establecidos

Artículo 39. Remisión de información de contratos de retiro para el día siguiente, en el formato y medios establecidos regionales por el Operador del Sistema al EOR. Antes de por el EOR. las 10:00 A.M., de cada día, el Operador del Sistema remitirá al EOR la información de los contratos regionales y las ofertas de CAPÍTULO IV flexibilidad y/u ofertas de pago máximo de CVT, sobre las que Predespacho Regional hayan informado los agentes para el día siguiente, considerando lo establecido en el numeral 5.6.1 del Libro II del RMER, en el Artículo 43. Incorporación de resultados del predespacho formato y medios establecidos por el EOR. regional al predespacho nacional. Las transacciones de oportunidad resultantes del predespacho regional darán lugar a

Artículo 40 — Ajustes y aclaraciones de inconsistencias de modificaciones del predespacho nacional, considerándose como

Artículo 40. Ajustes y aclaraciones de inconsistencias de modificaciones del predespacho nacional, considerándose como contratos regionales. Antes de las 11:30 A.M., de cada día, el inyecciones o retiros firmes en los nodos de la RTR Operador del Sistema deberá coordinar con los agentes y el EOR, correspondientes. los ajustes y aclaraciones necesarias para resolver las inconsistencias señaladas por el EOR, de contratos regionales En los nodos de la RTR en los que existen líneas de interconexión que se propone despachar al día siguiente. con otro país y que resulten con un saldo exportador en el predespacho regional, se deberá considerar una demanda inflexible El Operador del Sistema informará a los agentes de los contratos igual al valor programado por el EOR. regionales que hayan sido invalidados por el EOR. En los nodos de la RTR donde se conectan líneas de interconexión CAPÍTULO III con otro país y que resulten con un saldo importador en el Ofertas de Oportunidad Regionales predespacho regional, se deberá considerar un generador inflexible igual al valor programado por el EOR.

Artículo 41 — Ofertas en el mercado de oportunidad regional

Artículo 41. Ofertas en el mercado de oportunidad regional. A partir de los resultados del predespacho nacional, el Operador En caso de que se presente una imposibilidad de cumplir con las del Sistema presentará al predespacho regional del MER ofertas restricciones técnicas y operativas, el ODS realizará, en de oportunidad de inyección y retiro en cada nodo de la RTR. coordinación con el EOR, los ajustes necesarios al predespacho nacional y/o regional para que el resultado del predespacho sea Para ello, el ODS calculará la escalera de cantidad-precio para factible. importar o exportar energía del MER o hacia el MER en cada nodo de la RTR y para cada hora del día siguiente: Artículo 44. Determinación y coordinación del predespacho regional. Entre las 2:30 P.M. y las 4:15 P.M., de cada día, el a) Ofertas de oportunidad de retiro: para importar energía Operador del Sistema determinará y coordinará con el EOR, los al sistema nacional en nodos de la RTR, sustituyendo ajustes necesarios para que el resultado del predespacho regional energía más cara que hubiera sido despachada en el del día siguiente sea operativamente factible y de esa forma obtener predespacho nacional en nodos de la red nacional. el predespacho total. b) Ofertas de oportunidad de inyección: para exportar hacia el MER energía disponible y no despachada en el Artículo 45. Verificación y ajuste del predespacho regional. predespacho nacional. Antes de las 4:15 P.M., de cada día, el Operador del Sistema A. 114 Sección A Acuerdos y Leyes La Gaceta REPÚBLICA DE HONDURAS - TEGUCIGALPA, M. D. C., 18 DE NOVIEMBRE DEL 2015 No. 33,886 verificará los resultados del predespacho regional remitido por el CAPÍTULO V EOR y considerará las últimas condiciones del sistema eléctrico Redespachos nacional para identificar si existen motivos para solicitar al EOR ajustes al predespacho regional. El Operador del Sistema deberá Artículo 49. Redespachos. El Operador del Sistema podrá considerar: realizar redespachos mediante modificaciones al predespacho nacional antes del tiempo real como respuesta a cambios a) Cambios topológicos de la RTR, debidamente justificados. significativos en las condiciones de la demanda, la generación o b) Pérdida de recursos de generación, debidamente indisponibilidades. El ODS deberá determinar los redespachos e justificados. informar al EOR de las nuevas condiciones de operación con una antelación mínima de tres (3) horas respecto a su entrada en c) Solicitudes de los ODS por condiciones de emergencia vigencia, de acuerdo con la regulación regional. nacional, debidamente justificados. d) Violaciones de los requisitos de reserva regional de El origen de los redespachos podrá estar en el sistema nacional o regulación secundaria de frecuencia. en otro país del sistema regional, en cuyo caso el Operador del e) Cambios requeridos al predespacho regional como Sistema será informado por el EOR. resultado de la validación eléctrica del mismo por parte Cuando sea necesario efectuar redespachos, el ODS informará del EOR, conforme se define en el numeral 5.14 del Libro con posterioridad a los agentes que se vean afectados. II del RMER. f) Falta o insuficiencia de garantías financieras conforme a El resultado del último redespacho constituye el predespacho los numerales 2.10.3 y 5.15 del Libro II del RMER. nacional definitivo respecto al que se medirán las desviaciones g) Violaciones a las restricciones técnicas operativas de las resultado de la operación en tiempo real. unidades generadoras a las que se le haya asignado transacciones programadas en el MER como resultado Artículo 50. La Operación del Sistema y la operación del predespacho regional. Estas restricciones deberán ser comercial regional como actividad permanente. Como una actividad permanente las 24 horas del día y los 365 días del año, debidamente justificadas. el Operador del Sistema podrá solicitar al EOR, mediante los medios y formatos requeridos por éste, el o los redespachos De identificarse alguna de las causas anteriores, el Operador del regionales en cualquier momento que se presente o se prevea Sistema deberá solicitar al EOR el ajuste del predespacho alguna de las siguientes situaciones, con una duración mayor de regional, mediante los medios y formatos requeridos por el EOR. tres (3) horas:

Artículo 46 — Coordinación de solicitudes de ajustes al a) Cambios topológicos de la RTR, debidamente justificados

Artículo 46. Coordinación de solicitudes de ajustes al a) Cambios topológicos de la RTR, debidamente justificados predespacho regional de otros ODS de la región. Entre las por el ODS respectivo. 2:30 P.M. y las 4:15 P.M., de cada día, el Operador del Sistema b) Pérdida de recursos de generación, debidamente determinará, en coordinación con el EOR, las solicitudes de ajuste justificados por el ODS respectivo. al predespacho regional realizadas por otros ODS y desarrollará c) Solicitudes de los ODS por condiciones de emergencia las validaciones indicadas en el artículo anterior. nacional, debidamente justificados por el ODS respectivo. d) Violaciones de los requisitos de reserva regional de

Artículo 47 — Predespacho total. Una vez que el Operador del

Artículo 47. Predespacho total. Una vez que el Operador del regulación secundaria de frecuencia. Sistema haya validado el predespacho regional y sus ajustes, e) Cambios requeridos al predespacho como resultado de sumará las transacciones regionales a las nacionales para obtener la validación eléctrica del mismo por parte del EOR, el predespacho nacional total. conforme se define en el numeral 5.14 del libro II del

Artículo 48 — Información del resultado del predespacho RMER

Artículo 48. Información del resultado del predespacho RMER. regional. Antes de las 6:00 P.M., de cada día, el ODS informará f) Falta o insuficiencia de garantías financieras conforme los a los agentes de las transacciones regionales de contratos y numerales 2.10.3 y 5.15 del libro II del RMER. oportunidad resultantes del predespacho regional para el siguiente g) Violaciones a las restricciones técnicas operativas de las día. unidades generadoras a las que se les haya asignado A. 115 Sección A Acuerdos y Leyes La Gaceta REPÚBLICA DE HONDURAS - TEGUCIGALPA, M. D. C., 18 DE NOVIEMBRE DEL 2015 No. 33,886 transacciones programadas en el MER como resultado Asimismo, el Operador del Sistema podrá requerir la provisión del predespacho regional. Estas restricciones deberán ser de servicios complementarios según lo establecido en el Título VI debidamente justificadas por el ODS respectivo. de este Reglamento.

