Reglamento — Reglamento de Operación del Mercado Eléctrico Nacional - Artículos 24 a 77

Información a remitir al ODS y auditoría técnica de las centrales generadoras. Los Agentes del MEN con plantas de generación térmica deberán realizar una declaración mensual de los costos variables de sus unidades generadoras, el cual podrá ser auditado por la CREE. El ODS llevará a cabo una auditoría técnica para determinar la curva de rendimiento de cada unidad generadora según su nivel de carga y los costos de arranque y parada. Asimismo, el ODS podrá realizar una auditoría técnica de los parámetros operativos de las centrales hidráulicas.

Programación semanal. La programación semanal se realizará una vez por semana, para la siguiente semana de calendario, con un detalle horario. El objetivo de ésta es realizar una programación y despacho indicativos de las unidades de generación, así como una estimación de los Precios Nodales en el Sistema Principal de Transmisión. La herramienta utilizada para la programación semanal será un modelo de optimización que calcule la explotación óptima de mínimo costo, con periodos horarios, tomando los siguientes parámetros como datos de partida: A. Parámetros operativos de las plantas hidroeléctricas y su correspondiente Valor del Agua. Este Valor del Agua provendrá de la última actualización de la Planificación Operativa de Largo Plazo. B. Características técnicas y económicas detalladas de las plantas térmicas. C. Producción horaria esperada de las unidades generadoras que utilizan un recurso renovable variable. D. Características técnicas detalladas del sistema de transmisión. E. Proyección horaria de la demanda por nodo del sistema de transmisión. F. Disponibilidad de las centrales generadoras y las líneas de transmisión, con detalle horario. El ODS deberá poner a disposición de los Agentes del MEN un informe con los resultados obtenidos en la programación semanal.

Organización del Mercado de Oportunidad. El Mercado de Oportunidad estará organizado de manera secuencial de acuerdo con los pasos enumerados a continuación: A. Predespacho nacional. B. Ofertas de oportunidad al MER. C. Incorporación de resultados del despacho regional. D. Redespachos. E. Operación en tiempo real. F. Posdespacho.

Descripción del Predespacho nacional. El Predespacho nacional se realiza con detalle horario el día anterior al despacho físico de las unidades, utilizando como base la demanda horaria prevista en cada nodo, las unidades U D I-D EG T-U N AH de generación e instalaciones de transmisión declaradas como disponibles teniendo en cuenta los límites operativos asociados a las restricciones de seguridad, y los márgenes de reserva y potencia reactiva necesarios para la operación segura del sistema. El ODS realizará un despacho de mínimo costo considerando las pérdidas y las restricciones de la red de transmisión mediante un modelado en corriente continua (modelado DC) de ésta que incluirá los criterios de seguridad establecidos en la Norma Técnica de Programación de la Operación. Los resultados del Predespacho nacional incluirán los Precios Nodales en el Sistema Principal de Transmisión, las producciones horarias de cada central generadora en cada nodo y los Servicios Complementarios requeridos.

Entrega de información por parte de los Agentes Productores.Antes de las 9:00 A.M. de cada día los Agentes Productores deberán remitir al ODS la información necesaria para elaborar el Predespacho nacional para Periodo de Mercado del día siguiente. La información que deben presentar los Agentes Productores, en los formatos y medios establecidos por el ODS, debe incluir como mínimo lo siguiente: A. Disponibilidad y condiciones técnicas de las unidades de generación. B. El valor estimado que represente los costos variables de producción de los recursos de generación, para las 24 horas del día siguiente. C. Producción horaria esperada de las centrales que utilizan un recurso renovable variable.

Entrega de información por parte de las Empresas Transmisoras.Antes de las 9:00A.M. de cada día las Empresas Transmisoras, con base en su respectivo registro de activos, deberá remitir al ODS la información necesaria para elaborar el Predespacho nacional para cada hora del día siguiente. La información que debe presentar la Empresa Transmisora en los formatos y medios establecidos por el ODS debe incluir como mínimo lo siguiente: A. Las Indisponibilidades del Sistema Principal de Transmisión. B. Los Mantenimientos Programados y no programados. C. Las reducciones en las capacidades operativas del sistema de transmisión nacional para cada instalación. D. Los cambios topológicos del Sistema Principal de Transmisión. E. Las justificaciones correspondientes a los literales anteriores.

