Reglamento — Reglamento de Compras de Capacidad Firme y Energía

Definiciones. Para los efectos de este Reglamento, además de las definiciones contenidas en la Ley General de la Industria Eléctrica y sus Reglamentos, se aplicarán las siguientes: A. Bases de Licitación: Son los lineamientos, disposiciones generales y especificaciones técnicas contenidas en el documento elaborado por la Junta de Licitación y aprobados por la CREE, de conformidad con los Términos de Referencia emitidos por la CREE, que deben cumplir los Interesados para la presentación de sus Ofertas. B. Consorcio: Es el Interesado integrado por un grupo o asociación de personas individuales o jurídicas, nacionales o extranjeras, que presenta una Oferta para participar en la Licitación, sin constituirse en una persona jurídica diferente a sus integrantes. C. Contrato de Compra de Capacidad Firme y Energía: Es el documento contenido en escritura pública que celebrará cada una de las Distribuidoras con el o los Licitantes Adjudicados, en donde se establecen los términos bajo los cuales se prestará el suministro de capacidad firme y energía eléctrica, tales como el precio, forma de pago, garantías y demás condiciones técnicas, económicas y jurídicas relacionadas con dicho suministro, siendo cada una de las Distribuidoras responsable de manera individual de los contratos que suscribe, mismo que incluirá sus Anexos, así como las adiciones, aclaraciones, modificaciones, que en su caso acuerden las partes. D. Enmienda: Las modificaciones o ampliaciones a los documentos estándar de la licitación, que son emitidos por la Junta de Licitación de las Empresas Distribuidoras que licitan, previa aprobación de la CREE. E. Garantía de Cumplimiento de Adjudicación: El mecanismo aprobado por la CREE que deberá cumplir cada Licitante Adjudicado, al momento de suscribir el Contrato de Compra de Capacidad Firme y Energía, para garantizar el cumplimiento de sus obligaciones derivadas de dicho contrato. F. Garantía Firme de Oferta: El mecanismo aprobado por la CREE que deberá cumplir cada Licitante y presentarlo junto con su Propuesta Técnica, para garantizar el sostenimiento de los precios y condiciones ofertadas. G. Interesado: Cualquier persona individual, jurídica o Consorcio que al comprar los Documentos Estándar de la Licitación y cumplir los requisitos establecidos, adquiere el derecho de presentar una Oferta. H. Junta de Licitación: El conjunto de personas, designadas por las Empresas Distribuidoras y la CREE conforme a lo dispuesto en el artículo 25, numeral romano VIII, del Reglamento General de la Ley General de la Industria Eléctrica, encargadas de organizar la Licitación de los Contratos de Compra de Capacidad Firme y Energía, recibir las Ofertas, evaluarlas, y en su caso, determinar a los Licitantes Adjudicados. I. Licitación: El procedimiento público, internacional y competitivo mediante el cual la Junta de Licitación selecciona a los Licitantes Adjudicados. J. Licitante Adjudicado: Aquel que fue adjudicado con un Contrato de Compra de Capacidad Firme y Energía, en un proceso de Licitación. K. Licitante: El Interesado que presenta una Oferta de conformidad con lo establecido en este Reglamento y los Documentos Estándar de la Licitación aprobados por la CREE. L. Oferta: La Propuesta Técnica y Económica que presenta un Licitante, de conformidad con lo dispuesto en este Reglamento y las Bases de Licitación. M. Ofertas Seleccionadas: Son aquellas Ofertas que resultaron seleccionadas en el proceso de evaluación de Propuestas Económicas.

N. Representante Designado: Es la persona designada por un Interesado para recibir notificaciones en su nombre y para efectuar preguntas o solicitudes de aclaración o enmiendas a los Documentos Estándar de la Licitación. O. Términos de Referencia: Los lineamientos técnicos y económicos, emitidos mediante resolución de la CREE, con base en los cuales las Empresas Distribuidoras elaboran los Documentos Estándar de la Licitación. CAPÍTULO II OBJETO DEL REGLAMENTO

Objeto del Reglamento. El presente Reglamento define el proceso para desarrollar las licitaciones públicas internacionales competitivas, que las Empresas Distribuidoras deberán seguir, para la contratación de capacidad firme y energía. CAPÍTULO III REQUERIMIENTOS DE CAPACIDAD FIRME Y ENERGÍA

Determinación de los requerimientos de capacidad firme y energía. Antes de finalizar el mes de noviembre de cada año, cada Empresa Distribuidora deberá presentar a la CREE, el estudio que define sus requerimientos de capacidad firme y energía para los próximos diez años, incluyendo las reservas que sea necesario tener cubiertas mediante Contratos de Compra de Capacidad Firme y Energía. Los estudios deberán contar con todos los documentos y cálculos que respaldan y justifican la proyección de demanda.

Aprobación de la CREE. En el plazo de 30 días calendario, contados a partir de la recepción del estudio, la CREE verificará las proyecciones de demanda de las Empresas Distribuidoras, pudiendo aprobarlas o no. En el caso que la CREE improbara las proyecciones de demanda, las Empresas Distribuidoras deberán corregirlas en un plazo de 15 días calendario contados a partir de la notificación respectiva y presentarlas nuevamente a la CREE. Si las proyecciones de demanda todavía no cumplen con los requerimientos de la CREE, el estudio se dará por improbado y se utilizarán las proyecciones de demanda que la CREE determine.

Convocatoria a licitación pública internacional. Aprobada la proyección de demanda de energía y capacidad firme de las Empresas Distribuidoras, la CREE procederá a revisar si los contratos suscritos por los Distribuidores, cubren la proyección. En caso la capacidad firme y energía contratada no satisfaga dichos requerimientos, las Empresas Distribuidoras, bajo la supervisión de la CREE, deberán convocar a una licitación pública internacional de acuerdo con los principios de la Ley General de la Industria Eléctrica para la compra de capacidad firme y energía, y de conformidad con los plazos descritos en el

, numeral romano IV, literales b., c., e. y f. del Reglamento General de la Ley General de la Industria Eléctrica.

Promoción del proceso de Licitación. Cada evento de licitación, deberá ser promovido a nivel internacional, de tal forma que se incentive la competencia y la inversión en generación de energía eléctrica. La CREE, en conjunto con las Empresas Distribuidoras, podrán extender invitaciones a empresas internacionales, siempre que las mismas, o a través de sus filiales o empresas subsidiarias, no tengan ningún vínculo con alguna Empresa Distribuidora que participe en el proceso de licitación.

Términos de Referencia. Con base en los requerimientos de capacidad firme y energía, y el plan indicativo de expansión de generación, la CREE emitirá los Términos de Referencia que servirán de base a las Empresas Distribuidoras, para el desarrollo de los Documentos Estándar de la Licitación. Como mínimo los Términos de Referencia deberán contener:

• A)

  Justificación de la licitación pública internacional que se realizará.

• B)

  Forma de integrar la Junta de Licitación, donde se definirá el número de representantes de cada empresa Distribuidora que participarán en el proceso, considerando lo dispuesto en el artículo 25, numeral romano VIII del Reglamento General de la Ley General de la Industria Eléctrica.

• C)

  Descripción de la licitación pública internacional.

• D)

  Cronograma de los eventos relacionados con la licitación pública internacional.

• E)

  Tecnologías de generación a las que se orientará la licitación pública internacional.

• F)

  Duración de los contratos, definiendo la fecha de inicio y finalización de los mismos.

• G)

  Forma de evaluar las Propuestas Técnicas y Económicas.

• H)

  Condiciones que regirán los contratos de las Ofertas que se adjudiquen.

• I)

  Estructura básica de los Documentos Estándar de la Licitación, incluyendo el modelo de contrato.

Monto de capacidad firme y energía a contratar. El monto de capacidad firme y energía a contratar por las Empresas Distribuidoras, será como mínimo el necesario para cubrir la demanda del sexto al décimo año de la proyección, a la que se refiere el artículo 3 del presente Reglamento. TÍTULO II LICITACIÓN PÚBLICA INTERNACIONAL CAPÍTULO I PRINCIPIOS

Principios que regirán las licitaciones públicas internacionales. Las licitaciones públicas internacionales para la contratación de capacidad firme y energía, se regirán por los siguientes principios:

• A)

  Permitir la libre competencia: Debe permitirse la competencia, sin restricciones entre todas las tecnologías de generación técnicamente factibles en su momento y que estén de acuerdo con lo dispuesto en el plan indicativo de expansión de la generación y la política energética. No se considerará que existe una restricción, cuando se establezcan cuotas de tecnologías con la finalidad de diversificar la matriz energética.

• B)

  Cumplir con la Ley General de la Industria Eléctrica, sus Reglamentos, Normas Técnicas y Normas de Coordinación Económica y Operativa, los Términos de Referencia y los Documentos Estándar de la Licitación, incluyendo el modelo de Contrato de Compra de Capacidad Firme y Energía, no deben contravenir ninguna disposición de la legislación vigente.

• C)

  Cada tecnología de generación deberá evaluarse de conformidad con sus características técnicas y económicas propias.

• D)

  Transparencia. De conformidad con lo dispuesto en el

de la Ley de Contratación del Estado, las Licitaciones deberán ser transparentes. CAPÍTULO II OBJETIVOS

Objetivos de la licitación pública internacional. Tanto los Términos de Referencia, cuanto los Documentos Estándar de la Licitación, incluyendo el modelo de Contrato de Compra de Capacidad Firme y Energía, deberán cumplir con los siguientes objetivos: A) Que los precios de los Contratos de Compra de Capacidad Firme y Energía minimicen el costo de compra de las Empresas Distribuidoras, establecido en el plan indicativo de expansión de generación, considerando para esto: I. Para contratos que provengan de recursos renovables: a. Estacionalidad de los recursos. b. Disponibilidad horaria. c. Continuidad del recurso para generar energía eléctrica. d. Antigüedad de los equipos de generación. e. Ubicación de las Centrales Generadoras. f. Ubicación del punto más cercano o idóneo para la conexión con el SIN. II. Para contratos que provengan de recursos no renovables:

• a)

  Costos estimados a futuro de los combustibles, considerando los costos de internación y su traslado hasta la central generadora. b. Mecanismo de actualización de los costos de los combustibles, su internación y traslado hasta la central generadora. c. Disponibilidad del combustible. d. Verificar que se cuenta con la infraestructura necesaria para su descarga y transporte hasta la central generadora. e. Antigüedad de los equipos de generación. f. Ubicación del punto más cercano o idóneo para la conexión al SIN.

• B)

  Que la capacidad firme y la energía cubran los requerimientos de las Empresas Distribuidoras. La contratación de energía y capacidad firme, deberá mantenerse dentro de un rango de +/- 15% de los requerimientos de cada Empresa Distribuidora.

• C)

  Que la energía contratada cubra la curva de carga horaria típica de cada Empresa Distribuidora.

• D)

  Que la capacidad firme contratada cubra la Demanda Firme futura de cada Empresa Distribuidora.

• E)

  Que la calidad de energía que se suministra a los usuarios cumpla con las normas que para el efecto se emitan.

• F)

  Que las tecnologías de generación contratadas sean congruentes con el plan de expansión de la generación y contribuyan a diversificar la matriz energética.

• G)

  Que los precios ofertados para la energía y capacidad firme sean congruentes con las tecnologías y combustibles ofertados.

Tecnologías de generación a contratar. De conformidad con lo dispuesto en el plan de expansión de la generación, los requerimientos de capacidad firme y energía de las Empresas Distribuidoras y las características propias de cada tecnología de generación disponible, la CREE, en conjunto con las Empresas Distribuidoras, determinará la cantidad de potencia de tecnologías renovables y no renovables que se licitarán, teniendo siempre en cuenta los objetivos descritos en el artículo 10 del presente reglamento. En las Licitaciones podrán participar, en igualdad de condiciones, tanto generadores establecidos en la República de Honduras como en otros países de la región centroamericana, representados por una persona individual o jurídica, o por medio de un Consorcio. CAPÍTULO III PROCEDIMIENTO

Documentos Estándar de la Licitación. El contenido mínimo de los Documentos Estándar de la Licitación, será conforme a lo dispuesto en el artículo 25, numerales romanos V, VI y VII del Reglamento General de la Ley General de la Industria Eléctrica.

Publicación de los Documentos Estándar de la Licitación. Para cada Licitación que se lleve a cabo, las Empresas Distribuidoras deberán habilitar un portal en la red, específicamente desarrollado para cada evento. Observando el plazo descrito en artículo 25, numeral romano IV, literal c. del Reglamento General de la Ley General de la Industria Eléctrica, las Empresas Distribuidoras publicarán en el portal de la red que se desarrolle para la Licitación, los Documentos Estándar de la Licitación, y las promoverán con al menos dos publicaciones en dos diarios de mayor circulación nacional y en por lo menos dos medios internacionales. En función del número de interesados que adquieran los Documentos Estándar de la Licitación, podrán realizarse más publicaciones, con el objetivo de promover la competencia en el proceso. Cada publicación de prensa deberá incluir el objeto de la Licitación, una descripción del proceso, el costo de adquirir los Documentos Estándar de la Licitación, el lugar dónde se pueden adquirir, y cualquier otro aspecto que permita favorecer la participación y la competencia en la Licitación. El portal de la red de cada Licitación, tendrá un área pública y una privada. El área privada estará destinada únicamente a los Interesados, quienes tendrán acceso a la información de esta área mediante una cuenta propia en el portal de la red. La única información que estará reservada para los Interesados, es la relacionada con el planteamiento de preguntas o solicitud de aclaraciones o enmiendas a las Bases de Licitación y el modelo de contrato. Para acceder a su cuenta, cada Interesado obtendrá un usuario y una clave de ingreso. En el portal de la red deberá estar disponible como mínimo la siguiente información:

• A)

  Área Pública del portal de la red: I. Descripción detallada del objeto de la Licitación, el proceso de Licitación, indicando la cantidad de capacidad firme y energía que se pretende contratar y el período de duración de los contratos. II. Los Términos de Referencia, los Documentos Estándar de la Licitación y sus enmiendas. III. El cronograma de la Licitación. IV. Listado de interesados que hayan adquirido los Documentos Estándar de la Licitación.

  V. Publicaciones de prensa y presentaciones hechas en las reuniones informativas. VI. Cualquier otra información que promueva y permita conocer a fondo el proceso y el funcionamiento del sector eléctrico.

• B)

  Área privada del portal de la red: I. Formato para consultas y solicitud de aclaraciones o enmiendas. II. Respuestas a las consultas y solicitudes de aclaraciones o enmiendas.

Reuniones informativas. Después de la segunda publicación de promoción de las Bases de Licitación, las Empresas Distribuidoras deberán convocar como mínimo a dos reuniones informativas, en las que se dará a conocer a los Interesados el procedimiento que se utilizará para desarrollar la Licitación. Las reuniones informativas deberán efectuarse en fechas distintas, en función de la cantidad de Interesados que adquieran los Documentos Estándar de la Licitación. Las reuniones informativas no serán vinculantes a la Licitación.

Costo de adquisición de los Documentos Estándar de la Licitación. Únicamente los Interesados que hayan adquirido los Documentos Estándar de la Licitación, tendrán el derecho de presentar Ofertas. El costo de adquisición de los Documentos Estándar de la Licitación, deberá ser aprobado por la CREE y será calculado exclusivamente en función de los costos de reproducción de dichos documentos. Será requisito para poder presentar una Oferta, que cada Licitante, incluya dentro de la misma, una copia del documento que acredite la compra de los Documentos Estándar de la Licitación. Un interesado que tenga la intención de presentar varias Ofertas bajo una misma denominación social, podrá hacerlo presentando un único documento que acredite la compra de los Documentos Estándar de la Licitación.

Preguntas, aclaraciones y enmiendas a los Documentos Estándar de la Licitación. El procedimiento para plantear preguntas o solicitar aclaraciones y enmiendas a los Documentos Estándar de la Licitación será el siguiente:

• A)

  Como mínimo se tendrán tres rondas de preguntas y respuestas en cada Licitación. En el cronograma se establecerán las fechas límites para que los interesados presenten sus consultas, así como las fechas en que se dará respuesta a las mismas.

• B)

  La Junta de Licitación deberán diseñar un formato para que los interesados planteen sus dudas o solicitud de aclaraciones o enmiendas a los Documentos Estándar de la Licitación. Este formato deberá estar disponible en el portal de la red de la respectiva Licitación, pudiendo ser utilizado únicamente por los Interesados.

• C)

  La Junta de Licitación evaluará las consultas de los Interesados en cuanto a la interpretación de los Documentos Estándar de la Licitación y propondrán una respuesta a la CREE. Si la solicitud estuviera relacionada con una enmienda a los Documentos Estándar de la Licitación, la Junta de Licitación, después de evaluarla y si a su juicio considera que la misma es procedente, someterá a aprobación de la CREE la enmienda respectiva.

• D)

  Una vez aprobadas por la CREE las respuestas a las consultas de los Interesados, se publicarán en el área privada del portal de la red. A cada Interesado se le enviará por correo electrónico las respuestas de cada ronda de preguntas que hayan hecho todos los Interesados, debiéndose entender que cada Interesado podrá conocer todas las preguntas y respuestas de cada ronda.

• E)

  Si previa aprobación de la CREE, fuera necesario publicar una Enmienda, ésta se informará en el sitio púbico del portal de la red, y además, por escrito y correo electrónico a todos los Interesados.

Cronograma de la Licitación. El cronograma de la Licitación, deberá contener las fechas de los acontecimientos que componen el proceso, desde la convocatoria hasta la firma de los Contratos de Compra de Capacidad Firme y Energía con los Licitantes Adjudicados. En este sentido, el contenido mínimo del cronograma será:

• A)

  Período en el que pueden comprarse los Documentos Estándar de la Licitación.

• B)

  Fechas en que se realizarán las reuniones informativas.

• C)

  Fechas límites de las rondas para plantear preguntas y solicitar aclaraciones o enmiendas.

• D)

  Fechas en que se publicarán las respuestas a las consultas hechas en cada ronda.

• E)

  Fecha límite para la publicación de Enmiendas a los Documentos Estándar de la Licitación.

• F)

  Fecha de presentación de las Ofertas a la Junta de Licitación.

• G)

  Periodo de evaluación de Propuestas Técnicas.

• H)

  Fecha de apertura y evaluación de las Propuestas Económicas.

• I)

  Fecha en que se anunciarán oficialmente las Ofertas adjudicadas y aprobadas por la CREE.

• J)

  Fecha máxima para suscribir los Contratos de Compra de Capacidad Firme y Energía. Con autorización de la CREE, estas fechas podrán ser modificadas cuando el desarrollo del proceso lo requiera.

Información a proporcionar por los interesados.Solamente el Representante Designado podrá adquirir los Documentos Estándar de la Licitación en representación del Interesado. Al momento de comprar los Documentos Estándar de la Licitación, deberá acreditar la calidad con la que actúa y llenar un formulario con los siguientes datos:

• A)

  Nombre de la entidad que adquiere los Documentos Estándar de la Licitación.

• B)

  Dirección física dentro del perímetro del departamento de Francisco Morazán, en la República de Honduras.

• C)

  Número de teléfono y dirección de correo electrónico.

Responsabilidad de los Licitantes. Al adquirir los Documentos Estándar de la Licitación, los Licitantes deben tener en consideración los siguientes aspectos:

• A)

  El Licitante es el único responsable por la preparación de la Oferta que presente. También será el único responsable de su contenido, documentos que la conforman, ordenamiento de la información, fechas de entrega, y en general, de cumplir con todos los requisitos que se establezcan en los Documentos Estándar de la Licitación para la presentación de las Ofertas.

• B)

  El Licitante deberá consultar periódicamente el portal de la Licitación, para mantenerse informado del desarrollo de la misma. No se admitirá ningún argumento de desconocimiento de cualquier información que haya sido publicada en el portal de la Licitación.

• C)

  Los costos asociados a la preparación y presentación de la Oferta, serán responsabilidad del Licitante, quien no podrá entablar en ningún caso un proceso de reclamo o solicitud de indemnización en contra de las Empresas Distribuidoras ni de la CREE, por los costos incurridos.

• D)

  Cada Licitante, será el único responsable de llevar a cabo los estudios de factibilidad técnicos y económicos de los proyectos de generación que ofrece. El hecho de participar en el proceso de Licitación, no implica ninguna garantía para el Licitante que su Oferta será adjudicada.

• E)

  Cada Licitante deberá conocer la legislación aplicable antes de presentar una Oferta. En ningún caso podrá argumentarse desconocimiento de la normativa aplicable.

• F)

  Todos los precios de energía y potencia ofrecidos por un Licitante, no serán objeto de negociación y no podrán modificarse después de presentada la Oferta ni durante la vigencia del contrato en caso de resultar adjudicado, a excepción de los ajustes de precios que estén establecidos en los Documentos Estándar de la Licitación.

• G)

  El Licitante adjudicado será responsable de la obtención de permisos y licencias necesarias para el desarrollo del proyecto de generación. Ni las Empresas Distribuidoras ni la CREE compartirán ninguna responsabilidad en el trámite de licencias o permisos.

• H)

  Será responsabilidad de los Licitantes Adjudicados, cumplir con la fecha prevista de entrada en operación comercial de la central generadora adjudicada. En caso de incumplimiento, se ejecutarán las garantías establecidas en los Documentos Estándar de la Licitación.

Forma de presentación de las Ofertas. Las Ofertas que presenten los interesados, estarán compuestas por la Propuesta Técnica y la Propuesta Económica. Ambas propuestas deberán presentarse en sobres cerrados separados, en original y dos copias de cada una. Cada sobre deberá estar identificado como Propuesta Técnica o Económica e indicando si es original o copia. Para que una Oferta sea aceptada por la Junta de Licitación, deberá cumplir con el contenido, formato y requisitos que se especifiquen en los Documentos Estándar de la Licitación. El no presentar las Ofertas de conformidad con lo establecido en las Bases de Licitación, facultará a la Junta de Licitación a descalificarlas.

Garantías. Al entregar su Oferta, los Licitantes deberán presentar la Garantía Firme de Oferta que las Bases de Licitación especifiquen, la cual asegura que las condiciones ofertadas se mantengan hasta la adjudicación si así fuera el caso. En caso de resultar adjudicado, el Licitante deberá sustituir la Garantía Firme de Oferta con la Garantía de Cumplimiento de Adjudicación, mediante la cual se garantiza el cumplimiento de las condiciones contractuales contraídas con la firma del Contrato de Compra de Capacidad Firme y Energía.

Recepción de Ofertas. Cinco días hábiles antes de la fecha establecida en el cronograma para la presentación de Ofertas, las Empresas Distribuidoras publicarán en dos de los diarios de mayor circulación, el lugar y hora para recibir las Ofertas. Además, a los Interesados se les comunicará dicha información por escrito y correo electrónico. No se aceptarán Ofertas fuera del horario o en fecha o lugar distinto al establecido por las Empresas Distribuidoras. Finalizado el horario de recepción de Ofertas, la Junta de Licitación procederá a registrar a aquellos Interesados que hayan presentado Ofertas. Las Propuestas Técnicas y Económicas, serán rubricadas por el Representante Legal de cada Licitante y los miembros de la Junta de Licitación. Las Propuestas Económicas serán entregadas a una entidad que garantice la seguridad de las mismas, y que estará encargada de su custodia hasta el día de su apertura y evaluación final. Las Propuestas Técnicas quedarán bajo el resguardo de la Junta de Licitación para su revisión.

