Artículo 1°.- (DEFINICIONES) Para los efectos de la aplicación del presente Reglamento se establecen, además de las definiciones contenidas en el artículo 2 de la Ley de Electricidad, las siguientes:
Agentes del Mercado. Son los Distribuidores, Generadores y Transmisores que operan en el Sistema Interconectado Nacional con arreglo a la Ley de Electricidad y sus reglamentos. Son también agentes del Mercado los Consumidores No Regulados habilitados por la Superintendencia Los Distribuidores que, conforme a la excepción prevista ea el inciso d) del Artículo 15 de ¡a Ley de Electricidad, sean propietarios de instalaciones de Generación, se considerarán como Generadores en lo que respecta a Su actividad de generación, con los mismos derechos y obligaciones de los otros Generadores, salvo las limitaciones que establece este Reglamento.
Capacidad Efectiva. Es la potencia máxima que una Unidad Generadora es capaz de suministrar a ¡a red bajo las condiciones de temperatura y presión atmosférica del sitio en que está instalada. Para los efectos de la determinación del Precio Básico de Potencia de Punta, se considerará la temperatura máxima entre las dieciocho (18) y veintidós (22) horas de los meses de mayo a octubre inclusive.
Central. Es el conjunto de una o más Unidades Generadoras.
Central de Operaciones.- Es el lugar físico donde el Comité recibe y procesa la información requerida para cumplir sus funciones, y emite las instrucciones y resultados correspondientes a la operación del Mercado.
Comité. Es el Comité Nacional de Despacho de Carga creado por el artículo 18 de la Ley de Electricidad.
Costo de Racionamiento. Es el costo en que incurren los consumidores al no disponer de energía, debido a restricciones programadas de suministro motivadas por sequía o por fallas prolongadas de unidades generadoras.
Costo Marginal de Corto Plazo de Energía. Es el costo en que incurre el Sistema Eléctrico para suministrar un kilovatio-hora (kwh) adicional de energía, a un determinado nivel de demanda de potencia y CONSIDERANDO fijo el parque de generación y transmisión. El valor del Costo Marginal de Corto Plazo de Energía es aplicable en el nodo del Sistema Eléctrico en el que se ubica la Unidad Generadora marginal.
Para los efectos de definir los niveles de demanda para los que se determina el costo marginal de corto plazo de energía se establecen los niveles horario y de bloques horarios.
Costo Marginal de Corto Plazo de Energía Esperado. Es el Costo Marginal de Corto Plazo de Energía que, como valor medio, se espera para un período futuro, dadas las condiciones previstas de demanda y oferta de energía.
Costo Marginal de Corto Plazo de Energía Horario. Es el Costo Marginal de Corto Plazo de Energía calculado sobre la base del nivel promedio de demanda de potencia de cada hora del día.
Costo Marginal de Corto Plazo de Energía por Bloque Horario. Es el Costo Marginal de Corto Plazo de Energía calculado sobre la base del nivel promedio de demanda de potencia de un bloque de horas.
Costo Marginal de Potencia de Punta. Es el costo unitario de incrementar la capacidad instalada de generación de potencia de punta. El nodo de aplicación del Costo Marginal de Potencia de Punta es aquel nodo para el cual se obtiene el menor costo de incrementar la capacidad instalada de generación de Potencia de Punta por kilovatio de potencia inyectada a la red.
Factor de Pérdidas de Energía.- Es el factor que refleja las pérdidas marginales de transmisión para satisfacer un incremento de energía en un nodo, mediante el incremento de generación en el nodo de aplicación del Precio Básico de la Energía. Para cada nodo, se calcula como el cociente entre el incremento de generación en el nodo de aplicación del Precio Básico de la Energía y el incremento de demanda de energía en el nodo.
Factor de Pérdidas de Potencia.- Es el factor que refleja las pérdidas marginales de transmisión para satisfacer un incremento de Potencia de Punta en un nodo, mediante el incremento de la capacidad instalada de generación de Potencia de Punta en el nodo de aplicación del Precio Básico de Potencia de Punta. Para cada nodo, se calcula como el cociente entre el incremento de potencia en el nodo de aplicación del Precio Básico de Potencia de Punta y el incremento de Potencia de Punta en el nodo.
Ley de Electricidad. Es la Ley de Electricidad Número 1604 de 21 de diciembre de 1994.
Mercado. Es el Mercado Eléctrico Mayorista integrado por Generadores, Transmisores, Distribuidores y Consumidores No Regulados, que efectúan operaciones de compra venta y transporte de electricidad en el Sistema Interconectado Nacional.
Mercado de Contratos. Es el Mercado de transacciones de compra venta de electricidad entre Generadores, entre Generadores y Distribuidores, entre Generadores y Consumidores No Regulados y entre Distribuidores y Consumidores No Regulados, contempladas en contratos de suministro.
Mercado Spot. Es el mercado de transacciones de compra venta de electricidad de corto plazo, no contempladas en contratos de suministro.
Potencia de Punta. Es la demanda máxima horaria de potencia en un Sistema Eléctrico, que se produce en un determinado periodo de tiempo. Para el Sistema Interconectado Nacional, es la demanda máxima horaria de potencia que se produce en un periodo anual. Para un Distribuidor o Consumidor No Regulado es su demanda de potencia coincidente con la Potencia de Punta del Sistema Interconectado Nacional.
Precio de referencia de Combustible. Es el precio máximo de cada combustible, calculado por el Comité, utilizado para producir electricidad en las Unidades Generadoras de una Central.
Superintendencia. Es la Superintendencia Sectorial de Electricidad, establecida de acuerdo a la ley del Sistema de Regulación Sectorial, Ley Número 1600 de 28 de octubre de 1994 y a la Ley de Electricidad.
Unidad Generadora. Es la máquina utilizada para la producción de electricidad.
Unidad Generadora Marginal. Es la última Unidad Generadora en condiciones de satisfacer un incremento de demanda, despachada por el Comité de acuerdo con los procedimientos establecidos en el presente Reglamento.
Unidad Operativa. Es la Unidad Operativa del Comité Nacional de Despacho de Carga.

Capítulo II
El comite nacional de despacho de carga

Artículo 2°.- (EL COMITE NACIONAL DE DESPACHO DE CARGA) La coordinación de la operación técnica y administración del Mercado se realizará a través del Comité, integrado por los siguientes cinco miembros titulares: uno en representación de las empresas de Generación, uno en representación de las empresas de Distribución, uno en representación de la empresas de Transmisión, uno en representación de los Consumidores No Regulados y uno en representación de la Superintendencia. Cada miembro titular del Comité tendrá un suplente que lo sustituirá en caso de ausencia o impedimento. El miembro del Comité representante de la Superintendencia ejercerá la presidencia del Comité, con derecho a voz y sólo podrá votar en caso de empate. Los restantes miembros del Comité tendrán derecho a voz y voto. A las sesiones del Comité asistirá con derecho a voz el gerente de la Unidad Operativa.
La agenda y los antecedentes de las sesiones del Comité serán enviados a sus miembros con una anticipación de siete días.
Las decisiones del Comité, se asumirán por simple mayoría de votos.
Los miembros titulares y sus suplentes serán elegidos por simple mayoría de votos de las empresas a que representan. Ejercerán sus funciones por un año y podrán ser reelegidos por períodos iguales. El miembro titular y su suplente que representan a la Superintendencia, ejercerán sus funciones por dos años, serán nominados por el Superintendente de Electricidad y podrán ser reelegidos por períodos similares.
Los Distribuidores, que en base a lo dispuesto por el artículo 15 de la Ley de Electricidad sean propietarios de instalaciones de Generación, solo participarán en la designación del miembro representante de las empresas de Distribución.

Artículo 3°.- (FUNCIONES DEL COMITE NACIONAL DE DESPACHO DE CARGA) Además de las funciones establecidas en la Ley de Electricidad, el Comité tendrá las siguientes:

Administrar el Mercado Eléctrico Mayorista cumpliendo las disposiciones del presente Reglamento;
Programar la operación del Sistema Eléctrico manteniendo el nivel de desempeño mínimo aprobado por la Superintendencia;
Poner a disposición de los agentes que lo soliciten toda la información elaborada para la programación, el despacho y la operación;
Poner a disposición de los agentes la base de datos y modelos utilizados en la programación de la producción, en conformidad a lo dispuesto en el presente Reglamento;
Preparar y aprobar el presupuesto anual de gastos e informarlo a la Superintendencia. Dicho presupuesto no podrá exceder el dos por ciento (2%) del monto resultante de valorizar la Potencia Firme y la energía neta total generada por los Generadores del Sistema Interconectado Nacional en el año anterior al de aplicación del presupuesto, por sus respectivos precios básicos de la energía y de la potencia correspondiente al mes de noviembre del año anterior al que corresponde el presupuesto. Si de la ejecución presupuestaria del periodo de doce meses resultará un excedente, éste deberá ser incorporado como partida presupuestaria en el periodo siguiente;
Preparar y aprobar el Manual de Funciones de la Unidad Operativa a que se refiere el articulo 5 del presente Reglamento;
Mantener la base de datos y proporcionar la información requerida para la facturación de las transacciones de los Agentes del Mercado;
Dictar normas operativas, obligatorias para los Agentes del Mercado, que determinen los procedimientos y las metodologías para operar el Mercado y administrar las transacciones del Mercado Spot de acuerdo a lo establecido en el presente Reglamento;
Requerir de los Agentes del Mercado, la incorporación de equipos de comunicaciones, de control y/o de operación, necesarios para el funcionamiento seguro y económico del sistema; y;
Coordinar la ejecución de trabajos y tareas que se realicen por cuenta de los Agentes del Mercado o de la Superintendencia.

Artículo 4°.- (FUNCIONAMIENTO DEL COMITE NACIONAL DE DESPACHO DE CARGA) Las actividades que desarrolle el Comité se regirán mediante un sistema de administración y contable independiente de la administración y contabilidad de la o las empresas propietarias de las instalaciones para el Despacho de Carga.
El Comité y la o las empresas propietarias de las instalaciones para el Despacho de Carga, acordarán, un contrato de arrendamiento por las mencionadas instalaciones, el mismo que incluirá las previsiones para incorporaciones o retiros de equipo que sean necesarios, para el óptimo desempeño de las funciones del Comité.
Hasta el 30 de noviembre de cada año, el Comité informará a la Superintendencia su presupuesto, para el ejercicio de sus funciones durante el siguiente año.
Si se produjesen situaciones de emergencia o de fuerza mayor, el Comité podrá apartarse de la operación programada, justificando posteriormente las decisiones tomadas, en el siguiente informe mensual dirigido a la Superintendencia y a los Agentes del Mercado.

Artículo 5°.- (LA UNIDAD OPERATIVA DEL COMITE NACIONAL DE DESPACHO DE CARGA) El Comité ejecutará las funciones que le asignan la Ley de Electricidad y el presente Reglamento, mediante la Unidad Operativa del Comité Nacional de Despacho de Carga, de acuerdo con el manual de funciones que apruebe el Comité. Esta Unidad Operativa, será administrada por el Gerente de la misma, que será designado por el Comité y durará en sus funciones por un periodo de seis años, pudiendo ser reelegido por períodos similares. Las obligaciones, responsabilidades y funciones del gerente de la Unidad Operativa serán parte del Manual de Funciones de la Unidad Operativa que apruebe el Comité. El gerente de la Unidad Operativa podrá ser removido por el Comité por incumplimiento comprobado de sus funciones, responsabilidades y obligaciones.