Horario y pronóstico del perfil de demanda nodal. Antes de las 10:00 A.M. de cada día, el ODS deberá determinar el perfil de demanda por nodo del Sistema Principal de Transmisión para cada hora del día siguiente, asegurando una estimación cercana a la realidad (con una tolerancia de ± 5% de la demanda). U D I-D EG T-U N AH

Horario y consideraciones mínimas en la determinación del Predespacho nacional.Antes de las 12:00 M. de cada día, el ODS deberá determinar el Predespacho nacional a partir del perfil de demanda por nodo y deberá considerar como mínimo lo siguiente: A. La disponibilidad de las unidades de generación y la producción esperada de las centrales que utilizan un recurso renovable variable y los posibles excedentes de los Usuarios Autoproductores. B. Los costos variables de las unidades de generación. C. Las restricciones técnicas de las unidades de generación. D. La demanda de energía pronosticada por nodo. E. La red de transmisión nacional con sus parámetros por cada elemento de transmisión. F. Las Indisponibilidades y los Mantenimientos Programados y no programados de la red de transmisión. G. Las pérdidas del sistema de transmisión. H. El cumplimiento del balance de energía, de manera que la generación total sea igual a la demanda total más las pérdidas del sistema de transmisión. El Predespacho se calculará utilizando una herramienta de optimización que calcule el Despacho Económico modelando la red de transmisión mediante un flujo de cargas en corriente continua (“flujo de cargas DC”). Este modelo debe ser compatible con el modelo de predespacho regional utilizado por el EOR. El ODS verificará que los resultados obtenidos con el modelo anterior cumplen con las restricciones técnicas de control de voltaje y potencia reactiva siguiendo lo establecido en el Título VI del presente Reglamento.

Resultados mínimos del Predespacho nacional. El Predespacho nacional, sin considerar exportaciones o importaciones de energía, es un insumo para el predespacho regional y deberá permitir identificar para cada hora lo siguiente: A. Generación de energía programada para cada recurso de generación. B. Generadores con asignación de reserva para regulación primaria y secundaria. C. La demanda de energía programada por nodo. D. Disponibilidad de la red de transmisión nacional. E. Disponibilidad de aumentar la producción de los generadores por nodo eléctrico. F. Previsión de demanda no atendida por déficit por nodo eléctrico. G. Precios Nodales obtenidos en el Predespacho nacional previos al predespacho regional. U D I-D EG T-U N AH Antes de las 12:30 P.M. de cada día, el ODS publicará en su sitio web los resultados del Predespacho nacional, de manera que sean accesibles a los Agentes del MEN.

Remisión del Predespacho nacional al EOR. Antes de las 1:00 P.M. de cada día, el ODS deberá remitir al EOR, el Predespacho nacional para el día siguiente, en el formato y medios establecidos por el EOR. CAPÍTULO II Declaración de Contratos Regionales

Horario e información requerida para la declaración de contratos regionales. Antes de las 9:00 A.M. de cada día, los Agentes del MEN autorizados a realizar transacciones regionales, que requieran declarar los contratos regionales para el día siguiente, deberán remitir al ODS la información requerida por el numeral 5.6 del libro II del RMER, en los formatos y medios establecidos por el ODS, incluyendo las ofertas de flexibilidad y/u ofertas de pago máximo de Cargo Variable de Transmisión (CVT) asociados a los Contratos No Firmes Físico Flexible (CNFFF). Si se trata de una inyección hacia el MER realizada por un contrato, el Agente del MEN deberá identificar la unidad o unidades de generación con las que pretende cumplir con su compromiso contractual y el nodo de la RTR donde se propone realizar la inyección de energía. Si se trata de un retiro desde el MER abastecido por un contrato, deberá identificar el nodo de la RTR donde se propone realizar el retiro de energía.