Artículo 51 — Verificación del redespacho regional Artículo 54. Responsabilidad del Operador del Sistema. El

Artículo comunicado por el EOR. Una vez el EOR informe oficialmente de los resultados de cada solicitud de redespacho, el Operador del Sistema verificará: a) En el caso de que el redespacho regional fuese solicitado por el Operador del Sistema: que el EOR haya solventado las causas del redespacho solicitado. De identificarse inconsistencias el Operador del Sistema solicitará las aclaraciones correspondientes y los ajustes que correspondan. b) Si el redespacho regional fuese solicitado por otro ODS o el EOR: que se confirme la validación de posibles nuevas transacciones regionales de Honduras o la reducción de las ya existentes, así como confirmar el cumplimiento de los criterios de seguridad operativa y restricciones del sistema eléctrico nacional. De identificarse inconsistencias el ODS solicitará al EOR las aclaraciones correspondientes y los ajustes que correspondan. Para cumplir con lo anterior, el Operador del Sistema debe mantener una actividad permanente de monitoreo de la actividad técnica y comercial del MER, las 24 horas del día y los 365 días del año. 51. Verificación del redespacho regional Artículo 54. Responsabilidad del Operador del Sistema. El Operador del Sistema cumplirá los criterios, responsabilidades, procedimientos y requisitos necesarios para la coordinación, supervisión y control de la operación interconectada del sistema eléctrico de Honduras, cumpliendo con los estándares de calidad, seguridad y desempeño regionales establecidos en el capítulo 3 del Libro II del RMER y las resoluciones de la CRIE emitidas al respecto. al EOR Artículo 55. Metodología de actuación del Operador del Sistema como ODS de la región. El Operador del Sistema coordinará con el EOR y los otros ODS de la región, la operación del sistema interconectado, mediante la ejecución del esquema jerárquico establecido en el RMER y los protocolos de operación vigentes aprobados por la CRIE. técnicas El Operador del Sistema será el responsable de las telecomunicaciones, intercambios de información y supervisión operativa, que se debe de mantener con el EOR y con los otros ODS. Para este fin dará cumplimiento al numeral 3.4 del Libro II del RMER. CAPÍTULO VII Posdespacho Nacional y Regional

Artículo 52 — Actualización del predespacho total. Una vez el Artículo 56. Posdespacho nacional. El Operador del Sistema

Artículo 52. Actualización del predespacho total. Una vez el Artículo 56. Posdespacho nacional. El Operador del Sistema Operador del Sistema haya validado el o los redespachos calculará el posdespacho nacional el día siguiente a aquel en que regionales y sus posibles ajustes, los sumará al predespacho se efectuó el suministro físico de electricidad basándose en la nacional para obtener el predespacho total e informará a los agentes medición comercial, las unidades de generación y activos de sobre las nuevas condiciones operativas y comerciales que se transmisión que estuvieron efectivamente disponibles y las deriven. transacciones regionales realizadas. CAPÍTULO VI El Operador del Sistema incluirá en el posdespacho la energía Operación en Tiempo Real inyectada en cada intervalo de operación por aquellas unidades despachadas como generación forzada a costo variable nulo, no

Artículo 53 — Operación en tiempo real. El Operador del interviniendo los costos de esta generación en la formación de

Artículo 53. Operación en tiempo real. El Operador del interviniendo los costos de esta generación en la formación de Sistema podrá realizar modificaciones en el despacho de las precios del mercado de oportunidad. unidades generadoras en tiempo real por razones de seguridad del sistema. Para realizar el posdespacho, el Operador del Sistema empleará las mismas herramientas de optimización empleadas para el cálculo Estas modificaciones podrán estar causadas por restricciones del predespacho. físicas de transmisión, indisponibilidades programadas de instalaciones o el incumplimiento de otros criterios de seguridad y El objeto del posdespacho es calcular los precios nodales de calidad. oportunidad que el ODS utilizará para efectuar las liquidaciones A. 116 Sección A Acuerdos y Leyes La Gaceta REPÚBLICA DE HONDURAS - TEGUCIGALPA, M. D. C., 18 DE NOVIEMBRE DEL 2015 No. 33,886 de las transacciones comerciales en cada hora. Adicionalmente, a) Control de frecuencia que incluye las reservas para la el ODS calculará las desviaciones en tiempo real de cada uno de regulación primaria y secundaria de frecuencia junto con los agentes del mercado respecto al predespacho nacional la reserva fría, la desconexión automática de cargas y la definitivo. demanda interrumpible. b) Control de voltaje y potencia reactiva. Se habilita al Operador del Sistema a proponer a la CREE un c) Arranque en negro. mecanismo para trasladar el sobrecosto de las desviaciones en tiempo real a los agentes cuyas inyecciones o retiros en un intervalo

Artículo 60 — Obligación de proveer servicios comple

Artículo 60. Obligación de proveer servicios comple- de operación se hayan desviado respecto de la energía programada para dicho período de acuerdo con el último mentarios. Todos los agentes del mercado tienen la obligación redespacho elaborado por el Operador del Sistema. Este de contribuir a la prestación de los servicios complementarios mecanismo deberá ser coherente con el mecanismo regional de definidos en este Reglamento, y dentro de los márgenes gestión de desviaciones en tiempo real administrado por el EOR establecidos en la Norma Técnica de Servicios Complementarios. y establecido en el Título IX del presente Reglamento. Los requerimientos impuestos como mínimos en este Reglamento para la provisión de determinados servicios complementarios se Asimismo, el ODS informará a los agentes del mercado del consideran una obligación para los agentes la cual no estará sujeta resultado del posdespacho diario, publicando en su sitio web los a remuneración adicional. resultados del mismo. Los agentes dispondrán de un plazo de dos (2) días hábiles a partir de la notificación por parte del ODS Artículo 61. Verificaciones e incumplimientos. El ODS para presentar reclamos. El reclamo debe incluir el motivo que lo verificará la prestación de estos servicios por parte de los agentes fundamenta que deberá estar basado en incumplimientos a los y notificará a la CREE los incumplimientos a efecto de que adopte criterios o procedimientos que se establecen en este Reglamento las sanciones correspondientes. y sus Normas Técnica. Transcurrido el plazo indicado sin reclamos por parte de un agente, se considera que éste acepta toda la información recibida. El ODS deberá contestar los reclamos dentro El ODS verificará en su área de control la prestación de los de un plazo no mayor a cuatro (4) días hábiles. servicios auxiliares regionales por parte de los agentes, según lo establecido en el Reglamento del MER, e informará al EOR las

Artículo 57 — Remisión de la información de medición causas o justificaciones del no cumplimiento

Artículo 57. Remisión de la información de medición causas o justificaciones del no cumplimiento. comercial de flujo en los enlaces al EOR. A más tardar pasadas 48 horas tras el día de operación, el Operador del Sistema deberá El incumplimiento por parte de un agente en la prestación de los remitir al EOR los datos de medición comercial correspondientes servicios complementarios definidos en este Reglamento, sin al día anterior, registrados en los equipos de medición de flujo causas justificadas y aceptadas por la CREE como válidas, ubicados en los enlaces que interconectan el área de control de poniendo en riesgo la estabilidad, seguridad y confiabilidad de la Honduras y las áreas de control de Guatemala, El Salvador y operación del SIN o del SER, será considerado como infracción Nicaragua, en los medios y formatos definidos por el EOR. muy grave, acarreando las sanciones correspondientes contempladas en la Ley.