Artículo 6°.- (IMPUGNACION AL COMITE) Cualquier acto o decisión del Comité podrá ser revisado mediante impugnación de cualquiera de los Agentes del Mercado o persona individual o colectiva que se sienta perjudicada. La impugnación deberá ser interpuesta ante la Superintendencia, en forma escrita y seña1ando domicilio procesal. La Superintendencia en conocimiento de la impugnación, correrá en traslado al Comité, quién deberá responder en el plazo de 24 horas desde su notificación.
Con respuesta o sin ella, la Superintendencia en el plazo de 48 horas, emitirá Resolución rechazando la impugnación, revisando la decisión del Comité o sancionando al Comité.

Capítulo III
El mercado electrico mayorista

Artículo 7°.- (EL MERCADO ELECTRICO MAYORISTA) El Mercado Eléctrico Mayorista se compone del Mercado de Contratos y del Mercado Spot
Los contratos entre los Agentes del Mercado son libres en cuanto a duración, condiciones y precios.
En el Mercado Spot las transacciones se valorarán a los precios estipulados en el Capítulo VIII del presente Reglamento.

Artículo 8°.- (AGENTES DE OTROS PAISES) Los Generadores de otros países podrán participar como Agentes del Mercado siempre que cuenten con una licencia de importador de electricidad otorgada por la Superintendencia. La operación de este Agente dentro del Mercado equivale a la de un Generador.
Los consumidores de otros países, que tengan las características definidas para los Consumidores No Regulados, podrán participar como Agentes del Mercado siempre que cuenten con una licencia de exportador de electricidad otorgada por ¡a Superintendencia. La operación de este Agente dentro del Mercado equivale a la de un Consumidor No Regulado.
Para la habilitación como agente, es necesaria la adhesión explícita al sistema de derechos y obligaciones contenido en el presente reglamento.

Artículo 9°.- (MODALIDADES DE COMPRAVENTA EN EL MERCADO) Los Generadores, Distribuidores y Consumidores No Regulados, pueden optar entre vender y comprar electricidad en el Mercado de Contratos y/o en el Mercado Spot, cumpliendo las disposiciones del presente Reglamento.

Artículo 10°.- (CONTRATOS DE LOS GENERADORES) Los contratos de los Generadores establecen compromisos de suministrar energía y potencia a Distribuidores, a Consumidores No Regulados y a otros Generadores a cambio de una remuneración resultante de la aplicación de precios libremente acordados. Un Generador podrá comprometer en contratos, la venta de la suma de su potencia firme, de la contratada con otros Generadores y de la que adquiera en el Mercado Spot. se entiende como potencia firme propia de un Generador a la suma de las potencias firmes de sus Unidades Generadoras, calculadas éstas de acuerdo a lo establecido en el Capítulo VI del presente Reglamento. Los contratos de los Generadores deberán ser registrados ante la Superintendencia.
Los Distribuidores que, conforme a la excepción prevista en el inciso d) del artículo 15 de la Ley de Electricidad, sean propietarios de instalaciones de generación, no podrán comprometer su potencia firme en el Mercado de Contratos.

Artículo 11°.- (CONTRATOS DE LOS DISTRIBUIDORES) Un Distribuidor debe contratar con los Generadores el abastecimiento de su demanda en uno o más nodos de suministro, respetando las restricciones de la Ley de Electricidad y el presente Reglamento. Los contratos de abastecimiento serán pactados libremente en cuanto a las cantidades de energía y Potencia de Punta contratadas con cada Generador.
Los Distribuidores deberán comprar por medio de contratos, al menos el 80% de la Potencia de Punta bajo su responsabilidad en su una de Concesión. Una vez cumplida esta obligación, los Distribuidores podrán comprar en el Mercado de Contratos y/o en el Mercado Spot el remanente de su demanda.
Aquellos Distribuidores que. en virtud de lo dispuesto en el inciso d) del artículo 15 de la Ley de Electricidad, sean propietarios de instalaciones de Generación, incorporarán la potencia firme de sus instalaciones de Generación como parte del 80% indicado en el párrafo anterior. Del total de la energía generada cada hora por el Distribuidor, solamente se reconocerá incorporada en dicho 80%, la que resulta de multiplicar, la fracción que representa la potencia firme de las Unidades Generadoras del Distribuidor, respecto de su Potencia de Punta, por el consumo de energía de cada hora. Si la generación del Distribuidor, supera la energía reconocida, el excedente podrá ser vendido en el Mercado Spot; si, por el contrario, la energía generada por el Distribuidor, es inferior a la energía reconocida, deberá adquirir el déficit de energía en el Mercado Spot.
Los contratos que suscriban los Distribuidores en el Mercado de Contratos deberán ser informados al Comité por lo menos un mes antes de su entrada en vigencia. En caso de decidirse la resolución de un contrato dentro de su periodo de vigencia, el Distribuidor debe informar al Comité, con la anticipación que le fuese posible dicha resolución. De afectar el contrato resuelto la obligación de contratar que establece el presente articulo, el Distribuidor, dentro de los siguientes 30 días, debe efectuar un nuevo concurso y adjudicar un contrato que sustituya al resuelto. Hasta la adjudicación del nuevo contrato, el Distribuidor debe comprar su potencia y energía faltante de contratar del Mercado Spot.

Artículo 12°.- (SUSCRIPCION DE CONTRATOS DE LOS DISTRIBUIDORES) Los contratos obligatorios del Distribuidor se suscribirán, previo concurso entre los Generadores. El Distribuidor debe realizar el llamado a concurso, con una anticipación no inferior a dos meses a la fecha de entrada en vigencia, estableciendo el o los nodos de abastecimiento y el requerimiento de energía y potencia en cada uno de ellos.
El Distribuidor adjudicará a la oferta y/o combinación de ofertas para la que el costo de abastecer el requerimiento, resulte el más conveniente.
Si en el concurso el Distribuidor no recibiese ofertas suficientes para cubrir la totalidad de su requerimiento, comprará en el Mercado Spot el remanente de su obligación de compra por contratos.
En caso que el costo del suministro solicitado, evaluado con las ofertas recibidas en el concurso, no le resulte conveniente en relación con lo establecido en el artículo 51 de la Ley de Electricidad, podrá solicitar a la Superintendencia que rebaje el porcentaje minino de contratación que establece el artículo 31 de la Ley de Electricidad.
La duración de los contratos obligatorios del Distribuidor será como mínimo de tres años.

Artículo 13°.- (CONTRATOS DE LOS CONSUMIDORES NO REGULADOS) Un Consumidor No Regulado podrá contratar el abastecimiento de toda o parte de su demanda, en cada uno de sus nodos, mediante Contratos de abastecimiento con Generadores o Distribuidores; estos contratos podrán ser pactados libremente en cuanto a precios y cantidades de energía y Potencia de Punta.

Artículo 14°.- (DESEMPEÑO MINIMO DEL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL) La Superintendencia, a propuesta del Comité, establecerá los parámetros que describan el desempeño mínimo del Sistema Interconectado Nacional, tanto en condiciones normales como en condiciones de emergencia, discriminando los requerimientos del sistema en su conjunto y los requerimientos para regiones particulares. Mantener el sistema operando en las condiciones definidas por el desempeño mínimo, constituye una obligación del Comité y el conjunto de los Agentes del Mercado, y forma parte de sus costos. El Comité definirá en cada nodo de interconexión, las obligaciones de cada Agente o área que resulten del compromiso de desempeño mínimo establecido, incluyendo los requerimientos de generación y/o reserva local y global.

Artículo 15°.- (NIVELES SUPERIORES AL DESEMPEÑO MINIMO) Uno o más Agentes del Mercado pueden solicitar al Comité niveles de seguridad y calidad superiores al mínimo establecido, ya sea para el sistema en conjunto o para un área en particular, asumiendo los costos que este hecho origine. Ante el requerimiento, el Comité evaluará los efectos que produciría el desempeño mínimo propuesto en las diferentes áreas y en todo el sistema y enviará, tanto la solicitud como la correspondiente evaluación técnica y económica a la Superintendencia, que podrá definir un nuevo nivel de desempeño mínimo del Mercado, respecto del cuál todos los Agentes del Mercado y el Comité quedan obligados.

Artículo 16°.- (ZONAS DESVINCULADAS) Cuando se presenten restricciones de Transmisión que limiten las condiciones de transferencia de energía y potencia entre zonas del Sistema Interconectado Nacional, cada una de las zonas desvinculadas será tratada aplicando las mismas regulaciones que la Ley de Electricidad y el presente Reglamento establecen para dicho sistema.

Capítulo IV
Obligaciones y derechos de los agentes del mercado

Artículo 17°.- (OBLIGACIONES GENERALES) Son obligaciones de todos los Agentes del Mercado las siguientes:

Acatar la autoridad operativa del Comité, cumpliendo sus instrucciones para la operación del Sistema Interconectado Nacional, de acuerdo a las normas establecidas en este Reglamento y los requerimientos de desempeño mínimo establecidos para el Sistema Eléctrico. La seguridad de las personas y equipos involucrados será de exclusiva responsabilidad de los Agentes del Mercado.
Suministrar al Comité en tiempo y forma toda la información que corresponda y sea requerida para el despacho y programación diaria, semanal y estacional.
Suministrar al Comité información fidedigna sobre las cantidades de energía y potencia, y la duración de los contratos pactados en el Mercado de Contratos.
Participar en la coordinación del mantenimiento programado del equipo de generación y transmisión del Sistema Interconectado Nacional.
Contar con convenios de conexión con los Agentes del Mercado correspondientes, aprobados por el Comité, que establezcan las responsabilidades recíprocas, y en particular las relativas al control de tensión y potencia reactiva en la conexión.
Participar en la conformación y mantenimiento del sistema de operación en tiempo real, el sistema de medición comercial, los sistemas destinados a mejorar el desempeño transitorio y dinámico del sistema, los sistemas de comunicaciones y enlace de datos, y otros que defina el Comité.
Cumplir con las obligaciones de los estándares de a calidad y seguridad que establecen la respectiva Licencia o Concesión o el respectivo Reglamento de Calidad.
Aceptar la realización de auditorías técnicas solicitadas por otro agente, en la medida que hubieran sido aprobadas por la Superintendencia y ejecutadas por un organismo o consultor independiente.
Aceptar los descuentos, realizar los reintegros y pagar las penalidades por incumplimiento de obligaciones establecidas en la Ley de Electricidad, sus reglamentos y el respectivo contrato de Concesión o Licencia.
Cancelar puntualmente todas las facturas que le sean aplicables por concepto de; compras de energía y potencia en el Mercado y servicio de transporte. Y las que surjan del correspondiente cargo por costos del Comité.
Designar un coordinador quién será el interlocutor válido con el Comité, para los efectos de proporcionar y recibir toda la información relacionada con el funcionamiento del Mercado.
Las demás establecidas en el presente Reglamento y las que sean necesarias para el adecuado funcionamiento del Mercado.
Acatar todas las reducciones en su remuneración, que la Ley de Electricidad y sus reglamentos establezcan.
Adecuar y mantener sus equipos de tal modo que no se produzcan perturbaciones al Sistema Eléctrico.