Validación de las inyecciones hacia el MER de los contratos. Antes de las 10:00 A.M. de cada día, el ODS validará las declaraciones de inyección hacia el MER de los CNFFF regionales con base en la información proporcionada por los Agentes del MEN, tomando en cuenta los resultados del Predespacho nacional, la capacidad técnica de inyectar la energía correspondiente en los nodos de la RTR y lo establecido en el numeral 1.3.7 del Libro II del RMER. En caso de que los recursos de generación asociados al compromiso contractual hayan sido requeridos total o parcialmente en el Predespacho nacional o cuando se identifique algún incumplimiento de las normas nacionales o regionales, el ODS aplicará las reducciones totales o parciales del contrato que correspondan e informará de las mismas al Agente del MEN correspondiente.

Validación de los retiros abastecidos desde el MER de los contratos. Antes de las 10:00 A.M. de cada día, el ODS validará las declaraciones de retiro abastecidos desde el MER de los CNFFF con base en la información provista por los Agentes del MEN, debiendo para el efecto, el ODS, tomar en cuenta los resultados del Predespacho nacional, la capacidad técnica de retirar la energía correspondiente en los nodos de la RTR y lo establecido en el numeral 1.3.7 del Libro II del RMER. De identificarse algún incumplimiento de las normas nacionales y regionales, el ODS aplicará las reducciones totales o parciales del contrato que correspondan e informará de las mismas al Agente del MEN correspondiente.

Validación de Contratos Firmes regionales por el Operador del Sistema. Antes de las 10:00 A.M. de U D I-D EG T-U N AH cada día, el ODS validará las declaraciones de Contratos Firmes regionales sobre los cuales los Agentes del MEN hayan informado, tomando en cuenta lo establecido en el numeral 1.3.4 del Libro II del RMER, y las características de cada Contrato Firme declaradas en el registro respectivo en el EOR. En caso de identificar algún incumplimiento o discrepancia con el registro del contrato que no sean resueltas a tiempo por el Agente del MEN, el ODS aplicará las reducciones totales o parciales del contrato que correspondan e informará de las mismas al Agente del MEN correspondiente.

Validación de Contratos no Firmes Financieros regionales por el Operador del Sistema. Antes de las 10:00 A.M. de cada día, el ODS validará las declaraciones de Contratos no Firmes Financieros regionales sobre los que hayan informado los Agentes del MEN, tomando en cuenta lo establecido en el numeral 1.3.6 del Libro II del RMER. De identificarse discrepancias que no sean resueltas por el Agente del MEN a tiempo, el ODS aplicará las reducciones totales o parciales del contrato que correspondan e informará de las mismas al Agente del MEN correspondiente.

Remisión de información de contratos regionales por el Operador del Sistema al EOR. Antes de las 10:00 A.M. de cada día, el ODS remitirá al EOR la información de los contratos regionales y las ofertas de flexibilidad u ofertas de pago máximo de CVT, sobre las que hayan informado los Agentes del MEN para el día siguiente, considerando lo establecido en el numeral 5.6.1 del Libro II del RMER, en el formato y medios establecidos por el EOR.

Ajustes y aclaraciones de inconsistencias de contratos regionales. Antes de las 11:30 A.M. de cada día, el ODS deberá coordinar con los Agentes del MEN y el EOR, los ajustes y aclaraciones necesarias para resolver las inconsistencias señaladas por el EOR, de los contratos regionales que se propone despachar al día siguiente. El ODS informará a los Agentes del MEN de los contratos regionales que hayan sido invalidados por el EOR. CAPÍTULO III Ofertas de Oportunidad Regionales

Ofertas en el mercado de oportunidad regional.Apartir de los resultados del Predespacho nacional, el ODS presentará al predespacho regional del MER ofertas de oportunidad de inyección y retiro en cada nodo de la RTR. Para ello, el ODS calculará la escalera de cantidad-precio para importar o exportar energía del MER o hacia el MER en cada nodo de la RTR y para cada hora del día siguiente, considerando: A. Ofertas de oportunidad de retiro: para importar energía al SIN en nodos de la RTR, sustituyendo la energía más cara que hubiera sido despachada en el Predespacho nacional en los nodos de la red nacional. B. Ofertas de oportunidad de inyección: para exportar hacia el MER energía disponible y no despachada en el Predespacho nacional. Las ofertas de oportunidad se calcularán a partir de la escalera de inyecciones y retiros resultantes del Predespacho nacional en cada nodo de la RTR, una vez retiradas las ofertas de cantidad-costo correspondientes a aquellas unidades de U D I-D EG T-U N AH generación que, para el mismo Periodo de Mercado, hayan informado de un compromiso contractual físico de carácter regional.

