CAPTULO I
ERROR MSG DISPOSICIONES GENERALES

ARTCULO 1.- (DEFINICIONES).- Para los efectos de la aplicacin del presente Reglamento se establecen, adems de las definiciones contenidas en el artculo 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 tambin agentes del Mercado los Consumidores No Regulados habilitados por la Superintendencia. Los Distribuidores que, conforme a la excepcin prevista en el inciso d) del Artculo 15 de la Ley de Electricidad, sean propietarios de instalaciones de Generacin, se considerarn como Generadores en lo que respecta a su actividad de generacin, con los mismos derechos y obligaciones de los otros Generadores, salvo las limitaciones que establece este Reglamento.

Capacidad Efectiva. Es la potencia mxima que una Unidad Generadora es capaz de suministrar a la red bajo las condiciones de temperatura y presin atmosfrica del sitio en que est instalada. Para los efectos de la determinacin del Precio Bsico de Potencia de Punta, se considerar la temperatura mxima entre las dieciocho (18) y veintidos (22) horas de los meses de mayo a octubre inclusive.

Central. Es el conjunto de una o ms Unidades Generadoras.

Centro de Operaciones. Es el lugar fsico donde el Comit recibe y procesa la informacin requerida para cumplir sus funciones, y emite las instrucciones y resultados correspondientes a la operacin del Mercado.

Comit. Es el Comit Nacional de Despacho de Carga creado por el artculo 18 de la Ley de Electricidad.

Costo de Racionamiento. Es el costo en que incurren los consumidores al no disponer de energa, debido a restricciones programadas de suministro motivadas por sequa o por fallas prolongadas de unidades generadoras.

Costo Marginal de Corto Plazo de Energa. Es el costo en que incurre el Sistema Elctrico para suministrar un kilovatio-hora (kWh) adicional de energa, a un determinado nivel de demanda de potencia y considerando fijo el parque de generacin y transmisin. El valor del Costo Marginal de Corto Plazo de Energa es aplicable en el nodo del Sistema Elctrico 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 energa se establecen los niveles horario y de bloques horarios.

Costo Marginal de Corto Plazo de Energa Esperado. Es el Costo Marginal de Corto Plazo de Energa que, como valor medio, se espera para un perodo futuro, dadas las condiciones previstas de demanda y oferta de energa.

Costo Marginal de Corto Plazo de Energa Horario. Es el Costo Marginal de Corto Plazo de Energa calculado sobre la base del nivel promedio de demanda de potencia de cada hora del da.

Costo Marginal de Corto Plazo de Energa por Bloque Horario. Es el Costo Marginal de Corto Plazo de Energa 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 generacin de potencia de punta. El nodo de aplicacin del Costo Marginal de Potencia de Punta es aquel nodo para el cual se obtiene el menor costo de incrementar la capacidad instalada de generacin de Potencia de Punta por kilovatio de potencia inyectada a la red.

Factor de Prdidas de Energa. Es el factor que refleja las prdidas marginales de transmisin para satisfacer un incremento de energa en un nodo, mediante el incremento de generacin en el nodo de aplicacin del Precio Bsico de la Energa. Para cada nodo, se calcula como el cociente entre el incremento de generacin en el nodo de aplicacin del Precio Bsico de la Energa y el incremento de demanda de energa en el nodo.

Factor de Prdidas de Potencia. Es el factor que refleja las prdidas marginales de transmisin para satisfacer un incremento de Potencia de Punta en un nodo, mediante el incremento de la capacidad instalada de generacin de Potencia de Punta en el nodo de aplicacin del Precio Bsico de Potencia de Punta. Para cada nodo, se calcula como el cociente entre el incremento de potencia en el nodo de aplicacin del Precio Bsico de Potencia de Punta y el incremento de Potencia de Punta en el nodo.

Ley de Electricidad. Es la Ley de Electricidad Nmero 1604 de 21 de diciembre de 1994.

Mercado. Es el Mercado Elctrico Mayorista integrado por Generadores, Transmisores, Distribuidores y Consumidores No Regulados, que efectan 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 mxima horaria de potencia en un Sistema Elctrico, que se produce en un determinado perodo de tiempo. Para el Sistema Interconectado Nacional, es la demanda mxima horaria de potencia que se produce en un perodo 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 mximo de cada combustible, calculado por el Comit, 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 Regulacin Sectorial, Ley Nmero 1600 de 28 de octubre de 1994 y a la Ley de Electricidad.

Unidad Generadora. Es la mquina utilizada para la produccin de electricidad.

Unidad Generadora Marginal. Es la ltima Unidad Generadora en condiciones de satisfacer un incremento de demanda, despachada por el Comit de acuerdo con los procedimientos establecidos en el presente Reglamento.

Unidad Operativa. Es la Unidad Operativa del Comit Nacional de Despacho de Carga.

CAPTULO II

EL COMITE NACIONAL DE DESPACHO DE CARGA

ARTCULO 2.- (EL COMITE NACIONAL DE DESPACHO DE CARGA).- La coordinacin de la operacin tcnica y administracin del Mercado se realizar a travs del Comit, integrado por los siguientes cinco miembros titulares: uno en representacin de las empresas de Generacin, uno en representacin de las empresas de Distribucin, uno en representacin de la empresas de Transmisin, uno en representacin de los Consumidores No Regulados y uno en representacin de la Superintendencia. Cada miembro titular del Comit tendr un suplente que lo sustituir en caso de ausencia o impedimento. El miembro del Comit representante de la Superintendencia ejercer la presidencia del Comit, con derecho a voz y slo podr votar en caso de empate. Los restantes miembros del Comit tendrn derecho a voz y voto. A las sesiones del Comit asistir con derecho a voz el gerente de la Unidad Operativa.

