Reglamento — Reglamento del Mercado Eléctrico Nacional
Resumen
Este reglamento organiza el funcionamiento del mercado eléctrico nacional de Honduras. Define reglas para que generadores, distribuidoras y consumidores compren y vendan electricidad de forma eficiente, estableciendo cómo se despacha la energía, se calculan precios y se garantiza el suministro eléctrico continuo y seguro para todos los ciudadanos.
Articulos
Articulo 5
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.
Articulo 6
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.
Articulo 7
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. Procesamiento Técnico Documental Digital UDI-DEGT-UNAH Derecho Reservados ENAG -- 104 of 144 -- UDI -DEGT-UNAH 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
Articulo 8
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.
Articulo 9
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. Procesamiento Técnico Documental Digital UDI-DEGT-UNAH Derecho Reservados ENAG -- 105 of 144 -- UDI -DEGT-UNAH 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
Articulo 10
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 Procesamiento Técnico Documental Digital UDI-DEGT-UNAH Derecho Reservados ENAG -- 106 of 144 -- UDI -DEGT-UNAH 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.
Articulo 11
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. Procesamiento Técnico Documental Digital UDI-DEGT-UNAH Derecho Reservados ENAG -- 107 of 144 -- UDI -DEGT-UNAH
Articulo 12
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
Articulo 13
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.
Articulo 14
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.
Articulo 15
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.
Articulo 16
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. Procesamiento Técnico Documental Digital UDI-DEGT-UNAH Derecho Reservados ENAG -- 108 of 144 -- UDI -DEGT-UNAH 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.
Articulo 17
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
Articulo 18
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 Procesamiento Técnico Documental Digital UDI-DEGT-UNAH Derecho Reservados ENAG -- 109 of 144 -- UDI -DEGT-UNAH 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.
Articulo 19
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
Articulo 20
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
Articulo 21
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.
Articulo 22
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: Procesamiento Técnico Documental Digital UDI-DEGT-UNAH Derecho Reservados ENAG -- 110 of 144 -- UDI -DEGT-UNAH 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.
Articulo 23
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.
Articulo 24
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.
Articulo 25
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.
Articulo 26
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. Procesamiento Técnico Documental Digital UDI-DEGT-UNAH Derecho Reservados ENAG -- 111 of 144 -- UDI -DEGT-UNAH
Articulo 27
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.
Articulo 28
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.
Articulo 29
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.
Articulo 30
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).
Articulo 31
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 Procesamiento Técnico Documental Digital UDI-DEGT-UNAH Derecho Reservados ENAG -- 112 of 144 -- UDI -DEGT-UNAH y potencia reactiva siguiendo lo establecido en el Título VI del presente Reglamento.
Articulo 32
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.
Articulo 33
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
Articulo 34
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.
Articulo 35
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.
Articulo 36
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.
Articulo 37
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. Procesamiento Técnico Documental Digital UDI-DEGT-UNAH Derecho Reservados ENAG -- 113 of 144 -- UDI -DEGT-UNAH
Articulo 38
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.
Articulo 39
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.
Articulo 40
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
Articulo 41
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.
Articulo 42
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
Articulo 43
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.
Articulo 44
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.
Articulo 45
Verificación y ajuste del predespacho regional. Antes de las 4:15 P.M., de cada día, el Operador del Sistema Procesamiento Técnico Documental Digital UDI-DEGT-UNAH Derecho Reservados ENAG -- 114 of 144 -- UDI -DEGT-UNAH 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.
Articulo 46
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.
Articulo 47
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.
Articulo 48
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
Articulo 49
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.
Articulo 50
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 Procesamiento Técnico Documental Digital UDI-DEGT-UNAH Derecho Reservados ENAG -- 115 of 144 -- UDI -DEGT-UNAH transacciones programadas en el MER como resultado del predespacho regional. Estas restricciones deberán ser debidamente justificadas por el ODS respectivo.
Articulo 51
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.
Articulo 52
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
Articulo 53
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.
Articulo 54
Responsabilidad del Operador del Sistema. El Operador del Sistema cumplirá los criterios, responsabilidades, procedimientos y requisitos necesarios para la coordinación, supervisión y control de la operación interconectada del sistema eléctrico de Honduras, cumpliendo con los estándares de calidad, seguridad y desempeño regionales establecidos en el capítulo 3 del Libro II del RMER y las resoluciones de la CRIE emitidas al respecto.
Articulo 55
Metodología de actuación del Operador del Sistema como ODS de la región. El Operador del Sistema coordinará con el EOR y los otros ODS de la región, la operación del sistema interconectado, mediante la ejecución del esquema jerárquico establecido en el RMER y los protocolos de operación vigentes aprobados por la CRIE. 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
Articulo 56
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 Procesamiento Técnico Documental Digital UDI-DEGT-UNAH Derecho Reservados ENAG -- 116 of 144 -- UDI -DEGT-UNAH de las transacciones co