Remisión de ofertas de oportunidad de inyección y retiro por el Operador del Sistema al EOR. Antes de las 1:00 P.M. de cada día, el ODS remitirá al EOR la información de las ofertas de oportunidad de inyección y de retiro para el día siguiente, en el formato y medios establecidos por el EOR. CAPÍTULO IV Predespacho Regional

Incorporación de resultados del predespacho regional al Predespacho nacional. Las transacciones de oportunidad resultantes del predespacho regional darán lugar a modificaciones del Predespacho nacional, considerándose como inyecciones o retiros firmes en los nodos de la RTR correspondientes. En los nodos de la RTR en los que existen líneas de interconexión con otro país y que resulten con un saldo exportador en el predespacho regional, se deberá considerar una demanda inflexible igual al valor programado por el EOR. En los nodos de la RTR donde se conectan líneas de interconexión con otro país y que resulten con un saldo importador en el predespacho regional, se deberá considerar un generador inflexible igual al valor programado por el EOR. En caso de que se presente una imposibilidad de cumplir con las restricciones técnicas y operativas, el ODS realizará, en coordinación con el EOR, los ajustes necesarios al Predespacho nacional y/o regional para que el resultado del Predespacho sea factible. Artículo44.Determinación y coordinación del predespacho regional. Entre las 2:30 P.M. y las 4:15 P.M. de cada día, el ODS determinará y coordinará con el EOR, los ajustes necesarios para que el resultado del predespacho regional del día siguiente sea operativamente factible y de esa forma obtener el Predespacho total.

Verificación y ajuste del predespacho regional. Antes de las 4:15 P.M. de cada día, el ODS verificará los resultados del predespacho regional remitido por el EOR y considerará las últimas condiciones del sistema eléctrico nacional para identificar si existen motivos para solicitar al EOR ajustes al predespacho regional. El ODS deberá considerar: A. Cambios topológicos de la RTR, debidamente justificados. B. Pérdida de recursos de generación, debidamente justificados. C. Solicitudes de los OS/OM por condiciones de emergencia nacional, debidamente justificados. D. Violaciones de los requisitos de reserva regional de Regulación Secundaria de Frecuencia. E. Cambios requeridos al predespacho regional como resultado de la validación eléctrica del mismo por parte del EOR, conforme se define en el numeral 5.14 del Libro II del RMER. U D I-D EG T-U N AH F. Falta o insuficiencia de garantías financieras conforme a los numerales 2.10.3 y 5.15 del Libro II del RMER. G. Violaciones a las restricciones técnicas operativas de las unidades generadoras a las que se le haya asignado transacciones programadas en el MER como resultado del predespacho regional. Estas restricciones deberán ser debidamente justificadas. De identificarse alguna de las causas anteriores, el ODS deberá solicitar al EOR el ajuste del predespacho regional, mediante los medios y formatos requeridos por el EOR.

Coordinación de solicitudes de ajustes al predespacho regional de otros OS/OM de la región. Entre las 2:30 P.M. y las 4:15 P.M. de cada día, el ODS determinará, en coordinación con el EOR, las solicitudes de ajuste al predespacho regional realizadas por otros OS/OM y desarrollará las validaciones indicadas en el artículo anterior.

Predespacho total. Una vez que el ODS haya validado el predespacho regional y sus ajustes, sumará las transacciones regionales a las nacionales para obtener el Predespacho nacional total.

Información del resultado del predespacho regional.Antes de las 6:00 P.M. de cada día, el ODS informará a los Agentes del MEN de las transacciones regionales de contratos y oportunidad resultantes del predespacho regional para el siguiente día. CAPÍTULO V Redespachos Artículo49.Redespachos.El ODS podrá realizar Redespachos mediante modificaciones al Predespacho nacional antes del tiempo real como respuesta a cambios significativos en las condiciones de la demanda, la generación o Indisponibilidades. El ODS deberá determinar los Redespachos e informar al EOR de las nuevas condiciones de operación con una antelación mínima de tres (3) horas respecto a su entrada en vigencia, de acuerdo con la regulación regional. El origen de los Redespachos podrá estar en el SIN o en otro país del sistema regional, en cuyo caso el ODS será informado por el EOR. Cuando sea necesario efectuar Redespachos, el ODS informará con posterioridad a los Agentes del MEN que se vean afectados. El resultado del último Redespacho constituye el Predespacho nacional definitivo respecto al que se medirán las desviaciones resultado de la operación en tiempo real.