Artículo 18°.- (OBLIGACIONES ESPECIFICAS) Además de las obligaciones generales dispuestas en el artículo 17 del presente Reglamento, los Agentes del Mercado estarán sometidos a las siguientes obligaciones específicas.
De los Generadores:

Acatar las instrucciones del Comité para la operación del sistema, especialmente las referidas a arranque y parada de máquinas, mantenimiento de la reserva rotante, y contribución a la regulación de tensión y frecuencia. La reserva rotante y potencia de regulación que cada Generador mantendrá serán en conjunto proporcionales a las requeridas por el sistema, salvo que el Generador transe su compromiso con otros Generadores, respetando las condiciones de desempeño mínimo.
Abstenerse de todo acto contrario al principio de libre competencia entre Generadores, o en contra de los mecanismos de regulación de precios establecidos por la 1ey de Electricidad y el presente Reglamento.
Suscribir un contrato de conexión con el Transmisor, que estipulará que el uso de las instalaciones de transporte por el Generador se sujetará a los precios regulados de transmisión y a la determinación de los cargos que por tal concepto efectuará el Comité en conformidad con las disposiciones del presente Reglamento.
De los Transmisores:
Brindar libre acceso no discriminatorio a la capacidad de transporte disponible, a todo Agente del Mercado que la solicite.
Procesar en tiempo y forma las solicitudes de acceso a la capacidad existente y las solicitudes de ampliaciones.
Cumplir la prohibición de comprar electricidad para la venta a terceros.
Informar semestralmente a los Agentes del Mercado sobre la evolución previsible de la demanda de capacidad de transporte y de la oferta de este servicio para los siguientes cuatro años.
De los Distribuidores:
Brindar libre acceso y no discriminatorio a otros Agentes del Mercado que requieran del uso de sus redes para conectarse entre si o con el Mercado.
Suministrar al Comité en tiempo y forma información fidedigna respecto de la demanda bajo su responsabilidad, que forman parte de los requerimientos para la programación y despacho diario, semanal y estacional.
Participar en los esquemas de alivio de carga y programas de racionamiento y manejo de carga definidos por el Comité.
De los Consumidores No Regulados:
Contar con una capacidad instalada igual o mayor a la definida por la Superintendencia para su habilitación como Agente del Mercado.
Participar en los esquemas de alivio de carga y programas de racionamiento y manejo de carga definidos por el Comité.

Artículo 19°.- (SISTEMA DE OPERACION Y DESPACHO) Las necesidades en materia de comunicaciones, adquisición de datos, transmisión y procesamiento de la información a intercambiar, requeridas para programar y coordinar la operación y el despacho así como para calcular en tiempo y forma los precios y volúmenes que definen las transacciones económicas del Mercado Spot, serán cubiertas por los Agentes del Mercado y por el Comité.
La implementación del equipamiento necesario, los lineamientos para la operación y despacho, y las responsabilidades que en estas materias tendrán el Comité y cada uno de los Agentes del Mercado, serán definidas por normas que serán sometidas por el Comité a la aprobación de la Superintendencia.

Artículo 20°.- (DERECHOS GENERALES) Son derechos generales de todos los Agentes del Mercado los siguientes:

Acceder al Mercado y a sus precios, sin limitaciones impuestas por otros Agentes del Mercado, ni discriminaciones;
Suscribir contratos con otros Agentes del Mercado;
Recibir toda la información elaborada por el Comité sobre la programación de la operación, o sobre los resultados de la operación;
Recibir del Comité, sin costo, la base de datos y modelos utilizados en la programación de la producción y en el cálculo de los precios. Serán de cargo de los Agentes del Mercado las licencias de uso de modelos o paquetes computacionales externos requeridos para el uso de los antedichos modelos; el Agente del Mercado asumirá el compromiso de no suministrar copias de los modelos a terceros;
Participar en el Comité en la forma que dispone la Ley de Electricidad, el presente Reglamento y el estatuto de dicho organismo aprobado por la Superintendencia; y,
Presentar al Comité reclamos fundados, el Agente del Mercado considere que el Comité actuó al margen de la regulación vigente y en su perjuicio, y recurrir en apelación a la Superintendencia, una vez concluida la etapa anterior.

Artículo 21°.- (DERECHOS ESPECIFICOS) Además de las derechos generales dispuestos en el articulo 20 del presente Reglamento, se reconocerán a los Agentes del Mercado, los siguientes derechos específicos.
De los Generadores:

Acceder por un precio, no superior al máximo regulado, a las instalaciones de transporte de electricidad de Transmisores y Distribuidores que le permitan realizar transacciones en el Mercado;
Decidir bajo su responsabilidad, y con causa fundada la indisponibilidad de los equipos de su propiedad;
De los Transmisores:
Recibir en tiempo y forma, de parte de los usuarios los pagos correspondientes al servicio de transmisión, deducidos los descuentos y penalidades por indisponibilidad, determinados de acuerdo con lo establecido en los Reglamentos de Calidad y de Infracciones y Sanciones de la Ley de Electricidad;
Proponer al Comité la expansión de sus instalaciones, que considere necesarias para la óptima operación del sistema de Transmisión.
De los Distribuidores:
Comprar al Precio Spot el remanente de su obligación de contratar, y cuando como resultado del concurso no hubiera contratado su porcentaje obligado, con la respectiva autorización de la Superintendencia;
Participar en concursos de precios, y celebrar contratos de suministro con Consumidores No Regulados de su zona de Concesión, en competencia con los Generadores;
Comprar el excedente de su demanda por encima de la potencia contratada en el Mercado Spot;
De los Consumidores No Regulados:
Elegir libremente el suministrador de electricidad en el Mercado;
Comprar electricidad para cubrir su demanda en el Mercado Spot, a sus precios, y/o a través de contratos en el Mercado de Contratos; y,
Acceder libremente, a cambio de una tarifa regulada, a instalaciones afectadas a la actividad de transporte, cualquiera sea su propietario.

Capítulo V
Programacion de la operacion y despacho de carga en el mercado

Artículo 22°.- (DETERMINACION DE LOS PRECIOS DE REFERENCIA DE COMBUSTIBLES) Los Precios de Referencia de Combustibles utilizados para la generación de electricidad, serán calculados mensualmente por el Comité, de acuerdo a las normas establecidas en este Reglamento y con las metodologías que apruebe la Superintendencia, y tendrán vigencia durante todas las semanas definidas como pertenecientes al mes.
Los Precios de Referencia de Combustibles líquidos y del carbón, se determinarán en base a su respectivo precio internacional, gastos de importación, impuestos y fletes, necesarios para llevar el combustible hasta la Central. El Comité, con la aprobación de la Superintendencia, definirá la metodología para establecer dichos precios de referencia.
El precio de referencia del gas natural, será establecido en base a la tarifa regulada de venta del gas natural, aplicable a generación de electricidad, excluyendo el pago de reserva de capacidad de transporte si lo hubiese. En caso que el Generador cuente con un gasoducto propio, el precio de referencia se mide en el último punto de entrega de la red de transporte o de distribución de gas que pertenece a la empresa transportista de gas antes de llegar al gasoducto del Generador, o sea el precio de venta en dicho punto de acuerdo a la tarifa regulada, a la que se adicionará el cargo variable por transporte, por su propio gasoducto, determinado por el Comité con aprobación de la Superintendencia. Para el caso que no estuviese regulada la tarifa del gas natural, el precio de referencia del gas natural estará dado por el precio representativo del mercado en boca de pozo más los cargos variables que aplique el transportista y/o los cargos variables en gasoducto propio. El Comité, con la aprobación de la Superintendencia, definirá la metodología para establecer dicho precio representativo.
Para otros combustibles, no especificados en el presente Reglamento, no se establecerán precios de referencia.
Durante el transcurso de la última semana perteneciente a un mes, el Comité informará a todos los Generadores los Precios de Referencia de Combustibles, que resultan para cada Central.

Artículo 23°.- (CONSUMO ESPECIFICO DE REFERENCIA) El consumo específico de referencia de combustible de cada Unidad Generadora, se definirá para tres períodos diarios característicos y para cuatro estados de carga correspondientes a 25%, 50%, 75% y 100% de la capacidad efectiva, en base al consumo medio por kiilovatio-hora bruto generado informado, la variación informada del consumo específico para distintos rangos de temperatura y la temperatura media característica en la región para la época del ano en cada uno de los períodos diarios establecidos. El Comité calculará el consumo específico de referencia, a la temperatura considerada; si el valor obtenido difiere del consumo específico medio en menos de un 1% se adoptará el consumo específico medio.
Junto con los resultados de la programación semanal y el despacho diario, el Comité informará a los Generadores los consumos específicos de referencia que resultan para cada período en cada Unidad Generadora y la correspondiente temperatura media de referencia utilizada.

Artículo 24°.- (COSTO MEDIO DE PRODUCCION DE REFERENCIA DE UNA UNIDAD GENERADORA) Para cada período diario característico, el Comité calculará diariamente, el costo medio de producción de referencia de una Unidad Generadora, multiplicando el Precio de Referencia de Combustible en la Central por el correspondiente consumo especifico de referencia de la Unidad Generadora. El valor obtenido se incrementará en un porcentaje por concepto de consumos propios de la central y de pérdidas de transformación. Este porcentaje será informado por cada Generador para cada Unidad Generadora. El Comité o la Superintendencia podrá efectuar auditorías técnicas para comprobar este porcentaje.

Artículo 25°.- (COSTO DE OPERACION Y MANTENIMIENTO DE REFERENCIA) El valor del costo de operación y mantenimiento de referencia, representativo de los costos variables de producción que no corresponden a combustibles, será informado por los Generadores al Comité para cada una de sus Unidades Generadoras. Este costo no podrá ser superior; al diez por ciento (10%) del costo atribuible al combustible para turbinas de gas y al doce por ciento (12%) del costo atribuible al combustible para ciclos combinados y máquinas turbovapor. Estos porcentajes podrán ser modificados por la Superintendencia como resultado de auditorías técnicas encargadas al Comité.
Artículo 26-° (PRECIO DE REFERENCIA DE UNA UNIDAD GENERADORA) El Comité definirá los precios de referencia de una Unidad Generadora, en cada período diario, adicionando al costo medio de producción de referencia de la Unidad Generadora el costo de operación y mantenimiento señalado en el artículo 25 del presente Reglamento.

Artículo 27°.- (INFORMACION DE LAS UNIDADES GENERADORAS) Cada Generador, al convenirse en agente del Mercado o antes de la entrada en servicio de una nueva Central y/o Unidad Generadora, deberá informar al Comité las características técnicas de diseño de dichas Unidades Generadoras y/o Centrales.
Para las Unidades Generadoras hidroeléctricas deberá incluir los datos del embalse, normas de operación y requerimientos aguas abajo, precipitación en la cuenca, evaporación y serie de afluentes históricos de los ríos.
Para las Unidades Generadoras térmicas, deberá informar la capacidad efectiva en bornes, el consumo específico de combustible bruto, incluyendo el poder calorífico del combustible en condiciones ISO, para distintos niveles de carga de diseño, adjuntando los datos del fabricante; el consumo de combustible, para distintos niveles de carga, que resulta en la Unidad Generadora dada su ubicación sobre el nivel del mar, denominado consumo medio de combustible de la Unidad Generadora; y la variación que resulta en su potencia máxima generable y su consumo específico de combustible bruto para distintos rangos de temperatura.
El Generador deberá suministrar la información técnica respecto a la capacidad de control de tensión de sus instalaciones, que constituye un compromiso de participación en el control de tensión y potencia reactiva del Mercado, incluyendo las curvas límites de aporte y consumo de potencia reactiva.
El Comité podrá modificar el requerimiento de información a ser suministrada por los Generadores

Artículo 28°.- (PROGRAMACIONES EFECTUADAS POR EL COMITE) El Comité efectuará la programación de la operación para los siguientes períodos, con las características que en cada caso se indican:

Programación de mediano plazo. Esta programación se realizará dos veces al año, en los meses de marzo y septiembre, y cubre períodos de 48 meses, que comienzan en mayo y noviembre respectivamente. En esta programación se determina la operación semanal esperada del Sistema Interconectado Nacional en el período indicado.
Programación estacional.. Esta programación se efectuará mensualmente y cubre, con detalle semanal, el período estacional en curso. se define como período estacional a los semestres que comienzan con la primera semana de mayo y noviembre de cada año.
Programación semanal. Es la programación que se realizará semanalmente y cubre, con detalle diario, la semana calendario siguiente.
Programación diaria. Esta programación, también denominada predespacho, se realizará diariamente y cubre con detalle horario las 24 horas del día siguiente.