Evaluación de Propuestas Técnicas. Después de la entrega de las Ofertas, dentro del periodo establecido en el Cronograma, la Junta de Licitación evaluará el cumplimiento de todos los requisitos dispuestos en las Bases de Licitación para las Propuestas Técnicas. Si la Propuesta Técnica de un Licitante cumple con todos los requisitos, entonces pasará a la ronda de evaluación de Propuestas Económicas.

Evaluación de las Propuestas Económicas. La apertura de las Propuestas Económicas se llevará a cabo en la fecha establecida en el cronograma de la Licitación. El aviso del lugar y hora para el evento, será publicado en el portal de la Licitación y mediante carta y por correo electrónico a los Licitantes. Solamente aquellos Licitantes cuyas Propuestas Técnicas hayan cumplido todos los requisitos establecidos en las Bases de Licitación, pasarán a la fase de apertura y evaluación de Propuestas Económicas. La metodología de evaluación de Propuestas Económicas será determinada por la CREE, en función de la modalidad que se establezca de conformidad con lo dispuesto en el artículo 25, numeral romano II del Reglamento General de la Ley General de la Industria Eléctrica. La metodología deberá cumplir con los objetivos definidos en el Artículo 10 del presente Reglamento y utilizar un algoritmo de optimización para seleccionar las Ofertas posibles de adjudicar. El algoritmo podrá ser desarrollado por una empresa independiente y deberá ser auditado por la CREE. La metodología conceptual de evaluación se publicará tanto en el área pública del portal de la Licitación, como en el portal de la red de la CREE.

Adjudicación de Ofertas. Podrán ser adjudicadas aquellas Ofertas que hayan sido seleccionadas por el algoritmo de optimización en la etapa de evaluación de Propuestas Económicas y que permiten cumplir con los objetivos de la Licitación. El día de evaluación de las Propuestas Económicas, las Ofertas que hayan sido seleccionadas para cubrir los requerimientos de energía y capacidad firme de las Empresas Distribuidoras, serán anunciadas como Ofertas Seleccionadas. Posteriormente, la CREE procederá a revisar las Propuestas Económicas y verificará que las Ofertas Seleccionadas cumplan con los requisitos establecidos en los Documentos Estándar de la Licitación. De ser positivos los resultados, la CREE procederá, en conjunto con las Empresas Distribuidoras, a anunciar oficialmente, las Ofertas adjudicadas. Este anuncio será publicado en dos diarios de mayor circulación, en los portales de la Licitación y la CREE, y a los Licitantes cuyas Ofertas hayan sido seleccionadas.

Suscripción de contratos. Las Empresas Distribuidoras, elaborarán los Contratos de Compra de Capacidad Firme y Energía conforme al formato aprobado en este reglamento a suscribir con cada Licitante Adjudicado, mismos que deberá someter a la aprobación de la CREE antes de ser firmados. Los contratos deberán ser suscritos como máximo tres meses después de la fecha del anuncio oficial de adjudicación, de conformidad con lo dispuesto en el artículo 25, numeral romano IV, literal f del Reglamento General de la Ley General de la Industria Eléctrica.

Ofertas no seleccionadas o no adjudicadas. Aquellas Ofertas que no hayan sido seleccionadas para la evaluación de Propuestas Económicas serán devueltas a los Licitantes después de finalizada la evaluación de las Propuestas Técnicas, en los mismos sobres cerrados en los que fueron entregadas. Las Ofertas que hayan participado en la evaluación de Propuestas Económicas y no hayan sido adjudicadas, serán devueltas a los Licitantes al finalizar el proceso de evaluación de Propuestas Económicas. En ambos casos, junto con las Ofertas, serán devueltas las garantías que se hubieran incluido.

Proceso de Licitación desierto o fracasado. Para declarar desierto o fracasado el proceso de Licitación, la Junta de Licitación deberá tomar en cuenta los criterios establecidos en el Artículo 25, numeral romano XI del Reglamento General de la Ley General de la Industria Eléctrica. TÍTULO III DOCUMENTOS ESTÁNDAR DE LA LICITACIÓN CAPÍTULO ÚNICO BASES DE LICITACIÓN Y MODELO DE CONTRATO

Bases de Licitación y modelo del Contrato de Compra de Capacidad Firme y Energía. De conformidad con lo dispuesto en el artículo 15, literal A. de la Ley General de la Industria Eléctrica, en el Anexo A del presente Reglamento, se desarrolla el modelo de los Documentos Estándar de la Licitación, el cual incluye las Bases de Licitación y el modelo del Contrato de Compra de Capacidad Firme y Energía. Tanto las Bases de Licitación como el modelo del Contrato de Compra de Capacidad Firme y Energía, podrán ser modificados por la CREE según los requerimientos de cada Licitación y los mismos no serán vinculantes en cualquier otro procedimiento de Licitación. ANEXO A MODELO DE LOS DOCUMENTOS ESTÁNDAR DE LA LICITACIÓN LICITACIÓN PÚBLICA INTERNACIONAL (número o nombre de la Licitación) BASES DE LICITACIÓN LICITACIÓN PÚBLICA INTERNACIONAL PARA CONTRATAR LOS REQUERIMIENTOS DE ENERGÍA ELÉCTRICA Y CAPACIDAD FIRME DE LAS EMPRESAS DISTRIBUIDORAS (nombre de las Empresas Distribuidoras que licitan) 1. Introducción. De conformidad con lo dispuesto en el Artículo 15 de la Ley General de la Industria Eléctrica, las Empresas Distribuidoras (nombre de las empresas distribuidoras que licitan), en adelante las Distribuidoras, convocan a la licitación pública internacional (nombre de la Licitación), para la contratación de hasta ____ MW de capacidad firme y su energía asociada, para el período comprendido del ___ de ________ de 20__ al ___ de _________ de 20__. En seguimiento del plan de expansión de la generación (nombre del plan), la presente convocatoria para presentar Ofertas de generación, se hace para las siguientes tecnologías: (Describir las tecnologías a las que se dirige la Licitación) 2. Propósito de la Licitación. En congruencia con el Artículo 10, del Reglamento de Compras de Capacidad Firme y Energía, el objetivo propósito de la Licitación es el siguiente: Contratar hasta ____ MW de capacidad firme y su energía asociada, del conjunto de Ofertas que se presenten y que minimicen el costo de abastecimiento de las Empresas Distribuidoras, de tal forma que las tarifas a los consumidores reflejen la eficiencia económica de la contratación. 3. Tipos de Tecnologías a Licitar De conformidad con lo dispuesto en el Plan Indicativo de Expansión de la Generación y los Términos de Referencia emitidos por la CREE, se contratarán las siguientes tecnologías de generación:

4. Definiciones. Sin perjuicio de los términos definidos en el Reglamento de Compras de Capacidad Firme y Energía, son aplicables a la Licitación las siguientes definiciones: Autoridad Gubernamental: Significa cualquier entidad de gobierno, Poder Ejecutivo, Poder Legislativo, Poder Judicial, ya sea estatal o municipal, o cualquier secretaría, departamento, tribunal, comisión, consejo, dependencia, órgano o autoridad similar, de cualquiera de dichas entidades de gobierno de la República de Honduras. Dólares o US$: Es la moneda de curso legal en los Estados Unidos de América. Filial: Significa cualquier persona individual o jurídica que sea representada directa o indirectamente por cualquier otra persona, que tenga una participación económica mínima de ________ ciento (____%) en la misma y que intervenga mediante sus representantes en la dirección de la administración o de las políticas de dicha persona jurídica, ya sea por medio de la propiedad de acciones, participaciones u otros valores con derecho a voto o mediante cualquier otro medio. Leyes Aplicables: Son todas las leyes, reglamentos, normas, resoluciones, sentencias vigentes en la República de Honduras, aplicables a los Contratos, Licitantes, Adjudicados, Distribuidoras y Activos. Planta de Generación Nueva: Es la Central o Centrales, con las que un Licitante ofrece suministrar la capacidad firme y la energía eléctrica a las Distribuidoras, que iniciarán operación comercial después de la fecha de presentación de las Ofertas. Potencia Máxima Disponible (PMD): Es la potencia máxima que una central generadora puede inyectar al sistema, descontando los consumos internos y en las condiciones del sitio donde está instalada. Propuestas Calificadas: Aquellas Propuestas Técnicas que han cumplido con todos los requisitos de las Bases de Licitación y que a juicio de la Junta de Licitación presentaron información veraz, y por lo tanto, pasarán a la etapa de Evaluación de Propuestas Económicas. Punto de Entrega: Es el nodo del Sistema Interconectado Nacional en donde se conecta una Central y donde se ofrece suministrar la capacidad firme y energía eléctrica a las Distribuidoras, conforme lo establecido en las Bases de Licitación. Dicho nodo es también donde se encuentra o se encontrará habilitada la medición comercial. Rendimiento Garantizado (RG): Es la cantidad de combustible requerido para generar un Megavatio-hora (MWH) de energía eléctrica, garantizado en la Oferta, debiendo considerar las pérdidas desde la entrada de combustible hasta la entrega de energía eléctrica en las terminales del Punto de Entrega, teniendo en cuenta la degradación para el tiempo de vigencia del Contrato de Compra de Capacidad Firme y Energía, todas las condiciones ambientales del sitio de instalación. Socio Principal: Es uno de los miembros de un Consorcio que tiene una Participación Económica mínima del _______ por ciento (__%) en el Consorcio y en la sociedad hondureña a constituirse, que deberá cumplir con los requisitos de experiencia técnica y capacidad económica establecidos en las Bases de Licitación.

Transacción Internacional: Es la transacción de compra o venta de potencia y energía con entidades de otros países. 5. Descripción del proceso de licitación pública internacional. La presente Licitación, convoca a las empresas nacionales y extranjeras que cumplan los requisitos, a participar en el suministro de capacidad firme y energía de hasta ____ MW por un período de ____ años, empezando el ___ de ______ de 20__ y finalizando el ___ de ______ de 20__. El proceso se regirá por lo dispuesto en la Ley General de la Industria Eléctrica, El Reglamento General, El Reglamento de Compra de Capacidad Firme y Energía y cualquier otra Ley Aplicable, las resoluciones que para el efecto emita la CREE, los Términos de Referencia y los Documentos Estándar de la Licitación aprobados por la CREE. Todos los interesados que acepten participar en el proceso de Licitación, deberán conocer la legislación aplicable al sector eléctrico y al Mercado de Electricidad, ningún interesado podrá alegar desconocimiento de la ley. Mediante la Resolución __________ de la CREE, se conformó la Junta de Licitación que tendrá las facultades descritas en el artículo 25, numeral romano VIII del Reglamento General de la Ley General de la Industria Eléctrica. El proceso se regirá por el cronograma contenido en el numeral 8 de las presentes Bases de Licitación. Las fechas establecidas podrán modificarse por la Junta de Licitación y con aprobación de la CREE en función de los requerimientos necesarios para el cumplimiento del objetivo del proceso. Aquellos Licitantes cuya Propuesta Técnica cumpla con todos los requisitos establecidos en los Documentos Estándar de la Licitación, pasarán a la etapa de evaluación de Propuestas Económicas. En esta etapa del proceso, mediante un algoritmo de optimización, se evaluarán las Propuestas Económicas que minimicen el costo de compra de las Distribuidoras. Aquellas Ofertas que sean seleccionadas, podrán ser adjudicadas siempre y cuando la Junta de Licitación y la CREE determinen que cumplen con los requisitos establecidos en las Bases de Licitación. Cuando las Ofertas Seleccionadas hayan sido aprobadas por la CREE, podrán ser adjudicadas y se procederá a la firma de los contratos respectivos. 6. Responsabilidad de los Licitantes. Todo Licitante será el responsable de verificar que su Oferta cumpla con los requisitos de los Documentos Estándar de la Licitación. El incumplimiento de cualquier requisito u omisión de presentar información requerida en el proceso de Licitación, serán causa para que dicha Oferta sea rechazada por la Junta de Licitación, sin responsabilidad alguna de su parte. Los costos asociados con la preparación y entrega de Ofertas, incluyendo la evaluación de la factibilidad técnica y económica de las Plantas de Generación Nuevas o de la habilitación comercial de las Transacciones Internacionales ofrecidas en dicha Oferta, serán responsabilidad del Licitante. En ningún caso, aun cuando el proceso de Licitación sea declarado desierto, inválido o cancelado, podrá atribuirse responsabilidades a las Distribuidoras o la CREE por dichos costos, ni de los costos asociados a la suscripción del Contrato de Compra de Capacidad Firme y Energía y cualquier otro documento que debe ser suscrito ante Notario. Cada Licitante, presentará su Oferta con base en sus propios estudios, investigaciones, exámenes, inspecciones, visitas, estudios de factibilidad técnica y económica de los proyectos, entrevistas y otros. Todo Licitante deberá tener presente que el contenido de los documentos de licitación estándar no constituyen una garantía de alcanzar las proyecciones Económicas u operativas que hubieran servido de base para la presentación de la Oferta. Por lo tanto, cualquier información que se publique o que forme parte de la Licitación, no debe considerarse como una guía de inversión o de comercialización de capacidad firme y energía. Cada Licitante será el único responsable de la planificación fiscal en sus proyecciones financieras, y del cumplimiento de la Leyes Aplicables en materia de impuestos en relación con su participación en la Licitación y la presentación de su Oferta. Asimismo, cada Licitante, de resultar adjudicado en la Licitación, será responsable del cumplimiento de sus obligaciones derivadas de las Leyes Aplicables como consecuencia de la celebración y cumplimiento del Contrato de Compra de Capacidad Firme y Energía, en el entendido que los pagos mensuales no serán ajustados en ningún caso por errores o deficiencias en la planeación fiscal subyacente a la Oferta. Las Distribuidoras y toda persona que tenga relación laboral, contractual o accionaria, no aseguran que los Documentos Estándar de la Licitación constituyan la única información necesaria para presentar una Oferta y su posterior adjudicación. En este sentido, cada Licitante será responsable de allegarse la asesoría especializada necesaria, analizar la factibilidad de su Oferta y de cumplir con todos los requisitos para la presentación de la misma. De esta forma, cuando un Licitante presente una o más Ofertas, se entenderá que tiene pleno conocimiento de las Leyes Aplicables que rigen el sector eléctrico hondureño y de los Documentos Estándar de la Licitación. Por lo tanto, el Licitante asume todos los riesgos asociados con la preparación de su Oferta y no podrá realizar modificaciones o ajustes a la misma, después de haberla presentado en la fecha establecida en el cronograma. En este sentido, el Licitante será responsable por la veracidad e integridad del contenido de la Oferta que presente. El Licitante podrá solicitar las aclaraciones que requiera a los Documentos Estándar de la Licitación, de conformidad con lo establecido en el Artículo 16 del Reglamento de Compras de Capacidad Firme y Energía; por lo tanto, será el único responsable de la interpretación del contenido de los Documentos Estándar de la Licitación, y no podrá entablar ningún reclamo, demanda o requerir indemnización alguna en contra de las Distribuidoras y toda persona que tenga relación laboral, contractual o accionaria, derivado del contenido de los Documentos Estándar de la Licitación o sus aclaraciones y Enmiendas. Además, el Licitante libra expresa y totalmente de cualquier responsabilidad a las Distribuidoras y toda persona que tenga relación laboral, contractual o accionaria, por cualquier error o deficiencia en la Oferta que presente, o por cualquier otra causa atribuible al Licitante. De conformidad con el literal B. del Artículo 15 del Reglamento General de la Ley General de la Industria Eléctrica, en cuando a que toda la información relativa a la Licitación y adjudicación de los Contratos de Compra de Capacidad Firme y Energía será de acceso público, las Distribuidoras y toda persona que tenga relación laboral, contractual o accionaria, no asumen ninguna responsabilidad por el uso que pueda darse a la información contenida en la Oferta. De esta forma, la información contenida en las Ofertas presentadas por un Licitante, será propiedad de las Distribuidoras, por lo tanto, las Distribuidoras y toda persona que tenga relación laboral, contractual o accionaria, no tendrán ninguna responsabilidad en cuanto a la confidencialidad de la información recibida, incluyendo la que pudiera considerarse secreto comercial u otros datos que puedan considerarse propiedad del Licitante, que hayan sido presentados en la Oferta. 7. Prohibiciones Cualquier entidad podrá participar en el proceso de Licitación, a excepción de aquellas que tengan alguna de las siguientes condiciones: a. Que hubieran proporcionado información que resulte falsa, que hayan actuado con dolo o mala fe en algún proceso de licitación para la adjudicación de un contrato por parte de las Distribuidoras, en su celebración, durante su vigencia o bien en la presentación o desahogo de una inconformidad; b. Que se les declare en estado de quiebra, que se encuentren en estado de insolvencia, cesación de pagos o se encuentren sujetas a concurso de acreedores. c. Los Comercializadores. d. Las Empresas Distribuidoras. e. Todo aquel que esté inhabilitado a participar según la legislación hondureña.

9. Correspondencia y Representante Designado Toda correspondencia escrita entre los Interesados y la Junta de Licitación, a excepción de las preguntas y solicitudes de aclaraciones o enmiendas a los documentos de licitación estándar, deberá dirigirse a: Junta de Licitación Nombres de las Empresas Distribuidoras que licitan. Dirección de las Empresas Distribuidoras. Correo electrónico de la Junta de Licitación. El Representante Designado será el único intermediario entre el Interesado y la Junta de Licitación. En este sentido, el Representante Designado debe estar plenamente facultado para actuar en representación del Interesado para: a. Recibir notificaciones y comunicaciones derivadas del proceso de Licitación. b. Efectuar preguntas, y solicitudes de aclaración o Enmiendas a los Documentos Estándar de la Licitación. 10. Compra de las Bases de Licitación. La copia impresa o electrónica de los Documentos Estándar de la Licitación podrá ser adquirida, previo pago de las mismas, en (dirección dónde pueden adquirirse), en días hábiles de lunes a viernes de las __:__ a las __:__ horas. La compra de los Documentos Estándar de la Licitación da al Interesado el derecho de presentar su Oferta, acceso al área privada del portal de la red de la Licitación, plantear preguntas, solicitudes de aclaración y Enmiendas, recibir las respuestas de cada ronda de preguntas y respuestas, Enmiendas, así como recibir cualquier información relacionada a la licitación pública internacional __________. Solamente el Representante Designado podrá adquirir los Documentos Estándar de la Licitación en representación del Interesado. Al momento de comprar los Documentos Estándar de la Licitación, el Representante Designado deberá acreditar su calidad y llenar el formulario con los siguientes datos: a. Nombre de la entidad que adquiere los Documentos Estándar de la Licitación. b. Dirección física dentro del perímetro del departamento de Francisco Morazán. c. Número de teléfono y dirección de correo electrónico.

El costo de adquisición de los Documentos Estándar de la Licitación, es de _____ Dólares de los Estados Unidos de América (US$ ______). El monto pagado no será reembolsable a ningún Interesado, haya sido o no adjudicado, o bien, si no hubiera participado en el proceso, después de comprar los Documentos Estándar de la Licitación. El pago podrá hacerse mediante cualquier de las siguientes opciones: a. Mediante cheque de caja a nombre de la Empresa Distribuidora en la que se compren los Documentos Estándar de la Licitación. b. Mediante transferencia bancaria a las cuentas: __________________________ __________________________ c. Si la transferencia bancaria procede del extranjero, se deberá contactar telefónicamente o por correo electrónico a las Distribuidoras para recibir instrucciones sobre la transferencia. 11. Idioma. Todo el proceso de Licitación se llevará a cabo en idioma español. Las consultas, solicitudes de aclaración y enmiendas a los Documentos Estándar de la Licitación, las Ofertas y en general toda comunicación entre los Interesados y la Junta de Licitación, serán en idioma español. Cualquier documento que se presente en otro idioma, deberá ir acompañado de la traducción jurada al idioma español conforme las Leyes Aplicables. Si la Junta de Licitación detecta alguna discrepancia entre los textos en diferentes idiomas de cualquier documento, prevalecerá el texto en idioma español. 12. Instrucciones generales. Cualquier Interesado que quiera presentar una Oferta, deberá haber adquirido los Documentos Estándar de la Licitación mediante el pago de la cantidad referida en el numeral 10 anterior. Una copia simple del comprobante de pago deberá adjuntarse en la Oferta. Todo Interesado que presente una o más Ofertas, será denominado Licitante. El Interesado que desee presentar una Oferta, podrá hacerlo mediante una persona jurídica o por medio de un Consorcio. Un grupo o asociación de personas individuales o jurídicas podrán constituir un Consorcio con el propósito de participar en la Licitación, presentando una sola Oferta como un mismo Licitante, siempre y cuando cumplan con lo siguiente: a. Deberá estar integrado por al menos un Interesado. b. Los miembros de un Consorcio se obligan ante las Distribuidoras, en forma solidaria y mancomunada, a cumplir todos y cada uno de los compromisos adquiridos mediante la presentación de la Oferta, lo cual deberá acreditarse mediante acta notarial de declaración jurada. c. Designar entre sus miembros un único Representante Legal o Común con facultades suficientes para tratar y resolver cualesquiera cuestiones de índole técnica, comercial, Económica, jurídica u otras que se deriven de la Licitación. Sin embargo, en caso de que dicha designación no fuera posible por limitaciones societarias o legales impuestas sobre los miembros del Consorcio, éstos podrán hacerse representar por más de un Representante Legal. Lo anterior deberá acreditarse mediante mandato especial con representación que pueda surtir sus efectos en la República de Honduras. d. Cada uno de los integrantes del Consorcio firmará la Declaración Jurada de Compromiso en declaración jurada ante notario. Las Distribuidoras podrán hacer efectivo el monto total de la Garantía Firme de Oferta, en el caso que el Consorcio o cualquiera de sus miembros no cumpla con las obligaciones establecidas en la Declaración Jurada de Compromiso, extremo que debe quedar establecido en la garantía.