La operación del sistema y la operación comercial regional como actividad permanente. Como una actividad permanente, las 24 horas del día y los 365 días del año, el ODS podrá solicitar al EOR, mediante los medios y formatos requeridos por éste, el o los redespachos regionales en cualquier momento que se presente o se prevea alguna de las siguientes situaciones, con una duración mayor de tres (3) horas: U D I-D EG T-U N AH A. Cambios topológicos de la RTR, debidamente justificados por el OS/OM respectivo. B. Pérdida de recursos de generación, debidamente justificados por el OS/OM respectivo. C. Solicitudes de los OS/OM por condiciones de emergencia nacional, debidamente justificadas por el OS/OM respectivo. D. Violaciones de los requisitos de reserva regional de Regulación Secundaria de Frecuencia. E. Cambios requeridos al Predespacho como resultado de la validación eléctrica del mismo por parte del EOR, conforme se define en el numeral 5.14 del libro II del RMER. F. Falta o insuficiencia de garantías financieras conforme los numerales 2.10.3 y 5.15 del libro II del RMER. G. Violaciones a las restricciones técnicas operativas de las unidades generadoras a las que se les haya asignado transacciones programadas en el MER como resultado del predespacho regional. Estas restricciones deberán ser debidamente justificadas por el OS/OM respectivo.

Verificación del redespacho regional comunicado por el EOR. Una vez el EOR informe oficialmente de los resultados de cada solicitud de Redespacho, el ODS verificará: A. En el caso de que el redespacho regional fuese solicitado por el ODS: que el EOR haya solventado las causas del Redespacho solicitado. De identificarse inconsistencias, el ODS solicitará al EOR las aclaraciones correspondientes y los ajustes que correspondan. B. Si el redespacho regional fuese solicitado por otro OS/ OM o por 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 técnicas 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 ODS debe mantener una actividad permanente de monitoreo de la actividad técnica y comercial del MER, las veinticuatro (24) horas del día y los trescientos sesenta y cinco (365) días del año.

Actualización del Predespacho total. Una vez el ODS haya validado el o los redespachos regionales y sus posibles ajustes, los sumará al Predespacho nacional para obtener el Predespacho total e informará a los Agentes del MEN sobre las nuevas condiciones operativas y comerciales que se deriven. CAPÍTULO VI Operación en Tiempo Real

Operación en tiempo real.El ODS podrá realizar modificaciones en el despacho de las unidades generadoras en tiempo real por razones de seguridad del sistema. U D I-D EG T-U N AH Estas modificaciones podrían ser causadas por restricciones físicas de transmisión, Indisponibilidades Programadas de instalaciones o el incumplimiento de otros criterios de seguridad y calidad. Asimismo, el ODS podrá requerir la provisión de Servicios Complementarios según lo establecido en el Título VI de este Reglamento.

Responsabilidad del Operador del Sistema. El ODS 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.

Metodología de actuación del Operador del Sistema como OS/OM de la región. El ODS coordinará con el EOR y los otros OS/OM de la región, la operación del SIN, mediante la ejecución del esquema jerárquico establecido en el RMER y los protocolos de operación vigentes aprobados por la CRIE. El ODS será el responsable de las telecomunicaciones, intercambios de información y supervisión operativa, que se debe de mantener con el EOR y con los otros OS/OM. Para este fin dará cumplimiento al numeral 3.4 del Libro II del RMER. CAPÍTULO VII Posdespacho Nacional y Regional