Artículo 29°.- (INFORMACION PARA LA PROGRAMACION DE MEDIANO PLAZO) Los Agentes del Mercado, entregarán al Comité la información sobre sus previsiones y datos para los siguientes 48 meses a partir del inicio del siguiente período estacional. La información será entregada antes del 15 de febrero de cada año, para la programación de mediano plazo que comienza en mayo y antes del 15 de agosto de cada año, para la programación de mediano plazo que comienza en noviembre.
Los Distribuidores y Consumidores No Regulados suministrarán sus proyecciones de demanda de energía y potencia máxima anual, con desagregación mensual, con sus correspondientes hipótesis de cálculo y curvas típicas de carga, para los nodos en los que reciben el suministro.
Los Generadores informarán los requerimientos de mantenimiento, previsiones de ingreso de nuevos equipos y oferta de precios medios de producción de sus Unidades Generadoras térmicas para cada mes. Para Unidades Generadoras de iguales características técnicas y dentro de una misma Central se definirá una única oferta representativa de todas ellas. La oferta de una Unidad Generadora térmica deberá incluir para cada mes de la programación de mediano plazo:

combustible disponible a consumir;
precio medio de producción previsto, correspondiente a costos variables combustibles y no combustibles;
En caso de variar el consumo con la temperatura, la correspondiente temperatura media asumida para la definición del precio medio de producción.
Información relativa a la indisponibilidad forzada.
En el transcurso de cada semestre, el Generador podrá introducir una modificación a su declaración de precio medio de producción de una Unidad Generadora térmica, cuando existan razones fundadas a satisfacción de la Superintendencia.
El Generador que cuente, para una Central, con un contrato de suministro de gas natural, pactado libremente por fuera de los precios regulados, podrá declarar su costo variable del combustible gas natural, asociado a dicho contrato, como costo medio para el semestre.
Los Generadores deben efectuar y suministrar estimaciones de aportes en las Centrales hidráulicas. Animismo, suministrarán las normas de operación de embalses de agua y compromisos aguas abajo que afectan su despacho.
Los Transportistas informarán sus requerimientos de mantenimiento y previsiones de ingreso de nuevas instalaciones.
Los importadores y exportadores informarán sobre las cantidades de energía y potencia incluidos en sus contratos.
Artículo 30-° (ANTECEDENTES PARA LA PROGRAMACION DE MEDIANO PLAZO) En base a la información suministrada por los Agentes del Mercado, el Comité determinará:
La proyección de demanda a utilizar, establecida de forma tal que sea lo más representativa posible de la situación futura, CONSIDERANDO además los contratos de exportación vigentes;
Los Precios de Referencia de Combustibles para las Unidades Generadoras térmicas, de acuerdo a las pautas definidas en el presente Reglamento. En base a los precios ofertados y a los precios de referencia, el Comité definirá el precio medio de producción a utilizar para cada Unidad Generadora en la programación de mediano plazo, tomando el menor de ellos;
El parque de generación y transmisión, de acuerdo a las pautas establecidas en el Reglamento de Precios y Tarifas de la Ley de Electricidad. CONSIDERANDO además los contratos de importación vigentes como oferta adicional; y,
El programa de mantenimiento del parque de Generación y Transmisión, en base a los pedidos de mantenimiento efectuados por Generadores y Transmisores y de la aplicación del criterio de optimizar la operación y minimizar el riesgo de restricciones al abastecimiento.

Artículo 31°.- (PROGRAMACION DE MEDIANO PLAZO) El Comité realizará la programación de la operación de mediano plazo cumpliendo las disposiciones del presente Reglamento,
Para ello, el Comité utilizará los antecedentes definidos de acuerdo al artículo 30 del presente Reglamento y los modelos de largo y mediano plazo de optimización y simulación de la operación, que definen la ubicación económica de las cantidades semanales disponibles de energía hidráulica y el despacho hidrotérmico del Mercado, teniendo en cuenta la red de transporte y las restricciones que genera el nivel de desempeño mínimo establecido.
Para aquellas unidades Generadoras cuya capacidad nominal se vea reducida por efectos climáticos, el Comité utilizará como valor de capacidad el valor informado por el Generador para condiciones de temperaturas medias características para el período a programar.

Artículo 32°.- (CALCULO DE LOS COSTOS MARGINALES DE CORTO PLAZO DE ENERGIA ESPERADOS) En base a los resultados de los respectivos modelos, el Comité determinará los Costos Marginales de Corto Plazo de Energía Esperados para cada semana dentro de los bloque horarios establecidos, de acuerdo a las normas correspondientes del Reglamento de Precios y Tarifas de la Ley de Electricidad.

Artículo 33°.- (INFORMES DE LA PROGRAMACION DE MEDIANO PLAZO) A más tardar el 15 de marzo y el 15 de septiembre de cada año el Comité pondrá en conocimiento de la Superintendencia y los Agentes del Mercado la programación de mediano plazo con los datos contenidos en el informe preliminar de Precios de Nodo, que se indica en el artículo 19 del Reglamento de Precios y Tarifas de la Ley de Electricidad, más los siguientes resultados previstos de la operación del Mercado:

Previsión de generación por Unidad Generadora y por Central, consumo de combustibles por Unidad Generadora y por Central, y evolución del nivel de los embalses con Centrales hidráulicas optimizadas;
Previsión de energía no suministrada, total del Mercado y por zona eléctrica;
Evolución semanal prevista del precio de la energía eléctrica por bloque horario;
Restricciones y requerimientos previstos por el nivel de desempeño mínimo establecido;
Precios de Referencia de Combustible de las Unidades Generadoras;
En la programación del período que comienza en mayo, la Potencia Firme de las Unidades Generadoras térmicas y las Centrales hidráulicas.
En la programación del período que comienza en mayo, los factores de pérdidas de energía por bloques horarios y los factores de pérdidas de potencia de cada nodo así como los precios de la potencia remunerada.
Con el informe, el Comité adjuntará un listado completo de los datos utilizados y las hipótesis consideradas, así como el soporte magnético de dicha información.

Artículo 34°.- (PROGRAMACION ESTACIONAL) Durante el transcurso de cada período estacional, el Comité analizará mensualmente el comportamiento registrado en la operación real del Mercado para identificar las desviaciones respecto a lo previsto en la programación de mediano plazo, y para actualizar la programación prevista para los siguientes meses del período estacional en curso, modificando para este efecto las previsiones que correspondan.

Artículo 35°.- (RIESGO DE DEFICIT POR CONTINGENCIAS) Para cada mes del semestre y por bloque horario, el Comité definirá estados característicos de la oferta y la demanda y configuración de la red de transporte. En base a ellos, mediante un modelo de confiabilidad evaluará el riesgo de déficit por contingencias de generación y de transporte para el Mercado en su conjunto y para cada zona eléctrica y adoptará las acciones que procedan sobre la base de las normas de desempeño mínimo. Las zonas eléctricas quedan definidas por la red de Transporte y sus restricciones que generan condiciones de operación distintas entre las diferentes áreas que conecta la red.

Artículo 36°.- (MODIFICACION DE LA INFORMACION DE LOS AGENTES) A los efectos de la programación estacional, los Agentes del Mercado podrán modificar mensualmente la información proporcionada al Comité para el semestre en curso con motivo de la programación de mediano plazo, conforme se produzcan cambios en dicha información. Se exceptúa de esta modificación la información correspondiente a precios de combustibles y costos de operación y mantenimiento, la que se regirá por lo dispuesto específicamente sobre esta materia en el presente Reglamento.

Artículo 37°.- (INFORMES DE LA PROGRAMACION ESTACIONAL) Antes del día 15 de cada mes, el Comité emitirá un informe mensual para conocimiento de la Superintendencia y de los Agentes del Mercado, con un análisis de la operación realizada en el mes anterior y de las desviaciones significativas observadas respecto a la programación, incluyendo los posibles motivos de estas diferencias y la evolución del precio Spot de la energía.
Al finalizar el semestre, el Comité emitirá un Informe Estacional, que presente la comparación de los resultados reales de la operación con la previsión estacional, incluyendo un análisis del efecto de las desviaciones de los precios medios reales respecto de los precios previstos.

Artículo 38°.- (ANTECEDENTES PARA LA PROGRAMACION SEMANAL) Antes de las 10:00 horas del penúltimo día hábil de cada semana calendario, los Agentes del Mercado deberán enviar al Comité la información necesaria para realizar la programación de la semana siguiente.
Los Distribuidores y Consumidores No Regulados informarán su demanda prevista de potencia y energía para la semana siguiente con desagregación diaria.
Los Generadores informarán la previsión de su oferta de generación, indicando para cada una de sus Unidades Generadoras:

Requerimientos de mantenimiento previstos;
Potencia disponible prevista; y,
Para las Centrales térmicas, cantidad de combustible disponible a consumir (cuota de gas, stock de carbón, etc.) y para las Centrales hidráulicas, nivel de los embalses, pronósticos de aportes y restricciones aguas abajo.
En caso de que existan modificaciones, los consumos específicos de combustibles actualizados para los diferentes períodos característicos y niveles de carga.
Los Transmisores deberán presentar sus solicitudes de mantenimientos preventivos para la programación semanal e informar la indisponibilidad forzada y programada de sus instalaciones y las limitaciones que surjan a la capacidad de transmisión en sus líneas.

Artículo 39°.- (PROGRAMACION SEMANAL) Sobre la base de la información suministrada por los Agentes del Mercado, del análisis del comportamiento de la demanda y de la información actualizada de las demás variables utilizadas en la programación de la operación, el Comité determinará:

Las proyecciones de demanda de energía y Potencia de Punta así como las curvas de demanda horaria, para la siguiente semana, a utilizar en los modelos de programación y despacho;
La programación de la operación de la semana siguiente, realizada mediante el modelo de despacho semanal que determinará las cantidades de energía a producir en cada Central hidráulica en la semana y por tipo de día, en base a la demanda prevista, las restricciones de transporte, de desempeño mínimo y de operación, los pronósticos de caudales de aportes hidrológicos y restricciones aguas abajo de los embalses, y las ofertas previstas presentadas por los Generadores. El modelo semanal realizará la optimización secuencial de las centrales hidráulicas con la función objetivo de minimizar la suma el costo de producción y racionamiento. Se incluyen como dato los compromisos de importación/exportación establecidos en contratos, las ofertas spot de importación y las solicitudes spot de exportación;
La programación del mantenimiento preventivo semanal y diario del parque de generación y transmisión, definido de forma tal de minimizar el apartamiento que genera al despacho económico y de minimizar el riesgo de déficit de potencia para satisfacer el abastecimiento de la demanda;

Artículo 40°.- (INFORME DE LA PROGRAMACION SEMANAL) Antes de las 15:00 horas del último día hábil de una semana, el Comité informará a los Agentes del Mercado los resultados de la programación semanal para la semana siguiente. A los Generadores les informará la energía prevista a producir con sus Centrales y la evolución esperada del precio de la energía en el Mercado Spot. A los Distribuidores y Consumidores No Regulados les informará sobre riesgos de no abastecimiento y la evolución esperada del precio de la energía en el Mercado Spot. A los Agentes de otros países interconectados les informará los intercambios previstos en las interconexiones.