Artículo 58 — Reporte de contingencias. A más tardar a las

Artículo 58. Reporte de contingencias. A más tardar a las 10:00 A.M., de cada día, el Operador del Sistema deberá enviar al EOR el reporte de contingencias del día anterior, así como la En cualquiera de los casos, el agente al que se le impute un disposición real de la red de transmisión del día anterior. Dicha incumplimiento podrá aportar al ODS las pruebas pertinentes del información deberá ser remitida por los medios y en los formatos desempeño de sus equipos. definidos por el EOR.

Artículo 62 — Generación forzada. Los sobrecostos originados

Artículo 62. Generación forzada. Los sobrecostos originados TÍTULO VI por el despacho de generación forzada como causa del SERVICIOS COMPLEMENTARIOS incumplimiento por parte de uno o varios agentes con sus obligaciones de proveer los servicios complementarios serán CAPÍTULO I cargados a dichos agentes. La generación forzada no podrá fijar Servicios Complementarios: Definición y Obligaciones precio en el despacho que determine los precios nodales en el sistema principal de transmisión.

Artículo 59 — Definición de los servicios complementarios

Artículo 59. Definición de los servicios complementarios. Los servicios complementarios a los efectos de este Reglamento Artículo 63. Norma Técnica de Servicios Complementarios. son los siguientes: La Norma Técnica de Servicios Complementarios especificará A. 117 Sección A Acuerdos y Leyes La Gaceta REPÚBLICA DE HONDURAS - TEGUCIGALPA, M. D. C., 18 DE NOVIEMBRE DEL 2015 No. 33,886 los requisitos técnicos que deben cumplir los agentes, el proceso Artículo 68. Desconexión automática de cargas. El ODS en de habilitación para la prestación de los servicios, los criterios coordinación con el EOR determinará según los estudios de para el cálculo y asignación de los márgenes de reserva, y los seguridad operativa de mediano plazo los requerimientos y etapas mecanismos para el seguimiento y supervisión por el ODS. de desconexión automática de carga por baja frecuencia y bajo voltaje, tanto en porcentaje de la demanda como en temporización CAPÍTULO II de las etapas. Su implementación será de carácter obligatorio por Control de Frecuencia parte de los agentes y se detallará en la Norma Técnica de Servicios Complementarios.

Artículo 64 — Obligación de proveer el servicio. Todas las

Artículo 64. Obligación de proveer el servicio. Todas las unidades generadoras que cumplan los requisitos técnicos fijados Artículo 69. Seguimiento de la prestación del servicio e en la Norma Técnica de Servicios Complementarios deberán incumplimientos. Cuando un agente no cumpla con la prestación prestar el servicio de control de frecuencia, aportando la reserva de servicio de control de frecuencia asignada por el ODS forzando asignada y contando con los equipos de control adecuados para a otros agentes a proveer medidas para solucionar dicho mantener la frecuencia del SIN dentro de los límites establecidos, incumplimiento más allá de las obligaciones asignadas por el ODS, tanto en condiciones normales como de emergencia. el agente con incumplimiento deberá hacerse cargo de los sobrecostos resultantes, sin perjuicio de las posibles sanciones.

Artículo 65 — Regulación primaria de frecuencia. Al efecto de

Artículo 65. Regulación primaria de frecuencia. Al efecto de proveer la reserva para la regulación primaria de frecuencia los Artículo 70. Demanda interrumpible. Se habilita al ODS para reguladores de velocidad de las unidades generadoras deberán elaborar una propuesta de procedimiento para la provisión de un permanecer desbloqueados, salvo autorización del ODS. servicio de demanda interrumpible con previo aviso, como medida adicional para el control de la frecuencia ante situaciones de

Artículo 66 — Regulación secundaria de frecuencia. Al efecto

Artículo 66. Regulación secundaria de frecuencia. Al efecto emergencia y en forma preventiva para evitar la desconexión de proveer la reserva para la regulación secundaria de frecuencia automática de carga. La CREE deberá tramitar este procedimiento las unidades generadoras con capacidad nominal igual o superior como una propuesta de modificación de la Norma Técnica de a 8 MW deberán estar habilitadas para integrarse en el AGC. Servicios Complementarios de acuerdo con lo establecido en este Reglamento. La provisión de demanda interrumpible no supondrá El margen de reserva rodante que debe ser provisto por las en ningún caso una disminución del requerimiento de potencia unidades acopladas se calculará diariamente para el día siguiente firme de los agentes compradores. Los agentes que provean este por el ODS en el predespacho en coordinación con el EOR. Este servicio podrán ser objeto de remuneración adicional. margen debe ser calculado por el ODS y ser asignado a las unidades despachadas siguiendo los criterios fijados en la Norma Técnica. CAPÍTULO III Control de Voltaje y Potencia Reactiva

Artículo 67 — Reserva fría. La reserva fría será provista por

Artículo 67. Reserva fría. La reserva fría será provista por unidades generadoras que se puedan arrancar y llevar a plena Artículo 71. Obligación de proveer el servicio. El ODS deberá carga en menos de quince (15) minutos. El objetivo de la reserva enviar consignas de operación a los agentes con recursos de fría es reponer la reserva secundaria. potencia reactiva para asegurar que los niveles de voltaje en los nodos del sistema principal de transmisión se mantengan dentro El margen de reserva fría, más el provisto por la demanda de los límites establecidos en la NT-CT, tanto bajo condiciones interrumpible en caso de existir, se fijará por el ODS en el normales de operación como ante contingencias. predespacho como un porcentaje adicional al margen de reserva rodante según los criterios definidos en la Norma Técnica. Los agentes con unidades de generación están obligados a participar en el control de voltaje y deberán seguir las consignas Cuando una unidad generadora programada para proveer reserva dadas por el ODS mediante el regulador automático de voltaje fría sea llamada a producir por el ODS dicha unidad será inyectando o absorbiendo potencia reactiva dentro de los límites compensada por los costos incurridos de acuerdo a su declaración impuestos por la curva de funcionamiento de cada unidad de costos variables y de arranque y parada. Estos costos se generadora. La Norma Técnica podrá fijar unos niveles mínimos liquidarán por el ODS a los agentes compradores a través del de inyección y absorción de potencia reactiva para las unidades cargo por servicios complementarios. generadoras. A. 118 Sección A Acuerdos y Leyes La Gaceta REPÚBLICA DE HONDURAS - TEGUCIGALPA, M. D. C., 18 DE NOVIEMBRE DEL 2015 No. 33,886 La Empresa Transmisora deberá mantener disponibles la totalidad acuerdo con sus recursos, para ello deberán seguir las de los equipos con capacidad para la regulación de voltaje en su disposiciones contenidas en la Guía así como las instrucciones red, tales como transformadores reguladores con cambiadores que reciban del ODS. de tomas, y equipos de compensación de potencia reactiva inductiva y capacitiva, de manera que puedan ser conectados, Los agentes serán remunerados por los costos adicionales de desconectados, o regulados siguiendo las instrucciones del ODS inversión y mantenimiento de equipos asociados a la prestación dependiendo de las necesidades en el SIN. de este servicio según costos auditados y una tasa de rentabilidad similar a la reconocida para remunerar los activos de transmisión. Los distribuidores y grandes consumidores deberán mantener su factor de potencia dentro de los límites establecidos en las distintas Artículo 76. Seguimiento de la prestación del servicio e bandas horarias fijados en la NT-CT. incumplimientos. El ODS para efectuar el seguimiento de desempeño en la prestación del servicio podrá ordenar la ejecución