Ninguna persona, incluyendo cualquier Filial de la misma, podrá integrar o formar parte de más de un Licitante. Si un Interesado ofrece más de una central generadora, sólo necesita adquirir un ejemplar de los Documentos Estándar de la Licitación. 13. Representante Legal del Licitante Una vez presentadas las Ofertas, la comunicación entre la Junta de Licitación y los Licitantes se efectuará a través de los representantes legales de éstos. Cada Licitante indicará quién es su Representante Legal. Los Licitantes que sean sociedades extranjeras sin sucursal establecida en Honduras, deberán designar para la presentación de la Oferta un mandatario con representación con domicilio en Honduras, con amplias facultades para realizar todos los actos y negocios jurídicos de su giro ordinario, así como para representar legalmente la sociedad y presentar junto con la Oferta, el correspondiente mandato debidamente inscrito en _____________. El Representante Legal del Licitante deberá estar plenamente facultado para: a. Presentar la Oferta, comprometiendo al Licitante al sostenimiento de la misma. b. Tratar con la Junta de Licitación todos los asuntos que pudieran presentarse en relación con los documentos presentados en la Propuestas Técnica, Propuesta Económica y en general, en todos los documentos y trámites relacionados con la Licitación. c. Responder, en nombre del Licitante y con efecto vinculante para sus mandatarios, todas las preguntas o aclaraciones que la Junta de Licitación le formule. d. Recibir comunicaciones en nombre y representación del Licitante. e. Suscribir el Contrato de Compra de Capacidad Firme y Energía, en caso de resultar adjudicado. En el caso que el Representante Legal del Licitante no cuente de manera amplia con las facultades antes indicadas, o que tales facultades no se desprendan con claridad del documento de existencia y representación de la sociedad; deberá presentar junto con la Oferta, la correspondiente autorización otorgada por el órgano social competente. En caso que el Licitante actúe a través de mandatario, éste deberá estar debidamente facultado para realizar las acciones antes indicadas. El mandato otorgado fuera de la República de Honduras a los efectos de designar el Representante Legal del Consorcio o el mandatario del Licitante extranjero deberá cumplir con los pases de ley, es decir: a. Debidamente extendido o legalizado ante el consulado de Honduras que resulte competente. b. Refrendado ante el Ministerio de Relaciones Exteriores de Honduras. c. En idioma español, si éste es el idioma del país otorgante o traducción jurada al idioma español, conforme las Leyes Aplicables. d. Protocolizado y razonado por el Registro respectivo. En todos los casos cuando se trate de documentos requeridos y que sean expedidos u otorgados en el extranjero, los mismos deberán estar debidamente legalizados o apostillados conforme a la Convención de la Haya para surtir efectos en el país. La información que deberá proporcionarse con relación al Representante Legal o el mandatario del Licitante extranjero será la siguiente: nombre, documento de identificación, domicilio, números de teléfono, fax y dirección de correo electrónico. Todas las comunicaciones dirigidas al Licitante se harán a través del Representante Legal o del mandatario del Licitante extranjero, mediante notificaciones por escrito, en cuyo caso se entenderá por recibida la notificación en la fecha de entrega, entendiéndose por bien efectuada y eficaz cualquier notificación en el domicilio del Representante Legal o del mandatario del Licitante extranjero.

14. Contenido de la Oferta Las Ofertas estarán compuestas por la Propuesta Técnica y la Propuesta Económica. 14.1 Contenido de la Propuesta Técnica. Los Licitantes deberán presentar su Propuesta Técnica con la documentación requerida en este apartado, firmada y rubricada por el Representante Legal y en el siguiente orden: 14.1.1 Carta de presentación de la Propuesta Técnica de conformidad con el siguiente formato: Honduras, _______ de ________ de 20__. Señores Nombres y direcciones de las Distribuidoras que Licitan. Junta de Licitación Ref.: Licitación Pública Internacional ________. Estimados_______________: Yo, __________________, de ______años de edad, [indicar estado civil, nacionalidad, profesión y domicilio], me identifico con ______________________ o [pasaporte si fuere extranjero no domiciliado], señalo como lugar para recibir notificaciones la siguiente dirección: ________________________________; comparezco en mi calidad de Representante Legal de ____________________, calidad que acredito mediante _______________________________, y por este medio presento la Propuesta Técnica para la Licitación Pública Internacional ______________, la cual consta de ________ folios. Declaro que estamos enterados del contenido de los documentos de licitación estándar y sus enmiendas si las hubiera, aprobados por la CREE; que los hemos examinado y analizado detenidamente y en consecuencia, con la sola presentación de esta Oferta, los aceptamos; y, en caso de resultar adjudicados, ofrecemos cumplir con todas las condiciones y requisitos allí establecidos. Asimismo, declaro que nos sujetamos a las disposiciones contenidas en las leyes de la República de Honduras. 14.1.2 Tablas resumen de la Propuesta Técnica: La Propuesta Técnica incluirá las tablas 1, 2 y 3, las cuales deberán estar firmadas por el Representante Legal. Mediante la Tabla 1, el Licitante informará las características generales de las centrales generadoras que Oferta, y también, ofertará un valor de capacidad firme máxima, tendiendo la opción de ofertar un valor de capacidad firme mínima, entendiéndose por este hecho, que la Junta de Licitación podrá adjudicar cualquier valor entre la capacidad firme máxima y la capacidad firme mínima. Ambos valores deberán ser ofertados con dos (2) decimales. En caso de no ofertar un valor de capacidad firme mínima, se entenderá que este valor será igual al valor de capacidad firme máxima. Así mismo, deberá indicarse cuál es el período de suministro para el que se Oferta (en caso que existan dos o más periodos de contrato). A cada central generadora que se ofrezca, se le asignará un número, el cual representará a la central generadora en cada tabla.

Mediante la Tabla 2, el Licitante deberá indicar la energía eléctrica mensual garantizada, para todos los Años Estacionales en los cuales se ofrece capacidad firme, con dos (2) decimales. Los valores ofrecidos mediante la Tabla 2 serán, en caso de ser adjudicados, las energías mensuales que el Licitante garantiza y debe tener disponible durante la vigencia del Contrato. La Junta de Licitación verificará que: la suma de los valores mensuales ofrecidos mediante la Tabla 2, que corresponden a un Año Estacional, deberá ser como mínimo el cuarenta por ciento (40%) de la energía eléctrica asociada a la capacidad firme máxima para dicho Año Estacional y que cada valor de energía eléctrica mensual garantizada ofrecido sea como mínimo dieciséis por ciento (16%) de la energía eléctrica asociada a la capacidad firme máxima ofertada para el mes correspondiente. El Licitante deberá tener presente que no se aceptarán valores de energía eléctrica mensual garantizada iguales a cero. Las Plantas de Generación que por sus características ofrezcan dos tecnologías de generación (recursos renovables y no renovables), deberán indicar adicionalmente en la Tabla 2 los meses para los cuales se ofrece la tecnología de generación con recursos renovables, la cual deberá ser como mínimo seis (6) meses, debiéndose entender también, que la energía eléctrica garantizada ofrecida será la asociada a la capacidad firme máxima.

Mediante la Tabla 3, el Licitante deberá indicar la distribución de la energía mensual garantizada en las horas de un día típico. La energía eléctrica horaria podrá ser diferente para cada uno de los meses del Año Estacional, para tener en cuenta la disponibilidad de los recursos de generación y las características particulares de las plantas de generación ofrecidas. Cada Licitante en la Tabla 3 deberá ofrecer para la Banda de Punta la totalidad de la energía eléctrica asociada a la capacidad firme máxima y el resto de la energía garantizada distribuida de la siguiente manera: (i) Para la Banda Media, un mínimo del _________ por ciento (xx%); y (ii) Para la Banda Mínima, un valor máximo del _________ por ciento (xx%). Los valores ofrecidos para la energía horaria garantizada deberán tener dos (2) decimales. La energía eléctrica horaria garantizada en MWh, en ningún momento podrá superar en cada hora la capacidad firme máxima y la suma de las energías horarias multiplicada por el número de días del mes, debe corresponder a la energía mensual garantizada en ese mes.

La Junta de Licitación deberá solicitar por escrito a los Licitantes las aclaraciones pertinentes respecto de las Tablas 1, 2 y 3, en caso se detecten incongruencias en los valores consignados. 14.1.3 Documentos que acrediten la personalidad jurídica del Licitante y la personería de quien(es) comparece(n) firmando la Oferta y la Declaración Jurada de Compromiso, según los casos que se exponen a continuación: a. Si el Licitante fuere una persona individual, deberá presentar fotocopias legalizadas por notario de: i. La Patente de Comercio de Empresa (o su equivalente si fuere extranjero). ii. Documento de identificación del propietario (o de su pasaporte si fuere extranjero no domiciliado en la República de Honduras). b. Si el Licitante fuere una persona jurídica, deberá presentar fotocopias legalizadas por notario de: i. Su escritura constitutiva y sus modificaciones (o sus equivalentes si fuere extranjero); ii. Las Patentes de Comercio de Empresa y de Sociedad (o su equivalente si fuere extranjero); iii. El documento en donde conste el nombramiento del Representante Legal o mandatario que firma la Oferta; y, iv. Documento de identificación del Representante Legal o mandatario (o de su pasaporte si fuere extranjero no domiciliado en la República de Honduras). c. Si la Oferta fuera presentada por un Consorcio, se deberá adjuntar la documentación de los literales a. y b. anteriores, que corresponde a cada uno de sus integrantes, y además, fotocopias legalizadas por notario de la escritura pública en la que conste: i. El convenio de agrupación, en el que se establezcan los pactos para cumplir con las obligaciones establecidas en el Contrato de Compra de Capacidad Firme y Energía; y, ii. Declaración de los miembros del Consorcio que, en caso les fuera adjudicada un Contrato de Compra de Capacidad Firme y Energía, todos serán mancomunada y solidariamente responsables por el cumplimiento del contrato que se suscriba. 14.1.4 Nombre y dirección en el departamento de Francisco Morazán, así como número de teléfono, y correo electrónico, para recibir notificaciones, comunicaciones o correspondencia. 14.1.5 Acta notarial de Declaración Jurada de Compromiso, de conformidad con el modelo siguiente. En caso que la Oferta fuera presentada por un Consorcio, cada uno de sus miembros deberá presentar esta declaración jurada. … declaro ante la Junta de Licitación que en referencia a: (

• i)

  las Bases de Licitación, incluyendo enmiendas, que han sido emitidas por las Empresas Distribuidoras y aprobadas por la CREE, en el Proceso de Licitación Pública Internacional, identificado como _________, (

• ii)

  a la convocatoria publicada a ofertar por las Empresas Distribuidoras el día _______ de _________ de dos mil _____, y (

• iii)

  el formato del Contrato de Compra de Capacidad Firme y Energía, manifestamos nuestro conocimiento y aceptación íntegro de los mismos. Con base en lo anterior, por medio de la presente, los abajo firmantes declaramos que: 1. Tenemos pleno conocimiento de la Ley y demás regulación que resulte aplicable. 2. Conocemos los términos de referencia, aprobados por la CREE, las Bases de Licitación y sus enmiendas, el modelo del Contrato de Compra de Capacidad Firme y Energía y sus enmiendas, los cuales aceptamos y nos sometemos a lo estipulado en los mismos.

  3. Aceptamos que la presente Declaración Jurada de Compromiso se considerará como una Oferta incondicional para los efectos legales que correspondan, hasta que el Contrato de Compra de Capacidad Firme y Energía sea suscrito. 4. Aceptamos que las Empresas Distribuidoras hagan efectivo el monto total de la Garantía Firme de Oferta, en caso de no cumplir con las obligaciones establecidas en esta Declaración Jurada de Compromiso o en las Bases de Licitación. 5. Aceptamos que la presente Declaración Jurada de Compromiso se regirá e interpretará de acuerdo con las leyes en la República de Honduras. Cualquier controversia o reclamación derivada o relacionada con la presente Declaración Jurada de Compromiso quedará sujeta a arbitraje bajo los términos de la Ley de Conciliación y Arbitraje. 6. Que todos los datos consignados en nuestra Oferta son veraces y pueden ser verificados por la Junta de Licitación a su discreción. 7. Aceptamos la aplicación del derecho hondureño y la sumisión a la Ley de Conciliación y Arbitraje para dirimir cualquier controversia que se suscite, renunciando expresamente a la aplicación de cualquier fuero extranjero regulado por normas o tratados de cualquier tipo. 8. Que la información puesta a disposición por las Empresas Distribuidoras, la utilizaremos única y exclusivamente para la preparación de la Oferta, quedándonos prohibida su reproducción total o parcial, y no invocaremos derechos registrales o propiedad de la información y documentación proporcionada. 9. La validez de la Oferta se mantendrá por un período de cuatro (4) meses contados a partir de la fecha de su presentación. 10. Aceptamos que las Empresas Distribuidoras determinen quién o quiénes son los Licitantes Adjudicados, conforme a lo establecido en las Bases de Licitación. 11. Somos los únicos responsables por la obtención de los Permisos que correspondan para la o las Plantas de Generación con las que se ofrece la Capacidad Firme y la energía eléctrica, por lo que hemos considerado en nuestra Oferta el costo de estos rubros. 12. Hemos leído y comprendemos la metodología de evaluación de Propuestas Económicas, por lo que nos comprometemos a cumplir con las reglas, procesos y procedimientos de participación, así como las normas de conducta establecidas por la Junta de Licitación. Y de resultar Adjudicado, en la Licitación, ante las Empresas Distribuidoras nos comprometemos a lo siguiente: 13. A desarrollar cada Planta de Generación Nueva ofrecida, de resultar adjudicada total o parcialmente su capacidad firme y energía eléctrica de acuerdo con las especificaciones señaladas en la presente Licitación y a la normativa técnica vigente. 14. A obtener a nuestra sola costa la autorización de los permisos ambientales para cada Planta de Generación Nueva ofrecida, cuya capacidad firme resulte total o parcialmente adjudicada. 15. Aceptar la repartición y asignación que haga la Junta de Licitación de los Contratos de Compra de Capacidad Firme y Energía adjudicados. 16. A celebrar el Contrato de Compra de Capacidad Firme y Energía en los términos y condiciones estipulados en los Documentos Estándar de la Licitación, en el entendido que la información técnica y económica requerida en las Bases de Licitación, quedará adjunta a nuestra Oferta. 17. Si por causas imputables a nosotros, el Contrato Compra de Capacidad Firme y Energía no se celebra en la fecha establecida en el Cronograma de Eventos de la Licitación, las Empresas Distribuidoras tendrán el derecho a hacer efectivo el monto total de la Garantía Firme de Oferta. 18. Si por causas imputables a nosotros, no otorgamos la Garantía de Cumplimiento de Adjudicación, en la fecha establecida en el cronograma de las Bases de Licitación, las Empresas Distribuidoras tendrán el derecho a hacer efectivo el monto total de la Garantía Firme de Oferta. 19. Cumplir con los requisitos para Participar en el Mercado de Electricidad vigentes.

  14.1.6 Declaración jurada que el Licitante no tiene impedimento legal, por cualquier motivo, para presentar una Oferta o celebrar el Contrato de Compra de Capacidad Firme y Energía en caso de ser adjudicado, y que las prohibiciones establecidas en el numeral 7 de las Bases, no le son aplicables al Licitante o a cualquiera de sus accionistas o socios. 14.1.7 Declaración jurada en la que el Licitante se compromete a tener capacidad firme propia o contratada con terceros, para cubrir los compromisos contractuales adquiridos en caso de resultar Licitante Adjudicado. 14.1.8 Garantía Firme de Oferta. Con el objetivo de garantizar el mantenimiento de las condiciones ofertadas a las Empresas Distribuidoras, cada Licitante deberá otorgar y adjuntar a la Propuesta Técnica, una Garantía Firme de Oferta mediante carta de crédito o garantía bancaria, por un monto equivalente a multiplicar el valor de la Potencia Máxima Disponible –PMD- (MW) de la central generadora ofrecida por __________ dólares de los Estados Unidos de América (US$. ______). La vigencia de la de la Garantía Firme de Oferta deberá ser de cuatro (4) meses, contados a partir de fecha de la presentación de Ofertas de conformidad con el cronograma establecido. La Garantía Firme de Oferta deberá presentarse en Dólares de los Estados Unidos de América o su equivalente en Lempiras usando el tipo de cambio publicado por _______________ del día de la emisión y deberá constituirse mediante carta de crédito incondicional, irrevocable emitida a favor de las Distribuidoras por una entidad financiera aceptada por las Empresas Distribuidoras. Los Licitantes, previa autorización de las Empresas Distribuidoras podrán presentar cartas de crédito incondicional, emitidas por entidades financieras que no operen legalmente en la República de Honduras, siempre que las Empresas Distribuidoras puedan hacer efectiva la Garantía Firme de Oferta en Honduras. Las Cartas de Crédito emitidas por una entidad extranjera, sin importar si está domiciliada en Honduras, deberán contar con una confirmación de una entidad financiera hondureña. La Garantía Firme de Oferta deberá presentarse en papel membretado de la entidad emisora. La Junta de Licitación, rechazará cualquier Oferta que no presente esta garantía. Las cartas de crédito que respalden la Garantía Firme de Oferta, deberán seguir cualquiera de los dos siguientes modelos en papel membretado de la entidad emisora: Garantía Firme de Oferta Modelo 1: Carta de crédito emitida por una entidad hondureña. Fecha:________ Carta de Crédito Irrevocable Stand by No._________ Nombre de cada Empresa Distribuidora y dirección Estimados Señores: Por solicitud de nuestro(s) cliente(s), _________________ y acatando las instrucciones de éste (éstos), la suscrita entidad emisora (la “Entidad emisora”) establece por medio de la presente esta carta de crédito irrevocable stand by (la “Carta de Crédito”) por la cantidad de __________ dólares de los Estados Unidos de América (US$_____) (la “Suma Garantizada”) a favor de [Nombres de las Empresas Distribuidoras], en garantía de las obligaciones de [nombre de la(s) persona(s) que presentará(n) la Oferta y tratándose de Consorcios, el nombre de todos los miembros del mismo] (el “Licitante”), para el sostenimiento de su Oferta, así como el cumplimiento de todas y cada una de las obligaciones a su cargo derivadas de: (a) las Bases de Licitación expedidas de acuerdo con la Convocatoria ____________, publicada el _______________ (las “Bases de Licitación”) para la celebración del Contrato de Compra de Capacidad Firme y Energía (el “Contrato”) y (b) la Declaración Jurada de Compromiso requerida por las Bases de Licitación y firmada por el Licitante (la “Declaración Jurada de Compromiso”).

  Sujeto a las demás estipulaciones contenidas en esta Carta de Crédito, en conjunto [las Empresas Distribuidoras] podrán requerir de la Entidad Emisora pagos parciales o el pago total de la Suma Garantizada, mediante la presentación de un requerimiento escrito especificando el monto del pago requerido e indicando la existencia de alguno de los supuestos establecidos en las Bases de Licitación. La Entidad Emisora honrará los Requerimientos de Pago que le hagan [Las Empresas Distribuidoras] de conformidad con los términos de esta Carta de Crédito, y se obliga a pagar totalmente la Suma Garantizada a la vista del Requerimiento de Pago. El Requerimiento de Pago ha de presentarse en días y horas en que la Entidad Emisora esté abierta al público. La Entidad Emisora se obliga a pagar a las [Empresas Distribuidoras] las cantidades solicitadas en el correspondiente Requerimiento de Pago en fondos inmediatamente disponibles, dentro de los tres días hábiles siguientes a la fecha en que [las Empresas Distribuidoras] hayan presentado a la Entidad emisora el respectivo Requerimiento de Pago. Si el Requerimiento de Pago no cumpliera con alguno de los requisitos estipulados en esta Carta de Crédito, la Entidad Emisora lo notificará inmediatamente a [las Empresas Distribuidoras] mediante aviso escrito entregado en el domicilio y al área establecida en el encabezado de esta Carta de Crédito o en el domicilio que [las Empresas Distribuidoras] determinen previamente por escrito para tal fin. Este aviso contendrá la razón por la cual la Entidad Emisora rechazó el Requerimiento de Pago y pondrá a disposición de [las Empresas Distribuidoras] dicho Requerimiento de Pago. [Las Empresas Distribuidoras] podrán volver a presentar cualquier Requerimiento de Pago (ya sea después del rechazo inicial o de cualquier rechazo subsecuente). Todos los pagos que la Entidad Emisora haga a [las Empresas Distribuidoras] bajo esta Carta de Crédito se harán mediante transferencia electrónica de fondos inmediatamente disponibles, a la cuenta bancaria que [las Empresas Distribuidoras] mencionen en el Requerimiento de Pago correspondiente. Esta Carta de Crédito expirará en la primera fecha (la “Fecha de Vencimiento”) entre las siguientes: (

  • a)

    la fecha en que el Licitante entregue a la Entidad emisora esta Carta de Crédito original, (

  • b)

    en la fecha en que se efectúe el pago total de la Suma Garantizada de conformidad con los términos de la presente Carta de Crédito, (

  • c)

    en la fecha que en conjunto [las Empresas Distribuidoras] notifiquen a la entidad emisora la cancelación de esta Carta de Crédito, (

  • d)

    la fecha en que el Licitante sea informado que su Propuesta Técnica no fue seleccionada para la evaluación de la Propuesta Económica, (

  • e)

    la fecha en que el Licitante sea informado de que no resultó adjudicado o (

  • f)

    la fecha [insertar fecha que corresponda a 4 meses después de la presentación de las Ofertas]. [Las Empresas Distribuidoras] no podrán presentar a la entidad emisora ningún Requerimiento de Pago, una vez que la misma haya expirado, ni la Entidad Emisora estará obligada a realizar ningún pago bajo esta Carta de Crédito en relación con cualquier Requerimiento de Pago presentado después de la Fecha de Vencimiento. Todos los cargos de la Entidad Emisora relacionados con la emisión o cumplimiento de esta Carta de Crédito (incluyendo sin limitación a la negociación, pago, extensión del vencimiento o transferencia) serán por cuenta del Licitante, y en ningún caso serán cargados por la Entidad Emisora a [las Empresas Distribuidoras]. En todo lo no previsto por la misma, esta Carta de Crédito se regirá e interpretará de conformidad con las leyes de Honduras. Cualquier controversia que surja de la misma deberá resolverse exclusivamente ante los tribunales competentes de Honduras con sede en la ciudad de Tegucigalpa. Cualquier comunicación efectuada por [las Empresas Distribuidoras] con respecto a esta Carta de Crédito ha de hacerse por escrito, y deberá entregarse en mano con acuse de recibo en el domicilio correspondiente. Atentamente, Entidad emisora Apoderado de la Entidad Emisora Domicilio de la Entidad Emisora Hondureña

    Garantía firme de Oferta Modelo 2: Carta de crédito emitida por una entidad extranjera. Fecha:________ Carta de Crédito Irrevocable Stand by No._________ Nombre de cada Empresa Distribuidora y dirección Estimados Señores: Por solicitud de nuestro(s) cliente(s), y acatando las instrucciones de éste (éstos), la suscrita entidad emisora (la “Entidad emisora”) establece por medio de la presente esta carta de crédito irrevocable standby (la “Carta de Crédito”) por la cantidad de __________ dólares de los Estados Unidos de América (US$_____) (la “Suma Garantizada”) a favor de [las Empresas Distribuidoras], en garantía de las obligaciones del [insertar el nombre de la(s) persona(s) que presentará(n) la Oferta y tratándose de Consorcios, el nombre de todos los miembros del mismo] (el “Licitante”), para el sostenimiento de su Oferta, así como el cumplimiento de todas y cada una de las obligaciones a su cargo derivadas de: (a) las Bases de Licitación expedidas de acuerdo con la Convocatoria _____________, publicada el ______________ (las “Bases de Licitación”) para la celebración de un Contrato de Compra de Capacidad Firme y Energía (el “Contrato”) y (b) la Declaración Jurada de Compromiso requerida por las Bases de Licitación y firmada por el Licitante (la “Declaración Jurada de Compromiso”). Sujeto a las demás estipulaciones contenidas en esta Carta de Crédito, en conjunto [las Empresas Distribuidoras] podrán requerir de la Entidad Emisora pagos parciales o el pago total de la Suma Garantizada, mediante la presentación de un requerimiento escrito especificando el monto del pago requerido e indicando la existencia de alguno de los supuestos establecidos en las Bases de Licitación. La Entidad Emisora honrará los Requerimientos de Pago que le hagan en conjunto [las Empresas Distribuidoras] de conformidad con los términos de esta Carta de Crédito, y se obliga a pagar totalmente la Suma Garantizada a la vista del Requerimiento de Pago. El Requerimiento de Pago ha de presentarse en días y horas en que la Entidad Emisora esté abierta al público en la Ciudad de Nueva York, Estado de Nueva York, Estados Unidos de América, en el domicilio de la Entidad Emisora indicado más adelante. La Entidad Emisora se obliga a pagar a [las Empresas Distribuidoras] las cantidades solicitadas en el correspondiente Requerimiento de Pago en fondos inmediatamente disponibles, dentro de los tres días hábiles siguientes a la fecha en que [las Empresas Distribuidoras] en conjunto hayan presentado a la entidad emisora el Requerimiento de Pago, sin contar a efectos de este plazo las horas correspondientes a aquellos días en que la Entidad Emisora no esté abierta al público en la Ciudad de Nueva York, Estado de Nueva York, Estados Unidos de América, siempre y cuando la documentación presentada satisfaga los requisitos antes indicados. Si el Requerimiento de Pago no cumpliera con alguno de los requisitos estipulados en esta Carta de Crédito, la Entidad Emisora lo notificará inmediatamente a [las Empresas Distribuidoras] mediante aviso escrito entregado en el domicilio y el área establecidos en el encabezado de esta Carta de Crédito o en el domicilio que [las Empresas Distribuidoras] determine previamente por escrito para tal fin. Este aviso contendrá la razón por la cual la Entidad Emisora rechazó el Requerimiento de Pago y pondrá a disposición de [las Empresas Distribuidoras] dicho Requerimiento de Pago. [Las Empresas Distribuidoras] en conjunto podrán volver a presentar cualquier Requerimiento de Pago (ya sea después del rechazo inicial o de cualquier rechazo subsecuente). Todos los pagos que la Entidad Emisora haga a [las Empresas Distribuidoras] bajo esta Carta de Crédito se harán mediante transferencia electrónica de fondos inmediatamente disponibles, a la o las cuentas bancarias que [las Empresas Distribuidoras] mencione en el Requerimiento de Pago correspondiente.