La agenda y los antecedentes de las sesiones del Comit sern enviados a sus miembros con una anticipacin de siete das.

Las decisiones del Comit, se asumirn por simple mayora de votos.

Los miembros titulares y sus suplentes sern elegidos por simple mayora de votos de las empresas a que representan. Ejercern sus funciones por un ao y podrn ser reelegidos por perodos iguales. El miembro titular y su suplente que representan a la Superintendencia, ejercern sus funciones por dos aos, sern nominados por el Superintendente de Electricidad y podrn ser reelegidos por perodos similares.

Los Distribuidores, que en base a lo dispuesto por el artculo 15 de la Ley de Electricidad sean propietarios de instalaciones de Generacin, solo participarn en la designacin del miembro representante de las empresas de Distribucin.

ARTCULO 3.- (FUNCIONES DEL COMITE NACIONAL DE DESPACHO DE CARGA).- Adems de las funciones establecidas en la Ley de Electricidad, el Comit tendr las siguientes:

a) Administrar el Mercado Elctrico Mayorista cumpliendo las disposiciones del presente Reglamento;

b) Programar la operacin del Sistema Elctrico manteniendo el nivel de desempeo mnimo aprobado por la Superintendencia;
c) Poner a disposicin de los agentes que lo soliciten toda la informacin elaborada para la programacin, el despacho y la operacin;

d) Poner a disposicin de los agentes la base de datos y modelos utilizados en la programacin de la produccin, en conformidad a lo dispuesto en el presente Reglamento;

e) Preparar y aprobar el presupuesto anual de gastos e informarlo a la Superintendencia. Dicho presupuesto no podr exceder el dos por ciento (2%) del monto resultante de valorizar la Potencia Firme y la energa neta total generada por los Generadores del Sistema Interconectado Nacional en el ao anterior al de aplicacin del presupuesto, por sus respectivos precios bsicos de la energa y de la potencia correspondiente al mes de noviembre del ao anterior al que corresponde el presupuesto. Si de la ejecucin presupuestaria del perodo de doce meses resultar un excedente, ste deber ser incorporado como partida presupuestaria en el perodo siguiente;

f) Preparar y aprobar el Manual de Funciones de la Unidad Operativa a que se refiere el artculo 5 del presente Reglamento;

g) Mantener la base de datos y proporcionar la informacin requerida para la facturacin de las transacciones de los Agentes del Mercado;

h) Dictar normas operativas, obligatorias para los Agentes del Mercado, que determinen los procedimientos y las metodologas para operar el Mercado y administrar las transacciones del Mercado Spot de acuerdo a lo establecido en el presente Reglamento;

i) Requerir de los Agentes del Mercado, la incorporacin de equipos de comunicaciones, de control y/o de operacin, necesarios para el funcionamiento seguro y econmico del sistema; y;

j) Coordinar la ejecucin de trabajos y tareas que se realicen por cuenta de los
Agentes del Mercado o de la Superintendencia.

ARTCULO 4.- (FUNCIONAMIENTO DEL COMITE NACIONAL DE DESPACHO DE CARGA).- Las actividades que desarrolle el Comit se regirn mediante un sistema de administracin y contable independiente de la administracin y contabilidad de la o las empresas propietarias de las instalaciones para el Despacho de Carga.

El Comit y la o las empresas propietarias de las instalaciones para el Despacho de Carga, acordarn, un contrato de arrendamiento por las mencionadas instalaciones, el mismo que incluir las previsiones para incorporaciones o retiros de equipo que sean necesarios, para el ptimo desempeo de las funciones del Comit.

Hasta el 30 de noviembre de cada ao, el Comit informar a la Superintendencia su presupuesto, para el ejercicio de sus funciones durante el siguiente ao.

Si se produjesen situaciones de emergencia o de fuerza mayor, el Comit podr apartarse de la operacin programada, justificando posteriormente las decisiones tomadas, en el siguiente informe mensual dirigido a la Superintendencia y a los Agentes del Mercado.

ARTCULO 5.- (LA UNIDAD OPERATIVA DEL COMITE NACIONAL DE DESPACHO DE CARGA).- El Comit ejecutar las funciones que le asignan la Ley de Electricidad y el presente Reglamento, mediante la Unidad Operativa del Comit Nacional de Despacho de Carga, de acuerdo con el manual de funciones que apruebe el Comit. Esta Unidad Operativa, ser administrada por el Gerente de la misma, que ser elegido por el Comit y durar en sus funciones por un perodo de seis aos, pudiendo ser reelegido por perodos similares. Las obligaciones, responsabilidades y funciones del gerente de la Unidad Operativa sern parte del Manual de Funciones de la Unidad Operativa que apruebe el Comit. El gerente de la Unidad Operativa podr ser removido por el Comit por incumplimiento comprobado de sus funciones, responsabilidades y obligaciones.

ARTCULO 6.- (IMPUGNACION AL COMITE).- Cualquier acto o decisin del Comit podr ser revisado mediante impugnacin de cualquiera de los Agentes del Mercado o persona individual o colectiva que se sienta perjudica. La impugancin deber ser interpuesta ante la Superintendencia, en forma escrita y sealando domicilio procesal. La Superintendencia en conocimiento de la impugnacin, correr en traslado al Comit, quin deber responder en el plazo de 24 horas desde su notificacin.