Artículo 72 — Control de voltaje y potencia reactiva. El ODS de pruebas de disponibilidad, tiempos de arranque, sincronización

Artículo 72. Control de voltaje y potencia reactiva. El ODS de pruebas de disponibilidad, tiempos de arranque, sincronización debe programar y coordinar todos los recursos disponibles para y toma de carga a las correspondientes unidades según se el control de voltaje con un día de antelación en el predespacho. establezca en la Norma Técnica de Servicios Complementarios. Cuando el ODS detecte que en algún nodo no se puede mantener Aquellos agentes que incumplan con los requisitos establecidos el voltaje dentro de los limites especificados una vez adoptados para la provisión del servicio podrán ser sancionados. todos los medios previstos para el control de potencia reactiva, podrá despachar o redespachar unidades de generación con el TÍTULO VII criterio de mínimo costo. COORDINACIÓN DE MANTENIMIENTOS

Artículo 73 — Seguimiento de la prestación del servicio e CAPÍTULO I

Artículo 73. Seguimiento de la prestación del servicio e CAPÍTULO I incumplimientos. Cuando un agente no cumpla con la prestación Plan Anual de Mantenimientos de Instalaciones de de servicio de control de voltaje asignada por el ODS forzando a Generación y Transmisión otros agentes a proveer medidas para solucionar dicho incumplimiento más allá de las obligaciones asignadas por el ODS, Artículo 77. Propuesta de mantenimientos de instalaciones el agente con incumplimiento deberá hacerse cargo de los de generación. Los agentes productores presentarán anualmente sobrecostos resultantes, sin perjuicio de las posibles sanciones. al ODS una propuesta de mantenimientos programados antes del quince (15) de septiembre. Esta propuesta detallará, para cada CAPÍTULO IV instalación, la fecha programada de comienzo de cada trabajo de Arranque en Negro mantenimiento, la duración del mismo, así como una justificación de su necesidad y duración.

Artículo 74 — Guía de restablecimiento del servicio. En el caso

Artículo 74. Guía de restablecimiento del servicio. En el caso de darse una condición de voltaje cero en parte del sistema o en

Artículo 78 — Propuesta de mantenimientos de instalaciones

Artículo 78. Propuesta de mantenimientos de instalaciones su totalidad, el ODS deberá conducir las operaciones para el de transmisión. Las Empresas Transmisoras presentarán restablecimiento del servicio en el SIN. Para ello el ODS elaborará la Guía de Restablecimiento del Servicio donde se especificarán anualmente al ODS una propuesta de mantenimientos las unidades generadores con capacidad de arranque en negro, el programados antes del quince (15) de septiembre. Esta propuesta proceso de formación en islas de carga e interconexión progresiva detallará, para cada instalación, la fecha programada de comienzo de las mismas, y las obligaciones de los agentes para la prestación de cada trabajo de mantenimiento, la duración del mismo, así del servicio. como una justificación de su necesidad y duración. El ODS coordinará con el EOR y reportará al mismo los recursos Artículo 79. Plan anual de mantenimientos. El ODS es disponibles a ser considerados en la Guía Regional de responsable de la coordinación de los mantenimientos que soliciten Restablecimiento del Servicio según establece la regulación los agentes productores y las Empresas Transmisoras. regional. El ODS elaborará el plan anual de mantenimientos para el siguiente

Artículo 75 — Obligaciones y retribución por el servicio. Todos año a partir de las propuestas recibidas de acuerdo a lo estipulado

Artículo 75. Obligaciones y retribución por el servicio. Todos año a partir de las propuestas recibidas de acuerdo a lo estipulado los agentes tienen la obligación de contribuir en este servicio de en los artículos 77 y 78 de este Reglamento. A. 119 Sección A Acuerdos y Leyes La Gaceta REPÚBLICA DE HONDURAS - TEGUCIGALPA, M. D. C., 18 DE NOVIEMBRE DEL 2015 No. 33,886 Este plan se elaborará siguiendo criterios de minimización de agentes la duración estimada de dichas condiciones. Una vez costos y mantenimiento de la seguridad de suministro, evaluando concluido dicho período, el ODS se deberá coordinar con los escenarios futuros de inyecciones y retiros en base a las agentes con el fin de reprogramar todos los mantenimientos proyecciones de demanda, y el despacho económico de las previstos. unidades de generación existentes y previstas considerando los costos variables auditados e hidraulicidad. El plan anual de Artículo 81. Seguimiento de las indisponibilidades de mantenimientos deberá justificar que, de acuerdo con los generación. De acuerdo al artículo 28 del presente Reglamento, escenarios evaluados, se lograrían alcanzar los niveles mínimos los generadores están obligados a comunicar al ODS su estado de seguridad de suministro determinados por la energía no de disponibilidad para realizar la programación semanal y diaria. suministrada esperada y márgenes de reservas. El modelo a utilizar El ODS realizará un seguimiento de la disponibilidad registrada será el mismo que el empleado para la planificación operativa de de cada unidad generadora. En caso de indisponibilidades no largo plazo. programadas de larga duración y/o reiteradas por encima de los valores medios históricos de la unidad, el ODS podrá abrir un El ODS tendrá de plazo hasta el quince (15) de octubre para expediente para determinar posibles responsabilidades y, en su notificar dicho plan a los agentes productores, la Empresa caso, realizar propuesta de sanción a la CREE. Transmisora y otros agentes transmisores, pudiendo requerir a los mismos la reubicación temporal de sus trabajos de Artículo 82. Mantenimientos menores. Los mantenimientos mantenimiento con el fin de perseguir los objetivos anteriormente menores deberán ser notificados y autorizados por el ODS con al mencionados. Los agentes productores y Empresas Transmisoras menos una semana de antelación. podrán presentar comentarios y alegaciones a dicho plan hasta el treinta y uno (31) de octubre. Artículo 83. Mantenimientos de emergencia. En condiciones debidamente justificadas, donde la no realización de un El ODS publicará el plan anual de mantenimientos, tomando en mantenimiento pueda suponer un mal mayor posterior, los agentes consideración los comentarios recibidos, antes del quince (15) y transmisores podrán solicitar al ODS la realización de un de noviembre, informando a los agentes del mercado y las mantenimiento de emergencia. Dicha solicitud deberá especificar Empresas Transmisoras. los datos del equipo o instalación afectado, la duración prevista de los trabajos así como una justificación de por qué se ha de El ODS según lo requerido en la regulación regional enviará al calificar dicho mantenimiento como de emergencia. En caso de EOR el plan anual de mantenimientos de las instalaciones de ser aprobado por el ODS, éste deberá comunicárselo al solicitante transmisión a más tardar el quince (15) de noviembre de cada por un medio acorde a la urgencia de la realización de los trabajos. año. Esta autorización tendrá el carácter de provisional. El agente que haya realizado un mantenimiento de emergencia, El ODS publicará el plan definitivo de mantenimientos una vez recibido el plan anual de mantenimientos de instalaciones regional con autorización provisional del ODS, deberá elaborar un informe elaborado por el EOR, quien de acuerdo con el numeral 5.7.3 justificativo a más tardar cinco (5) días después de ocurrido el del Libro III del RMER deberá enviarlo al ODS a más tardar el evento. El ODS estudiará dicho informe y determinará si concede quince (15) de diciembre de cada año. la autorización definitiva al mantenimiento de emergencia. En caso contrario podrá requerir al agente la puesta en servicio inmediata CAPÍTULO II de los equipos o instalaciones, quien en caso de no cumplir dichas Coordinación de Mantenimientos indicaciones podrá ser sancionado.