    Esta Carta de Crédito expirará en la primera fecha (la “Fecha de Vencimiento”) entre las siguientes: (

    • a)

      la fecha en que el Licitante entregue a la entidad emisora esta Carta de Crédito original, (

    • b)

      en la fecha en que se efectúe el pago total de la Suma Garantizada de conformidad con los términos de la presente Carta de Crédito, (

    • c)

      en la fecha que [las Empresas Distribuidoras] notifique a la entidad emisora la cancelación de esta Carta de Crédito, (

    • d)

      la fecha en que el Licitante sea informado que su Propuesta Técnica no fue seleccionada para la evaluación de la Propuesta Económica, (

    • e)

      la fecha en que el Licitante sea informado de que no resultó adjudicado o (

    • f)

      la fecha [insertar fecha 4 meses después de la presentación de las Ofertas]. [Las Empresas Distribuidoras] no podrá presentar a la entidad emisora ningún Requerimiento de Pago, una vez que la misma haya expirado, ni la Entidad Emisora estará obligada a realizar ningún pago bajo esta Carta de Crédito en relación con cualquier Requerimiento de Pago presentado después de la Fecha de Vencimiento. Todos los cargos de la Entidad Emisora relacionados con la emisión o cumplimiento de esta Carta de Crédito (incluyendo sin limitación a la negociación, pago, extensión del vencimiento o transferencia) serán por cuenta del Licitante y en ningún caso serán cargados por la Entidad Emisora a [las Empresas Distribuidoras]. En todo lo no previsto por la misma, esta Carta de Crédito se regirá e interpretará de conformidad con las leyes del Estado de Nueva York, Estados Unidos de América. Cualquier controversia que surja de la misma deberá resolverse,

, numeral romano IX del Reglamento General de la Ley de la Industria Eléctrica. 19. Constitución de domicilio en Honduras y suscripción del Contrato Cada Licitante Adjudicado que celebre un Contrato Compra de Capacidad Firme y Energía, deberá tener domicilio en la República de Honduras. En el caso de Consorcios y personas jurídicas no domiciliadas en Honduras, deberán constituir una sucursal o una sociedad mercantil en la República de Honduras, que deberá estar inscrita, por lo menos provisionalmente, antes de la fecha establecida para la suscripción del Contrato de Compra de Capacidad Firme y Energía. La constitución de la sucursal o de la sociedad mercantil se deberá acreditar ante las Distribuidoras previo a la suscripción del Contrato, mediante copia legalizada del pacto social de la sociedad o de la sucursal, nombramiento del representante legal y certificación del registro mercantil donde conste la inscripción provisional. El Contrato de Compra de Capacidad Firme y Energía será celebrado en la fecha establecida en el cronograma, o en la fecha que acuerden las partes, siempre y cuando se encuentre vigente la Garantía Firme de Oferta y se cumpla la normativa vigente. 20. Garantía de Cumplimiento de Adjudicación La Garantía de Cumplimiento de Adjudicación deberá estar denominada en Dólares y deberá constituirse mediante una carta de crédito incondicional, irrevocable y que esté confirmada a favor de la Distribuidora correspondiente, emitida por una entidad del Sistema Financiero de Honduras aceptable para esa Distribuidora. Esta garantía deberá presentarse el día de la firma del contrato.

Los Licitantes podrán presentar carta de crédito incondicional, emitida por una entidad Económica que no opere legalmente en la República de Honduras, siempre que la Distribuidora pueda hacer efectiva dicha garantía en Honduras, debiendo ser avisadas y notificadas por una entidad financiera que opere legalmente en Honduras. La Garantía de Cumplimiento de Adjudicación deberá presentarse en papel con membretado de la entidad financiera emisora. Los modelos de carta de crédito que deberán utilizarse son los siguientes: Modelo 1: Carta de crédito emitida por una entidad Hondureña. Fecha:________ Carta de Crédito Irrevocable Stand by No._________ Nombre de cada Empresa Distribuidora y dirección Estimados Señores: Por solicitud de nuestro(s) cliente(s), __________________ y acatando las instrucciones de éste (éstos), la suscrita entidad emisora (la “Entidad Emisora”) establece por medio de la presente esta carta de crédito irrevocable standby (la “Carta de Crédito”) por la cantidad de _____________ dólares de los Estados Unidos de América (US$_____) (la “Suma Garantizada”) a favor de [Distribuidora], en garantía de las obligaciones del [insertar el nombre de la(s) persona(s) que presentó (presentaron) la Oferta y tratándose de Consorcios, el nombre de todos los miembros del mismo] (el “Adjudicado”), para el cumplimiento de todas y cada una de sus obligaciones derivadas del Contrato hasta la Fecha de Inicio de Suministro, así como el cumplimiento de todas y cada una de las obligaciones a su cargo derivadas de las Bases de Licitación expedidas de acuerdo con la Convocatoria ____________, publicada el ___ de __________ de 20__ (las “Bases de Licitación”). Sujeto a las demás estipulaciones contenidas en esta Carta de Crédito, [la Distribuidora] podrá requerir de la Entidad Emisora pagos parciales o el pago total de la Suma Garantizada, mediante la presentación de un requerimiento escrito especificando el monto del pago requerido e indicando la existencia de alguno de los supuestos establecidos en el contrato. La Entidad Emisora honrará los Requerimientos de Pago que le haga [la Distribuidora] de conformidad con los términos de esta Carta de Crédito, y se obliga a pagar totalmente la Suma Garantizada a la vista del Requerimiento de Pago. El Requerimiento de Pago ha de presentarse en días y horas en que la Entidad Emisora esté abierta al público. La Entidad Emisora se obliga a pagar a la [la Distribuidora] las cantidades solicitadas en el correspondiente Requerimiento de Pago en fondos inmediatamente disponibles, dentro de los tres días hábiles siguientes a la fecha en que [la Distribuidora] haya presentado a la Entidad Emisora el respectivo Requerimiento de Pago, sin contar a efectos de este plazo las horas correspondientes a aquellos días en que la Entidad Emisora no esté abierto al público. La Entidad Emisora hará todos los pagos bajo esta Carta de Crédito con fondos propios. Si el Requerimiento de Pago no cumpliera con alguno de los requisitos estipulados en esta Carta de Crédito, la Entidad Emisora lo notificará inmediatamente a [la Distribuidora] mediante aviso escrito entregado en el domicilio y al área establecida en el encabezado de esta Carta de Crédito o en el domicilio que [la Distribuidora] determine previamente por escrito para tal fin. Este aviso contendrá la razón por la cual la Entidad Emisora rechazó el Requerimiento de Pago y pondrá a disposición de [la Distribuidora] dicho Requerimiento de Pago. [La Distribuidora] podrá volver a presentar cualquier Requerimiento de Pago (ya sea después del rechazo inicial o de cualquier rechazo subsecuente). Todos los pagos que la Entidad Emisora haga a [la Distribuidora] bajo esta

Carta de Crédito se harán mediante transferencia electrónica de fondos inmediatamente disponibles, a la cuenta bancaria que [la Distribuidora] mencione en el Requerimiento de Pago correspondiente. Esta Carta de Crédito expirará en la primera fecha (la “Fecha de Vencimiento”) de entre las siguientes: (

• a)

  la fecha en que el Licitante Adjudicado entregue a la Entidad Emisora esta Carta de Crédito original, (

• b)

  en la fecha en que se efectúe el pago total de la Suma Garantizada de conformidad con los términos de la presente Carta de Crédito, (

• c)

  en la fecha que [la Distribuidora] notifique a la Entidad Emisora la cancelación de esta Carta de Crédito. [La Distribuidora] no podrá presentar a la Entidad Emisora ningún Requerimiento de Pago, una vez que la misma haya expirado, ni la Entidad Emisora estará obligada a realizar ningún pago bajo esta Carta de Crédito en relación con cualquier Requerimiento de Pago presentado después de la Fecha de Vencimiento. Todos los cargos de la Entidad Emisora relacionados con la emisión o cumplimiento de esta Carta de Crédito (incluyendo sin limitación a la negociación, pago, extensión del vencimiento o transferencia) serán por cuenta del Licitante Adjudicado, y en ningún caso serán cargados por la Entidad Emisora a [la Distribuidora]. En todo lo no previsto por la misma, esta Carta de Crédito se regirá e interpretará de conformidad con las leyes de Honduras. Cualquier controversia que surja de la misma deberá resolverse exclusivamente ante los tribunales competentes de Honduras con sede en la Ciudad de Tegucigalpa. Cualquier comunicación efectuada por [la Distribuidora] con respecto a esta Carta de Crédito ha de hacerse por escrito, y deberá entregarse en mano con acuse de recibo en el domicilio correspondiente. Atentamente, Entidad emisora Apoderado de la Entidad Emisora Domicilio de la Entidad Emisora Modelo 2: Carta de crédito emitida por una entidad extranjera. Fecha:________ Carta de Crédito Irrevocable Stand by No._________ Nombre de cada Empresa Distribuidora y dirección Estimados Señores: Por solicitud de nuestro(s) cliente(s), _____________ y acatando las instrucciones de éste (éstos), la suscrita entidad emisora (la “Entidad Emisora”) establece por medio de la presente, esta carta de crédito irrevocable standby (la “Carta de Crédito”) por la cantidad de ___________________ dólares de los Estados Unidos de América (US$ _____) (la “Suma Garantizada”) a favor de [la Distribuidora], en garantía de las obligaciones del [insertar el nombre de la(s) persona(s) que presentó (presentaron) la Oferta y tratándose de Consorcios, el nombre de todos los miembros del mismo] (el “Licitante Adjudicado”), para el cumplimiento de todas y cada una de sus obligaciones derivadas del Contrato hasta la Fecha de Inicio de Suministro, así como el cumplimiento de todas y cada una de las obligaciones a su cargo derivadas de las Bases de Licitación expedidas de acuerdo con la Convocatoria ____________, publicada el ___ de __________ de 20__ (las “Bases de Licitación”).

  Sujeto a las demás estipulaciones contenidas en esta Carta de Crédito, [la Distribuidora] podrá requerir de la Entidad Emisora pagos parciales o el pago total de la Suma Garantizada, mediante la presentación de un requerimiento escrito especificando el monto del pago requerido e indicando la existencia de alguno de los supuestos establecidos en el contrato. La Entidad Emisora honrará los Requerimientos de Pago que le haga [la Distribuidora] de conformidad con los términos de esta Carta de Crédito, y se obliga a pagar totalmente la Suma Garantizada a la vista del Requerimiento de Pago. El Requerimiento de Pago ha de presentarse en días y horas en que la Entidad Emisora esté abierta al público en la Ciudad de Nueva York, Estado de Nueva York, Estados Unidos de América, en el domicilio de la Entidad Emisora indicado más adelante. La Entidad Emisora se obliga a pagar a [la Distribuidora] las cantidades solicitadas en el correspondiente Requerimiento de Pago en fondos inmediatamente disponibles, dentro de los tres día hábiles a la fecha en que [la Distribuidora] haya presentado a la Entidad Emisora el Requerimiento de Pago, sin contar a efectos de este plazo las horas correspondientes a aquellos días en que la Entidad Emisora no esté abierto al público en la Ciudad de Nueva York, Estado de Nueva York, Estados Unidos de América, y siempre y cuando la documentación presentada satisfaga los requisitos antes indicados. La Entidad Emisora hará todos los pagos bajo esta Carta de Crédito con fondos propios. Si el Requerimiento de Pago no cumpliera con alguno de los requisitos estipulados en esta Carta de Crédito, la Entidad Emisora lo notificará inmediatamente a [la Distribuidora] mediante aviso escrito entregado en el domicilio y el área establecidos en el encabezado de esta Carta de Crédito o en el domicilio que [la Distribuidora] determine previamente por escrito para tal fin. Este aviso contendrá la razón por la cual la Entidad Emisora rechazó el Requerimiento de Pago y pondrá a disposición de [la Distribuidora] dicho Requerimiento de Pago. [La Distribuidora] podrá volver a presentar cualquier Requerimiento de Pago (ya sea después del rechazo inicial o de cualquier rechazo subsecuente). Todos los pagos que la Entidad Emisora haga a [la Distribuidora] bajo esta Carta de Crédito se harán mediante transferencia electrónica de fondos inmediatamente disponibles, a la cuenta bancaria que [la Distribuidora] mencione en el Requerimiento de Pago correspondiente. Esta Carta de Crédito expirará en la primera fecha (la “Fecha de Vencimiento”) de entre las siguientes: (

  • a)

    la fecha en que el Licitante Adjudicado entregue a la entidad emisora esta Carta de Crédito original, (

  • b)

    en la fecha en que se efectúe el pago total de la Suma Garantizada de conformidad con los términos de la presente Carta de Crédito, (

  • c)

    en la fecha que [la Distribuidora] notifique a la Entidad Emisora la cancelación de esta Carta de Crédito. [La Distribuidora] no podrá presentar a la Entidad Emisora ningún Requerimiento de Pago, una vez que la misma haya expirado, ni la Entidad Emisora estará obligada a realizar ningún pago bajo esta Carta de Crédito en relación con cualquier Requerimiento de Pago presentado después de la Fecha de Vencimiento. Todos los cargos de la Entidad Emisora relacionados con la emisión o cumplimiento de esta Carta de Crédito (incluyendo sin limitación a la negociación, pago, extensión del vencimiento o transferencia) serán por cuenta del Licitante Adjudicado y en ningún caso serán cargados por la Entidad Emisora a [la Distribuidora]. En todo lo no previsto por la misma, esta Carta de Crédito se regirá e interpretará de conformidad con las leyes del Estado de Nueva York, Estados Unidos de América. Cualquier controversia que surja de la misma deberá resolverse, aunque no exclusivamente, ante los tribunales competentes de los Estados Unidos de América con sede en Manhattan, Ciudad de Nueva York. Cualquier comunicación efectuada por [la Distribuidora] con respecto a esta Carta de Crédito ha de hacerse por escrito, y deberá entregarse en mano con acuse de recibo en el domicilio correspondiente. Atentamente, Entidad emisora Apoderado de la Entidad Emisora Domicilio de la Entidad Emisora Extranjera

    20.1 Monto de la Garantía de Cumplimiento de Adjudicación A cada Licitante Adjudicado, se le calculará el monto de la Garantía de Cumplimiento de Adjudicación, de conformidad con la siguiente tabla: La Garantía de Cumplimiento de Adjudicación será utilizada para cubrir el incumplimiento de las obligaciones que adquiere el Licitante, según lo establecido en las Bases de Licitación y el Contrato de Compra de Capacidad Firme y Energía. 20.2 Vigencia de la Garantía de Cumplimiento de Adjudicación Cada Garantía de Cumplimiento de Adjudicación deberá permanecer vigente desde la fecha de presentación de la misma, conforme las Bases de Licitación, hasta la Fecha de Inicio de Suministro de cada central generadora que resultó adjudicada. La Garantía de Cumplimiento de Adjudicación será administrada conforme lo establece el Contrato de Compra de Capacidad Firme y Energía. 21. Modelo del Contrato de Compra de Capacidad Firme y Energía El modelo o modelos de Contrato será desarrollado por la CREE en función de las diferentes tecnologías.

    Comisión Reguladora de Energía Eléctrica CREE REGLAMENTO DE OPERACIÓN DEL SISTEMA Y ADMINISTRACIÓN DEL MERCADO MAYORISTA TÍTULO I DISPOSICIONES GENERALES CAPÍTULO I Objeto, Ámbito de Aplicación, Acrónimos y Definiciones

Objeto y Ámbito de Aplicación. El objeto del presente Reglamento es establecer las normas y procedimientos para la operación del Sistema Interconectado Nacional de Honduras y para la administración del Mercado Eléctrico Nacional de Honduras, incluyendo su relación con los sistemas eléctricos de los países vecinos; así como, con el Sistema Eléctrico Regional y el Mercado Eléctrico Regional centroamericano. Asimismo, este Reglamento desarrolla la Ley y su Reglamento en lo relativo a las funciones y responsabilidades del Operador del Sistema así como las obligaciones y derechos de los agentes del mercado eléctrico nacional.

Normas Técnicas. Los contenidos del presente Reglamento, en aquellos aspectos que así lo ameriten, serán objeto de desarrollo complementario en las Normas Técnicas, cuyo proceso de elaboración y aprobación se rige por lo establecido en este Reglamento.

Acrónimos. AGC Control Automático de la Generación (siglas en inglés) CNFFF Contrato No Firme Físico Flexible CREE Comisión Reguladora de Energía Eléctrica CVM Comité de Vigilancia del Mercado CVT Cargo Variable de Transmisión EOR Ente Operador Regional MC Mercado de Contratos MEN Mercado Eléctrico Nacional MER Mercado Eléctrico Regional MO Mercado de Oportunidad NT Norma Técnica NT-CT Norma Técnica de Calidad de la Transmisión ODS Operador del Sistema y Administrador del Mercado Mayorista RMER Reglamento del Mercado Eléctrico Regional RTR Red de Transmisión Regional SER Sistema Eléctrico Regional SIN Sistema Interconectado Nacional

Definiciones. Agentes Compradores: agentes del mercado que compran electricidad para su consumo propio o el de sus clientes minoristas. Serán agentes compradores, siempre que cumplan con los requisitos fijados en este reglamento y en el Reglamento de Operación y Mercado, las Empresas Distribuidoras y comercializadoras, así como los Consumidores Calificados. Agentes del Mercado: las empresas generadoras, distribuidoras, comercializadoras y Clientes Calificados que cumplan con los requisitos fijados en este reglamento y en el ROM. Empresas Generadoras: Agentes del mercado que generan electricidad para su venta en el MEN. Serán agentes productores, siempre que cumplan con los requisitos fijados en el Reglamento General de la Ley y el presente Reglamento, las empresas generadoras. Arranque en Negro: Unidades de generación con capacidad de arranque en negro son aquellas que pueden arrancar sin necesidad de una fuente externa y que pueden permanecer en servicio alimentando exclusivamente sus servicios auxiliares. Estas unidades son necesarias a fin de iniciar el proceso de restablecimiento del servicio tras la formación de islas o el colapso total del sistema consecuencia de una perturbación en el SIN o en el SER. Usuario Autoproductor: Aquel usuario que instala dentro de su domicilio un equipo de generación de energía renovable para su propio consumo y puede hacer inyecciones a la red de la Empresa Distribuidora. Los límites de inyección, la conexión a la red de distribución, tarifa, facturación, liquidación, medición, monitoreo y demás aspectos, serán regulados por la CREE mediante una norma técnica y a través de las disposiciones establecidas en otros reglamentos. Empresa Comercializadora: Empresa que realiza la actividad de comercialización y que se encuentra desvinculada patrimonialmente de otros agentes que realizan las actividades de generación, transmisión y distribución. Condiciones de Emergencia: Son aquellas condiciones, derivadas de una situación extraordinaria en el SIN, que requieren acciones inmediatas, tales como: catástrofes naturales, desabastecimiento súbito de la oferta de electricidad, u otras que sean designadas como tales por la CREE, tomando en consideración el riesgo de desabastecimiento eléctrico nacional. Consumidor Calificado: aquel cuya demanda exceda el valor fijado por la CREE, y que está facultado y ejerce su derecho a comprar energía eléctrica y/o potencia directamente de generadores y/o comercializadoras, a precios libremente pactados con ellos; o bien en el mercado de oportunidad nacional o en el MER Consumo Específico de Combustible: Cantidad de combustible requerido por una unidad de generación térmica para producir un kWh de electricidad funcionando a un determinado grado de carga. 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 eléctrica. Contratos No Firmes Físicos Flexibles: Compromisos físicos entre dos agentes del MER que son flexibilizados mediante ofertas de flexibilidad al mercado de oportunidad regional efectuadas tanto por la parte compradora del contrato en el nodo de retiro como por la parte vendedora en el nodo de inyección, según se define en la regulación regional. Control Automático de Generación (AGC, siglas en inglés): Control centralizado y automático de las unidades de generación para mantener dentro de rangos específicos la frecuencia del sistema y los intercambios de energía entre áreas de control. Costo de Arranque: Costo del combustible consumido para lograr la sincronización de una unidad de generación térmica partiendo de una situación de parada fría, más el aumento de los costos de mantenimiento causados por cada arranque de la unidad cuando éstos no estén incluidos en los costos variables de operación y mantenimiento. Costo Variable de Centrales Térmicas: Costo de operar una central térmica de generación que se compone de los costos de combustible y los costos variables de operación y mantenimiento. Este costo es dependiente del grado de carga de las unidades. Costo Variable de Centrales Hidráulicas de Embalse: Costo considerado para el cálculo del despacho de generación y que se obtiene como el valor del agua según los resultados del modelo de coordinación hidrotérmica empleado en la planificación de largo plazo por el Operador del Sistema. Costo Variable de Centrales Renovables No Controlables: Costo variable de una central de generación basada en un recurso renovable no controlable, que estará formado por el costo variable de operación y mantenimiento. Costo variable de Autoproductores: Costo variable de autoproductores que venden sus excedentes, que estará formado por el costo variable de operación y mantenimiento. Costo Variable de Operación y Mantenimiento: Costo necesario para operar y mantener una unidad generadora y que depende del grado de carga de la unidad. Demanda Firme: Potencia firme que deben contratar los agentes compradores. Demanda Firme Efectiva: Potencia firme demandada por los agentes compradores determinada cada año por el Operador del Sistema, o en su defecto por la CREE, a partir de la demanda de potencia máxima registrada en el período crítico. Despacho Económico: Programación optimizada de las unidades generadoras que resulta de minimizar los costos de suministrar la demanda eléctrica. Desviaciones en Tiempo Real: Desviaciones de las inyecciones y retiros durante la operación en tiempo real con respecto a aquellas programadas en el predespacho nacional y regional, de acuerdo con la regulación regional. Desvío de Potencia: Diferencia entre el requerimiento efectivo de potencia firme de un agente comprador y la potencia firme que este agente haya tenido cubierta con contratos. Disponibilidad de una Unidad de Generación: Condición de una unidad de generación que está a disposición del Operador del Sistema para su toma en consideración en el cálculo del despacho económico de generación y la provisión de servicios complementarios. Empresa Transmisora: Agente que gestiona y presta servicio en el Sistema de Principal Transmisión. Generación Forzada: Energía producida por aquellas unidades generadoras obligadas a operar fuera del despacho económico por causa de restricciones técnicas, operativas, de calidad o de confiabilidad.