Artículo 41°.- (OBJETIVO DE LA PROGRAMACION DIARIA) El objetivo de la programación diaria o predespacho, es programar en forma integrada la operación del Mercado, de forma tal de abastecer la demanda al mínimo costo total, satisfaciendo el nivel de desempeño mínimo preestablecido. Se incluyen en esta programación, los compromisos de importación y exportación resultantes de los intercambios de electricidad acordados y los contratos vigentes con Agentes de países interconectados.

Artículo 42°.- (ANTECEDENTES PARA LA PROGRAMACION DIARIA) Todos los días hábiles antes de las 10:00 horas, los Agentes del Mercado deberán suministrar al Comité la información necesaria para realizar el despacho del día siguiente. El día viernes deberán incluir la información para el sábado, domingo y lunes siguientes. En el caso de días feriados, el día hábil previo deberán informar los datos requeridos para los días feriados y el primer día hábil siguiente.
Los Distribuidores y Consumidores No Regulados informarán su demanda prevista de potencia y energía a nivel horario.
Los Generadores informarán su oferta para el día siguiente, indicando cualquier modificación respecto de los requerimientos de mantenimiento, disponibilidad de combustible o pronósticos de aportes, consumos específicos de combustible y potencia disponible previstos en la programación semanal.
Los Transmisores deberán suministrar sus solicitudes de mantenimiento preventivo a nivel diario.

Artículo 43°.- (PRECIO MEDIO DE PRODUCCION DE UNA UNIDAD GENERADORA TERMICA PARA EL PREDESPACHO) El Comité definirá el precio medio de producción de una Unidad Generadora térmica para un periodo del día, multiplicando el precio medio de producción semanal por un factor de corrección de temperatura..

Artículo 44°.- (PROGRAMACION DIARIA) Cada día, el Comité realizará el predespacho, en base a la demanda horaria prevista, capacidad de transporte disponible, restricciones de operación debidas al mantenimiento del nivel de desempeño mínimo requerido del Sistema Eléctrico, las condiciones existentes en las Centrales hidráulicas, y las ofertas presentadas por los Generadores. En caso de días feriados y fines de semana, el último día hábil previo, realizará también el predespacho de dichos días.
El despacho de las Unidades Generadoras que conforman el parque generador, se efectuará CONSIDERANDO la oferta hidráulica de base forzada, la energía hidráulica regulada, con su valor, y la oferta térmica, aplicándose los siguientes criterios técnico-económicos:

Se despacha en primer lugar la oferta hidráulica base forzada. La colocación de la oferta diaria de energía hidráulica regulada, resultado del modelo semanal, se efectúa de manera de minimizar el costo total diario de generación. En el caso de producirse indiferencia económica para el despacho de dos o más unidades hidráulicas en bloques de punta, éstas se despacharán en proporción a las potencias generables por cada una en dichos bloques;
La potencia máxima de una Unidad Generadora térmica se despacha como variable dentro de los tres períodos diarios característicos. El Comité debe contar con previsiones de temperaturas medias para dichos períodos en las regiones dónde se ubican las Centrales térmicas e ingresar como dato al despacho, la potencia máxima prevista en función de la temperatura prevista y de la variación de la capacidad máxima definida para cada Unidad Generadora; y,
Las Unidades Generadoras deberán ser despachadas con una reserva regulante no inferior a la reserva prevista en la definición del desempeño mínimo del Sistema Eléctrico, salvo déficit de oferta o requerimientos operativos que fuercen a las Unidades Generadoras al máximo generable. En estos casos, el Comité puede decidir operar sin reserva suficiente, informando a los Agentes del Mercado.
El despacho económico determinará para cada hora, la asignación óptima de la oferta hidrotérmica, teniendo en cuenta la oferta hidráulica, y las restricciones operativas aguas abajo de las mismas, los precios medios de producción de las Unidades Generadoras térmicas en cada período del día, las restricciones operativas y las pérdidas de la red de transporte y los requerimientos de calidad y seguridad de área determinados por el desempeño mínimo pretendido del sistema.

Artículo 45°.- (INFORME DE LA PROGRAMACION DIARIA) Como resultado del despacho económico, el Comité obtendrá e informará a cada Generador, antes de las 15:00 horas de cada día que corresponda informar, lo siguiente:

los precios de referencia de sus Unidades Generadoras;
el programa de carga horario a realizar por cada Central y/o Unidad Generadora;
su participación en la reserva rotante, regulación de frecuencia y control de tensión y reactivo;
los programas de restricciones al suministro en caso de surgir déficit para abastecer la totalidad de la demanda; y,
el Costo Marginal Horario de la Energía previsto.
Antes de las 15:00 horas de cada día que corresponda informar, el Comité informará a cada Distribuidor y Usuario No Regulado, las restricciones a su consumo de surgir déficit en el despacho para abastecer la totalidad de la demanda prevista.

Artículo 46°.- (RESTRICCIONES DE SUMINISTRO) En los casos de déficit de generación, cada Generador tiene derecho a satisfacer sus contratos con su generación propia y con la que tuviese contratada de otros Generadores. Las restricciones al consumo abastecido por cada Generador surgen como diferencia entre sus compromisos de entrega y su disponibilidad de Generación propia y contactada con otros Generadores más el aporte que pueda hacerle el Mercado Spot. En condiciones de déficit este último aporte deberá ser racionado.

Artículo 47°.- (REDESPACHO) Durante la operación en tiempo real, el Comité adecuará el predespacho a los requerimientos de la operación del sistema y variaciones en las condiciones de la oferta y la demanda. De producirse apartamientos con respecto a las hipótesis consideradas en el despacho diario, que afecten significativamente el despacho económico, el Comité deberá realizar un redespacho para establecer los programas de generación y reserva adecuados a las nuevas condiciones previstas y mantener al Mercado dentro de su operación económica.

Artículo 48°.- (INTERCAMBIOS SPOT CON PAISES INTERCONECTADOS) El Comité coordinará los intercambios spot que surjan con Agentes de países interconectados, de acuerdo a las oportunidades que se presenten y los convenios en las interconexiones internacionales. Para ello, los Agentes de los países interconectados le deberán enviar dentro de los plazos establecidos para la programación semanal y despacho diario las ofertas spot de importación o las solicitudes spot de exportación.

Artículo 49°.- (ANTECEDENTES PARA EL ANALISIS DE RESULTADOS) Los datos para calcular el resultado de la operación diaria serán suministrados al Comité por los Agentes del Mercado a través del sistema de enlace que se defina para dicho propósito. Cada día hábil, se suministrará la información del día anterior, si el mismo fue un día hábil. De ser el día anterior un día no hábil, se suministrará la información de todos los días anteriores hasta el primer día hábil anterior.
Antes de las 15:00 horas de cada día hábil, los Agentes del Mercado enviarán al Comité la información de energía y potencia horaria generada por cada Central y/o Unidades Generadoras según corresponda, y demandada por cada Distribuidor y Consumidor No Regulado.
Los Generadores podrán enviar, junto con la información indicada, los cuestionamientos a la operación realizada por considerar que se aparta del despacho económico, indicando la operación óptima que se debería haber realizado. Transcurrido este plazo, los Generadores no pueden presentar reclamos por la operación realizada ni de los precios resultantes.

Artículo 50°.- (ANALISIS DE CUESTIONAMIENTOS) El Comité cuenta con 48 horas para analizar los cuestionamientos presentados por los Generadores. En todos los casos en que del despacho realizado, resulta un costo total de operación inferior al despacho sugerido por el Generador o que las desviaciones se debieron a motivos operativos, de desempeño mínimo y/o de seguridad, se considera que la operación realizada fue la correcta y el Agente del Mercado debe acatar el resultado obtenido. De no ser así, el Generador puede elevar su cuestionamiento a la Superintendencia que, en base a la información elaborada por el Generador y la respuesta del Comité, decidirá en instancia única.

Artículo 51°.- RESULTADO DE LA OPERACION).- Antes de las 18:00 horas de cada día hábil el Comité informará a los Generadores, Distribuidores y Consumidores No Regulados que realizan transacciones en el Mercado Spot, el cálculo indicativo del resultado operativo del o los días anteriores según corresponda. Dicha información estará constituida por:

Los precios horarios de la energía, calculados en los nodos de conexión del agente.
El cálculo, en cada nodo del agente, de la energía comercializada en el Mercado Spot, discriminada por bloque horario.
De no existir objeciones de los Agentes del Mercado a los cálculos presentados, o cuando aquellas hayan sido debidamente aclaradas, los valores calculados pasarán a formar parte de la base de datos para el cálculo de las transacciones mensuales.
ARTICUL0 52- (INTERCAMBIOS DE REACTIVOS Y REGULACION DE TENSION).- La provisión de potencia y energía reactiva es responsabilidad de cada agente del Mercado. Para tal fin se establecerán, en cada punto de conexión de cada Distribuidor y Consumidor No Regulado, valores fijos del factor de potencia para horas de punta y resto del día.
Es obligación de cada Generador aportar con todo el reactivo disponible en sus unidades en servicio.
Diariamente, el Comité determinará en el despacho diario los niveles esperados de tensión e intercambio de reactivos para cada uno de los nodos supervisados; se tomarán en cuenta todos los equipos de compensación con que cuenten los Transmisores. Una vez establecidas las consignas, el Comité acordará con Generadores, Distribuidores y Consumidores No Regulados para cada nodo de conexión los rangos de tensión admisibles y las responsabilidades de los Agentes del Mercado en la regulación de tensión.

Artículo 53°.- (TRANSACCIONES DE ENERGIA REACTIVA) El factor de potencia horario de los Distribuidores y Consumidores No Regulados será como mínimo de 0.95 en horas de punta y 0.90 en el resto del día; el Comité llevará el control de este factor y cualquier desviación constituirá un incumplimiento. Asimismo, el Comité definirá el sistema de precios para las transacciones de energía reactiva valorizándola en función de las inversiones evitadas y lo presentará, en períodos de cuatro años, a la Superintendencia para su aprobación.
Los transmisores deberán instalar los equipos de compensación reactiva necesarios para mantener los niveles de voltaje del sistema de transmisión dentro de los limites establecidos por el desempeño mínimo.
CAPITULO VI
POTENCIA FIRME

Artículo 54°.- (POTENCIA FIRME DE UNA UNIDAD GENERADORA) Se define como potencia firme de una Unidad Generadora a la potencia con que resulta requerida en el despacho económico para cubrir la demanda de punta anual prevista, para una condición de año seco en las Centrales hidroeléctricas y una determinada disponibilidad del conjunto de Centrales termoeléctricas, de acuerdo a lo establecido en el presente Reglamento.

Artículo 55°.- (OFERTA HIDRAULICA DE AÑO SECO) La oferta hidráulica en condición de año seco, es aquella que corresponde a la probabilidad de excedencia determinada en el articulo 56 del presente Reglamento para el cálculo de la potencia firme hidráulica.
Al realizar la programación de mediano plazo del período que comienza en mayo, con los modelos de optimización y programación que definen la ubicación óptima de la energía hidráulica, el Comité determinará la serie de energía hidráulica total generada para el período mayo-abril inclusive, correspondiente a la serie hidrológica considerada. Calculará la distribución de esta serie y determinará la energía que corresponda a la probabilidad de excedencia definida como condición de año seco. Con esta energía determinará el despacho de carga para el período indicado, CONSIDERANDO la optimización del abastecimiento del sistema para la condición de oferta hidráulica de año seco. Determinará la energía hidráulica disponible en el semestre mayo-octubre en el que se prevé se ubique el pico de demanda de potencia máxima anual, que se denomina energía firme hidráulica del Mercado para el período indicado.
En base a la correspondiente serie que resulta para cada Central hidroeléctrica, el Comité determinará la correspondiente energía ofertada en el periodo mayo-octubre para la condición de año seco y su participación en la energía hidráulica total, de forma tal que la suma de las energías ofertadas de las Centrales hidroeléctricas corresponda a la energía firme hidráulica del Mercado.