Artículo 80 — Mantenimientos en el período crítico del Cualquier trabajo de mantenimiento que no haya sido coordinado

Artículo 80. Mantenimientos en el período crítico del Cualquier trabajo de mantenimiento que no haya sido coordinado sistema. Los agentes y transmisores deberán evitar la y autorizado previamente por el ODS, sin poder ser calificado programación de mantenimientos dentro del período crítico del como de emergencia, será considerado a todos los efectos como sistema. Asimismo, cuando se prevean condiciones de una indisponibilidad forzada, independientemente de su duración racionamiento de energía de acuerdo a su planificación operativa o naturaleza. o eventos de interés general donde sea esencial asegurar el suministro eléctrico, el ODS podrá suspender la ejecución de

Artículo 84 — Ejecución de los mantenimientos. Para la

Artículo 84. Ejecución de los mantenimientos. Para la cualquier mantenimiento programado. El ODS comunicará a los ejecución de los mantenimientos, el ODS deberá confirmar con A. 120 Sección A Acuerdos y Leyes La Gaceta REPÚBLICA DE HONDURAS - TEGUCIGALPA, M. D. C., 18 DE NOVIEMBRE DEL 2015 No. 33,886 al menos un día de antelación el permiso para la realización de los liquidación de las transacciones resultantes en el mercado de trabajos. El agente deberá comunicar al ODS el comienzo del oportunidad y los contratos vigentes de energía entre agentes, tal mantenimiento. El ODS autorizará a dicho agente a poner fuera y como se establece en el Título X de este Reglamento. de servicio las instalaciones correspondientes. Una vez finalizados los trabajos, el agente se lo comunicará al ODS para volver a TÍTULO IX poner en servicio los equipos afectados. El ODS comunicará esta TRANSACCIONES REGIONALES nueva situación a los agentes. CAPÍTULO I

Artículo 85 — Inspección y verificación. El ODS podrá realizar Transacciones Regionales en el MER

Artículo 85. Inspección y verificación. El ODS podrá realizar Transacciones Regionales en el MER inspecciones durante la realización de los mantenimientos para verificar el cumplimiento de cualesquiera condiciones. Artículo 90.Responsabilidades en las transacciones regionales. El ODS es responsable de la gestión técnica y

Artículo 86 — Modificación de las condiciones de los comercial de las transacciones regionales realizadas por los agentes

Artículo 86. Modificación de las condiciones de los comercial de las transacciones regionales realizadas por los agentes mantenimientos. En caso de que un agente desee modificar las del mercado en coordinación con el EOR y los otros Operadores fechas o la duración de los trabajos, deberá solicitar previamente de Sistemas del MER, según se establece en la regulación regional. el permiso al ODS, quien deberá verificar que los cambios no De acuerdo con el Título II del presente Reglamento, los agentes afecten negativamente a los niveles mínimos de calidad y seguridad del MEN que deseen realizar transacciones en el MER deberán de suministro establecidos. En el caso de que se solicite una ser autorizados para ello y cumplir con las obligaciones establecidas extensión a la duración del mantenimiento, el ODS también deberá en la regulación regional. conceder el permiso, o en caso contrario determinar que dicho período adicional sea computado como una indisponibilidad En caso de que el ODS detecte contradicciones entre la forzada. reglamentación nacional y la regional, éste deberá proponer a la CREE las modificaciones necesarias a este Reglamento y Normas

Artículo 87 — Coordinación regional. El ODS, será responsable Técnicas para su armonización

Artículo 87. Coordinación regional. El ODS, será responsable Técnicas para su armonización. de la coordinación de todos los mantenimientos con el EOR en las condiciones definidas en la regulación regional y de acuerdo a Artículo 91. Mercado de contratos regional. Los agentes los plazos, procedimientos y formas allí recogidos. productores podrán contratar con agentes del MER situados en otros países la venta de potencia firme y energía. La potencia

Artículo 88 — Norma Técnica de Mantenimiento. La Norma firme del agente productor vendida en el contrato regional no

Artículo 88. Norma Técnica de Mantenimiento. La Norma firme del agente productor vendida en el contrato regional no Técnica de Mantenimiento establecerá la información que los podrá volver a venderse en otro contrato, ya sea en el mercado agentes y transmisores deben suministrar al ODS para elaborar el nacional o en el mercado regional. plan anual de mantenimientos, así como para solicitar y autorizar mantenimientos menores. Los agentes compradores podrán contratar con agentes del MER situados en otros países la compra de potencia firme y energía. TÍTULO VIII La potencia firme contratada por un agente comprador en el MER PÉRDIDAS DE TRANSMISIÓN será considerada por el ODS en la verificación de cobertura de CAPÍTULO I su requerimiento de potencia firme en el mercado nacional. Pago de las Pérdidas de Transmisión Los contratos de potencia firme en el MER deben tener asociados

Artículo 89 — Pago de las pérdidas marginales de transmisión. derechos firmes de transmisión entre los nodos de inyección y

Artículo 89. Pago de las pérdidas marginales de transmisión. derechos firmes de transmisión entre los nodos de inyección y Los ingresos variables del sistema principal de transmisión retiro, de acuerdo con la regulación regional. constituyen el mecanismo en el mercado nacional de precios nodales, mediante el cual todos los agentes del mercado, Los contratos no firmes físicos flexibles (CNFFF) serán contribuyen al pago de las pérdidas marginales y las rentas de despachados por el EOR en el mercado de oportunidad regional congestión del sistema de transmisión. a través de las ofertas de flexibilidad y ofertas de pago máximo por CVT presentadas por los agentes a través del ODS según la La liquidación de los ingresos variables del sistema de transmisión regulación regional, tal y como se establece en el Título V del se hace por el Operador del Sistema como parte del proceso de presente Reglamento. A. 121 Sección A Acuerdos y Leyes La Gaceta REPÚBLICA DE HONDURAS - TEGUCIGALPA, M. D. C., 18 DE NOVIEMBRE DEL 2015 No. 33,886 Los contratos no firmes financieros en el MER se liquidarán para Si el problema fuese de falta de capacidad de generación en el el agente nacional por el ODS como contratos por diferencias SIN, el ODS racionará, en primer lugar, aquella demanda de con respecto al precio nodal resultante en el mercado de agentes compradores que no esté cubierta por contratos de oportunidad en su nodo de inyección o retiro. potencia firme. En último término, se racionará la demanda que tenga contratada potencia firme, cuando el generador que respalda Los CNFFF y los contratos no firmes financieros no afectan a las el contrato no esté disponible. En el caso de contratos de transacciones de potencia firme de los agentes involucrados. importación de potencia firme, el ODS, en coordinación con el EOR, comprobará la suficiencia de la capacidad de transmisión Ningún tipo de contrato regional podrá imponer restricciones físicas necesaria para respaldar el contrato. al despacho de unidades de generación resultante del despacho económico nacional o regional, salvo las derivadas de la Si el problema fuese de falta de capacidad de generación en el contratación de potencia firme en caso de racionamiento por falta SIN y existiesen contratos de exportación de potencia firme de de capacidad de generación agentes productores en el mercado nacional, el ODS no impedirá que el agente productor cumpla con su obligación de respaldar la Los contratos regionales deben permitir determinar de manera potencia firme contratada con el agente comprador ubicado en inequívoca la cantidad de energía contratada hora a hora entre otro país del MER. los agentes involucrados, especificando el punto o puntos de inyección y el punto o puntos de retiro de la misma. TÍTULO X SISTEMA DE MEDICIÓN COMERCIAL Y