Generador Marginal: Unidad de generación a la que le corresponde aumentar su producción para abastecer un incremento marginal de la demanda según los resultados del despacho económico. Indisponibilidad: Condición de un equipamiento del sistema de transmisión o unidad generadora que está fuera de servicio por causa propia o por la de un equipo asociado a su protección o maniobra. Indisponibilidad Programada: condición de un equipamiento del sistema de transmisión, distribución o unidad generadora que se encuentre fuera de servicio como consecuencia de los mantenimientos programados conforme a los procedimientos establecidos para este efecto por el ODS Indisponibilidad Forzada: condición de un equipamiento del sistema de transmisión, distribución o unidad generadora que se encuentre fuera de servicio sin que tal situación proviniera de las órdenes de operación impartidas por el ODS debido a una condición de Indisponibilidad Programada. Ingresos Variables del Sistema Principal de Transmisión: Ingresos adicionales obtenidos como resultado de las transacciones en el Mercado de Oportunidad con precios nodales en cada hora. Su monto es la diferencia de la suma del precio nodal multiplicado por la cantidad de energía retirada en ese nodo y la suma del precio nodal multiplicado por la cantidad de energía inyectada en ese nodo, aplicado a todos los nodos del Sistema Principal Transmisión. Estos ingresos variables reflejan el incremento de costos del despacho debido a las pérdidas y a las congestiones en el Sistema Principal Transmisión. Intervalo de Operación: Intervalo mínimo de tiempo para el cual se calculan los precios en cada nodo del sistema principal de transmisión en el mercado de oportunidad. Este período será horario. Ley: Ley General de la Industria Eléctrica de la República de Honduras publicada en La Gaceta el 20 de mayo del 2014 (Nº. 33431). Mantenimiento Forzado: Trabajo de mantenimiento a realizar en un equipo que no ha sido previamente autorizado y programado por el Operador del Sistema debido a no cumplir con los requisitos definidos en este Reglamento. Mantenimiento de Emergencia: Trabajos no programados de mantenimiento en un equipo que es necesario realizar ya que, sin el, dicho equipo podría sufrir un daño mayor o poner en peligro la seguridad de bienes o personas. Mantenimiento Programado: Trabajo de mantenimiento a realizar en un equipo o instalación cuyo comienzo y duración se han previsto con anterioridad y ha sido considerado como tal por el Operador del Sistema en base a las condiciones definidas en este Reglamento. Mantenimiento Mayor: Trabajo de mantenimiento programado cuya duración esperada es igual o mayor que el número de días estipulado en la Norma Técnica de Mantenimientos. Mantenimiento Menor: Trabajo de mantenimiento programado cuya duración esperada es menor que el número de días estipulado en la Norma Técnica de Mantenimiento. Margen de Reserva Rodante: Diferencia entre la capacidad conectada al SIN en un determinado instante y la demanda total del SIN. Mercado de Contratos: Conjunto de transacciones de compra- venta de electricidad pactadas entre agentes del MEN. Mercado de Oportunidad: Conjunto de transacciones de compra-venta de electricidad a corto plazo entre los agentes del MEN con base en los resultados del despacho económico realizado por el Operador del Sistema. Mercado de Oportunidad Regional: Ámbito organizado para la realización de intercambios de energía a nivel regional con base en ofertas de oportunidad u ofertas de flexibilidad asociadas a contratos. Mercado Eléctrico Nacional: Es el conjunto de transacciones que realizan los Agentes dentro del Mercado de Contratos y el Mercado de Oportunidad. Mercado Eléctrico Regional: Es la actividad permanente de transacciones comerciales de electricidad, derivados de un despacho de energía con criterio económico regional, y mediante contratos de mediano y largo plazo entre los agentes habilitados. Normas Técnicas: Son las disposiciones técnicas emitidas por la CREE de conformidad con la Ley y este Reglamento, que establecen las condiciones, especificaciones, características de diseño, construcción, operación, calidad, sanciones y/o multas, e indemnizaciones para la generación, transmisión, operación, comercialización y distribución de energía eléctrica, en congruencia con prácticas internacionales aceptadas y que servirán para completar el conjunto de regulaciones sobre las actividades del subsector eléctrico. Norma Técnica de Contratos: Norma que define los procedimientos y plazos para la notificación de los contratos por los agentes al ODS y su correspondiente validación. Esta norma definirá también los tipos de contratos que los agentes tendrán permitido suscribir en lo relativo a la definición de la energía contratada, duración y otras condiciones. Norma Técnica de Inspección y Verificación: Norma que fija los derechos y las obligaciones de los agentes, Empresa Transmisora y el ODS en lo relativo a las condiciones, procedimiento y plazos para llevar a cabo inspecciones y auditorías de las instalaciones, equipos y sistemas de las centrales generadoras e instalaciones de transmisión. Norma Técnica de Liquidaciones: Norma que establece los procedimientos para la liquidación por el ODS de las transacciones comerciales y asignación a los agentes de cobros y pagos resultantes de la misma, así como los contenidos de los consiguientes informes. Asimismo, establece el procedimiento de reclamos, incluyendo los plazos para presentar reclamaciones a los documentos de liquidación y el proceso de resolución. Esta norma fija los tipos de garantías de pago de ejecución inmediata que podrá aceptar el ODS. Norma Técnica de Medición Comercial: Norma que define los equipos de medición y sistemas de comunicación con el ODS que han de instalar los agentes del mercado y agentes transmisores, las características técnicas de los mismos, pruebas a realizar para su certificación y verificación, y plazos y acciones en casos de falta de medidas. Norma Técnica de Mantenimientos: Norma que establece la información y los plazos para suministrar al ODS la información requerida y los procedimientos a seguir por el ODS para desarrollar el plan anual de mantenimientos, así como para solicitar y autorizar mantenimientos menores. Norma Técnica de Potencia Firme: Norma que establece los procedimientos de cálculo de la potencia firme de las unidades generadoras en función de su tecnología y su disponibilidad efectiva, así como el método para la determinación del período crítico del sistema. Esta norma fija el método de cálculo de la disponibilidad efectiva de las unidades generadoras, así como las pruebas a realizar por el ODS para verificar la capacidad y disponibilidad de las mismas. Esta norma también determina el margen de reserva y criterios de asignación de pérdidas para el cálculo del requerimiento de potencia firme de los agentes compradores. Norma Técnica de Programación de la Operación: Norma que establece las metodologías, datos, criterios, plazos y procedimientos de notificación en todo lo relativo a la planificación de la operación del sistema, el despacho de las unidades generadoras y la operación del sistema en tiempo real. Norma Técnica de Servicios Complementarios: Norma que define los requisitos técnicos y proceso de habilitación para la prestación de cada servicio complementario definido en este Reglamento, así como los criterios de cálculo de márgenes de reserva y asignación de los mismos y seguimiento y supervisión por el ODS de la prestación de los servicios. Operador del Sistema: Entidad de capital público, privado o mixto, sin fines de lucro, encargada de la operación del Sistema Interconectado Nacional y su integración en el Sistema Eléctrico Regional, y de la operación del Mercado Eléctrico Nacional y su integración en el Mercado Eléctrico Regional. Período Crítico del Sistema: Corresponde con aquellos períodos del año no necesariamente consecutivos en los que se produce la máxima demanda del sistema y el máximo requerimiento de generación térmica. Planificación de Largo Plazo: Programación indicativa de la operación del SIN que el Operador del Sistema efectúa con un horizonte plurianual con la periodicidad fijada en este Reglamento. Potencia Efectiva de una Unidad de Generación: Potencia máxima neta que puede entregar a la red una unidad generadora, en función de su capacidad instalada, temperatura y presión atmosférica del sitio donde está ubicada, restricciones propias de la unidad y consumos propios. Potencia Firme de un Generador: Potencia eléctrica que una central o unidad generadora puede garantizar durante el período crítico del sistema y que se determina de acuerdo con la metodología definida en este Reglamento. Potencia Firme Contratada: Potencia comprometida en contratos suscritos por agentes compradores con generadores para cubrir los requerimientos de potencia firme, o por generadores con otros generadores para atender sus compromisos contractuales de potencia firme. Potencia Máxima Neta de una Unidad de Generación: Es la máxima potencia que, estando conectada, la unidad podría entregar de manera sostenida en un plazo de al menos 15 minutos, de requerirse máxima generación, teniendo en cuenta las restricciones operativas que pueden limitar dicha entrega. Precio Nodal: Costo de atender un incremento marginal de energía demandada en ese nodo, que es calculado para cada nodo del sistema principal de transmisión e intervalo de operación del mercado. Precio de Referencia de la Potencia: Costo marginal de la inversión requerido para instalar y conectar a la red una unidad 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 que mide el riesgo de faltantes de potencia en el sistema, se utiliza para las transacciones de Desvíos de Potencia y será calculado por la CREE. Precios ex-ante: Precios nodales calculados antes de la operación en tiempo real. Precios ex-post: Precios nodales calculados después de la operación en tiempo real. Predespacho: Despacho económico calculado antes de la operación en tiempo real con el objetivo de programar las transacciones de energía y la operación del sistema para cada intervalo de operación del día siguiente. Posdespacho: Despacho económico calculado después de la operación en tiempo real con el objetivo de calcular los precios ex-post, considerando las mediciones reales en los equipos de medición de los agentes y nodos del sistema principal de transmisión. Programación Hidrotérmica: Programación de la operación de la generación con el objetivo de minimizar los costos de suministrar la demanda en un plazo determinado considerando las restricciones de operación de las unidades térmicas e hidráulicas y que permite calcular el valor del agua almacenada en los embalses. Redespacho: Modificación del predespacho debido a desviaciones ocurridas en las condiciones de operación del sistema para las cuáles se calculó el mismo. Regulación Primaria de Frecuencia: Regulación automática de la frecuencia realizada por los gobernadores de las unidades generadoras cuyo objetivo es mantener el equilibrio instantáneo entre la generación y la demanda. Regulación Secundaria de Frecuencia: Regulación automática de la frecuencia realizada por el sistema AGC cuyo objetivo es recuperar el valor nominal de la frecuencia y llevar nuevamente a las unidades que participan en la regulación primaria a su generación programada así como mantener los intercambios entre áreas de control a los valores programados. Requerimiento de Potencia Firme: Demanda firme determinada por el Operador del Sistema que un agente tiene la obligación de cubrir mediante contratos de potencia firme, incluyendo las pérdidas y el margen de reserva correspondientes. Requerimiento Efectivo de Potencia Firme: Demanda firme efectiva calculada por el Operador del Sistema para cada agente comprador a partir de su demanda máxima registrada en el período crítico del sistema adicionando las pérdidas y el margen de reserva correspondientes. Red de Transmisión Regional: Es el conjunto de instalaciones de transmisión a través de las cuales se efectúan los intercambios regionales y las transacciones comerciales en el MER, prestando el Servicio de Transmisión Regional. Reserva Fría: Reserva provista por unidades generadoras que se puedan arrancar y llevar a plena carga en menos de 15 minutos, y cuyo objetivo es reponer la reserva secundaria. Reserva para Regulación Primaria de Frecuencia: Valor de reserva rodante de potencia activa de unidades de generación previsto para responder automáticamente a cambios de frecuencia. Reserva para Regulación Secundaria de Frecuencia: Valor de reserva rodante de potencia activa de unidades de generación requerida para recuperar la reserva para regulación primaria de frecuencia y mantener la frecuencia y los intercambios por los enlaces entre áreas de control. Servicio Auxiliar Regional: Servicios complementarios requeridos para la operación confiable, segura, económica y con calidad del SER. Los servicios auxiliares regionales son: reserva de potencia activa para regulación primaria y secundaria de la frecuencia, suministro de potencia reactiva, desconexión automática de carga y arranque en negro, según se define en la regulación regional. Servicios Complementarios: Servicios requeridos para el funcionamiento del sistema eléctrico en condiciones de calidad, seguridad, confiabilidad y menor costo económico, que serán gestionados por el Operador del Sistema de acuerdo a lo establecido en el ROM. Sistema Eléctrico Regional: Sistema eléctrico de América Central, compuesto por los sistemas eléctricos de los países miembros del MER. Sistema Principal de Transmisión: Es aquel formado por las instalaciones de transmisión que sean cedidas en cumplimiento de la disposición transitoria del Art. 29 de la Ley, y por las ampliaciones futuras a realizar de acuerdo con los planes de expansión de la transmisión, incluidas las necesarias para conectar las instalaciones de distribución, y catalogadas como tales por el Operador del Sistema. Sistema Secundario de Transmisión: Es aquel formado por las instalaciones de conexión al Sistema Principal de Transmisión tanto de las Generadoras como de los Consumidores Calificados. Las conexiones futuras al sistema principal promovidas por las Generadoras y Consumidores Calificados deben ser realizadas conforme a lo dispuesto en el Artículo 13 de la Ley referido a las obras de interés particular. Valor del Agua: Costo de oportunidad del agua almacenada en un embalse con relación a las otras alternativas de generación existentes para suministrar la demanda, considerando las probabilidades de ocurrencia de diferentes escenarios futuros de hidraulicidad. TÍTULO II AGENTES DEL MERCADO, DERECHOS Y OBLIGACIONES CAPÍTULO I Agentes del Mercado, Registro y Autorización

Agentes del mercado. Podrán ser agentes del MEN las empresas generadoras, distribuidoras y comercializadoras así como aquellos consumidores calificados que efectúan sus compras en el mercado sin la intermediación de una comercializadora o distribuidora, ubicados en territorio nacional, siempre que se hayan inscrito en el registro de agentes del mercado siguiendo el procedimiento descrito en este Reglamento. Los agentes del mercado que produzcan electricidad para su venta en el MEN se denominan agentes productores. Los agentes del mercado que compran electricidad en el MEN para consumo propio o el de sus clientes o usuarios serán agentes compradores.

Usuarios con excedentes de energía renovable. A. Obligación de compra. Las distribuidoras, dentro de los límites de inyección que la norma respectiva establece, están obligadas a comprar la energía inyectada por los Usuarios Autoproductores. B. Conexión a la Red. Para poder inyectar energía eléctrica a la red de la Empresa Distribuidora, el usuario autoproductor, con base en la norma técnica respectiva, debe instalar, entre otros, los equipos que permitan la medición, protección, registro, comunicación, control y desconexión automática. C. Pago por la energía inyectada a la red. El reglamento de tarifas establecerá la metodología para establecer el pago que la Empresa Distribuidora debe realizar al Usuario Autoproductor por la energía que se inyecte a su red. La tarifa que la Empresa Distribuidora pagará al Usuario Autoproductor estará basada en los cargos evitados a la Empresa Distribuidora debido a la inyección que haga el Usuario Autoproductor.

Registro y autorización de los agentes del mercado. Toda persona natural o jurídica, para registrarse como agente de mercado, debe presentar una solicitud a la CREE conteniendo al menos la siguiente información: a) Copia del documento de identificación de la persona natural o el documento de constitución de la persona jurídica, que realizará o realiza transacciones en el MEN. b) Copia del documento que acredita la representación legal y administrativa de la entidad. c) Copia del documento que identifica al representante legal de la entidad. d) Dirección física o identificación del lugar para ser notificada la entidad o persona natural. e) Número de teléfono y dirección electrónica de la entidad o persona autorizada para recibir notificaciones. La CREE establecerá, mantendrá, actualizará y publicará un registro de agentes del MEN.

Una vez registrado, cualquier agente que desee realizar transacciones en el MEN deberá presentar al ODS los siguientes documentos:

• a)

  Solicitud de autorización para realizar transacciones en el MEN, en el formato que establezca el ODS.

• b)

  Documentación que acredite que el agente dispone del sistema de medición comercial de acuerdo con lo dispuesto en el Título X del presente Reglamento y la correspondiente NT.

• c)

  Garantías mínimas de pago exigibles conforme a lo establecido en el Título X de este Reglamento y la correspondiente NT. El ODS, en un plazo máximo de treinta (30) días, autorizará al agente a realizar transacciones en el MEN mediante una comunicación por escrito, siempre y cuando el agente haya acreditado el cumplimiento de los requisitos anteriores. En caso contrario, el ODS denegará la solicitud mediante una comunicación justificando los motivos del rechazo. El ODS remitirá a la CREE esta información. Los agentes deberán notificar inmediatamente al ODS acerca de cualquier modificación sustancial en las condiciones recogidas en su solicitud de autorización para realizar transacciones en el MEN. El ODS, en un plazo máximo de treinta (30) días, autorizará al agente a continuar realizando transacciones en el MEN mediante una comunicación por escrito, siempre y cuando el agente haya acreditado el cumplimiento de los requisitos anteriores. En caso contrario, el ODS denegará la solicitud mediante una comunicación justificando los motivos del rechazo. El ODS remitirá a la CREE esta información. El registro como agente del mercado eléctrico nacional supondrá la habilitación para realizar transacciones en el MER, siendo el ODS responsable de remitir la información correspondiente al EOR. Todo agente que desee realizar transacciones en el MER deberá solicitar la autorización al EOR a través del ODS cumpliendo con los requisitos establecidos por la regulación regional. CAPÍTULO II Derechos y Obligaciones de los Agentes del Mercado

Derechos de los agentes del mercado. Los agentes del mercado adquirirán los siguientes derechos: A. Participar en la compra-venta de energía y/o potencia a precios libremente pactados con otros agentes en condiciones no discriminatorias en el MEN y el MER. B. Los agentes productores tendrán derecho a recibir una retribución por la energía producida como resultado del despacho de generación realizado por el ODS y los contratos suscritos conforme a las normas de mercado establecidas. C. Impugnar las decisiones del ODS ante la CREE. D. Libre acceso a las redes de transmisión y distribución en condiciones no discriminatorias y transparentes, siempre que exista capacidad suficiente en la red para ello y se cumplan con las obligaciones impuestas por la Ley y sus Reglamentos. E. Recibir una retribución por la provisión de determinados servicios complementarios en aquellos casos y condiciones fijadas en el presente Reglamento para adquirir dicho derecho. F. Que la información suministrada al ODS o la CREE calificada como confidencial por razones de competencia sea tratada como tal. G. Estar representados en el Comité de Agentes y la Junta Directiva del ODS de acuerdo a las condiciones definidas en la Ley y los Reglamentos. H. Adquirir los derechos contenidos en la regulación regional dada su condición de agentes del MER.

Obligaciones de los agentes del mercado. Los agentes del mercado adquirirán las siguientes obligaciones: A. Cumplir las normas y procedimientos contenidos en la legislación vigente así como en el presente Reglamento. B. Registrarse ante la CREE como agentes del mercado y ser autorizados por el ODS a realizar transacciones en el MEN. C. Cumplir las instrucciones que dicte el ODS, salvo causas de fuerza mayor que impliquen un riesgo para la seguridad de las instalaciones o las personas que podrán ser verificadas por el ODS. D. Suministrar la información que el Operador del Sistema les solicite para el ejercicio de sus funciones dentro de los plazos y por los medios que requiera el ODS. E. Comunicar al ODS la información necesaria para la gestión de los mantenimientos, así como información a la mayor brevedad después de la ocurrencia de indisponibilidades forzadas. F. Los agentes compradores deberán enviar al ODS proyecciones de crecimiento de la demanda y los planes de expansión para su consideración en la planificación de la expansión del sistema principal de transmisión. G. Los agentes productores estarán obligados a poner a las órdenes del ODS toda la capacidad disponible de sus centrales. Esta obligación incluye la potestad del ODS de presentar ofertas de oportunidad en el MER con el fin de minimizar el costo de abastecer la demanda eléctrica nacional.