Con respuesta o sin ella, la Superintendencia en el plazo de 48 horas, emitir Resolucin rechazando la impugnacin, revisando la decisin del Comit o sancionando al Comit.

CAPTULO III

EL MERCADO ELECTRICO MAYORISTA

ARTCULO 7.- (EL MERCADO ELECTRICO MAYORISTA).- El Mercado Elctrico Mayorista se compone del Mercado de Contratos y del Mercado Spot.

Los contratos entre los Agentes del Mercado son libres en cuanto a duracin, condiciones y precios.

En el Mercado Spot las transacciones se valorarn a los precios estipulados en el Captulo VIII del presente Reglamento.

ARTCULO 8.-(AGENTES DE OTROS PAISES).- Los Generadores de otros pases podrn participar como Agentes del Mercado siempre que cuenten con una licencia de importador de electricidad otorgada por la Superintendencia. La operacin de este Agente dentro del Mercado equivale a la de un Generador.

Los consumidores de otros pases, que tengan las caractersticas definidas para los Consumidores No Regulados, podrn participar como Agentes del Mercado siempre que cuenten con una licencia de exportador de electricidad otorgada por la Superintendencia. La operacin de este Agente dentro del Mercado equivale a la de un Consumidor No Regulado.

Para la habilitacin como agente, es necesaria la adhesin explcita al sistema de derechos y obligaciones contenido en el presente reglamento.

ARTCULO 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.

ARTCULO 10.- (CONTRATOS DE LOS GENERADORES).- Los contratos de los Generadores establecen compromisos de suministrar energa y potencia a Distribuidores, a Consumidores No Regulados y a otros Generadores a cambio de una remuneracin resultante de la aplicacin de precios libremente acordados. Un Generador podr 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 stas de acuerdo a lo establecido en el Captulo VI del presente Reglamento. Los contratos de los Generadores debern ser registrados ante la Superintendencia.

Los Distribuidores que, conforme a la excepcin prevista en el inciso d) del artculo 15 de la Ley de Electricidad, sean propietarios de instalaciones de generacin, no podrn comprometer su potencia firme en el Mercado de Contratos.

ARTCULO 11.-(CONTRATOS DE LOS DISTRIBUIDORES).- Un Distribuidor debe contratar con los Generadores el abastecimiento de su demanda en uno o ms nodos de suministro, respetando las restricciones de la Ley de Electricidad y el presente Reglamento. Los contratos de abastecimiento sern pactados libremente en cuanto a las cantidades de energa y Potencia de Punta contratadas con cada Generador.

Los Distribuidores debern comprar por medio de contratos, al menos el 80% de la Potencia de Punta bajo su responsabilidad en su zona de Concesin. Una vez cumplida esta obligacin, los Distribuidores podrn 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 artculo 15 de la Ley de Electricidad, sean propietarios de instalaciones de Generacin, incorporarn la potencia firme de sus instalaciones de Generacin como parte del 80% indicado en el prrafo anterior. Del total de la energa generada cada hora por el Distribuidor, solamente se reconocer incorporada en dicho 80%, la que resulta de multiplicar, la fraccin que representa la potencia firme de las Unidades Generadoras del Distribuidor, respecto de su Potencia de Punta, por el consumo de energa de cada hora. Si la generacin del Distribuidor, supera la energa reconocida, el excedente podr ser vendido en el Mercado Spot; si, por el contrario, la energa generada por el Distribuidor, es inferior a la energa reconocida, deber adquirir el dficit de energa en el Mercado Spot.

Los contratos que suscriban los Distribuidores en el Mercado de Contratos debern ser informados al Comit por lo menos un mes antes de su entrada en vigencia. En caso de decidirse la resolucin de un contrato dentro de su perodo de vigencia, el Distribuidor debe informar al Comit, con la anticipacin que le fuese posible dicha resolucin. De afectar el contrato resuelto la obligacin de contratar que establece el presente artculo, el Distribuidor, dentro de los siguientes 30 das, debe efectuar un nuevo concurso y adjudicar un contrato que sustituya al resuelto. Hasta la adjudicacin del nuevo contrato, el Distribuidor debe comprar su potencia y energa faltante de contratar del Mercado Spot.

ARTCULO 12.-(SUSCRIPCION DE CONTRATOS DE LOS DISTRIBUIDORES).- Los contratos obligatorios del Distribuidor se suscribirn, previo concurso entre los Generadores. El Distribuidor debe realizar el llamado a concurso, con una anticipacin no inferior a dos meses a la fecha de entrada en vigencia, estableciendo el o los nodos de abastecimiento y el requerimiento de energa y potencia en cada uno de ellos.

El Distribuidor adjudicar a la oferta y/o combinacin de ofertas para la que el costo de abastecer el requerimiento, resulte el ms conveniente.

Si en el concurso el Distribuidor no recibiese ofertas suficientes para cubrir la totalidad de su requerimiento, comprar en el Mercado Spot el remanente de su obligacin 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 relacin con lo establecido en el artculo 51 de la Ley de Electricidad, podr solicitar a la Superintendencia que rebaje el porcentaje mnimo de contratacin que establece el artculo 31 de la Ley de Electricidad.

La duracin de los contratos obligatorios del Distribuidor ser como mnimo de tres aos.