Artículo 92 — Mercado de oportunidad regional. Las ofertas LIQUIDACIONES

Artículo 92. Mercado de oportunidad regional. Las ofertas LIQUIDACIONES de inyección o retiro resultantes del predespacho nacional en cada CAPÍTULO I nodo de la RTR, junto con las ofertas de flexibilidad y ofertas de Sistema de Medición Comercial pago máximo por CVT de los contratos CNFFF serán presentadas por el ODS al mercado de oportunidad regional, tal

Artículo 95 — Obligaciones de los agentes del mercado. Los

Artículo 95. Obligaciones de los agentes del mercado. Los y como se fija en el Título V del presente Reglamento. agentes del mercado tienen obligación de instalar el sistema de medición en su punto de conexión según los requisitos establecidos

Artículo 93 — Conciliación de las transacciones regionales

Artículo 93. Conciliación de las transacciones regionales en la Norma Técnica de Medición Comercial. Estos requisitos en el MER. El EOR liquidará a los agentes del mercado, a través deberán cumplir lo establecido en el RMER, incluyendo los del ODS, las transacciones comerciales derivadas de contratos e requisitos técnicos de los equipos y el registro de los mismos, intercambios de oportunidad habidas en el mercado regional, de garantizar el acceso del ODS a los equipos y datos de medición, acuerdo con la regulación regional. disponer de procedimientos para la transferencia de datos directamente o por medios alternos, reportar daños y problemas, Las desviaciones en tiempo real en el MER se liquidarán al precio realizar las pruebas y suministrar la información requerida por el de estas desviaciones calculado por el EOR de acuerdo con la ODS. regulación regional. El ODS habilitará un procedimiento, que será aprobado por la CREE, para repercutir los montos En todos los casos, el sistema de medición incluirá, al menos, las correspondientes a los agentes del mercado según su funciones de medida de potencia y energía con integración horaria responsabilidad en dichas desviaciones. de activa y reactiva.

Artículo 94 — Obligaciones impuestas por los contratos de Los costos del sistema de medición y las comunicaciones asociadas

Artículo 94. Obligaciones impuestas por los contratos de Los costos del sistema de medición y las comunicaciones asociadas potencia firme regionales en caso de racionamiento. En correrán a cargo del agente. concordancia con lo dispuesto en el Artículo 11 de la Ley en relación con la exportación e importación de electricidad, ante Artículo 96. Obligaciones del ODS. El ODS debe disponer racionamiento en alguno o algunos de los sistemas nacionales del del sistema de recogida y almacenamiento de las medidas. El ODS MER, los contratos vigentes de potencia firme sean de importación será responsable de recolectar la información de los equipos de o exportación suscritos en el mercado nacional tendrán prioridad medición, procesarla y enviarla al EOR según lo dispuesto en el de despacho. RMER. El ODS llevará a cabo la supervisión de los sistemas y A. 122 Sección A Acuerdos y Leyes La Gaceta REPÚBLICA DE HONDURAS - TEGUCIGALPA, M. D. C., 18 DE NOVIEMBRE DEL 2015 No. 33,886 equipos bajo su responsabilidad, efectuará las verificaciones y Cuando el ODS requiera estimar datos para puntos de medición pruebas requeridas y atenderá los reportes de daños y problemas. situados en nodos de la RTR, el ODS debe aplicar lo dispuesto La Norma Técnica de Medición Comercial establecerá la en el RMER. periodicidad y procedimientos para verificar en cada punto de medición el cumplimiento de los requisitos técnicos y error máximo Los agentes del mercado podrán presentar reclamaciones al ODS admisible, fijando sanciones en caso de incumplimientos. acerca de los valores supuestos por el mismo ante errores o datos de medición faltantes, justificando los motivos por los que

Artículo 97 — Agentes conectados al sistema secundario. En consideran que el valor supuesto por el ODS es incorrecto. El

Artículo 97. Agentes conectados al sistema secundario. En consideran que el valor supuesto por el ODS es incorrecto. El caso de instalaciones del sistema secundario de transmisión, las procedimiento de presentación de estas reclamaciones y plazos Empresas Transmisoras instalarán un sistema de medición para su resolución se define en la Norma Técnica de Medición comercial en el punto de conexión de dichas instalaciones al sistema Comercial. principal de transmisión. CAPÍTULO II Liquidaciones en el Mercado Eléctrico Nacional En este caso la asignación de la energía inyectada o retirada en cada nodo del sistema principal se hará con base en la energía

Artículo 101 — Comunicación de contratos al ODS. Todos los

Artículo 101. Comunicación de contratos al ODS. Todos los medida de cada agente en su punto de conexión considerando agentes del mercado deberán informar al ODS de todos los unos factores de ajuste calculados por el ODS para el reparto de contratos que tengan suscritos en el tiempo y la forma que se las pérdidas. La Norma Técnica de Medición Comercial determine en la Norma Técnica de Contratos. establecerá los criterios y metodologías para calcular dichos factores de ajuste. Respecto de sus contratos de potencia firme, los agentes del mercado deben enviar al ODS la información relativa a la potencia

Artículo 98 — Agentes conectados al sistema de distribución. firme contratada, la unidad o unidades generadoras que respaldan

Artículo 98. Agentes conectados al sistema de distribución. firme contratada, la unidad o unidades generadoras que respaldan En caso de agentes conectados al sistema de distribución, la dicho contrato, el agente productor y comprador que suscriben asignación de la energía inyectada o retirada por cada agente en dicho contrato y las fechas de comienzo y finalización de la vigencia cada punto del sistema principal se hará con base en la energía del contrato. medida de cada agente en su nodo de conexión considerando los Respecto de sus contratos de energía, los agentes del mercado factores de pérdidas que la correspondiente distribuidora utiliza deben enviar al ODS la información que permita determinar de en el cálculo de las tarifas para sus usuarios. manera inequívoca la cantidad de energía contratada hora a hora, especificando el punto o puntos de inyección y el punto o puntos

Artículo 99 — Factores de ajuste para transacciones de retiro de la misma, el agente productor y comprador que

Artículo 99. Factores de ajuste para transacciones de retiro de la misma, el agente productor y comprador que regionales. Cuando en un nodo de la RTR uno o varios agentes suscriben dicho contrato, la forma en que las partes pagarán los realicen transacciones en el MER, la asignación de la energía ingresos variables de la transmisión, así como las fechas de inyectada o retirada en ese nodo de la RTR se hará con base en la comienzo y finalización de la vigencia del contrato. energía medida de cada agente en su punto de conexión considerando unos factores de ajuste calculados por el ODS para Artículo 102. Liquidación de los contratos de energía y el reparto de las pérdidas. Las Empresas Transmisoras instalarán transacciones en el mercado de oportunidad. El ODS liquidará un sistema de medición comercial en cada nodo de la RTR que mensualmente las transacciones de energía en cada hora pertenezca al sistema principal de transmisión La Norma Técnica considerando los precios nodales de oportunidad resultado del de Medición Comercial establecerá los criterios y metodologías posdespacho, los contratos de energía vigentes entre agentes y para calcular dichos factores de ajuste. las energías medidas en los nodos del sistema principal de transmisión y puntos de conexión de los agentes.