H. Presentar ante el ODS una garantía de pago suficiente para respaldar sus operaciones de compra de energía en el mercado de oportunidad. I. Los agentes compradores deberán satisfacer sus obligaciones de contratación de potencia firme para asegurar la seguridad del suministro eléctrico nacional. J. Cumplir con las distintas formas de contratación establecidas en la Ley y los Reglamentos así como con los compromisos de pago de las transacciones resultantes del mercado tanto nacional como regional. K. Disponer de los sistemas de medición y comunicación con el ODS necesarios para liquidar las transacciones comerciales y realizar la operación del sistema. L. Suministrar los servicios complementarios requeridos por el ODS de acuerdo a los mecanismos definidos en este Reglamento y cumplir con los requisitos técnicos fijados para ello. M. Mantener sistemas de contabilidad actualizados, de acuerdo a reglas contables prudentes y con la separación de actividades requerida en la Ley y su Reglamento. N. Hacer frente a las eventuales sanciones impuestas como resultado de infracciones cometidas, tal y como se describe en la Ley y su Reglamento. O. Tener suscritos contratos de acceso y conexión a la red de transmisión de acuerdo con la Ley y su Reglamento para poder participar en el mercado. P. Permitir el acceso a sus instalaciones al personal del ODS con el fin de realizar las inspecciones y auditorías necesarias según lo establecido en la Ley, sus Reglamentos y la Norma Técnica de Inspección y Verificación. Q. Cumplir las obligaciones contenidas en la regulación regional en su condición de agentes del MER. TÍTULO III EL OPERADOR DEL SISTEMA CAPÍTULO I Organización y Funciones del Operador del Sistema

Funciones del Operador del Sistema. La principal función del ODS es garantizar la continuidad y seguridad del suministro eléctrico nacional así como la operación eficiente de las instalaciones de generación y transmisión a través de las transacciones en el MEN y en el MER, todo ello asegurando el cumplimiento de las obligaciones fijadas en la Ley, sus Reglamento y el RMER. Para el cumplimiento de sus funciones, el ODS tendrá plena autoridad sobre los titulares de instalaciones que formen parte del SIN, quienes deberán operar sus instalaciones siguiendo las instrucciones emitidas por el ODS. Igualmente, serán funciones específicas del ODS las siguientes: A. Supervisar y controlar las operaciones del SIN en coordinación con los agentes del mercado, operadores de sistema y agentes transmisores de la región, bajo los principios de transparencia, objetividad, independencia y eficiencia económica. B. Autorizar a los agentes del mercado que cumplan con los requisitos exigidos para realizar transacciones en el MEN. C. Dotarse de las herramientas y modelos informáticos necesarios para la correcta operación del sistema y administración del mercado así como encargarse de su adecuado mantenimiento y actualización. D. Definir el período crítico del sistema y determinar la potencia firme de las centrales generadoras así como el requerimiento de potencia firme de los agentes compradores mediante los procedimientos establecidos en este Reglamento. E. Impartir instrucciones de operación a las unidades de generación e instalaciones de transmisión, incluidas las interconexiones internacionales, de cara a asegurar la continuidad del suministro eléctrico nacional y satisfacer las transacciones resultantes del MEN y el MER. F. Administrar diariamente el mercado de oportunidad para cada intervalo de operación determinando el despacho económico de la generación al mínimo costo, incorporando la posibilidad de efectuar transacciones en el MER, y calculando los precios nodales resultantes. G. Presentar ofertas de retiro e inyección regionales en los nodos de la red de transmisión regional con el fin de reducir los costos de abastecer la demanda eléctrica nacional y hacer posible la exportación e importación de energía bajo criterios de eficiencia económica. H. Verificar los costos variables de las unidades generadoras de acuerdo a la metodología definida en este Reglamento e informar a la CREE sobre aquellos generadores cuyos costos variables no cumplan con lo establecido en este Reglamento y las Normas Técnicas, o que no representen el costo real de generación. I. Coordinar, modificar y autorizar, en su caso, los planes de mantenimiento de las unidades de generación y de las instalaciones de transmisión. J. Determinar la existencia o no de capacidad de transmisión necesaria para otorgar derechos de acceso y conexión al sistema principal de transmisión en caso de recibirse una solicitud. K. Determinar la capacidad de los elementos del sistema de transmisión a considerar en el despacho de generación. L. Elaborar una guía para el restablecimiento del servicio eléctrico y dirigir los procedimientos para el restablecimiento del mismo en caso de producirse la formación de islas o el colapso del sistema. M. Administrar y supervisar la provisión de servicios complementarios por parte de los agentes del mercado de acuerdo a los procedimientos y requisitos definidos en el presente Reglamento. N. Calcular anualmente el costo base de generación a trasladar a las tarifas de los usuarios finales y proponerlo a la CREE para su aprobación. O. Elaborar y remitir mensualmente a la CREE y a los agentes del mercado informes de funcionamiento de la operación del sistema y del mercado de electricidad, así como realizar los informes solicitados por la Secretaría. Los contenidos de estos informes serán definidos por la CREE. P. Elaborar cada dos años un plan indicativo de expansión de la generación con los contenidos y horizontes definidos en el Reglamento General de la Ley. Q. Elaborar cada dos años el plan de expansión del sistema de transmisión, de acuerdo con los plazos y contenidos estipulados en la Ley y su Reglamento General. R. Asegurar la adecuada coordinación con el EOR y, en su caso, con los otros operadores de países integrantes del MER, con el objetivo de asegurar la seguridad de suministro regional y las transacciones comerciales regionales. S. Realizar la programación de la operación con diferentes horizontes temporales de acuerdo con lo establecido en el presente Reglamento asegurando una adecuada coordinación hidrotérmica que minimice los costos de suministro nacional y la seguridad de suministro. T. Verificar, a petición de la CREE, que nuevas instalaciones del sistema secundario de transmisión no afecten negativamente a la operación del sistema. U. Calcular la remuneración requerida para desempeñar sus funciones y someterla a la aprobación de la CREE. V. Liquidar las transacciones comerciales derivadas de la administración del MEN de acuerdo a lo establecido en este Reglamento y la correspondiente NT. W. Implantar y mantener un sistema de gestión de la medición comercial que le permita cumplir con sus obligaciones de realizar las liquidaciones de las transacciones económicas y elaborar los informes de funcionamiento del mercado y operación del sistema. X. Desarrollar lo dispuesto en el presente Reglamento en forma de propuestas de Normas Técnicas, que deberán ser sometidas a informe del Comité de Agentes y a la aprobación de la CREE. Y. Estudiar las evaluaciones periódicas y posibles propuestas de mejora elaboradas por el Comité de Agentes y, en su caso, proponer a la CREE modificaciones o desarrollos al presente Reglamento. Z. Llevar a cabo las inspecciones y auditorías a los agentes del mercado, Empresa Transmisora y agentes transmisores que sean necesarias para cumplir con sus obligaciones de supervisión y administración del mercado mayorista. En caso de detectar anomalías o infracciones, el ODS deberá remitir un informe a la CREE, prestando especial atención a la posible existencia de prácticas anticompetitivas, para que ésta determine si procede sancionar al agente involucrado. La CREE podrá conferir nuevas funciones al ODS cuando así lo requiera para cumplir con los objetivos que le marca la Ley y su Reglamento.

Junta Directiva. La Junta Directiva es el máximo órgano de decisión del ODS y en quien recae la responsabilidad última de que se desarrollen de manera eficiente las funciones y obligaciones anteriormente enumeradas, así como aquellas recogidas en la Ley y su Reglamento. Serán funciones indelegables de la Junta Directiva las siguientes: A. Cumplir con las obligaciones jurídicas, contables y fiscales impuestas por la legislación vigente. B. Asegurar la independencia de las decisiones y actuaciones del ODS. C. Elaborar e informar sobre las propuestas de modificación a este Reglamento o a las Normas Técnicas, para su aprobación por la CREE. D. Elaborar la propuesta de funcionamiento y organización de la sección operativa del ODS, en base a lo establecido por el Reglamento General de la Ley. E. Vigilar que la Sección Operativa del ODS, disponga de medios técnicos y económicos adecuados para el desarrollo de sus funciones. F. Supervisar y coordinar las tareas desempeñadas por el operador designado según lo estipulado en el contrato de servicios.

Comité de Agentes. La función del Comité de Agentes, cuya composición y financiación se definen en la Ley y el Reglamento General, será la de proveer al Operador del Sistema evaluaciones periódicas de su desempeño y propuestas de medidas susceptibles de mejorar el funcionamiento del sistema eléctrico y del mercado. El ODS proporcionará al Comité de Agentes la información necesaria para el desarrollo de esta función. Este comité podrá proponer modificaciones al Reglamento así como proponer nuevas Normas Técnicas, o modificación de las existentes, y elaborará informes respecto a las propuestas presentadas por otros en las condiciones establecidas en este Reglamento. Para ello, podrá solicitar la asistencia de personal del ODS a sus reuniones, quien en ningún caso tendrá derecho a voto sobre las decisiones del Comité de Agentes. Los miembros del Comité de Agentes no percibirán por parte del ODS salarios, honorarios, dietas, ni ningún tipo de retribución de sus gastos. No obstante, el ODS pondrá a su disposición espacio de oficina y servicios secretariales. En su primera reunión tras la constitución del Comité de Agentes, sus miembros deberán aprobar unas normas de funcionamiento interno que detallen las formas y periodicidad de sus reuniones así como el proceso de toma de decisiones. TÍTULO IV POTENCIA FIRME, MERCADO DE CONTRATOS, Y GARANTÍA DE SUMINISTRO CAPÍTULO I Potencia Firme

Determinación del período crítico del sistema. El Operador del Sistema determinará el período crítico del sistema, que servirá para establecer los requerimientos de potencia firme para los agentes compradores y la potencia firme de las unidades generadoras. Este período estará formado por un número determinado de horas al año, no necesariamente consecutivas, en las que se produce la máxima demanda del sistema y el máximo requerimiento de generación térmica y donde la confiabilidad del sistema se puede encontrar comprometida. La metodología para la determinación del período crítico del sistema se establecerá en la Norma Técnica de Potencia Firme.

Potencia firme de unidades generadoras. La potencia firme determinada por el ODS para cada unidad de generación será la máxima que el agente productor podrá vender mediante contratos respaldados con su capacidad de generación, ya sea en el mercado nacional o regional. En caso de ser necesario, los agentes productores deberán suscribir contratos de potencia firme con otros generadores para respaldar sus obligaciones contractuales. El ODS controlará que los agentes productores cumplen las condiciones anteriores. En caso de que el ODS detecte incumplimientos, notificará dicha situación a la CREE para su posible sanción.

Informe de potencia firme de las unidades generadoras. El Operador del Sistema antes del 30 de septiembre de cada año elaborará el informe de potencia firme de las unidades generadoras. Los agentes generadores tendrán un plazo de quince (15) días naturales para presentar alegaciones. El ODS tendrá un plazo de quince (15) días para contestar las alegaciones presentadas por los agentes. Los agentes dispondrán de otros quince (15) para someter a la CREE los conflictos todavía en disputa con el ODS. La CREE resolverá los mismos notificando al agente en cuestión y al ODS su resolución en otro plazo no 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 vender en contratos de potencia firme durante el siguiente año a partir del primero de enero.

Metodología de cálculo de la potencia firme de unidades generadoras. El ODS realizará el cálculo de la potencia firme de las unidades generadoras en función de su tecnología siguiendo los criterios definidos en este Reglamento. El método de cálculo se detallará en la Norma Técnica de Potencia Firme. A. Determinación de la potencia firme de las centrales hidráulicas de embalse. La potencia firme para una central hidráulica de embalse se corresponde con la potencia media horaria producida durante el período crítico del sistema que presenta una probabilidad del 95% de ser superada en la serie histórica en que la planta ha estado operativa. Para nuevas centrales que entren en servicio, la potencia firme en los diez (10) primeros años de operación será calculada por el Operador del Sistema siguiendo el criterio del 95% y con base en las estimaciones de producción esperada presentadas por el promotor considerando la hidraulicidad de la cuenca. Una vez trascurridos diez (10) años de funcionamiento, la potencia firme se calculará con la serie histórica de funcionamiento de la planta.

B. Determinación de la potencia firme de las unidades térmicas. La potencia firme de cada unidad térmica se calculará como el producto de la potencia efectiva de la unidad por la disponibilidad media medida durante el periodo crítico anual en los dos últimos años de funcionamiento. En el cálculo de la disponibilidad se tendrán en cuenta las indisponibilidades totales o parciales tanto las programadas como las forzadas. Para nuevas unidades que entren en servicio, la potencia firme en el primer año de funcionamiento será calculada por el Operador del Sistema con base en la disponibilidad media estándar que presenten unidades nuevas similares de la misma tecnología. Una vez transcurrido el primer año de funcionamiento, la potencia firme para el segundo año se calculará según la potencia efectiva y disponibilidad registradas en el primer año. A partir del segundo año de funcionamiento se aplicará el método general. C. Determinación de la potencia firme de las centrales generadoras que utilizan un recurso renovable variable. La potencia firme de centrales generadoras cuya fuente de energía primaria presenta un comportamiento aleatorio y no controlable, como las centrales hidráulicas de filo de agua, las centrales eólicas y las centrales solares, se corresponde con la potencia media horaria producida durante el período crítico del sistema que presenta una probabilidad del 95% de ser superada en la serie histórica en que la planta ha estado operativa. Para nuevas centrales que entren en servicio, la potencia firme en los tres (3) primeros años de operación será calculada por el Operador del Sistema siguiendo el criterio del 95% y con base en las estimaciones de disponibilidad del recurso primario presentadas por el promotor mediante un estudio técnico que considere la ubicación de la central. Una vez trascurridos tres (3) años de funcionamiento, la potencia firme se calculará con la serie histórica de funcionamiento de la planta. En el cálculo de la potencia firme de centrales generadoras basadas en energías renovables no controlables únicamente se permitirá la agregación de varias centrales cuando éstas compartan el mismo punto de conexión a la red y el mismo equipo de medición comercial.

Requerimiento de potencia firme para agentes compradores. El Operador del Sistema antes del treinta y uno (31) de agosto de cada año recibirá de los agentes compradores una estimación de su demanda máxima prevista durante el período crítico del sistema del año siguiente. El ODS antes del treinta (30) de septiembre de cada año elaborará el informe indicativo de demanda donde se establecen los requerimientos de potencia firme que cada uno de los agentes compradores deberá tener contratado a partir del primero de enero para el siguiente año. El ODS calculará este requerimiento como la demanda máxima prevista en el período crítico del sistema más las pérdidas de potencia proyectadas más el margen de reserva fijado anualmente por la CREE. La demanda máxima prevista será aquella que, de acuerdo con las proyecciones presentadas por los agentes compradores y la proyección de la demanda nacional realizada por el ODS, determine el ODS como la máxima potencia neta instantánea demandada dentro del período crítico del sistema para cada agente comprador. Las pérdidas de transmisión y distribución correspondientes a cada agente comprador se asignarán con base en los criterios definidos en la Norma Técnica de Potencia Firme. Los criterios y el método de cálculo del margen de reserva se fijarán en la Norma Técnica de Potencia Firme. Los agentes compradores tendrán un plazo de quince (15) días naturales para presentar alegaciones al ODS sobre el informe indicativo de demanda. El ODS tendrá un plazo de quince (15) días para contestar las alegaciones presentadas por los agentes. Los agentes dispondrán de otros quince (15) para someter a la CREE los conflictos todavía en disputa con el ODS. La CREE resolverá los mismos notificando al agente en cuestión y al ODS su resolución en otro plazo no superior a quince (15) días. El ODS finalmente antes del treinta (30) de noviembre emitirá el informe definitivo de demanda con los requerimientos de potencia firme que los agentes compradores deberán tener contratados durante todos los meses del siguiente año a partir del uno (1) de enero. CAPÍTULO II Desvíos de Potencia Firme

Cálculo de los desvíos de potencia firme. El ODS antes del 15 de enero de cada año calculará los desvíos de potencia firme en todos y cada uno de los meses desde enero a diciembre del año anterior. El ODS calculará los desvíos de potencia firme para cada agente comprador en cada mes como la diferencia entre el requerimiento efectivo de potencia firme anual y el valor mínimo de la potencia firme contratada por el agente en dicho mes. El requerimiento efectivo de potencia firme anual del agente comprador se calculará por el ODS a partir de la demanda máxima registrada del agente durante el período crítico del sistema del año concluido adicionando las pérdidas de potencia y el margen de reserva correspondientes. Los desvíos resultantes del cálculo anterior que tomen un valor positivo serán considerados como faltantes de potencia firme de los agentes compradores, mientras que aquellos que tomen un valor negativo serán considerados como sobrantes de potencia firme de los agentes compradores. El ODS calculará los desvíos de potencia firme de cada agente productor en cada mes como la diferencia entre la potencia firme efectiva anual y el valor máximo de la potencia firme vendida en contratos por el agente en dicho mes. La potencia firme efectiva anual del agente productor se calculará por el ODS como la potencia firme de las centrales y unidades de generación del agente incorporando a la serie histórica el funcionamiento registrado de dichas unidades durante el período crítico del sistema del año concluido, siguiendo los criterios establecidos en el artículo 16 de este Reglamento. Los desvíos resultantes del cálculo anterior que tomen un valor positivo serán considerados como sobrantes de potencia firme de los agentes productores mientras que aquellos que tomen un valor negativo serán considerados como faltantes de potencia firme de los agentes productores.

Liquidación de los desvíos de potencia firme. El ODS antes del quince (15) de enero de cada año elaborará un informe de liquidación de los desvíos de potencia firme y lo remitirá a los agentes. Los faltantes de potencia firme de los agentes compradores y productores en cada mes serán cargados a los mismos al precio de referencia de la potencia, y el monto resultante será repartido a prorrata entre los agentes productores de forma proporcional a sus sobrantes de potencia en dicho mes. Los agentes tendrán un plazo de quince (15) días naturales para presentar alegaciones al ODS sobre el informe de liquidación de desvíos de potencia. El ODS tendrá un plazo de quince (15) días para contestar las alegaciones presentadas por los agentes. Los agentes dispondrán de otros quince (15) para someter a la CREE los conflictos todavía en disputa con el ODS. La CREE resolverá los mismos notificando al agente en cuestión y al ODS su resolución en otro plazo no superior a quince (15) días. El ODS finalmente antes del treinta y uno (31) de marzo emitirá el informe definitivo de liquidación de desvíos de potencia del año anterior. La liquidación de los desvíos de potencia a los agentes se realizará en partes iguales en los tres meses siguientes a la publicación del informe definitivo. CAPÍTULO III Contratos de Potencia Firme y Seguridad de Suministro

Derechos y obligaciones de contratación de potencia firme. En el caso de problemas de suministro o racionamiento debido a la falta de capacidad de generación en el 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 los generadores de respaldo a los que el agente productor haya traspasado esta obligación mediante la firma del correspondiente contrato de potencia firme entre ambos generadores. El ODS racionará, en primer lugar, aquella demanda de agentes compradores que no esté cubierta por contratos de potencia firme. En último término, el ODS racionará la demanda que tenga contratada potencia firme, cuando el generador que respalda el contrato no esté disponible. En el caso de que el agente productor no cumpla con la obligación de estar disponible, el agente comprador tendrá derecho a que el agente productor le indemnice por la energía racionada no suministrada de acuerdo a su curva de carga, con un precio de la energía no suministrada que determinará la CREE. TÍTULO V PLANIFICACIÓN OPERATIVA, DESPACHO ECONÓMICO Y MERCADO DE OPORTUNIDAD CAPÍTULO I Planificación Operativa

Planificación Operativa. La planificación operativa estará basada en tres tipos de programación con distintos horizontes temporales: largo plazo, semanal y planificación diaria o predespacho. Para realizar la planificación operativa y el cálculo de los precios nodales en el sistema principal de transmisión, el ODS utilizará modelos de coordinación hidrotérmica que permitan determinar la planificación de mínimo costo de las unidades de generación, cumpliendo con los criterios de calidad y seguridad.

Planificación de largo plazo. La programación de largo plazo se realizará con un horizonte temporal de tres años y detalle semanal y se deberá actualizar al menos con una periodicidad mensual. Los objetivos principales de la programación de largo plazo son:

A. Realizar una programación indicativa de la operación del sistema a mínimo costo garantizando la continuidad y seguridad del suministro. B. Calcular el valor del agua de las centrales hidroeléctricas de embalse, que se utilizará en la programación semanal y en el predespacho. C. Calcular los costos base de generación previstos para el siguiente año, para su traslado a tarifa de acuerdo al Reglamento General. Para este fin, se usará la última planificación de largo plazo disponible a finales del mes de diciembre de cada año.

Herramienta de modelado para la planificación de largo plazo. La herramienta utilizada para la programación de largo plazo será un modelo de optimización que calcule la explotación hidrotérmica óptima de mínimo costo, con detalle 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. Los datos que se deben utilizar como entrada al modelo de optimización serán, al menos, los siguientes:

• a)

  Parámetros operativos de las plantas hidroeléctricas.

• b)

  Características técnicas y económicas (costos variables) de las unidades generadoras (plantas térmicas, renovables y renovables no controlables).

• c)

  Proyección de los precios de los combustibles utilizados para la generación de energía eléctrica.

• d)

  Un modelo estocástico de caudales que represente las características hidrológicas del sistema.

• e)

  Características técnicas del sistema de transmisión (capacidad de cada una de los elementos del sistema de transmisión).

• f)

  Proyección de la demanda semanal por bloque de carga y por nodo del sistema principal de transmisión.

• g)

  Los planes de expansión de la generación y de expansión de la transmisión elaborados por el ODS.

• h)

  El plan anual de mantenimientos programados elaborado por el ODS en coordinación con los agentes. El Operador del Sistema deberá poner a disposición de los agentes un informe con los resultados obtenidos de la programación de largo plazo.

Información a remitir al ODS y auditoría técnica de las centrales generadoras. Los agentes con plantas de generación térmica deberán realizar una declaración mensual de los costos variables de las unidades generadoras, que 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 grado 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 para la siguiente semana de calendario, con un detalle horario. El objetivo de la misma es realizar una programación y despacho indicativos de las unidades de generación, así como una estimación de los precios nodales en el sistema 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 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 Operador del Sistema deberá poner a disposición de los agentes 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 a 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, la unidades de generación e instalaciones de transmisión declaradas como disponibles teniendo en cuenta los límites operativos asociados a las restricciones de seguridad, y los niveles de reservas y potencia reactiva necesarios para la operación segura del sistema. El Operador del Sistema realizará un despacho de mínimo costo considerando las pérdidas y las restricciones de la red de transmisión mediante un modelado DC de la misma 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 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 Operador del Sistema la información necesaria para elaborar el predespacho nacional para cada hora del día siguiente. La información que deben presentar los agentes productores, en los formatos y medios establecidos por el Operador del Sistema, 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 la Empresa Transmisora. Antes de las 9:00 A.M., de cada día la Empresa Transmisora deberá remitir al Operador del Sistema 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 Operador del Sistema, 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 Operador del Sistema 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 más menos 5% de la demanda).

Horario y consideraciones mínimas en la determinación del predespacho nacional. Antes de las 12:00 P.M., de cada día el Operador del Sistema 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 excedentes de autoproductores.

• b)

  Los costos variables de las unidades de generación.

• c)

  Las restricciones técnicas de las unidades de generación.

• d)

  La demanda de energía por nodo pronosticada.

• e)

  La red de transmisión nacional con sus parámetros por cada elemento de transmisión.

• f)

  Las indisponibilidades y los mantenimientos de transmisión programados y no programados.

• 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 (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. Antes de las 12:30 A.M., de cada día, el Operador del Sistema publicará en su sitio web los resultados del predespacho nacional, de manera que sean accesibles a los agentes del mercado.