ARTCULO 13.-(CONTRATOS DE LOS CONSUMIDORES NO REGULADOS).- Un Consumidor No Regulado podr 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 podrn ser pactados libremente en cuanto a precios y cantidades de energa y Potencia de Punta.

ARTCULO 14.-(DESEMPEO MNIMO DEL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL).- La Superintendencia, a propuesta del Comit, establecer los parmetros que describan el desempeo mnimo 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 desempeo mnimo, constituye una obligacin del Comit y el conjunto de los Agentes del Mercado, y forma parte de sus costos. El Comit definir en cada nodo de interconexin, las obligaciones de cada Agente o rea que resulten del compromiso de desempeo mnimo establecido, incluyendo los requerimientos de generacin y/o reserva local y global.

ARTCULO 15.-(NIVELES SUPERIORES AL DESEMPEO MINIMO).- Uno o ms Agentes del Mercado pueden solicitar al Comit niveles de seguridad y calidad superiores al mnimo establecido, ya sea para el sistema en conjunto o para un rea en particular, asumiendo los costos que este hecho origine. Ante el requerimiento, el Comit evaluar los efectos que producira el desempeo mnimo propuesto en las diferentes reas y en todo el sistema y enviar, tanto la solicitud como la correspondiente evaluacin tcnica y econmica a la Superintendencia, que podr definir un nuevo nivel de desempeo mnimo del Mercado, respecto del cul todos los Agentes del Mercado y el Comit quedan obligados.

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

CAPTULO IV

OBLIGACIONES Y DERECHOS DE LOS AGENTES DEL MERCADO

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

a) Acatar la autoridad operativa del Comit, cumpliendo sus instrucciones para la operacin del Sistema Interconectado Nacional, de acuerdo a las normas establecidas en este Reglamento y los requerimientos de desempeo mnimo establecidos para el Sistema Elctrico. La seguridad de las personas y equipos involucrados ser de exclusiva responsabilidad de los Agentes del Mercado.

b) Suministrar al Comit en tiempo y forma toda la informacin que corresponda y sea requerida para el despacho y programacin diaria, semanal y estacional.

c) Suministrar al Comit informacin fidedigna sobre las cantidades de energa y potencia, y la duracin de los contratos pactados en el Mercado de Contratos.

d) Participar en la coordinacin del mantenimiento programado del equipo de generacin y transmisin e del Sistema Interconectado Nacional.

e) Contar con convenios de conexin con los Agentes del Mercado correspondientes, aprobados por el Comit, que establezcan las responsabilidades recprocas, y en particular las relativas al control de tensin y potencia reactiva en la conexin.

f) Participar en la conformacin y mantenimiento de; el sistema de operacin en tiempo real, el sistema de medicin comercial, los sistemas destinados a mejorar el desempeo transitorio y dinmico del sistema, los sistemas de comunicaciones y enlace de datos, y otros que defina el Comit.

g) Cumplir con las obligaciones de los estandares de a calidad y seguridad que establecen la respectiva Licencia o Concesin o el respectivo Reglamento de Calidad.

h) Aceptar la realizacin de auditoras tcnicas solicitadas por otro agente, en la medida que hubieran sido aprobadas por la Superintendencia y ejecutadas por un organismo o consultor independiente.

i) 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 Concesin o Licencia.

j) Cancelar puntualmente todas las facturas que le sean aplicables por concepto de; compras de energa y potencia en el Mercado y servicio de transporte. Y las que surjan del correspondiente cargo por costos del Comit.

k) Designar un coordinador quin ser el interlocutor vlido con el Comit, para los efectos de proporcionar y recibir toda la informacin relacionada con el funcionamiento del Mercado.

l) Las dems establecidas en el presente Reglamento y las que sean necesarias para el adecuado funcionamiento del Mercado.

m) Acatar todas las reducciones en su remuneracin, que la Ley de Electricidad y sus reglamentos establezcan.

n) Adecuar y mantener sus equipos de tal modo que no se produzcan perturbaciones al Sistema Elctrico.

ARTCULO 18.-(OBLIGACIONES ESPECIFICAS).- Adems de las obligaciones generales dispuestas en el artculo 17 del presente Reglamento, los Agentes del Mercado estarn sometidos a las siguientes obligaciones especficas.

De los Generadores:

a) Acatar las instrucciones del Comit para la operacin del sistema, especialmente las referidas a arranque y parada de mquinas, mantenimiento de la reserva rotante, y contribucin a la regulacin de tensin y frecuencia. La reserva rotante y potencia de regulacin que cada Generador mantendr sern en conjunto proporcionales a las requeridas por el sistema, salvo que el Generador transe su compromiso con otros Generadores, respetando las condiciones de desempeo mnimo.

b) Abstenerse de todo acto contrario al principio de libre competencia entre Generadores, o en contra de los mecanismos de regulacin de precios establecidos por la Ley de Electricidad y el presente Reglamento.

c) Suscribrir un contrato de conexin con el Transmisor, que estipular que el uso de las instalaciones de transporte por el Generador se sujetar a los precios regulados de transmisin y a la determinacin de los cargos que por tal concepto efectuar el Comit en conformidad con las disposiciones del presente Reglamento.