Artículo 100 — Errores de medición y datos faltantes

Artículo 100. Errores de medición y datos faltantes. Cuando el ODS no cuente con la información comercial El ODS calculará para cada agente productor y nodo del sistema correspondiente a alguno de los puntos de medición comercial, principal de transmisión la diferencia entre su energía inyectada y se completará esta información de acuerdo con el procedimiento su energía contratada. Cuando esta diferencia sea positiva, el descrito en la Norma Técnica de Medición Comercial. agente productor tendrá un sobrante de energía y cuando sea A. 123 Sección A Acuerdos y Leyes La Gaceta REPÚBLICA DE HONDURAS - TEGUCIGALPA, M. D. C., 18 DE NOVIEMBRE DEL 2015 No. 33,886 negativa, el agente productor tendrá un faltante de energía. En el que tenga una amplia cobertura nacional. El Operador del Sistema mercado de oportunidad, los agentes productores venderán o será titular de la cuenta como un servicio a los agentes del mercado. comprarán los sobrantes o faltantes de energía de sus contratos En este caso, los agentes deudores deberán efectuar los pagos a al precio de oportunidad en el nodo del sistema principal al que que están obligados mediante depósitos en la mencionada cuenta. estén asociados dichos contratos. El Operador del Sistema sólo podrá hacer uso de los saldos que resulten de los depósitos hechos por los agentes para efectuar los El ODS calculará para cada agente comprador y nodo del sistema pagos correspondientes. principal de transmisión la diferencia entre su energía retirada y su energía contratada. Cuando esta diferencia sea positiva, el agente Cada agente acreedor deberá abrir y mantener una cuenta en el comprador tendrá un faltante de energía y cuando sea negativa, el mismo banco en que el Operador del Sistema tenga la cuenta agente comprador tendrá un sobrante de energía. En el mercado anteriormente mencionada, y comunicar al ODS el número de la de oportunidad, los agentes compradores comprarán o venderán misma. El ODS ordenará los pagos que corresponda hacer a los faltantes o sobrantes de energía de sus contratos al promedio cada agente acreedor acreditando los montos correspondientes ponderado de los precios de oportunidad nodales en los nodos en su cuenta. de demanda del sistema principal.

Artículo 106 — Norma Técnica de Liquidaciones. La Norma

Artículo 106. Norma Técnica de Liquidaciones. La Norma Los agentes con contratos de energía deberán contribuir al pago Técnica de Liquidaciones definirá los procedimientos para la de los ingresos variables de transmisión. Cada contrato deberá asignación de cobros y pagos así como los contenidos de los establecer la forma en que las partes pagarán al ODS el ingreso consiguientes informes a los agentes. Esta NT definirá asimismo, variable correspondiente. Dicho ingreso variable se calcula en el procedimiento de reclamos, incluyendo los plazos para que los cada hora como el producto de la cantidad contratada por la agentes del mercado puedan presentar reclamaciones a los diferencia del precio nodal en el nodo de retiro menos el precio documentos de liquidación, y el proceso de resolución. nodal en el nodo de inyección. CAPÍTULO III Garantías, Moras y Faltas de Pago El resultado neto de este proceso de liquidación de contratos y diferencias en el mercado de oportunidad son los ingresos variables Artículo 107. Garantías de pago. Todo agente deberá del sistema principal de transmisión recolectados por el ODS. depositar una garantía suficiente para cubrir los pagos y otros Adicionalmente, el ODS liquidará las desviaciones en tiempo real cargos estimados para los siguientes 45 días correspondientes a de cada uno de los agentes del mercado respecto al predespacho la liquidación del mercado efectuada por el ODS. Estas garantías nacional definitivo. podrán tomar diferentes formas todas ellas de ejecución inmediata según se detalla en la Norma Técnica y su cuantía será determinada

Artículo 103 — Liquidación de los peajes y cargos de por el ODS con base en información histórica y proyecciones

Artículo 103. Liquidación de los peajes y cargos de por el ODS con base en información histórica y proyecciones actividades reguladas. El ODS liquidará mensualmente a los futuras. agentes compradores el peaje de transmisión, los cargos de operación del sistema y los cargos por servicios complementarios. Artículo 108. Moras y faltas de pago. Los agentes deberán El ODS liquidará mensualmente los sobrecostos de generación pagar al ODS los montos resultantes de las liquidaciones dentro forzada conforme a lo establecido en el artículo 62 de este de los primeros tres (3) días hábiles desde su notificación. A partir Reglamento. de este plazo, comenzarán a contar los intereses de mora. Los retrasos en los pagos al ODS estarán sujetos a intereses de

Artículo 104 — Liquidación de los desvíos de potencia firme. mora desde la fecha en que el pago era exigible hasta la fecha en

Artículo 104. Liquidación de los desvíos de potencia firme. mora desde la fecha en que el pago era exigible hasta la fecha en El ODS liquidará los desvíos de potencia siguiendo lo establecido que haya efectuado dicho pago. La tasa de interés aplicable será en el artículo 19 del presente Reglamento. la tasa de interés activa promedio del Banco Central de Honduras para el mes anterior a la fecha en que el pago era exigible, más el

Artículo 105 — Liquidación a través de servicios bancarios. dos por ciento

Artículo 105. Liquidación a través de servicios bancarios. dos por ciento. El Operador del Sistema podrá hacer uso de servicios bancarios para la liquidación de los cobros y pagos de los agentes. Para Transcurridos cinco (5) días hábiles desde la notificación sin que ello, podrá abrir y mantener una cuenta en un banco comercial el agente haya hecho efectivo el consiguiente pago, el ODS A. 124 Sección A Acuerdos y Leyes La Gaceta REPÚBLICA DE HONDURAS - TEGUCIGALPA, M. D. C., 18 DE NOVIEMBRE DEL 2015 No. 33,886 procederá a ejecutar la garantía y lo notificará al agente. Con base en esta información, la CREE deberá emitir resolución Trascurridos diez (10) días hábiles sin su reposición efectiva, el en el plazo de treinta (30) días a partir de la recepción de los ODS suspenderá el derecho de realizar transacciones en el informes preceptivos. Dicha resolución podrá consistir en la mercado al agente e informará a la CREE y al EOR para que aprobación o rechazo, debidamente justificado, de la modificación puedan proceder a retirarle su condición de agente del mercado. evaluada. Asimismo, el ODS solicitará a las Empresas Transmisoras o Empresa distribuidoras correspondientes la desconexión de dicho En caso de aprobar la modificación, la CREE la incorporará al agente. Una vez satisfechas sus obligaciones financieras, el agente Reglamento y remitirá al ODS y el Comité de Agentes la resolución podrá solicitar nuevamente su registro como agente del mercado, dentro del plazo definido anteriormente. La CREE producirá un la autorización para realizar transacciones y su reconexión al texto integral y actualizado del Reglamento con las modificaciones sistema. realizadas, que incluirá en su página web para su libre acceso. En caso de ser rechazada, la CREE remitirá al ODS y el Comité de TÍTULO XI Agentes un informe justificativo. MODIFICACIONES NORMATIVAS, VIGILANCIA DEL MERCADO Y TRANSPARENCIA CAPÍTULO II Modificación de las Normas Técnicas CAPÍTULO I Modificación del Reglamento de Operación y Mercado Artículo 111. Solicitud de creación o modificación de Normas Técnicas. Los agentes o la CREE podrán solicitar al ODS que

Artículo 109 — Solicitud de modificación al Reglamento. El elabore una propuesta para la creación o modificación de una

Artículo 109. Solicitud de modificación al Reglamento. El elabore una propuesta para la creación o modificación de una ODS o los agentes a través del Comité de Agentes, podrán Norma Técnica. Igualmente, el ODS podrá iniciar este proceso presentar a la CREE propuestas de modificación del presente de propuesta por iniciativa propia. La propuesta deberá justificar Reglamento. Estas propuestas deberán justificar adecuadamente adecuadamente que las modificaciones que se solicitan permitirían que las modificaciones que se solicitan permitirían facilitar la facilitar la consecución de los objetivos establecidos en este consecución de los objetivos establecidos por la Ley y su Reglamento. Reglamento.