Artículo 56°.- (POTENCIA FIRME DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS) La potencia firme de cada una de las Centrales hidroeléctricas del Sistema Interconectado Nacional se calculará de acuerdo al procedimiento siguiente:

Se define una probabilidad de excedencia hidrológica inicial de 95%.
En la curva de duración de carga correspondiente al semestre mayo-octubre, se ubica desde la base hacia la punta, la energía generada en cada Central hidroeléctrica de pasada y aquella energía no regulable generada en las Centrales de embalse. La potencia firme no regulable inicial de estas Centrales será igual a la potencia que corresponda a las energías indicadas.
Se ubica toda la energía regulable de las Centrales de embalse en el lugar más óptimo bajo la curva de duración de carga y se determina la potencia correspondiente a la energía regulable.
En el caso particular de que exista potencia hidráulica de punta excedente, se procede de la manera siguiente:
El área bajo la curva de duración de carga que corresponda a la energía hidráulica regulable, denominada área residual, se representa por dos bloques rectangulares horizontales de potencia.
El primer bloque, desde la base hacia la punta, se denomina bloque de base, su duración es igual al número de horas que corresponde a la base del área residual y su potencia se calcula de modo que la energía correspondiente, sea igual a la energía hidráulica regulable.
El segundo bloque se denomina bloque de punta instantánea, tiene una duración nula y su potencia está determinada por la diferencia entre la potencia correspondiente al área residual y la potencia correspondiente al bloque de base.
La generación de cada Central hidroeléctrica con energía regulable se ubica en el bloque de base y se determina la correspondiente potencia colocada en el bloque de base. La potencia que no haya sido colocada en el bloque de base se coloca proporcionalmente en el bloque de punta instantánea.
Se calcula la potencia firme de cada Central hidroeléctrica como la suma de la potencia colocada en el bloque de base, de la potencia de colocada en el bloque de punta instantánea y de la potencia no regulable.
Se calcula la potencia no cubierta por las Centrales hidroeléctricas en la curva de duración de carga, como la diferencia entre la Potencia de Punta y la potencia firme de las Centrales hidroeléctricas;
Se determina la potencia firme inicial de las Centrales termoeléctricas de acuerdo con el procedimiento indicado en el artículo 57 del presente Reglamento y utilizando una probabilidad igual a la probabilidad de excedencia;
De acuerdo a los resultados obtenidos en los incisos e) y f) del presente artículo, se procesará alguno de los siguientes casos:
Caso 1. Si la potencia firme inicial de las Centrales termoeléctricas, calculadas en el inciso f) del presente artículo, es igual a la potencia no cubierta por las Centrales hidroeléctricas, calculada en el inciso e) del presente articulo, la potencia firme de cada Central termoeléctrica será la calculada en el inciso e) del presente artículo;
Caso 2. Si la potencia firme inicial de las centrales termoeléctricas, calculada en el inciso f) del presente articulo es inferior a la potencia no cubierta por las Centrales hidroeléctricas, calculada en el inciso e) del presente artículo, se disminuye la probabilidad de excedencia y se repiten los pasos indicados en los incisos b), c), d) e) y f) del presente articulo
Caso 3. Si la potencia firme inicial de las Centrales termoeléctricas, calculadas en el inciso f) del presente artículo, es superior a la potencia no cubierta por las Centrales hidroeléctricas, calculada en el inciso e) del presente articulo, se aumenta la probabilidad de excedencia hasta un límite máximo de 0,98 y se repiten los pasos indicados en los incisos b), c) d) e) y f) del presente artículo.
En el caso de que se haya alcanzado el límite máximo de 0,98 de probabilidad de excedencia, se calcula la diferencia de potencia calculada entre los incisos e) y f) del presente articulo. Esta diferencia se disminuye de las potencias firmes iniciales de las Centrales termoeléctricas calculadas en el inciso f) del presente articulo, comenzando por la Central termoeléctrica de mayor costo variable. La potencia firme de las Centrales termoeléctricas será la resultante de estas reducciones.

Artículo 57°.- (POTENCIA FIRME DE CENTRALES TERMOELÉCTRICAS) La potencia firme de cada una de las Centrales termoeléctricas del sistema se calculará de acuerdo al siguiente procedimiento:

Se determina la potencia total que, el conjunto de todas las Unidades Generadoras termoeléctricas, es capaz de garantizar en la hora de punta con una probabilidad igual a la probabilidad de excedencia y con la indisponibilidad forzada de cada máquina;
Se repite el mismo cálculo, retirando la Unidad Generadora termoeléctrica cuya potencia firme se está evaluando;
Se calcula la diferencia entre la potencia total obtenida en el inciso a) del presente artículo y la potencia obtenida en el inciso b) del presente artículo, a la que se denomina potencia firme preliminar de la unidad evaluada;
Se calcula la diferencia entre la suma de las potencias firmes preliminares de todas las Unidades Generadoras termoeléctricas del sistema, y la potencia total calculada en el inciso a) del presente articulo a la que se denomina residuo total; y,
Se calcula la potencia firme de cada Unidad Generadora restándole a su potencia firme preliminar una parte del residuo total.. Dicha parte será calculada repartiendo el residuo total en forma proporcional a la diferencia entre la capacidad instalada y la potencia firme preliminar de cada unidad.
El Comité definirá los procedimientos para obtener los valores de indisponibilidad forzada. En base a estadísticas operativas y características propias de las Unidades Generadoras.

Artículo 58°.- (CORRECCION DE LA POTENCIA DE PUNTA PREVISTA) El balance de potencia firme se efectuará anua1mente en el mes de abril de cada año, sobre la base de la Potencia de Punta estimada para ese año. No obstante, en el mes de noviembre, una vez que haya transcurrido el período de punta, se recalcularán las potencias firmes, sobre la base de la energía demandada y Potencia de Punta reales registradas en el Mercado, y se reliquidarán las transacciones correspondientes al período mayo-octubre; las transacciones del período noviembre-abril siguiente, corresponderán a las transferencias reales de potencia firme registradas en el período mayo-octubre anterior.

Capítulo VII
Costos marginales por nodo

Artículo 59°.- (COSTOS MARGINALES POR NODO) Los Costos Marginales de Corto Plazo de Energía en cada nodo, se obtienen del producto del Costo Marginal de Corto Plazo de Energía del Sistema Interconectado Nacional y del Factor de Pérdidas de Energía del nodo. Los Costos Marginales de Potencia de Punta en cada nodo se obtienen del producto del Costo Marginal de Potencia de Punta del Sistema Interconectado Nacional y del Factor de Pérdidas de Potencia del nodo.
De existir limitaciones de transmisión entre dos zonas del Sistema Troncal de Interconexión, los costos marginales por nodo se calcularán separadamente para los dos subsistemas que se forman a ambos lados de la restricción.

Artículo 60°.- (DETERMINACION DE LOS FACTORES DE PERDIDAS DE ENERGIA) En cada estado de operación del Mercado, los costos de generación correspondientes a absorber variaciones unitarias de demanda son diferentes en cada nodo de la red de transporte, en función del precio de la energía, del nivel de transmisión en cada tramo de línea de la red de transpone y consecuentes pérdidas, y de la configuración de la red.
Cada nodo de la red tiene, asociado en cada estado de operación del Sistema Interconectado Nacional, un Costo Marginal de Energía Horario. El Comité calculará para cada hora el Factor de Pérdidas de Energía de un nodo (FPEN), que mide la relación entre el precio de la energía en el nodo y el precio de la energía en el nodo en que se ubica la Unidad Generadora Marginal. El Factor de Pérdidas de Energía de un nodo, mide las pérdidas marginales de transporte entre dicho nodo y el nodo en que se ubica la Unidad Generadora Marginal. El procedimiento de cálculo del Factor de Pérdidas de Energía es el siguiente:

En un programa de flujo de carga se simula en cada hora, para cada nodo, la demanda y la generación que surge del despacho, se adopta como nodo de referencia el nodo donde a esa hora se ubica la Unidad Generadora Marginal.
Para cada nodo se determinará la variación incremental de potencia requerida en el nodo de referencia (DP) cuando en el nodo se produce una variación unitaria de la demanda horaria (DP), manteniendo constantes las condiciones de carga y generación en los demás nodos del sistema.
Se define como Factor de Pérdidas de Energía del nodo “n” en la hora “h” al cociente entre DP y DP. De acuerdo con la relación siguiente:
FPE = DP / DP
En presencia de una limitación de transmisión entre el nodo y el nodo de referencia, el factor de pérdidas de energía se calculará aplicando los pasos descritos en el presente artículo, pero CONSIDERANDO como nodo de referencia aquel donde se ubica la Unidad Generadora Marginal de la zona restringida.

Artículo 61°.- (FACTORES DE PERDIDAS DE POTENCIA) El factor de pérdidas de potencia de un nodo mide las pérdidas marginales de transporte en un despacho típico para la situación de máxima demanda, en condición de hidrología seca, entre dicho nodo y el nodo más conveniente para incrementar la capacidad de generación de punta. Este nodo será el mismo que se utilice para aplicar el Precio Básico de la Potencia, a que se refiere el Reglamento de Precios y Tarifas de la Ley de Electricidad. El procedimiento para determinar el Factor de Pérdidas de Potencia es el siguiente:

Cada año, en coincidencia con la determinación de la potencia firme y con la programación de mediano plazo que empieza en mayo, se determinará el despacho óptimo correspondiente a la hora de máxima demanda del año.
A partir de este despacho se obtiene un flujo de carga de referencia, que se utilizará para determinar los factores de pérdidas de potencia, representándose en cada nodo del Sistema Troncal de Interconexión la Potencia de Punta prevista y la potencia firme de generación que surge del despacho.
Con el flujo de cargas de referencia se determinará, para cada nodo, el incremento de potencia requerido, en el nodo de referencia para el Precio Básico de la Potencia (DP) para compensar un incremento unitario de la demanda en el nodo (DP). A partir de estos valores se determinarán los denominados Factores de Pérdidas de Potencia (FPP) en cada nodo “n” como:
$FPP=\frac{DP}{DP_n}$
En presencia de una limitación permanente de transmisión entre el nodo y el nodo de referencia, el Factor de Pérdidas de Potencia se calculará aplicando los pasos descritos en el presente artículo, pero CONSIDERANDO como nodo de referencia aquel donde se obtiene el menor costo de instalar Potencia de Punta en la zona restringida.

Capítulo VIII
Transacciones en el mercado spot

Artículo 62°.- (REMUNERACION A LOS GENERADORES) Un Generador que opera en el Mercado es remunerado por su producción horaria de energía inyectada al Sistema Troncal de Interconexión, al Precio de Energía Horario del nodo donde se vincula con el Sistema Troncal de Interconexión y por su potencia firme al precio de la potencia en el mismo nodo, previo descuento de cargos o acreditación de adicionales por disponibilidad del parque de generación.

Artículo 63°.- (REMUNERACION POR ENERGIA) Al finalizar el mes, el Comité calculará para cada Central la remuneración total por energía como la integración en el período, de la energía horaria inyectada al Sistema Troncal de Interconexión multiplicada por el Costo Marginal de Energía Horario en el nodo.