De los Transmisores:

d) Brindar libre acceso no discriminatorio a la capacidad de transporte disponible, a todo Agente del Mercado que la solicite.

e) Procesar en tiempo y forma las solicitudes de acceso a la capacidad existente y las solicitudes de ampliaciones.

f) Cumplir la prohibicin de comprar electricidad para la venta a terceros.

g) Informar semestralmente a los Agentes del Mercado sobre la evolucin previsible de la demanda de capacidad de transporte y de la oferta de este servicio para los siguientes cuatro aos.

De los Distribuidores:

h) Brindar libre acceso y no discriminatorio a otros Agentes del Mercado que requieran del uso de sus redes para conectarse entre s o con el Mercado.

i) Suministrar al Comit en tiempo y forma informacin fidedigna respecto de la demanda bajo su responsabilidad, que forman parte de los requerimientos para la programacin y despacho diario, semanal y estacional.

j) Participar en los esquemas de alivio de carga y programas de racionamiento y manejo de carga definidos por el Comit.

De los Consumidores No Regulados:

k) Contar con una capacidad instalada igual o mayor a la definida por la Superintendencia para su habilitacin como Agente del Mercado.

l) Participar en los esquemas de alivio de carga y programas de racionamiento y manejo de carga definidos por el Comit.

ARTCULO 19.- (SISTEMA DE OPERACION Y DESPACHO).- Las necesidades en materia de comunicaciones, adquisicin de datos, transmisin y procesamiento de la informacin a intercambiar, requeridas para programar y coordinar la operacin y el despacho as como para calcular en tiempo y forma los precios y volmenes que definen las transacciones econmicas del Mercado Spot, sern cubiertas por los Agentes del Mercado y por el Comit.

La implementacin del equipamiento necesario, los lineamientos para la operacin y despacho, y las responsabilidades que en estas materias tendrn el Comit y cada uno de los Agentes del Mercado, sern definidas por normas que sern sometidas por el Comit a la aprobacin de la Superintendencia.

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

a) Acceder al Mercado y a sus precios, sin limitaciones impuestas por otros Agentes del Mercado, ni discriminaciones;

b) Suscribir contratos con otros Agentes del Mercado;

c) Recibir toda la informacin elaborada por el Comit sobre la programacin de la operacin, o sobre los resultados de la operacin;

d) Recibir del Comit, sin costo, la base de datos y modelos utilizados en la programacin de la produccin y en el clculo de los precios. Sern 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 asumir el compromiso de no suministrar copias de los modelos a terceros;

e) Participar en el Comit en la forma que dispone la Ley de Electricidad, el presente Reglamento y el estatuto de dicho organismo aprobado por la Superintendencia; y,

f) Presentar al Comit reclamos fundados, el Agente del Mercado considere que el Comit actu al margen de la regulacin vigente y en su perjuicio, y recurrir en apelacin a la Superintendencia, una vez concluda la etapa anterior.

ARTCULO 21.-(DERECHOS ESPECIFICOS).- Adems de las derechos generales dispuestos en el artculo 20 del presente Reglamento, se reconocern a los Agentes del Mercado, los siguientes derechos especficos.

De los Generadores:

a) Acceder por un precio, no superior al mximo regulado, a las instalaciones de transporte de electricidad de Transmisores y Distribuidores que le permitan realizar transacciones en el Mercado;

b) Decidir bajo su responsabilidad, y con causa fundada la indisponibilidad de los equipos de su propiedad;

De los Transmisores:

c) Recibir en tiempo y forma, de parte de los usuarios los pagos correspondiente al servicio de transmisin, 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;

d) Proponer al Comit la expansin de sus instalaciones, que considere necesarias para la ptima operacin del sistema de Transmisin.

De los Distribuidores:

e) Comprar al Precio Spot el remanente de su obligacin de contratar, y cuando como resultado del concurso no hubiera contratado su su porcentaje obligado, con la respectiva autorizacin de la Superintendencia;

f) Participar en concursos de precios, y celebrar contratos de suministro con Consumidores No Regulados de su zona de Concesin, en competencia con los Generadores;

g) Comprar el excedente de su demanda por encima de la potencia contratada en el Mercado Spot;

De los Consumidores No Regulados:

h) Elegir libremente el suministrador de electricidad en el Mercado;

i) Comprar electricidad para cubrir su demanda en el Mercado Spot, a sus precios, y/o a travs de contratos en el Mercado de Contratos; y,

j) Acceder libremente, a cambio de una tarifa regulada, a instalaciones afectadas a la actividad de transporte, cualquiera sea su propietario.

CAPTULO V

PROGRAMACION DE LA OPERACION

Y DESPACHO DE CARGA EN EL MERCADO.

ARTCULO 22.-(DETERMINACIN DE LOS PRECIOS DE REFERENCIA DE COMBUSTIBLES).- Los Precios de Referencia de Combustibles utilizados para la generacin de electricidad, sern calculados mensualmente por el Comit, de acuerdo a las normas establecidas en este Reglamento y con las metodologas que apruebe la Superintendencia, y tendrn vigencia durante todas las semanas definidas como pertenecientes al mes.

Los Precios de Referencia de Combustibles lquidos y del carbn, se determinarn en base a su respectivo precio internacional, gastos de importacin, impuestos y fletes, necesarios para llevar el combustible hasta la Central. El Comit, con la aprobacin de la Superintendencia, definir la metodologa para establecer dichos precios de referencia.
El precio de referencia del gas natural, ser establecido en base a la tarifa regulada de venta del gas natural, aplicable a generacin 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 ltimo punto de entrega de la red de transporte o de distribucin 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 adicionar el cargo variable por transporte, por su propio gasoducto, determinado por el Comit con aprobacin de la Superintendencia. Para el caso que no estuviese regulada la tarifa del gas natural, el precio de referencia del gas natural estar dado por el precio representativo del mercado en boca de pozo ms los cargos variables que aplique el transportista y/o los cargos variables en gasoducto propio. El Comit, con la aprobacin de la Superintendencia, definir la metodologa para establecer dicho precio representativo.