Remisión del predespacho nacional al EOR. Antes de las 1:00 P.M., de cada día, el Operador del Sistema deberá remitir al Ente Operador Regional, 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 autorizados a realizar transacciones regionales, que requieran declarar los contratos regionales para el día siguiente, deberán remitir al Operador del Sistema la información requerida por el numeral 5.6 del libro II del RMER, en los formatos y medios establecidos por el Operador del Sistema, incluyendo las ofertas de flexibilidad y/u ofertas de pago máximo de CVT asociados a los CNFFF. Si se trata de una inyección hacia el MER de un contrato, el agente deberá identificar la unidad o unidades de generación con que pretende cumplir su compromiso contractual y el nodo de la RTR, donde se propone realizar la inyección de energía. Si se trata de un retiro de un contrato abastecido desde el MER, 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 Operador del Sistema validará las declaraciones de inyección hacia el MER de los CNFFF regionales con base en la información proporcionada por los agentes, 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 han sido requeridos total o parcialmente en el predespacho nacional o cuando se identifique algún incumplimiento de las normas nacionales o regionales, el Operador del Sistema aplicará las reducciones totales o parciales del contrato que correspondan e informará de las mismas al agente correspondiente.

Validación de los retiros abastecidos desde el MER de los contratos. Antes de las 10:00 A.M., de cada día, el Operador del Sistema validará las declaraciones de retiro abastecidos desde el MER de los CNFFF con base en la información provista por los agentes, debiendo para el efecto, el Operador del Sistema, 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 Operador del Sistema aplicará las reducciones totales o parciales del contrato que correspondan e informará de las mismas al agente correspondiente.

Validación de contratos firmes regionales por el Operador del Sistema. Antes de las 10:00 A.M., de cada día, el Operador del Sistema validará las declaraciones de contratos firmes regionales sobre los cuales los agentes 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 discrepancias con el registro del contrato que no sean resueltas por el agente a tiempo, el Operador del Sistema aplicará las reducciones totales o parciales del contrato que correspondan e informará de las mismas al agente correspondiente.

Validación de contratos no firmes financieros regionales por el Operador del Sistema. Antes de las 10:00 A.M., de cada día, el Operador del Sistema validará las declaraciones de contratos regionales no firmes financieros sobre los que hayan informado los agentes, 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 a tiempo, el Operador del Sistema aplicará las reducciones totales o parciales del contrato que correspondan e informará de las mismas al agente 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 Operador del Sistema remitirá al EOR la información de los contratos regionales y las ofertas de flexibilidad y/u ofertas de pago máximo de CVT, sobre las que hayan informado los agentes 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 Operador del Sistema deberá coordinar con los agentes y el EOR, los ajustes y aclaraciones necesarias para resolver las inconsistencias señaladas por el EOR, de contratos regionales que se propone despachar al día siguiente. El Operador del Sistema informará a los agentes de los contratos regionales que hayan sido invalidados por el EOR. CAPÍTULO III Ofertas de Oportunidad Regionales

Ofertas en el mercado de oportunidad regional. A partir de los resultados del predespacho nacional, el Operador del Sistema 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:

• a)

  Ofertas de oportunidad de retiro: para importar energía al sistema nacional en nodos de la RTR, sustituyendo energía más cara que hubiera sido despachada en el predespacho nacional en 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 generación que, para el mismo intervalo de operación, 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 Operador del Sistema 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.

Determinación y coordinación del predespacho regional. Entre las 2:30 P.M. y las 4:15 P.M., de cada día, el Operador del Sistema 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 Operador del Sistema 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 Operador del Sistema deberá considerar:

• a)

  Cambios topológicos de la RTR, debidamente justificados.

• b)

  Pérdida de recursos de generación, debidamente justificados.

• c)

  Solicitudes de los ODS 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.

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

Predespacho total. Una vez que el Operador del Sistema 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 de las transacciones regionales de contratos y oportunidad resultantes del predespacho regional para el siguiente día. CAPÍTULO V Redespachos

Redespachos. El Operador del Sistema 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 sistema nacional o en otro país del sistema regional, en cuyo caso el Operador del Sistema será informado por el EOR. Cuando sea necesario efectuar redespachos, el ODS informará con posterioridad a los agentes 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 Operador del Sistema 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:

• a)

  Cambios topológicos de la RTR, debidamente justificados por el ODS respectivo.

• b)

  Pérdida de recursos de generación, debidamente justificados por el ODS respectivo.

• c)

  Solicitudes de los ODS por condiciones de emergencia nacional, debidamente justificados por el ODS 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 ODS respectivo.

Verificación del redespacho regional 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 al EOR 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 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 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.

Actualización del predespacho total. Una vez el Operador del Sistema 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 sobre las nuevas condiciones operativas y comerciales que se deriven. CAPÍTULO VI Operación en Tiempo Real

Operación en tiempo real. El Operador del Sistema podrá realizar modificaciones en el despacho de las unidades generadoras en tiempo real por razones de seguridad del sistema. Estas modificaciones podrán estar causadas por restricciones físicas de transmisión, indisponibilidades programadas de instalaciones o el incumplimiento de otros criterios de seguridad y calidad. Asimismo, el Operador del Sistema podrá requerir la provisión de servicios complementarios según lo establecido en el Título VI de este Reglamento.

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.

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. 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

Posdespacho nacional. El Operador del Sistema 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 y las transacciones regionales realizadas. El Operador del Sistema incluirá en el posdespacho la energía inyectada en cada intervalo de operación por aquellas unidades despachadas como generación forzada a costo variable nulo, no interviniendo los costos de esta generación en la formación de precios del mercado de oportunidad. Para realizar el posdespacho, el Operador del Sistema empleará las mismas herramientas de optimización empleadas para el cálculo del predespacho. El objeto del posdespacho es calcular los precios nodales de oportunidad que el ODS utilizará para efectuar las liquidaciones de las transacciones comerciales en cada hora. Adicionalmente, el ODS calculará las desviaciones en tiempo real de cada uno de los agentes del mercado respecto al predespacho nacional definitivo. Se habilita al Operador del Sistema a proponer a la CREE un mecanismo para trasladar el sobrecosto de las desviaciones en tiempo real a los agentes cuyas inyecciones o retiros en un intervalo de operación se hayan desviado respecto de la energía programada para dicho período de acuerdo con el último redespacho elaborado por el Operador del Sistema. 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 mercado del resultado del posdespacho diario, publicando en su sitio web los resultados del mismo. Los agentes 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 que deberá estar basado en incumplimientos a los criterios o procedimientos que se establecen en este Reglamento 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 de un plazo no mayor a cuatro (4) días hábiles.

Remisión de la información de medición comercial de flujo en los enlaces al EOR. A más tardar pasadas 48 horas tras el día de operación, el Operador del Sistema 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 y 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 Operador del Sistema 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 Servicios Complementarios: Definición y Obligaciones

Definición de los servicios complementarios. Los servicios complementarios a los efectos de este Reglamento son los siguientes:

• a)

  Control de frecuencia que incluye las reservas para la regulación primaria y secundaria de frecuencia junto con la reserva fría, la desconexión automática de cargas y la demanda interrumpible.

• b)

  Control de voltaje y potencia reactiva.

• c)

  Arranque en negro.

Obligación de proveer servicios comple- mentarios. Todos los agentes del mercado tienen la obligación de contribuir a la prestación de los servicios complementarios definidos en este Reglamento, y dentro de los márgenes establecidos en la Norma Técnica de Servicios Complementarios. Los requerimientos impuestos como mínimos en este Reglamento para la provisión de determinados servicios complementarios se consideran una obligación para los agentes la cual no estará sujeta a remuneración adicional.

Verificaciones e incumplimientos. El ODS verificará la prestación de estos servicios por parte de los agentes 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, según lo establecido en el Reglamento del MER, e informará al EOR las causas o justificaciones del no cumplimiento. El incumplimiento por parte de un agente 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 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 con sus obligaciones de proveer los servicios complementarios serán cargados a dichos agentes. La generación forzada no podrá fijar precio en el despacho que determine los precios nodales en el sistema principal de transmisión.

Norma Técnica de Servicios Complementarios. La Norma Técnica de Servicios Complementarios especificará los requisitos técnicos que deben cumplir los agentes, 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 de emergencia.

Regulación primaria de frecuencia. Al efecto de proveer la reserva para la 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 la regulación secundaria de frecuencia las unidades generadoras con capacidad nominal igual o superior a 8 MW deberán estar habilitadas para integrarse en el AGC. El margen de reserva rodante que debe ser provisto por las unidades acopladas se calculará diariamente para el día siguiente por el ODS en el predespacho en coordinación con el EOR. Este margen debe ser calculado por el ODS y ser asignado a las unidades despachadas siguiendo los criterios fijados en la Norma Técnica.

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 secundaria. El margen de reserva fría, más el provisto por la demanda interrumpible en caso de existir, se fijará por el ODS en el predespacho como un porcentaje adicional al margen de reserva rodante según los criterios definidos en la Norma Técnica. 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 a su declaración de costos variables y de arranque y parada. 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 y se detallará en la Norma Técnica de Servicios Complementarios.

Seguimiento de la prestación del servicio e incumplimientos. Cuando un agente no cumpla con la prestación de servicio de control de frecuencia asignada por el ODS forzando a otros agentes a proveer medidas para solucionar dicho incumplimiento más allá de las obligaciones asignadas por el ODS, el agente 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 CREE deberá tramitar este procedimiento como una propuesta de modificación de la Norma Técnica de Servicios Complementarios de acuerdo con lo establecido en este Reglamento. La provisión de demanda interrumpible no supondrá en ningún caso una disminución del requerimiento de potencia firme de los agentes compradores. Los agentes que provean este servicio podrán ser objeto de remuneración adicional. CAPÍTULO III Control de Voltaje y Potencia Reactiva

Obligación de proveer el servicio. El ODS deberá enviar consignas de operación a los agentes con recursos de potencia reactiva para asegurar que los niveles de voltaje en los nodos del sistema principal de transmisión se mantengan dentro de los límites establecidos en la NT-CT, tanto bajo condiciones normales de operación como ante contingencias. Los agentes con unidades de generación están obligados a participar en el control de voltaje y deberán seguir las consignas dadas por el ODS mediante el regulador automático de voltaje inyectando o absorbiendo potencia reactiva dentro de los límites impuestos por la curva de funcionamiento de cada unidad generadora. La Norma Técnica podrá fijar unos niveles mínimos de inyección y absorción de potencia reactiva para las unidades generadoras.

La Empresa Transmisora deberá mantener disponibles la totalidad de los equipos con capacidad para la regulación de voltaje en su red, tales como transformadores reguladores con cambiadores de tomas, y equipos de compensación de potencia reactiva inductiva y capacitiva, de manera que puedan ser conectados, desconectados, o regulados siguiendo las instrucciones del ODS dependiendo de las necesidades en el SIN. Los distribuidores y grandes consumidores deberán mantener su factor de potencia dentro de los límites establecidos en las distintas bandas horarias fijados en la NT-CT.

Control de voltaje y potencia reactiva. El ODS debe programar y coordinar todos los recursos disponibles para el control de voltaje con un día de antelación en el predespacho. Cuando el ODS detecte que en algún nodo no se puede mantener el voltaje dentro de los limites especificados una vez adoptados todos los medios previstos para el control de potencia reactiva, podrá despachar o redespachar unidades de generación con el criterio de mínimo costo.

Seguimiento de la prestación del servicio e incumplimientos. Cuando un agente no cumpla con la prestación de servicio de control de voltaje asignada por el ODS forzando a otros agentes a proveer medidas para solucionar dicho incumplimiento más allá de las obligaciones asignadas por el ODS, el agente con incumplimiento deberá hacerse cargo de los sobrecostos resultantes, sin perjuicio de las posibles sanciones. CAPÍTULO IV Arranque en Negro

Guía de restablecimiento del servicio. En el caso de darse una condición de voltaje cero en parte del sistema o en su totalidad, el ODS deberá conducir las operaciones para el restablecimiento del servicio en el SIN. Para ello el ODS elaborará la Guía de Restablecimiento del Servicio donde se especificarán las unidades generadores con capacidad de arranque en negro, el proceso de formación en islas de carga e interconexión progresiva de las mismas, y las obligaciones de los agentes para la prestación del servicio. El ODS coordinará con el EOR y reportará al mismo los recursos disponibles a ser considerados en la Guía Regional de Restablecimiento del Servicio según establece la regulación regional.

Obligaciones y retribución por el servicio. Todos los agentes tienen la obligación de contribuir en este servicio de acuerdo con sus recursos, para ello deberán seguir las disposiciones contenidas en la Guía así como las instrucciones que reciban del ODS. Los agentes serán remunerados por los costos adicionales de inversión y mantenimiento de equipos asociados a la prestación de este servicio según costos auditados y una tasa de rentabilidad similar a la reconocida para remunerar los activos de transmisión.

Seguimiento de la prestación del servicio e incumplimientos. El ODS para efectuar el seguimiento de desempeño en la prestación del servicio podrá ordenar la ejecución de pruebas de disponibilidad, tiempos de arranque, sincronización y toma de carga a las correspondientes unidades según se establezca en la Norma Técnica de Servicios Complementarios. Aquellos agentes que incumplan con los requisitos establecidos para la provisión del servicio podrán ser sancionados. TÍTULO VII COORDINACIÓN DE MANTENIMIENTOS CAPÍTULO I Plan Anual de Mantenimientos de Instalaciones de Generación y Transmisión

Propuesta de mantenimientos de instalaciones de generación. Los agentes productores presentarán anualmente al ODS una propuesta de mantenimientos programados antes del quince (15) de septiembre. Esta propuesta detallará, para cada instalación, la fecha programada de comienzo de cada trabajo de mantenimiento, la duración del mismo, así como una justificación de su necesidad y duración.

Propuesta de mantenimientos de instalaciones de transmisión. Las Empresas Transmisoras presentarán anualmente al ODS una propuesta de mantenimientos programados antes del quince (15) de septiembre. Esta propuesta detallará, para cada instalación, la fecha programada de comienzo de cada trabajo de mantenimiento, la duración del mismo, así como una justificación de su necesidad y duración.

Plan anual de mantenimientos. El ODS es responsable de la coordinación de los mantenimientos que soliciten los agentes productores y las Empresas Transmisoras. El ODS elaborará el plan anual de mantenimientos para el siguiente año a partir de las propuestas recibidas de acuerdo a lo estipulado en los artículos 77 y 78 de este Reglamento.

Este plan se elaborará siguiendo criterios de minimización de costos y mantenimiento de la seguridad de suministro, evaluando escenarios futuros de inyecciones y retiros en base a las proyecciones de demanda, y el despacho económico de las unidades de generación existentes y previstas considerando los costos variables auditados e hidraulicidad. El plan anual de mantenimientos deberá justificar que, de acuerdo con los escenarios evaluados, se lograrían alcanzar los niveles mínimos de seguridad de suministro determinados por la energía no suministrada esperada y márgenes de reservas. El modelo a utilizar será el mismo que el empleado para la planificación operativa de largo plazo. El ODS tendrá de plazo hasta el quince (15) de octubre para notificar dicho plan a los agentes productores, la Empresa Transmisora y otros agentes transmisores, pudiendo requerir a los mismos la reubicación temporal de sus trabajos de mantenimiento con el fin de perseguir los objetivos anteriormente mencionados. Los agentes productores y Empresas Transmisoras podrán presentar comentarios y alegaciones a dicho plan hasta el treinta y uno (31) de octubre. El ODS publicará el plan anual de mantenimientos, tomando en consideración los comentarios recibidos, antes del quince (15) de noviembre, informando a los agentes del mercado y las Empresas Transmisoras. El ODS según lo requerido en la regulación regional enviará al EOR el plan anual de mantenimientos de las instalaciones de transmisión a más tardar el quince (15) de noviembre de cada año. El ODS publicará el plan definitivo de mantenimientos una vez recibido el plan anual de mantenimientos de instalaciones regional elaborado por el EOR, quien de acuerdo con el numeral 5.7.3 del Libro III del RMER deberá enviarlo al ODS a más tardar el quince (15) de diciembre de cada año. CAPÍTULO II Coordinación de Mantenimientos

Mantenimientos en el período crítico del sistema. Los agentes y transmisores deberán evitar la programación de mantenimientos dentro del período crítico del sistema. Asimismo, cuando se prevean condiciones de racionamiento de energía de acuerdo a su planificación operativa o eventos de interés general donde sea esencial asegurar el suministro eléctrico, el ODS podrá suspender la ejecución de cualquier mantenimiento programado. El ODS comunicará a los agentes la duración estimada de dichas condiciones. Una vez concluido dicho período, el ODS se deberá coordinar con los agentes con el fin de reprogramar todos los mantenimientos previstos.

Seguimiento de las indisponibilidades de generación. De acuerdo al artículo 28 del presente Reglamento, los generadores están obligados a comunicar al ODS su estado de disponibilidad para realizar la programación semanal y diaria. El ODS realizará un seguimiento de la disponibilidad registrada de cada unidad generadora. En caso de indisponibilidades no programadas de larga duración y/o reiteradas por encima de los valores medios históricos de la unidad, el ODS podrá abrir un expediente para determinar posibles responsabilidades y, en su caso, realizar propuesta de sanción a la CREE.

Mantenimientos menores. Los mantenimientos menores deberán ser notificados y autorizados por el ODS con al menos una semana de antelación.

Mantenimientos de emergencia. En condiciones debidamente justificadas, donde la no realización de un mantenimiento pueda suponer un mal mayor posterior, los agentes y transmisores podrán solicitar al ODS la realización de un mantenimiento de emergencia. Dicha solicitud deberá especificar los datos del equipo o instalación afectado, la duración prevista de los trabajos así como una justificación de por qué se ha de calificar dicho mantenimiento como de emergencia. En caso de ser aprobado por el ODS, éste deberá comunicárselo al solicitante por un medio acorde a la urgencia de la realización de los trabajos. Esta autorización tendrá el carácter de provisional. El agente que haya realizado un mantenimiento de emergencia, con autorización provisional del ODS, deberá elaborar un informe justificativo a más tardar cinco (5) días después de ocurrido el evento. El ODS estudiará dicho informe y determinará si concede la autorización definitiva al mantenimiento de emergencia. En caso contrario podrá requerir al agente la puesta en servicio inmediata de los equipos o instalaciones, quien en caso de no cumplir dichas indicaciones podrá ser sancionado. Cualquier trabajo de mantenimiento que no haya sido coordinado y autorizado previamente por el ODS, sin poder ser calificado como de emergencia, será considerado a todos los efectos como una indisponibilidad forzada, independientemente de su duración o naturaleza.

Ejecución de los mantenimientos. Para la ejecución de los mantenimientos, el ODS deberá confirmar con al menos un día de antelación el permiso para la realización de los trabajos. El agente deberá comunicar al ODS el comienzo del mantenimiento. El ODS autorizará a dicho agente a poner fuera de servicio las instalaciones correspondientes. Una vez finalizados los trabajos, el agente se lo comunicará al ODS para volver a poner en servicio los equipos afectados. El ODS comunicará esta nueva situación a los agentes.

Inspección y verificación. El ODS podrá realizar inspecciones durante la realización de los mantenimientos para verificar el cumplimiento de cualesquiera condiciones.

Modificación de las condiciones de los mantenimientos. En caso de que un agente desee modificar las fechas o la duración de los trabajos, deberá solicitar previamente el permiso al ODS, quien deberá verificar que los cambios no afecten negativamente a los niveles mínimos de calidad y seguridad de suministro establecidos. En el caso de que se solicite una extensión a la duración del mantenimiento, el ODS también deberá conceder el permiso, o en caso contrario determinar que dicho período adicional sea computado como una indisponibilidad forzada.

Coordinación regional. El ODS, será responsable de la coordinación de todos los mantenimientos con el EOR en las condiciones definidas en la regulación regional y de acuerdo a los plazos, procedimientos y formas allí recogidos.

Norma Técnica de Mantenimiento. La Norma Técnica de Mantenimiento establecerá la información que los agentes y transmisores deben suministrar al ODS para elaborar el plan anual de mantenimientos, así como para solicitar y autorizar mantenimientos menores. TÍTULO VIII PÉRDIDAS DE TRANSMISIÓN CAPÍTULO I Pago de las Pérdidas de Transmisión

Pago de las pérdidas marginales de transmisión. Los ingresos variables del sistema principal de transmisión constituyen el mecanismo en el mercado nacional de precios nodales, mediante el cual todos los agentes del mercado, contribuyen al pago de las pérdidas marginales y las rentas de congestión del sistema de transmisión. La liquidación de los ingresos variables del sistema de transmisión se hace por el Operador del Sistema como parte del proceso de liquidación de las transacciones resultantes en el mercado de oportunidad y los contratos vigentes de energía entre agentes, tal y como se establece en el Título X de este Reglamento. TÍTULO IX TRANSACCIONES REGIONALES CAPÍTULO I Transacciones Regionales en el MER

Responsabilidades en las transacciones regionales. El ODS es responsable de la gestión técnica y comercial de las transacciones regionales realizadas por los agentes del mercado en coordinación con el EOR y los otros Operadores de Sistemas del MER, según se establece en la regulación regional. De acuerdo con el Título II del presente Reglamento, los agentes del MEN que deseen realizar transacciones en el MER deberán ser autorizados para ello y cumplir con las obligaciones establecidas en la regulación regional. En caso de que el ODS detecte contradicciones entre la reglamentación nacional y la regional, éste deberá proponer a la CREE las modificaciones necesarias a este Reglamento y Normas Técnicas para su armonización.

Mercado de contratos regional. Los agentes productores podrán contratar con agentes del MER situados en otros países la venta de potencia firme y energía. La potencia firme del agente productor vendida en el contrato regional no podrá volver a venderse en otro contrato, ya sea en el mercado nacional o en el mercado regional. Los agentes compradores podrán contratar con agentes del MER situados en otros países la compra de potencia firme y energía. La potencia firme contratada por un agente comprador en el MER será considerada por el ODS en la verificación de cobertura de su requerimiento de potencia firme en el mercado nacional. Los contratos de potencia firme en el MER deben tener asociados derechos firmes de transmisión entre los nodos de inyección y retiro, de acuerdo con la regulación regional. Los contratos no firmes físicos flexibles (CNFFF) serán despachados por el EOR en el mercado de oportunidad regional a través de las ofertas de flexibilidad y ofertas de pago máximo por CVT presentadas por los agentes a través del ODS según la regulación regional, tal y como se establece en el Título V del presente Reglamento.

Los contratos no firmes financieros en el MER se liquidarán para el agente nacional por el ODS como contratos por diferencias con respecto al precio nodal resultante en el mercado de oportunidad en su nodo de inyección o retiro. Los CNFFF y los contratos no firmes financieros no afectan a las transacciones de potencia firme de los agentes involucrados. Ningún tipo de contrato regional podrá imponer restricciones físicas al despacho de unidades de generación resultante del despacho económico nacional o regional, salvo las derivadas de la contratación de potencia firme en caso de racionamiento por falta de capacidad de generación Los contratos regionales deben permitir determinar de manera inequívoca la cantidad de energía contratada hora a hora entre los agentes involucrados, especificando el punto o puntos de inyección y el punto o puntos de retiro de la misma.

Mercado de oportunidad regional. Las ofertas de inyección o retiro resultantes del predespacho nacional en cada nodo de la RTR, junto con las ofertas de flexibilidad y ofertas de pago máximo por CVT de los contratos CNFFF serán presentadas por el ODS al mercado de oportunidad regional, tal y como se fija en el Título V del presente Reglamento.