Artículo 64°.- (REMUNERAClON POR POTENCIA) Al finalizar cada mes, el Comité calculará la remuneración por potencia firme que correspondería a cada Unidad Generadora térmica y cada Central hidráulica, sobre la base del precio de nodo de la Potencia de Punta y del descuento o de la remuneración adicional a que se refiere el artículo 65 de este Reglamento, de la siguiente manera:

Para las centrales hidráulicas:
$$POTMES_c = PFG_c \cdot PNP_n_n$
Para las Unidades Generadoras térmicas no penalizadas:
$$POTMES_q_2 = PFG_q_2 \cdot (PNP_n + $ADIC)$

Para las Unidades Generadoras térmicas penalizadas:
$$POTMES_q_1=(1 - %PEN) \cdot PFG_q_1 - PNP_n$
donde:

SPOTMES	Remuneración mensual de la Unidad Generadora por Potencia Firme.
ql	Unidades Generadoras térmicas que resultaron penalizadas.
q2	Unidades Generadoras térmicas que no resultaron penalizadas.
c	Centrales hidroeléctricas.
PFG	Potencia Firme del Generador
PNPn	Precio de Nodo de Potencia de Punta del nodo de conexión del generador.
%PEN	Porcentaje de descuento por indisponibilidad.
$ADIC	Precio de la bonificación adicional.

Artículo 65°.- (DESCUENTO POR INDISPONIBILIDAD) Al finalizar cada mes el Comité calculará la indisponibilidad media de cada Unidad Generadora térmica. Si dicho valor resulta mayor que el porcentaje de indisponibilidad establecido para la determinación de la potencia firme térmica, a la Unidad Generadora le corresponde un descuento en la remuneración de la potencia firme dado por el porcentaje de indisponibilidad media por encima del porcentaje de indisponibilidad establecido.
$%PEN = \text{m\acute{a}ximo de }(INDMES_q -INDO, 0)$
Donde:

%PEN	Porcentaje de descuento por indisponibilidad.
INDMES	Indisponibilidad media de cada Unidad Generadora.
INDO	Indisponibilidad establecida.
El	Monto total correspondiente a los descuentos por indisponibilidad se reparte entre las Unidades Generadoras térmicas que no superaron el porcentaje de indisponibilidad establecido.

El precio correspondiente a esta bonificación adicional resulta:
$$ADIC = E(%PE_q_1\cdot PFG_q_1\cdot PNP_n)\\E(PFG_q_2)$
Donde:

SADIC	Bonificación adicional.
ql	Unidades Generadoras térmicas que resultaron penalizadas.
q2	Unidades Generadoras térmicas que no resultaron penalizadas.
PFG	Potencia Firme del Generador.
PNPn	Precio de Nodo de Potencia de Punta del nodo de conexión del generador.

De no existir Unidades Generadoras térmicas que no hayan superado la indisponibilidad objetivo, el monto correspondiente por indisponibilidad se acumulará para el mes siguiente, y así sucesivamente.

Artículo 66°.- (COMPRAS DE ENERGIA POR DISTRIBUIDORES Y CONSUMIDORES NO REGULADOS EN EL MERCADO SPOT) Cada hora el Distribuidor y el Consumidor No Regulado comprarán en el Mercado Spot, en cada uno de sus nodos, la energía demandada por encima de la energía total abastecida por contratos, al Costo Marginal de Corto Plazo de Energía Horario en el nodo.

Artículo 67°.- (COMPRAS DE POTENCIA DE PUNTA POR DISTRIBUIDORES Y CONSUMIDORES NO REGULADOS EN EL MERCADO SPOT) Cada mes el Distribuidor y el Consumidor No Regulado comprarán en el Mercado Spot en cada uno de sus nodos la parte de su potencia de punta no abastecida por contratos.
La potencia firme adquirida por Distribuidores y Consumidores No Regulados en el Mercado Spot se repartirá entre todos los Generadores en proporción a la potencia firme excedentaria de cada uno, después de descontada la potencia comprometida en contratos. En este caso, el precio a pagar por dichos Agentes del Mercado incluirá, en los nodos que corresponda, el respectivo peaje por transmisión, para la remuneración de este peaje al Transportista se considerará que la proporción de potencia firme suministrada en el Mercado Spot a Distribuidores y Consumidores No Regulados es retirada por cada Generador en dichos nodos en la proporción indicada.

Artículo 68°.- (COMPRAS DE ENERGIA POR GENERADORES EN EL MERCADO SPOT) Un Generador con contratos de suministro, es considerado comprador en el Mercado Spot de la energía comprometida en cada nodo, al Costo Marginal de Energía Horario en dicho nodo.
El Comité calculará cada hora, la energía abastecida por el Generador en cada nodo, sobre la base de lo especificado en el respectivo contrato.

Artículo 69°.- (COMPRAS DE POTENCIA DE PUNTA POR GENERADORES EN EL MERCADO SPOT) Un Generador con contratos de suministro, es considerado comprador en el Mercado Spot de la Potencia de Punta comprometida en cada nodo de suministro, al respectivo Precio de Nodo de Potencia de Punta.
El Comité determinará la Potencia de Punta comprometida por cada Generador en el nodo sobre la base de lo especificado en el respectivo contrato.

Capítulo IX
Remuneracion del sistema troncal de interconexion

Artículo 70°.- (ACTIVIDAD DE TRANSMISION EN EL SISTEMA TRONCAL DE INTERCONEXION) La actividad de Transmisión de electricidad en el Sistema Troncal de !interconexión tiene por objeto vincular eléctricamente, desde un punto de entrega hasta un punto de recepción, a los Generadores con los Distribuidores o Consumidores No Regulados conectados a este Sistema. La actividad de Transmisión en el Sistema Troncal de Interconexión será efectuada por uno o más transportistas que cuenten con la correspondiente Licencia.

Artículo 71°.- (INSTALACIONES DEL SISTEMA TRONCAL DE INTERCONEXlON) Las instalaciones del Sistema Troncal de Interconexión incluyen el equipo de transmisión, compensación, transformación, maniobra, control y comunicaciones, tanto existentes como nuevos, que se incorporen como resultado de ampliaciones efectuadas en el marco establecido por la Ley de Electricidad y sus correspondientes reglamentos.

Artículo 72°.- (USUARIOS DE LA TRANSMISION) Son usuarios del Sistema Troncal de Interconexión los Generadores, Distribuidores y Consumidores No Regulados, reconocidos como Agentes del Mercado. Se denominan usuarios directos del Sistema Troncal de Interconexión a los que se encuentren físicamente vinculados a sus instalaciones. Se denominan usuarios indirectos del Sistema Troncal de Interconexión a los que se encuentren eléctricamente vinculados con este sistema de transporte a través de las instalaciones no pertenecientes al Sistema Troncal de Interconexión.
El límite entre las instalaciones del Sistema Troncal de Interconexión y las de los usuarios directos deberá ser en todos los casos una vinculación física desconectable o removible la que será determinada por las partes a ese efecto, en el respectivo contrato de conexión.

Artículo 73°.- (INSTALACIONES DE USO RECIPROCO) Aquellas instalaciones o servicios del punto de conexión necesarias para la circulación de electricidad, que sean de propiedad del Usuario o del Transmisor, serán de uso reciproco obligatorio. Debiendo las partes determinar, a través de un Contrato, las instalaciones que se encuentran comprendidas en dicho régimen y sus condiciones de utilización. Las instalaciones de uso recíproco que sean objeto de una remuneración por parte de los usuarios de acuerdo con dicho Contrato, no serán objeto de otras remuneraciones que estén contempladas en la Ley de Electricidad o en sus reglamentos.
Están comprendidas en el régimen descrito en el párrafo precedente las instalaciones de servicios auxiliares de control y/o de mantenimiento, de alimentación eléctrica en baja tensión así como las de los canales de comunicación asociados a las instalaciones del punto de conexión.
La prestación de servicios auxiliares comprende: el derecho de acceder a las instalaciones de uso reciproco que se encuentren situadas en inmuebles de propiedad de la otra parte y los servicios de operación y mantenimiento que deberá prestar una parte a la otra.

Artículo 74°.- (REMUNERACION DEL SISTEMA TRONCAL DE INTERCONEXION) La remuneración del Sistema Troncal de Interconexión será establecida mensualmente por el Comité de la siguiente manera:

Calculará el ingreso tarifario como la diferencia entre los retiros valorizados de energía y Potencia de Punta y las inyecciones valorizadas de energía y Potencia de Punta respectivamente, en los diferentes nodos del Sistema Troncal de Interconexión. Como inyección de Potencia de Punta en los nodos se considerará la que resulta de despachar la potencia firme de las Centrales generadoras. Esta valorización se efectuará uti1izando los Costos Marginales de Corto Plazo de Energía y Potencia utilizados por el Comité para determinar las transacciones entre los Agentes en el Mercado Spot.
Si existiesen dos o más propietarios u operadores del Sistema Troncal de Interconexión, deberá determinarse el ingreso tarifario de cada uno de ellos; para determinar el ingreso tarifario de energía deberán establecerse equipos de medida que permitan registrar las transferencias horarias de energía en los puntos de interconexión, las cuales se imputarán como inyecciones o retiros de las porciones del Sistema Troncal de Interconexión pertenecientes a cada uno. Para el caso de los ingresos tarifarios de potencia, el Comité separará el correspondiente a cada propietario u operador mediante la realización de flujos de potencia en cada una de las porciones del Sistema Troncal de Interconexión controladas por cada uno de ellos, e imputando las transferencias de potencia en los puntos de conexión como inyecciones o retiros de Potencia de Punta según corresponda.
Para cada tramo del Sistema Troncal de Interconexión cuyo uso es atribuible a los generadores, calculará el peaje a ser abonado por cada Generador, multiplicando el peaje del tramo por la fracción de la potencia firme de ese Generador respecto a la sumatoria de potencias firmes de los Generadores a los cuales se les atribuye el uso de dicho tramo.
Si existiesen dos o más propietarios u operadores del Sistema Troncal de Interconexión, el Comité calculará separadamente el peaje de cada Generador a ser pagado a cada uno de los propietarios u operadores, sobre la base del peaje correspondiente a cada uno de los tramos del Sistema Troncal de Interconexión pertenecientes a cada uno de dichos propietarios u operadores. Si en un mismo tramo existiesen instalaciones en paralelo pertenecientes a distintos propietarios u operadores, el peaje se dividirá entre ellos en proporción a su capacidad de transporte.
Para cada tramo del Sistema Troncal de Interconexión cuyo uso es atribuible a los consumos, calculará el peaje total a ser abonado por cada uno de los Generadores multiplicando la potencia retirada por cada Generador, en el nodo correspondiente, por el peaje para ese nodo. La potencia retirada incluirá tanto la correspondiente a Contratos como la suministrada en el Mercado Spot.
Si existiesen dos o más propietarios u operadores del Sistema Troncal de Interconexión, el Comité calculará separadamente el peaje a ser pagado a cada uno de los propietarios u operadores, sobre la base del peaje correspondiente a cada uno de los tramos del Sistema Troncal de Interconexión pertenecientes a cada uno de dichos propietarios u operadores. Si en un mismo tramo existiesen instalaciones en paralelo pertenecientes a distintos propietarios u operadores, el peaje se dividirá entre ellos en proporción a la capacidad de transporte.