Para otros combustibles, no especificados en el presente Reglamento, no se establecern precios de referencia.

Durante el transcurso de la ltima semana perteneciente a un mes, el Comit informar a todos los Generadores los Precios de Referencia de Combustibles, que resultan para cada Central.

ARTCULO 23.-(CONSUMO ESPECFICO DE REFERENCIA).- El consumo especfico de referencia de combustible de cada Unidad Generadora, se definir para tres perodos diarios caractersticos y para cuatro estados de carga correspondientes a 25%, 50%, 75% y 100% de la capacidad efectiva, en base al consumo medio por kilovatio-hora bruto generado informado, la variacin informada del consumo especfico para distintos rangos de temperatura y la temperatura media caracterstica en la regin para la poca del ao en cada uno de los perodos diarios establecidos. El Comit calcular el consumo especfico de referencia, a la temperatura considerada; si el valor obtenido difiere del consumo especfico medio en menos de un 1% se adoptar el consumo especfico medio.

Junto con los resultados de la programacin semanal y el despacho diario, el Comit informar a los Generadores los consumos especficos de referencia que resultan para cada perodo en cada Unidad Generadora y la correspondiente temperatura media de referencia utilizada.

ARTCULO 24.-(COSTO MEDIO DE PRODUCCIN DE REFERENCIA DE UNA UNIDAD GENERADORA).- Para cada perodo diario caracterstico, el Comit calcular diariamente, el costo medio de produccin de referencia de una Unidad Generadora, multiplicando el Precio de Referencia de Combustible en la Central por el correspondiente consumo especfico de referencia de la Unidad Generadora. El valor obtenido se incrementar en un porcentaje por concepto de consumos propios de la central y de prdidas de transformacin. Este porcentaje ser informado por cada Generador para cada Unidad Generadora. El Comit o la Superintendencia podr efectuar auditoras tcnicas para comprobar este porcentaje.

ARTCULO 25.-(COSTO DE OPERACIN Y MANTENIMIENTO DE REFERENCIA).- El valor del costo de operacin y mantenimiento de referencia, representativo de los costos variables de produccin que no corresponden a combustibles, ser informado por los Generadores al Comit para cada una de sus Unidades Generadoras. Este costo no podr 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 mquinas turbovapor. Estos porcentajes podrn ser modificados por la Superintendencia como resultado de auditoras tcnicas encargadas al Comit.

ARTCULO 26.-(PRECIO DE REFERENCIA DE UNA UNIDAD GENERADORA).- El Comit definir los precios de referencia de una Unidad Generadora, en cada perodo diario, adicionando al costo medio de produccin de referencia de la Unidad Generadora el costo de operacin y mantenimiento sealado en el artculo 25 del presente Reglamento.

ARTCULO 27.-(INFORMACION DE LAS UNIDADES GENERADORAS).- Cada Generador, al convertirse en agente del Mercado o antes de la entrada en servicio de una nueva Central y/o Unidad Generadora, deber informar al Comit las caractersticas tcnicas de diseo de dichas Unidades Generadoras y/o Centrales.

Para las Unidades Generadoras hidroelctricas deber incluir los datos del embalse, normas de operacin y requerimientos aguas abajo, precipitacin en la cuenca, evaporacin y serie de afluentes histricos de los ros.

Para las Unidades Generadoras trmicas, deber informar la capacidad efectiva en bornes, el consumo especfico de combustible bruto, incluyendo el poder calorfico del combustible en condiciones ISO, para distintos niveles de carga de diseo, adjuntando los datos del fabricante; el consumo de combustible, para distintos niveles de carga, que resulta en la Unidad Generadora dada su ubicacin sobre el nivel del mar, denominado consumo medio de combustible de la Unidad Generadora; y la variacin que resulta en su potencia mxima generable y su consumo especfico de combustible bruto para distintos rangos de temperatura.

El Generador deber suministrar la informacin tcnica respecto a la capacidad de control de tensin de sus instalaciones, que constituye un compromiso de participacin en el control de tensin y potencia reactiva del Mercado, incluyendo las curvas lmites de aporte y consumo de potencia reactiva.

El Comit podr modificar el requerimiento de informacin a ser suministrada por los Generadores

ARTCULO 28.-(PROGRAMACIONES EFECTUADAS POR EL COMITE).- El Comit efectuar la programacin de la operacin para los siguientes perodos, con las caractersticas que en cada caso se indican:

a) Programacin de mediano plazo. Esta programacin se realizar dos veces al ao, en los meses de marzo y septiembre, y cubre perodos de 48 meses, que comienzan en mayo y noviembre respectivamente. En esta programacin se determina la operacin semanal esperada del Sistema Interconectado Nacional en el perodo indicado.

b) Programacin estacional. Esta programacin se efectuar mensualmente y cubre, con detalle semanal, el perodo estacional en curso. Se define como perodo estacional a los semestres que comienzan con la primera semana de mayo y noviembre de cada ao.

c) Programacin semanal. Es la programacin que se realizar semanalmente y cubre, con detalle diario, la semana calendario siguiente.

d) Programacin diaria. Esta programacin, tambin denominada predespacho, se realizar diariamente y cubre con detalle horario las 24 horas del da siguiente.