Posdespacho nacional. El ODS calculará el Posdespacho nacional el día siguiente a aquel en que se efectuó el suministro físico de electricidad basándose en la medición comercial, las unidades de generación y activos de transmisión que estuvieron efectivamente disponibles, así como las transacciones regionales realizadas. El ODS incluirá en el Posdespacho la energía inyectada en cada Periodo de Mercado por aquellas unidades despachadas como Generación Forzada a costo variable nulo, no interviniendo los costos de este tipo de generación en la formación de los precios del Mercado de Oportunidad. Para realizar el Posdespacho, el ODS empleará las mismas herramientas de optimización empleadas para el cálculo del Predespacho. El objetivo del Posdespacho es calcular los Precios Nodales que el ODS utilizará para efectuar las liquidaciones de las transacciones comerciales en cada Periodo de Mercado. Adicionalmente, el ODS calculará las Desviaciones en Tiempo Real de cada uno de los Agentes del MEN respecto al Predespacho nacional definitivo. Se habilita al ODS a proponer a la CREE un mecanismo para trasladar el sobrecosto de las Desviaciones en Tiempo Real a los Agentes del MEN cuyas inyecciones o retiros en un Periodo de Mercado se hayan desviado respecto de la energía programada para dicho período de acuerdo con el último Redespacho elaborado por el ODS. Este mecanismo deberá ser coherente con el mecanismo regional de gestión de Desviaciones en Tiempo Real administrado por el EOR y establecido en el Título IX del presente Reglamento. Asimismo, el ODS informará a los Agentes del MEN del resultado del Posdespacho diario, publicando en su sitio web U D I-D EG T-U N AH los resultados de éste. Los Agentes del MEN dispondrán de un plazo de dos (2) días hábiles a partir de la notificación por parte del ODS para presentar reclamos. El reclamo debe incluir el motivo que lo fundamenta el cual deberá estar basado en incumplimientos a los criterios o procedimientos que se establecen en este Reglamento y sus Normas Técnicas. Transcurrido el plazo indicado sin reclamos por parte de un Agente del MEN, se considera que este acepta toda la información recibida. El ODS deberá contestar los reclamos dentro de un plazo no mayor a cuatro (4) días hábiles.

Remisión al EOR de la información de medición comercial del flujo en los enlaces. A más tardar pasadas 48 horas tras el día de operación, el ODS deberá remitir al EOR los datos de medición comercial correspondientes al día anterior, registrados en los equipos de medición de flujo ubicados en los enlaces que interconectan el Área de Control de Honduras con las Áreas de Control de Guatemala, El Salvador y Nicaragua, en los medios y formatos definidos por el EOR.

Reporte de contingencias. A más tardar a las 10:00 A.M. de cada día, el ODS deberá enviar al EOR el reporte de contingencias del día anterior, así como la disposición real de la red de transmisión del día anterior. Dicha información deberá ser remitida por los medios y en los formatos definidos por el EOR. TÍTULO VI SERVICIOS COMPLEMENTARIOS CAPÍTULO I Definición y Obligaciones

Definición de los Servicios Complementarios. Los Servicios Complementarios a los efectos de este Reglamento son los siguientes: A. Control de frecuencia el cual incluye la Regulación Primaria de Frecuencia, Regulación Secundaria de Frecuencia, Regulación Terciaria de Frecuencia (incluyendo la Reserva Fría), y la demanda interrumpible. B. Control de voltaje y potencia reactiva. C. Arranque en Negro. D. La desconexión automática de cargas.

Obligación de proveer Servicios Complementarios. Los requerimientos impuestos como mínimos en este Reglamento y en la correspondiente Norma Técnica para la provisión de determinados Servicios Complementarios se consideran una obligación para los Agentes del MEN la cual no estará sujeta a remuneración adicional.

Verificaciones e incumplimientos. El ODS verificará la prestación de estos servicios por parte de los Agentes del MEN y notificará a la CREE los incumplimientos a efecto de que adopte las sanciones correspondientes. El ODS verificará en su Área de Control la prestación de los servicios auxiliares regionales por parte de los Agentes del MEN según lo establecido en el Reglamento del MER e informará al EOR las causas o justificaciones del no cumplimiento. U D I-D EG T-U N AH El incumplimiento por parte de un Agente del MEN en la prestación de los Servicios Complementarios definidos en este Reglamento, sin causas justificadas y aceptadas por la CREE como válidas, poniendo en riesgo la estabilidad, seguridad y confiabilidad de la operación del SIN o del SER, será considerado como infracción muy grave, acarreando las sanciones correspondientes contempladas en la Ley. En cualquiera de los casos, el Agente del MEN al que se le impute un incumplimiento podrá aportar al ODS las pruebas pertinentes del desempeño de sus equipos.