Capítulo X
Transacciones comerciales

Artículo 76°.- (TRANSACCIONES ECONOMICAS) El Comité registrará todas las transacciones efectuadas por cada Agente en el Mercado Spot, identificando para cada una de ellas, si el Agente del Mercado resulta comprador o vendedor, para cada uno de los productos y servicios a los cuales el presente Reglamento les asigna un valor.
Mensualmente, el Comité efectuará para cada Agente del Mercado un balance de sus compras y sus ventas, restándole al monto total de los créditos obtenidos por el total de las ventas efectuadas, el monto total de los débitos por todas las compras efectuadas. Si el resultado obtenido es de signo positivo, el agente, en dicho mes, resultó vendedor, caso contrario resultó comprador. En cada caso, el monto acreedor o el monto deudor de cada Agente del Mercado en un mes, será igual al valor absoluto de la resta mencionada.
El Comité calculará mensualmente el factor de participación de cada Agente del Mercado vendedor como su monto acreedor dividido por el monto total de las ventas realizadas, en dicho mes, en el Mercado Spot.
Cada Agente del Mercado comprador es deudor de cada uno de los Agentes vendedores, por montos que surgen de multiplicar su monto deudor por los respectivos factores de participación de cada Agente del Mercado vendedor.

Artículo 77°.- (DOCUMENTO DE TRANSACCIONES ECONOMICAS) El Comité elaborará mensualmente un documento con toda la información contenida en la base de datos y con todos los resultados obtenidos, individualizando para cada agente, los montos por los cuales ha resultado deudor o acreedor en base a sus compras y/o ventas en el Mercado, un detalle del cálculo de los factores de participación de cada Agente del Mercado y el monto de la factura de cada Agente deudor a cada agente acreedor. Este documento será remitido a todos los Agentes del Mercado y a la Superintendencia, a más tardar el día 5 del mes siguiente a aquel que correspondan las transacciones.
Artículo 7-° (CARGO POR COSTOS DEL COMITE) El Cargo por costos del Comité correspondiente a cada agente se determinará multiplicando el presupuesto mensual de gastos del Comité por el cociente entre el monto de transacciones del agente en el Mercado y el monto de todas las transacciones del Mercado. Para este efecto el monto de las transacciones de los Agentes del Mercado se calculará como sigue:

Las transacciones de Generadores se calcularán valorizando la totalidad de la energía y potencia firme vendida en contratos y en condiciones spot en el mes, con los precios básicos de energía y Potencia de Punta vigentes, respectivamente.
Las transacciones de Transmisores serán iguales a la suma del ingreso tarifario y de los peajes percibidos en el respectivo mes;
Las transacciones de los Distribuidores y Usuarios No Regulados se calcularán valorizando la totalidad de la energía y Potencia de Punta facturable en el mes con los Precios Básicos de Energía y Potencia de Punta vigentes, respectivamente.

Artículo 79°.- (PAGO DE LOS AGENTES) Cada Agente del Mercado deudor pagará el monto deudor a cada Agente de Mercado acreedor, a más tardar el día 15 del mes siguiente a aquel que correspondan las transacciones. En el mismo plazo los Agentes del Mercado pagarán al Comité la factura por gastos del Comité. Si el día 15 es festivo o no hábil, el pago se efectuará el siguiente día hábil.

Capítulo XI
Recurso de revocatoria y jerarquico

Artículo 80°.- (RECURRIBILIDAD Y RECURSOS) Las Resoluciones del Superintendente; serán recurribles mediante impugnación de la parte perjudicada, salvo que el presente Reglamento establezca para algún caso, que es definitiva. Las Resoluciones del Superintendente podrán impugnarse mediante los recursos de revocatoria ante el mismo Superintendente y el jerárquico ante el Superintendente General

Artículo 81°.- (NOTIFICACIONES Y COMPUTO DE PLAZOS) Las notificaciones con las Resoluciones que expida la Superintendencia, deberán practicarse dentro de las 72 horas siguientes. Las notificaciones se podrán practicar personalmente o mediante carta notariada dirigida al domicilio que el interesado hubiere indicado en su primera presentación o comparencia, entregándose o remitiéndose en su caso, copia de la Resolución.
Los plazos procesales establecidos en el presente Reglamento comenzarán a correr desde el día siguiente de la notificación con la Resolución respectiva Los plazos transcurren ininterrumpidamente y vencerán el último momento del día hábil respectivo. En el caso de publicaciones en periódicos de circulación nacional los plazos se computan a partir del día siguiente de la fecha de la última publicación.

Artículo 82°.- (PLAZO Y FORMA) El recurso de revocatoria se interpondrá y fundamentará por escrito ante el Superintendente dentro de los cinco días siguientes al de la notificación, demostrando razonablemente haber sido perjudicado en sus intereses y derechos legítimos.

Artículo 83°.- (TRAMITE Y RESOLUCION) El Superintendente podrá, según los casos:

Resolver sin trámites el recurso, confirmado, modificando o dejando sin efecto la Resolución recurrida;
Correr en traslado a la otra parte, si corresponde, la cual deberá contestar dentro del plazo de tres Días;
Abrir un término de prueba de 10 días, cuando la Resolución por dictarse dependiera de hechos controvertidos; y,
Vencido del plazo probatorio, o cuando no se hubiera abierto dicho plazo el Superintendente dentro del plazo de diez días pronunciará Resolución.

Artículo 84°.- (PROCEDENCIA DEL RECURSO JERARQUICO) Procederá el recurso jerárquico en favor de cualquier persona natural o jurídica que considere haber sido perjudicada por la Resolución de negatoria de recurso de revocatoria.

Artículo 85°.- (PLAZO, FORMA Y ANTECEDENTES) ,- El recurso jerárquico se interpondrá y fundamentará por escrito ante el Superintendente dentro de los 10 días siguientes al de la notificación. Recibido el recurso, el Superintendente concederá el recurso jerárquico disponiendo el envío de los antecedentes al Superintendente General.
Para remitir lo obrado al Superintendente General, el Superintendente dispondrá que de la Resolución impugnada y sus antecedentes se obtenga un juego de fotocopias legibles que deberán ser legalizadas y numeradas.

Artículo 86°.- (REMISION) La remisión de los antecedentes se hará dentro de las setenta y dos horas de la última notificación. La remisión se tendrá por cumplida con la entrega de los antecedentes y la nota de atención, a la oficina de recepción de correspondencia de la Superintendencia General.

Artículo 87°.- (TRANSITORIEDAD) El presente capitulo es de carácter transitorio en tanto se apruebe la reglamentación de la Ley del SIRESE.

Capítulo XII
Disposiciones transitorias

Artículo 88°.- (PLAZO PARA CONSTRUIR EL COMITE) El Comité deberá constituirse en el plazo máximo de 60 días a contar de la vigencia del presente Reglamento. En tanto, la operación del Mercado será coordinada por la Gerencia de Despacho de Carga de la Empresa Nacional de Electricidad, la misma que, constituido el Comité, conformará su Unidad Operativa.

Artículo 89°.- (MODELOS INICIALES PARA LA OPERACION) A partir de la vigencia del presente Reglamento, la Superintendencia aprobará, los modelos y programas computacionales empleados por la Gerencia de Operaciones de la Empresa Nacional de Electricidad para la programación de la operación y el despacho de carga en el Sistema Interconectado Nacional . Estos modelos y programas podrán ser modificados o reemplazados por el Comité en conformidad con lo previsto en el presente Reglamento.

Artículo 90°.- (TAMAÑO MINIMO DE CONSUMIDORES NO REGULADOS) Durante el período a que se refiere el articulo 75 de la Ley de Electricidad, el valor de capacidad instalada que la Superintendencia establecerá para calificar como Consumidor No Regulado no será inferior a 1000 kilovatios.

Artículo 91°.- (DESEMPEÑO MINIMO INICIAL) Mientras la Superintendencia establezca los parámetros que describen el desempeño mínimo del Sistema Interconectado Nacional, en virtud de lo dispuesto en el artículo 15 del presente Reglamento, el Comité operará dicho sistema con parámetros que no impliquen niveles de desempeño superiores a los que este sistema ha presentado durante los doce meses anteriores a la entrada en vigencia de este Reglamento.

Los señores Ministros de Estado en los Despachos de Hacienda y sin Cartera Responsable de Desarrollo Económico y el señor Superintendente de Electricidad, quedan encargados de la ejecución y cumplimiento del presente decreto supremo.
Reglamento Anexo al Decreto Supremo Nº 24043, promulgado a los veintiocho días del mes de junio de mil novecientos noventa y cinco años.
Fdo. GONZALO SANCHEZ DE LOZADA, Antonio Araníbar Quiroga, Carlos Sánchez Berzaín, Raúl Tovar Piérola, José G. Justiniano Sandoval, René Oswaldo Blattmann Bauer, Fernando Alvaro Cossio, Enrique Ipiña Melgar, Luis Lema Molina, Reynaldo Peters Arzabe, Ernesto Machicao Argiró, Alfonso Revollo Thenier, Jaime Villalobos Sanjinés.

Ficha Técnica (DCMI)

Norma	Bolivia: Reglamento de Operación del Mercado Eléctrico Mayorista, 28 de junio de 1995
Fecha	2023-03-05	Formato	Text	Tipo	RE
Dominio	Bolivia	Derechos	GFDL	Idioma	es
Sumario	Reglamento de operación del mercado eléctrico
Keywords	Reglamento, junio/1995
Origen	http://www.gacetaoficialdebolivia.gob.bo/normas/verGratis/17855
Referencias	1990b.lexml
Creador	Fdo. GONZALO SANCHEZ DE LOZADA, Antonio Araníbar Quiroga, Carlos Sánchez Berzaín, Raúl Tovar Piérola, José G. Justiniano Sandoval, René Oswaldo Blattmann Bauer, Fernando Alvaro Cossio, Enrique Ipiña Melgar, Luis Lema Molina, Reynaldo Peters Arzabe, Ernesto Machicao Argiró, Alfonso Revollo Thenier, Jaime Villalobos Sanjinés.
Contribuidor	DeveNet.net
Publicador	DeveNet.net

Enlaces con otros documentos

Véase también

[BO-L-1604] Bolivia: Ley de Electricidad, 21 de diciembre de 1994: Ley de Electricidad
[BO-RE-DS24043D] Bolivia: Reglamento de Precios y Tarifas de la Ley Nº 1604, 28 de junio de 1995: Reglamento de precios y tarifas
[BO-DS-24043] Bolivia: Decreto Supremo Nº 24043, 28 de junio de 1995: Apruébase los siguientes reglamentos a la Ley Nº 1604 Ley de Electricidad.

Referencias a esta norma

[BO-DS-24775] Bolivia: Decreto Supremo Nº 24775, 31 de julio de 1997: Se modifica el artículo 81 del Reglamento de Operación del Mercado Eléctrico de la Ley 1604 de 21 /12/ 1994 (Ley de Electricidad).
[BO-DS-25592] Bolivia: Decreto Supremo Nº 25592, 19 de noviembre de 1999: Modíficase el Reglamento de Precios y Tarifas de la Ley Nº 1604 del 21 /12/ 1994 de electricidad, aprobado mediante Decreto Supremo Nº 24403 de 28 /06/ 1995.

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Contenido

Bolivia: Reglamento de Operación del Mercado Eléctrico Mayorista, 28 de junio de 1995

Capítulo 1Disposiciones generales

Capítulo IIEl comite nacional de despacho de carga

Capítulo IIIEl mercado electrico mayorista

Capítulo IVObligaciones y derechos de los agentes del mercado

Capítulo VProgramacion de la operacion y despacho de carga en el mercado

Capítulo VIICostos marginales por nodo

Capítulo VIIITransacciones en el mercado spot

Capítulo IXRemuneracion del sistema troncal de interconexion

Capítulo XTransacciones comerciales

Capítulo XIRecurso de revocatoria y jerarquico

Capítulo XIIDisposiciones transitorias