ARTCULO 29.-(INFORMACION PARA LA PROGRAMACION DE MEDIANO PLAZO).- Los Agentes del Mercado, entregarn al Comit la informacin sobre sus previsiones y datos para los siguientes 48 meses a partir del inicio del siguiente perodo estacional. La informacin ser entregada antes del 15 de febrero de cada ao, para la programacin de mediano plazo que comienza en mayo y antes del 15 de agosto de cada ao, para la programacin de mediano plazo que comienza en noviembre.

Los Distribuidores y Consumidores No Regulados suministrarn sus proyecciones de demanda de energa y potencia mxima anual, con desagregacin mensual, con sus correspondientes hiptesis de clculo y curvas tpicas de carga, para los nodos en los que reciben el suministro.

Los Generadores informarn los requerimientos de mantenimiento, previsiones de ingreso de nuevos equipos y oferta de precios medios de produccin de sus Unidades Generadoras trmicas para cada mes. Para Unidades Generadoras de iguales caractersticas tcnicas y dentro de una misma Central se definir una nica oferta representativa de todas ellas. La oferta de una Unidad Generadora trmica deber incluir para cada mes de la programacin de mediano plazo:

a) combustible disponible a consumir;

b) precio medio de produccin previsto, correspondiente a costos variables combustibles y no combustibles;

c) En caso de variar el consumo con la temperatura, la correspondiente temperatura media asumida para la definicin del precio medio de produccin.

d) Informacin relativa a la indisponibilidad forzada.

En el transcurso de cada semestre, el Generador podr introducir una modificacin a su declaracin de precio medio de produccin de una Unidad Generadora trmica, cuando existan razones fundadas a satisfaccin 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, podr declarar su costo variable del combustible gas natural, asociado a dicho contrato, como costo medio para el semestre.

Los Generadores debern efectuar y suministrar estimaciones de aportes en las Centrales hidrulicas. Asimismo, suministrarn las normas de operacin de embalses de agua y compromisos aguas abajo que afectan su despacho.

Los Transportistas informarn sus requerimientos de mantenimiento y previsiones de ingreso de nuevas instalaciones.

Los importadores y exportadores informarn sobre las cantidades de energa y potencia incluidos en sus contratos.

ARTCULO 30.-(ANTECEDENTES PARA LA PROGRAMACIN DE MEDIANO PLAZO).- En base a la informacin suministrada por los Agentes del Mercado, el Comit determinar:

a) La proyeccin de demanda a utilizar, establecida de forma tal que sea lo ms representativa posible de la situacin futura, considerando adems los contratos de exportacin vigentes;

b) Los Precios de Referencia de Combustibles para las Unidades Generadoras trmicas, de acuerdo a las pautas definidas en el presente Reglamento. En base a los precios ofertados y a los precios de referencia, el Comit definir el precio medio de

produccin a utilizar para cada Unidad Generadora en la programacin de mediano plazo, tomando el menor de ellos;

c) El parque de generacin y transmisin, de acuerdo a las pautas establecidas en el Reglamento de Precios y Tarifas de la Ley de Electricidad. Considerando adems los contratos de importacin vigentes como oferta adicional; y,

ERROR MSGd) El programa de mantenimiento del parque de Generacin y Transmisin, en base a los pedidos de mantenimiento efectuados por Generadores y Transmisores y de la aplicacin del criterio de optimizar la operacin y minimizar el riesgo de restricciones al abastecimiento.

ARTCULO 31.- (PROGRAMACIN DE MEDIANO PLAZO).- El Comit realizar la programacin de la operacin de mediano plazo cumpliendo las disposiciones del presente Reglamento,

Para ello, el Comit utilizar los antecedentes definidos de acuerdo al artculo 30 del presente Reglamento y los modelos de largo y mediano plazo de optimizacin y simulacin de la operacin, que definen la ubicacin econmica de las cantidades semanales disponibles de energa hidrulica y el despacho hidrotrmico del Mercado, teniendo en cuenta la red de transporte y las restricciones que genera el nivel de desempeo mnimo establecido.
Para aquellas unidades Generadoras cuya capacidad nominal se vea reducida por efectos climticos, el Comit utilizar como valor de capacidad el valor informado por el Generador para condiciones de temperaturas medias caractersticas para el perodo a programar.

ARTCULO 32.-(CALCULO DE LOS COSTOS MARGINALES DE CORTO PLAZO DE ENERGA ESPERADOS).- En base a los resultados de los respectivos modelos, el Comit determinar los Costos Marginales de Corto Plazo de Energa 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.

ARTCULO 33.-(INFORMES DE LA PROGRAMACION DE MEDIANO PLAZO).- A ms tardar el 15 de marzo y el 15 de septiembre de cada ao el Comit pondr en conocimiento de la Superintendencia y los Agentes del Mercado la programacin de mediano plazo con los datos contenidos en el informe preliminar de Precios de Nodo, que se indica en el artculo 19 del Reglamento de Precios y Tarifas de la Ley de Electricidad, ms los siguientes resultados previstos de la operacin del Mercado:

a) Previsin de generacin por Unidad Generadora y por Central, consumo de combustibles por Unidad Generadora y por Central, y evolucin del nivel de los embalses con Centrales hidrulicas optimizadas;

b) Previsin de energa no suministrada, total del Mercado y por zona elctrica;
c) Evolucin semanal prevista del precio de la energa elctrica por bloque horario;

d) Restricciones y requerimientos previstos por el nivel de desempeo mnimo establecido;

e) Precios de Referencia de Combustible de las Unidades Generadoras;

f) En la programacin del perodo que comienza en mayo, la Potencia Firme de las Unidades Generadoras trmicas y las Centrales hidrulicas.

g) En la programacin del perodo que comienza en mayo, los factores de prdidas de energa por bloques horarios y los factores de prdidas de potencia de cada nodo as como los precios de la potencia remunerada.