Conciliación de las transacciones regionales en el MER. El EOR liquidará a los agentes del mercado, a través del ODS, las transacciones comerciales derivadas de contratos e intercambios de oportunidad habidas en el mercado regional, de acuerdo con la regulación regional. Las desviaciones en tiempo real en el MER se liquidarán al precio de estas desviaciones calculado por el EOR de acuerdo con la regulación regional. El ODS habilitará un procedimiento, que será aprobado por la CREE, para repercutir los montos correspondientes a los agentes del mercado según su responsabilidad en dichas desviaciones.

Obligaciones impuestas por los contratos de potencia firme regionales en caso de racionamiento. En concordancia con lo dispuesto en el Artículo 11 de la Ley en relación con la exportación e importación de electricidad, ante racionamiento en alguno o algunos de los sistemas nacionales del MER, los contratos vigentes de potencia firme sean de importación o exportación suscritos en el mercado nacional tendrán prioridad de despacho. Si el problema fuese de falta de capacidad de generación en el SIN, el ODS racionará, en primer lugar, aquella demanda de agentes compradores que no esté cubierta por contratos de potencia firme. En último término, se racionará la demanda que tenga contratada potencia firme, cuando el generador que respalda el contrato no esté disponible. En el caso de contratos de importación de potencia firme, el ODS, en coordinación con el EOR, comprobará la suficiencia de la capacidad de transmisión necesaria para respaldar el contrato. Si el problema fuese de falta de capacidad de generación en el SIN y existiesen contratos de exportación de potencia firme de agentes productores en el mercado nacional, el ODS no impedirá que el agente productor cumpla con su obligación de respaldar la potencia firme contratada con el agente comprador ubicado en otro país del MER. TÍTULO X SISTEMA DE MEDICIÓN COMERCIAL Y LIQUIDACIONES CAPÍTULO I Sistema de Medición Comercial

Obligaciones de los agentes del mercado. Los agentes del mercado tienen obligación de instalar el sistema de medición en su punto de conexión según los requisitos establecidos en la Norma Técnica de Medición Comercial. Estos requisitos deberán cumplir lo establecido en el RMER, incluyendo los requisitos técnicos de los equipos y el registro de los mismos, garantizar el acceso del ODS a los equipos y datos de medición, disponer de procedimientos para la transferencia de datos directamente o por medios alternos, reportar daños y problemas, realizar las pruebas y suministrar la información requerida por el ODS. En todos los casos, el sistema de medición incluirá, al menos, las funciones de medida de potencia y energía con integración horaria de activa y reactiva. Los costos del sistema de medición y las comunicaciones asociadas correrán a cargo del agente.

Obligaciones del ODS. El ODS debe disponer del sistema de recogida y almacenamiento de las medidas. El ODS será responsable de recolectar la información de los equipos de medición, procesarla y enviarla al EOR según lo dispuesto en el RMER. El ODS llevará a cabo la supervisión de los sistemas y equipos bajo su responsabilidad, efectuará las verificaciones y pruebas requeridas y atenderá los reportes de daños y problemas. La Norma Técnica de Medición Comercial establecerá la periodicidad y procedimientos para verificar en cada punto de medición el cumplimiento de los requisitos técnicos y error máximo admisible, fijando sanciones en caso de incumplimientos.

Agentes conectados al sistema secundario. En caso de instalaciones del sistema secundario de transmisión, las Empresas Transmisoras instalarán un sistema de medición comercial en el punto de conexión de dichas instalaciones al sistema principal de transmisión. En este caso la asignación de la energía inyectada o retirada en cada nodo del sistema principal se hará con base en la energía medida de cada agente en su punto de conexión considerando unos factores de ajuste calculados por el ODS para el reparto de las pérdidas. La Norma Técnica de Medición Comercial establecerá los criterios y metodologías para calcular dichos factores de ajuste.

Agentes conectados al sistema de distribución. En caso de agentes conectados al sistema de distribución, la asignación de la energía inyectada o retirada por cada agente en cada punto del sistema principal se hará con base en la energía medida de cada agente en su nodo de conexión considerando los factores de pérdidas que la correspondiente distribuidora utiliza en el cálculo de las tarifas para sus usuarios.

Factores de ajuste para transacciones regionales. Cuando en un nodo de la RTR uno o varios agentes realicen transacciones en el MER, la asignación de la energía inyectada o retirada en ese nodo de la RTR se hará con base en la energía medida de cada agente en su punto de conexión considerando unos factores de ajuste calculados por el ODS para el reparto de las pérdidas. Las Empresas Transmisoras instalarán un sistema de medición comercial en cada nodo de la RTR que pertenezca al sistema principal de transmisión La Norma Técnica de Medición Comercial establecerá los criterios y metodologías para calcular dichos factores de ajuste.

Errores de medición y datos faltantes. Cuando el ODS no cuente con la información comercial correspondiente a alguno de los puntos de medición comercial, se completará esta información de acuerdo con el procedimiento descrito en la Norma Técnica de Medición Comercial. Cuando el ODS requiera estimar datos para puntos de medición situados en nodos de la RTR, el ODS debe aplicar lo dispuesto en el RMER. Los agentes del mercado podrán presentar reclamaciones al ODS acerca de los valores supuestos por el mismo ante errores o datos de medición faltantes, justificando los motivos por los que consideran que el valor supuesto por el ODS es incorrecto. El procedimiento de presentación de estas reclamaciones y plazos para su resolución se define en la Norma Técnica de Medición Comercial. CAPÍTULO II Liquidaciones en el Mercado Eléctrico Nacional

Comunicación de contratos al ODS. Todos los agentes del mercado deberán informar al ODS de todos los contratos que tengan suscritos en el tiempo y la forma que se determine en la Norma Técnica de Contratos. Respecto de sus contratos de potencia firme, los agentes del mercado deben enviar al ODS la información relativa a la potencia firme contratada, la unidad o unidades generadoras que respaldan dicho contrato, el agente productor y comprador que suscriben dicho contrato y las fechas de comienzo y finalización de la vigencia del contrato. Respecto de sus contratos de energía, los agentes del mercado deben enviar al ODS la información que permita determinar de manera inequívoca la cantidad de energía contratada hora a hora, especificando el punto o puntos de inyección y el punto o puntos de retiro de la misma, el agente productor y comprador que suscriben dicho contrato, la forma en que las partes pagarán los ingresos variables de la transmisión, así como las fechas de comienzo y finalización de la vigencia del contrato.

Liquidación de los contratos de energía y transacciones en el mercado de oportunidad. El ODS liquidará mensualmente las transacciones de energía en cada hora considerando los precios nodales de oportunidad resultado del posdespacho, los contratos de energía vigentes entre agentes y las energías medidas en los nodos del sistema principal de transmisión y puntos de conexión de los agentes. El ODS calculará para cada agente productor y nodo del sistema principal de transmisión la diferencia entre su energía inyectada y su energía contratada. Cuando esta diferencia sea positiva, el agente productor tendrá un sobrante de energía y cuando sea negativa, el agente productor tendrá un faltante de energía. En el mercado de oportunidad, los agentes productores venderán o comprarán los sobrantes o faltantes de energía de sus contratos al precio de oportunidad en el nodo del sistema principal al que estén asociados dichos contratos. El ODS calculará para cada agente comprador y nodo del sistema principal de transmisión la diferencia entre su energía retirada y su energía contratada. Cuando esta diferencia sea positiva, el agente comprador tendrá un faltante de energía y cuando sea negativa, el agente comprador tendrá un sobrante de energía. En el mercado de oportunidad, los agentes compradores comprarán o venderán los faltantes o sobrantes de energía de sus contratos al promedio ponderado de los precios de oportunidad nodales en los nodos de demanda del sistema principal. Los agentes con contratos de energía deberán contribuir al pago de los ingresos variables de transmisión. Cada contrato deberá establecer la forma en que las partes pagarán al ODS el ingreso variable correspondiente. Dicho ingreso variable se calcula en cada hora como el producto de la cantidad contratada por la diferencia del precio nodal en el nodo de retiro menos el precio nodal en el nodo de inyección. El resultado neto de este proceso de liquidación de contratos y diferencias en el mercado de oportunidad son los ingresos variables del sistema principal de transmisión recolectados por el ODS. Adicionalmente, el ODS liquidará las desviaciones en tiempo real de cada uno de los agentes del mercado respecto al predespacho nacional definitivo.

Liquidación de los peajes y cargos de actividades reguladas. El ODS liquidará mensualmente a los agentes compradores el peaje de transmisión, los cargos de operación del sistema y los cargos por servicios complementarios. El ODS liquidará mensualmente los sobrecostos de generación forzada conforme a lo establecido en el artículo 62 de este Reglamento.

Liquidación de los desvíos de potencia firme. El ODS liquidará los desvíos de potencia siguiendo lo establecido en el artículo 19 del presente Reglamento.

Liquidación a través de servicios bancarios. El Operador del Sistema podrá hacer uso de servicios bancarios para la liquidación de los cobros y pagos de los agentes. Para ello, podrá abrir y mantener una cuenta en un banco comercial que tenga una amplia cobertura nacional. El Operador del Sistema será titular de la cuenta como un servicio a los agentes del mercado. En este caso, los agentes deudores deberán efectuar los pagos a que están obligados mediante depósitos en la mencionada cuenta. El Operador del Sistema sólo podrá hacer uso de los saldos que resulten de los depósitos hechos por los agentes para efectuar los pagos correspondientes. Cada agente acreedor deberá abrir y mantener una cuenta en el mismo banco en que el Operador del Sistema tenga la cuenta anteriormente mencionada, y comunicar al ODS el número de la misma. El ODS ordenará los pagos que corresponda hacer a cada agente acreedor acreditando los montos correspondientes en su cuenta.

Norma Técnica de Liquidaciones. La Norma Técnica de Liquidaciones definirá los procedimientos para la asignación de cobros y pagos así como los contenidos de los consiguientes informes a los agentes. Esta NT definirá asimismo, el procedimiento de reclamos, incluyendo los plazos para que los agentes del mercado puedan presentar reclamaciones a los documentos de liquidación, y el proceso de resolución. CAPÍTULO III Garantías, Moras y Faltas de Pago

Garantías de pago. Todo agente deberá depositar una garantía suficiente para cubrir los pagos y otros cargos estimados para los siguientes 45 días correspondientes a la liquidación del mercado efectuada por el ODS. Estas garantías podrán tomar diferentes formas todas ellas de ejecución inmediata según se detalla en la Norma Técnica y su cuantía será determinada por el ODS con base en información histórica y proyecciones futuras.

Moras y faltas de pago. Los agentes deberán pagar al ODS los montos resultantes de las liquidaciones dentro de los primeros tres (3) días hábiles desde su notificación. A partir de este plazo, comenzarán a contar los intereses de mora. Los retrasos en los pagos al ODS estarán sujetos a intereses de mora desde la fecha en que el pago era exigible hasta la fecha en que haya efectuado dicho pago. La tasa de interés aplicable será 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 dos por ciento. Transcurridos cinco (5) días hábiles desde la notificación sin que el agente haya hecho efectivo el consiguiente pago, el ODS

procederá a ejecutar la garantía y lo notificará al agente. Trascurridos diez (10) días hábiles sin su reposición efectiva, el ODS suspenderá el derecho de realizar transacciones en el mercado al agente e informará a la CREE y al EOR para que puedan proceder a retirarle su condición de agente del mercado. Asimismo, el ODS solicitará a las Empresas Transmisoras o Empresa distribuidoras correspondientes la desconexión de dicho agente. Una vez satisfechas sus obligaciones financieras, el agente podrá solicitar nuevamente su registro como agente del mercado, la autorización para realizar transacciones y su reconexión al sistema. TÍTULO XI MODIFICACIONES NORMATIVAS, VIGILANCIA DEL MERCADO Y TRANSPARENCIA CAPÍTULO I Modificación del Reglamento de Operación y Mercado

Solicitud de modificación al Reglamento. El ODS o los agentes a través del Comité de Agentes, podrán presentar a la CREE propuestas de modificación del presente Reglamento. Estas propuestas deberán justificar adecuadamente que las modificaciones que se solicitan permitirían facilitar la consecución de los objetivos establecidos por la Ley y su Reglamento. Igualmente, la CREE podrá iniciar el proceso de modificación del presente Reglamento por iniciativa propia. En este caso, la CREE deberá presentar una memoria justificativa al ODS y al Comité de Agentes.

Resolución de modificación. Antes de proceder a la modificación solicitada del Reglamento, la CREE debe recabar informes preceptivos del ODS y el Comité de Agentes. El plazo para presentar estos informes ante la CREE será de treinta (30) días desde su requerimiento. En caso de superarse este plazo, y a menos que la CREE haya otorgado una prórroga al mismo, se considerará que el informante no tiene objeciones a la propuesta de modificación. Independientemente, la CREE podrá realizar los análisis y recabar los informes que considere necesarios, por si misma o a través de terceros. Con base en esta información, la CREE deberá emitir resolución en el plazo de treinta (30) días a partir de la recepción de los informes preceptivos. Dicha resolución podrá consistir en la aprobación o rechazo, debidamente justificado, de la modificación evaluada. En caso de aprobar la modificación, la CREE la incorporará al Reglamento y remitirá al ODS y el Comité de Agentes la resolución dentro del plazo definido anteriormente. La CREE producirá un texto integral y actualizado del Reglamento con las modificaciones 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 Agentes un informe justificativo. CAPÍTULO II Modificación de las Normas Técnicas

Solicitud de creación o modificación de Normas Técnicas. Los agentes o la CREE podrán solicitar al ODS que elabore una propuesta para la creación o modificación de una Norma Técnica. Igualmente, el ODS podrá iniciar este proceso de propuesta por iniciativa propia. La propuesta deberá justificar adecuadamente que las modificaciones que se solicitan permitirían facilitar la consecución de los objetivos establecidos en este Reglamento.

Aprobación de creación o modificación de una Norma Técnica. El ODS deberá analizar la solicitud presentada por los agentes. El ODS podrá rechazar las solicitudes presentadas por los agentes con justificación de motivos. En caso de rechazo, los agentes que hicieron la solicitud podrán acudir a la CREE con sus justificaciones y argumentos para que la misma evalúe la conveniencia de remitir el caso nuevamente al ODS. En cualquier otro caso, el ODS preparará una propuesta de NT en un plazo no mayor de treinta (30) días después de recibida la solicitud. Tras elaborar la propuesta de NT, bien a solicitud de los agentes o de la CREE o por iniciativa propia, el ODS deberá remitirla al Comité de Agentes, que tendrá un plazo de quince (15) días para enviarle un informe preceptivo. Excedido este plazo sin que se presente el referido informe, se entenderá que el Comité de Agentes está de acuerdo con la propuesta de NT elaborada por el ODS.

El ODS, dentro de un plazo de siete (7) días después de recibido el informe del Comité de Agentes, remitirá a la CREE el informe final de propuesta de modificación o creación de la NT, anexando el informe del Comité de Agentes. Finalmente, corresponderá a la CREE aprobar, con o sin modificaciones, o rechazar la propuesta presentada por el ODS con justificación de motivos. La resolución de la CREE indicará la fecha de entrada en vigencia de la NT. CAPÍTULO III Transparencia

Las bases de datos, procedimientos y modelos que utilice el ODS para los cálculos de las transacciones comerciales y precios deben ser auditables y accesibles a los agentes del mercado y a la CREE.

El ODS deberá facilitar información pública a través de su sitio web referida a los resultados del mercado de oportunidad y de contratos con el fin de promover la competencia y la entrada de nuevos agentes, salvaguardando la información calificada como confidencial por razones de competencia. TÍTULO XII DISPOSICIONES TRANSITORIAS CAPÍTULO I Disposiciones Transitorias

Entrada en funcionamiento del MEN. La entrada en funcionamiento del MEN tendrá lugar a los nueve (9) meses de constituirse el ODS. Las empresas del subsector eléctrico que deseen realizar transacciones en el MEN dispondrán de este plazo para registrarse como agentes del mercado y recibir la autorización pertinente.

Despacho de unidades de generación renovable con contratos suscritos con anterioridad a la entrada en vigencia de la Ley con compromiso de despacho. Las unidades de generación renovable que a la entrada en vigencia de la Ley tuvieran suscritos contratos de suministro de energía eléctrica con compromiso de despacho, serán consideradas en el despacho económico nacional con un costo variable nulo. La inyección de energía de estas unidades podrá ser limitada por el ODS en el predespacho nacional por motivos de seguridad del sistema, según lo establecido en el artículo 27 de este Reglamento. En este caso, el ODS ofertará al mercado de oportunidad regional la producción renovable que haya sido limitada en el predespacho nacional como una oferta de inyección en el correspondiente nodo de la RTR con un precio igual al pago total estipulado en su contrato referido a la energía. Para ello, estos generadores deben informar al ODS de cualquier modificación en las condiciones económicas del contrato que puedan negociar con su contraparte.

Despacho de unidades de generación con contratos suscritos con anterioridad a la entrada en vigencia de la Ley sin compromiso de despacho. Las unidades de generación que a la entrada en vigor de la Ley tuvieran suscritos contratos de suministro de energía eléctrica sin compromiso de despacho, serán consideradas por el ODS en el despacho económico con un costo variable igual al pago por energía correspondiente a su contrato. Para ello, estos generadores deben informar al ODS de cualquier modificación en las condiciones económicas del contrato que puedan negociar con su contraparte.

Gradualidad en la aplicación de los requisitos técnicos relativos a la provisión de servicios complementarios por parte de las unidades generadoras. Los propietarios de unidades generadoras dispondrán de un plazo de un (1) año a partir de la entrada en vigor de la Norma Técnica de Servicios Complementarios para adaptar sus instalaciones de manera que puedan cumplir con los requisitos técnicos relativos a la provisión de servicios complementarios.

Potencia firme de contratos suscritos con anterioridad a la entrada en vigencia de la Ley. El ODS calculará anualmente la potencia firme de las unidades generadoras cuyos titulares tengan suscritos contratos con anterioridad a la entrada en vigor de la Ley, siguiendo la metodología descrita en este Reglamento. A pesar de esto, los agentes productores en tanto titulares de estos contratos estarán exentos de los derechos y obligaciones relativos a la potencia firme establecidos en este Reglamento. Los agentes compradores que se conviertan en la contraparte de estos contratos, podrán declarar esta potencia firme a efectos de cobertura de su requerimiento de potencia firme.

República de Honduras JUZGADO DE LETRAS CIVIL DEL DEPARTAMENTO DE FRANCISCO MORAZAN AVISO DE HERENCIA La infrascrita, Secretaria Adjunta del Juzgado de Letras Civil del Departamento de Francisco Morazán, al público en general y para los efecto de Ley: HACE SABER: Que este Juzgado de Letras Civil, en el expediente número 0801-2015-08009-CV, contentivo de la Solicitud de Ab-Intestato, presentada por el Abogado DAVID ARTURO DUARTE, en su condición de Representante Procesal de los señores SUYAPA ALEJANDRA MARTINEZ AMADOR, ROBERTA DOLORES MARTINEZ AMADOR, ROBERTO ANTONIO MARTINEZ AMADOR Y DOLORES AMADOR CAMINOS, dicto sentencia en fecha Doce (12) de Noviembre del año dos mil quince (2015), que en su parte resolutiva dice: FALLA: FALLA: PRIMERO: Estimar la pretensión presentada en la solicitud de mérito.- SEGUNDO: Declarar a los señores SUYAPA ALEJANDRA MARTINEZ AMADOR, ROBERTA DOLORES MARTINEZ AMADOR, ROBERTO ANTONIO MARTINEZ AMADOR, Herederos Ab-Intestato, de los bienes, derechos, acciones y obligaciones dejados por su difunto padre el señor ROBERTO MARTINEZ AVILA también conocido como AVILA ROBERTO MARTINEZ.- SEGUNDO: Se le concede la posesión efectiva de la herencia a los señores SUYAPA ALEJANDRA MARTINEZ AMADOR, ROBERTA DOLORES MARTINEZ AMADOR, ROBERTO ANTONIO MARTINEZ AMADOR, sin perjuicio de otros herederos de igual o mejor derecho. TERCERO: La señora DOLORES AMADOR CAMINOS, también conocida como DOLORES AMADOR, CAMINOS DOLORES AMADOR, DOLORES AMADOR DE MARTINEZ AVILA, podrá hacer uso de la cuarta parte de los bienes, derechos y acciones, dejados por su difunto esposo ROBERTO MARTINEZ AVILA, también conocido como AVILA ROBERTO MARTINEZ, en concepto de porción conyugal que por ley le corresponde.- CUARTO: Que se hagan las publicaciones de Ley en el Diario Oficial La Gaceta o en cualquier diario de mayor circulación que se edite en este Departamento o por carteles que se fijarán en tres de los parajes más frecuentados del lugar, durante quince días. QUINTO:......SEXTO:.......- NOTIFÍQUESE. Tegucigalpa, M.D.C., 16 de noviembre del año 2015. DORIA MARÍA OSORIO BARAHONA SECRETARIA ADJUNTA 18 N. 2015

(E.N.A.G.) PBX: 2230-3026. Colonia Miraflores Sur, Centro Cívico Gubernamental Tels.: 2230-6767, 2230-1120, 2291-0357 y 2291-0359 Avance El Diario Oficial La Gaceta circula de lunes a sábado Próxima Edición Suplementos ¡Pronto tendremos! A) Suplemento Corte Suprema de Justicia. CENTROS DE DISTRIBUCIÓN: LA CEIBA SAN PEDRO SULA CHOLUTECA La Ceiba, Atlántida, Salida a Puerto Cortés, Centro Comercial Choluteca, Choluteca, barrio Solares Nuevos, Ave. Colón, “Los Castaños”. barrio La Esperanza, calle edificio Pina, 2a. planta, Aptos. Teléfono: 25519910. principal, costado Oeste A-8 y A-9 del Campo AGACH Tel.: 443-4484 Tel.: 782-0881 Nombre: Dirección: Teléfono: Empresa: Dirección Oficina: Teléfono Oficina: Remita sus datos a: precio unitario: Lps. 15.00 Suscripción Lps. 2,000.00 anual, seis meses Lps. 1,000.00 Suscripciones: La Gaceta está a la vanguardia de la tecnología, ahora ofreciendo a sus clientes el servicio en versión digital a nivel nacional e internacional en su página web www.lagaceta.hn Para mayor información llamar al Tel.: 2230-1339 o al correo: gacetadigitalhn@gmail.com Contamos con: 1. Suscripción por seis meses Lps. 1,000.00 2. Suscripción por 1 año Lps. 2,000.00 3. Servicio de consulta en línea. 1) Acuerda: En el marco de la Emergencia Forestal por el ataque de la plaga de gorgojo de pino.

C ERT IFICACIÓN El infrascrito, Secretario General de la Secretaría de Estado en los Despachos de Derechos Humanos, Justicia, Gobernación y Descentralización. CERTIFICA. La Resolución que literalmente dice: “