Generación Forzada. Los sobrecostos originados por el despacho de Generación Forzada como causa del incumplimiento por parte de uno o varios Agentes del MEN con sus obligaciones de proveer los Servicios Complementarios serán cargados a estos Agentes del MEN. La Generación Forzada no podrá fijar precio en el Despacho Económico que determine los Precios Nodales en el Sistema Principal de Transmisión. Artículo63.Norma Técnica de Servicios Complementarios. La Norma Técnica de Servicios Complementarios especificará los requisitos técnicos que deben cumplir los Agentes del MEN, el proceso de habilitación para la prestación de los servicios, los criterios para el cálculo y asignación de los márgenes de reserva, y los mecanismos para el seguimiento y supervisión por el ODS. CAPÍTULO II Control de Frecuencia

Obligación de proveer el servicio. Todas las unidades generadoras que cumplan los requisitos técnicos fijados en la Norma Técnica de Servicios Complementarios deberán prestar el servicio de control de frecuencia, aportando la reserva asignada y contando con los equipos de control adecuados para mantener la frecuencia del SIN dentro de los límites establecidos, tanto en condiciones normales como en Condiciones de Emergencia.

Regulación Primaria de Frecuencia.Al efecto de proveer la Reserva para Regulación Primaria de Frecuencia, los reguladores de velocidad de las unidades generadoras deberán permanecer desbloqueados, salvo autorización del ODS.

Regulación Secundaria de Frecuencia. Al efecto de proveer la Reserva para Regulación Secundaria de Frecuencia, las unidades generadoras con capacidad nominal igual o superior a ocho (8) MW deberán estar habilitadas para integrarse en el AGC. El margen de Reserva Rodante que debe ser provisto por las unidades acopladas será calculado por el ODS, en coordinación con el EOR, para el día siguiente en el Predespacho. Este margen de Reserva Rodante debe ser asignado a las unidades despachadas siguiendo los criterios fijados en la Norma Técnica de Servicios Complementarios.

Reserva Fría. La Reserva Fría será provista por unidades generadoras que se puedan arrancar y llevar a plena carga en menos de quince (15) minutos. El objetivo de la Reserva Fría es reponer la Reserva para Regulación Secundaria de Frecuencia. El margen de Reserva Fría, más el provisto por la demanda interrumpible en caso de existir, se fijará por el ODS en el U D I-D EG T-U N AH Predespacho como un porcentaje adicional al margen de Reserva Rodante según los criterios definidos en la Norma Técnica de Servicios Complementarios. Cuando una unidad generadora programada para proveer Reserva Fría sea llamada a producir por el ODS dicha unidad será compensada por los costos incurridos de acuerdo con su declaración de costos variables y de arranque y paro. Estos costos se liquidarán por el ODS a los Agentes Compradores a través del cargo por Servicios Complementarios.

Desconexión automática de cargas. El ODS en coordinación con el EOR determinará según los estudios de seguridad operativa de mediano plazo los requerimientos y etapas de desconexión automática de carga por baja frecuencia y bajo voltaje, tanto en porcentaje de la demanda como en temporización de las etapas. Su implementación será de carácter obligatorio por parte de los Agentes del MEN y se detallará en la Norma Técnica de Servicios Complementarios.

Seguimiento de la prestación del servicio e incumplimientos. Cuando un Agente del MEN no cumpla con la prestación del servicio de control de frecuencia asignada por el ODS, forzando a otros Agentes del MEN a proveer medidas para solucionar dicho incumplimiento más allá de las obligaciones asignadas por el ODS, el Agente del MEN con incumplimiento deberá hacerse cargo de los sobrecostos resultantes, sin perjuicio de las posibles sanciones.

Demanda interrumpible. Se habilita al ODS para elaborar una propuesta de procedimiento para la provisión de un servicio de demanda interrumpible con previo aviso, como medida adicional para el control de la frecuencia ante situaciones de emergencia y en forma preventiva para evitar la desconexión automática de carga. La provisión de demanda interrumpible no supondrá en ningún caso una disminución del Requerimiento de Potencia Firme de los Agentes Compradores. Los Agentes Compradores que provean este servicio podrán ser objeto de remuneración adicional.