Artículo 112 — Aprobación de creación o modificación de una

Artículo 112. Aprobación de creación o modificación de una Igualmente, la CREE podrá iniciar el proceso de modificación del Norma Técnica. El ODS deberá analizar la solicitud presentada presente Reglamento por iniciativa propia. En este caso, la CREE por los agentes. El ODS podrá rechazar las solicitudes presentadas deberá presentar una memoria justificativa al ODS y al Comité por los agentes con justificación de motivos. En caso de rechazo, de Agentes. los agentes que hicieron la solicitud podrán acudir a la CREE con sus justificaciones y argumentos para que la misma evalúe la

Artículo 110 — Resolución de modificación. Antes de proceder conveniencia de remitir el caso nuevamente al ODS. En cualquier

Artículo 110. Resolución de modificación. Antes de proceder conveniencia de remitir el caso nuevamente al ODS. En cualquier a la modificación solicitada del Reglamento, la CREE debe otro caso, el ODS preparará una propuesta de NT en un plazo recabar informes preceptivos del ODS y el Comité de Agentes. no mayor de treinta (30) días después de recibida la solicitud. El plazo para presentar estos informes ante la CREE será de treinta (30) días desde su requerimiento. En caso de superarse este plazo, Tras elaborar la propuesta de NT, bien a solicitud de los agentes y a menos que la CREE haya otorgado una prórroga al mismo, se o de la CREE o por iniciativa propia, el ODS deberá remitirla al considerará que el informante no tiene objeciones a la propuesta Comité de Agentes, que tendrá un plazo de quince (15) días para de modificación. Independientemente, la CREE podrá realizar enviarle un informe preceptivo. Excedido este plazo sin que se los análisis y recabar los informes que considere necesarios, por presente el referido informe, se entenderá que el Comité de Agentes si misma o a través de terceros. está de acuerdo con la propuesta de NT elaborada por el ODS. A. 125 Sección A Acuerdos y Leyes La Gaceta REPÚBLICA DE HONDURAS - TEGUCIGALPA, M. D. C., 18 DE NOVIEMBRE DEL 2015 No. 33,886 El ODS, dentro de un plazo de siete (7) días después de recibido La inyección de energía de estas unidades podrá ser limitada por el informe del Comité de Agentes, remitirá a la CREE el informe el ODS en el predespacho nacional por motivos de seguridad del final de propuesta de modificación o creación de la NT, anexando sistema, según lo establecido en el artículo 27 de este Reglamento. el informe del Comité de Agentes. En este caso, el ODS ofertará al mercado de oportunidad regional la producción renovable que haya sido limitada en el predespacho Finalmente, corresponderá a la CREE aprobar, con o sin nacional como una oferta de inyección en el correspondiente nodo modificaciones, o rechazar la propuesta presentada por el ODS de la RTR con un precio igual al pago total estipulado en su contrato con justificación de motivos. La resolución de la CREE indicará referido a la energía. la fecha de entrada en vigencia de la NT. Para ello, estos generadores deben informar al ODS de cualquier modificación en las condiciones económicas del contrato que CAPÍTULO III puedan negociar con su contraparte. Transparencia

Artículo 117 — Despacho de unidades de generación con

Artículo 117. Despacho de unidades de generación con

Artículo 113 — Las bases de datos, procedimientos y modelos contratos suscritos con anterioridad a la entrada en vigencia

Artículo 113. Las bases de datos, procedimientos y modelos contratos suscritos con anterioridad a la entrada en vigencia que utilice el ODS para los cálculos de las transacciones de la Ley sin compromiso de despacho. Las unidades de comerciales y precios deben ser auditables y accesibles a los generación que a la entrada en vigor de la Ley tuvieran suscritos agentes del mercado y a la CREE. contratos de suministro de energía eléctrica sin compromiso de despacho, serán consideradas por el ODS en el despacho

Artículo 114 — El ODS deberá facilitar información pública a través económico con un costo variable igual al pago por energía

Artículo 114. El ODS deberá facilitar información pública a través económico con un costo variable igual al pago por energía de su sitio web referida a los resultados del mercado de correspondiente a su contrato. oportunidad y de contratos con el fin de promover la competencia y la entrada de nuevos agentes, salvaguardando la información Para ello, estos generadores deben informar al ODS de cualquier calificada como confidencial por razones de competencia. modificación en las condiciones económicas del contrato que puedan negociar con su contraparte. TÍTULO XII DISPOSICIONES TRANSITORIAS Artículo 118. Gradualidad en la aplicación de los requisitos técnicos relativos a la provisión de servicios complementarios por parte de las unidades generadoras. Los propietarios de CAPÍTULO I unidades generadoras dispondrán de un plazo de un (1) año a Disposiciones Transitorias partir de la entrada en vigor de la Norma Técnica de Servicios Complementarios para adaptar sus instalaciones de manera que

Artículo 115 — Entrada en funcionamiento del MEN. La entrada

Artículo 115. Entrada en funcionamiento del MEN. La entrada puedan cumplir con los requisitos técnicos relativos a la provisión en funcionamiento del MEN tendrá lugar a los nueve (9) meses de servicios complementarios. de constituirse el ODS. Las empresas del subsector eléctrico que deseen realizar transacciones en el MEN dispondrán de este plazo Artículo 119. Potencia firme de contratos suscritos con para registrarse como agentes del mercado y recibir la autorización anterioridad a la entrada en vigencia de la Ley. El ODS pertinente. calculará anualmente la potencia firme de las unidades generadoras cuyos titulares tengan suscritos contratos con anterioridad a la

Artículo 116 — Despacho de unidades de generación renovable entrada en vigor de la Ley, siguiendo la metodología descrita en

Artículo 116. Despacho de unidades de generación renovable entrada en vigor de la Ley, siguiendo la metodología descrita en con contratos suscritos con anterioridad a la entrada en este Reglamento. A pesar de esto, los agentes productores en vigencia de la Ley con compromiso de despacho. Las unidades tanto titulares de estos contratos estarán exentos de los derechos de generación renovable que a la entrada en vigencia de la Ley y obligaciones relativos a la potencia firme establecidos en este tuvieran suscritos contratos de suministro de energía eléctrica con Reglamento. Los agentes compradores que se conviertan en la compromiso de despacho, serán consideradas en el despacho contraparte de estos contratos, podrán declarar esta potencia económico nacional con un costo variable nulo. firme a efectos de cobertura de su requerimiento de potencia firme. A. 126

Reglamento de operación del sistema y administración del mercado mayorista

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