Con el informe, el Comit adjuntar un listado completo de los datos utilizados y las hiptesis consideradas, as como el soporte magntico de dicha informacin.

ARTCULO 34.- (PROGRAMACIN ESTACIONAL).- Durante el transcurso de cada perodo estacional, el Comit analizar mensualmente el comportamiento registrado en la operacin real del Mercado para identificar las desviaciones respecto a lo previsto en la programacin de mediano plazo, y para actualizar la programacin prevista para los siguientes meses del perodo estacional en curso, modificando para este efecto las previsiones que correspondan.

ARTCULO 35.-(RIESGO DE DEFICIT POR CONTINGENCIAS).- Para cada mes del semestre y por bloque horario, el Comit definir estados caractersticos de la oferta y la demanda y configuracin de la red de transporte. En base a ellos, mediante un modelo de confiabilidad evaluar el riesgo de dficit por contingencias de generacin y de transporte para el Mercado en su conjunto y para cada zona elctrica y adoptar las acciones que procedan sobre la base de las normas de
desempeo mnimo. Las zonas elctricas quedan definidas por la red de Transporte y sus restricciones que generan condiciones de operacin distintas entre las diferentes reas que conecta la red.

ARTCULO 36.- (MODIFICACION DE LA INFORMACION DE LOS AGENTES).- A los efectos de la programacin estacional, los Agentes del Mercado podrn modificar mensualmente la informacin proporcionada al Comit para el semestre en curso con motivo de la programacin de mediano plazo, conforme se produzcan cambios en dicha informacin. Se excepta de esta modificacin la informacin correspondiente a precios de combustibles y costos de operacin y mantenimiento, la que se regir por lo dispuesto especficamente sobre esta materia en el presente Reglamento.

ARTCULO 37.- (INFORMES DE LA PROGRAMACION ESTACIONAL).- Antes del da 15 de cada mes, el Comit emitir un informe mensual para conocimiento de la Superintendencia y de los Agentes del Mercado, con un anlisis de la operacin realizada en el mes anterior y de las desviaciones significativas observadas respecto a la programacin, incluyendo los posibles motivos de estas diferencias y la evolucin del precio Spot de la energa.

Al finalizar el semestre, el Comit emitir un Informe Estacional, que presente la comparacin de los resultados reales de la operacin con la previsin estacional, incluyendo un anlisis del efecto de las desviaciones de los precios medios reales respecto de los precios previstos.

ARTCULO 38.-(ANTECEDENTES PARA LA PROGRAMACION SEMANAL).- Antes de las 10:00 horas. del penltimo da hbil de cada semana calendario, los Agentes del Mercado debern enviar al Comit la informacin necesaria para realizar la programacin de la semana siguiente.

Los Distribuidores y Consumidores No Regulados informarn su demanda prevista de potencia y energa para la semana siguiente con desagregacin diaria.

Los Generadores informarn la previsin de su oferta de generacin, indicando para cada una de sus Unidades Generadoras:

a) Requerimientos de mantenimiento previstos;

b) Potencia disponible prevista; y,

c) Para las Centrales trmicas, cantidad de combustible disponible a consumir (cuota de gas, stock de carbn, etc.) y para las Centrales hidrulicas, nivel de los embalses, pronsticos de aportes y restricciones aguas abajo.

d) En caso de que existan modificaciones, los consumos especficos de combustibles actualizados para los diferentes perodos caractersticos y niveles de carga.

Las Transmisores debern presentar sus solicitudes de mantenimientos preventivos para la programacin semanal e informar la indisponibilidad forzada y programada de sus instalaciones y las limitaciones que surjan a la capacidad de transmisin en sus lneas.

ARTCULO 39.- (PROGRAMACIN SEMANAL).- Sobre la base de la informacin suministrada por los Agentes del Mercado, del anlisis del comportamiento de la demanda, y de la informacin actualizada de las dems variables utilizadas en la programacin de la operacin, el Comit determinar:

a) Las proyecciones de demanda de energa y Potencia de Punta as como las curvas de demanda horaria, para la siguiente semana, a utilizar en los modelos de programacin y despacho;

b) La programacin de la operacin de la semana siguiente, realizada mediante el modelo de despacho semanal que determinar las cantidades de energa a producir en cada Central hidrulica en la semana y por tipo de da, en base a la demanda prevista, las restricciones de transporte, de desempeo mnimo y de operacin, los pronsticos de caudales de aportes hidrolgicos y restricciones aguas abajo de los embalses, y las ofertas previstas presentadas por los Generadores. El modelo semanal realizar la optimizacin secuencial de las centrales hidrulicas con la funcin objetivo de minimizar la suma el costo de produccin y racionamiento. Se incluyen como dato los compromisos de importacin/exportacin establecidos en contratos, las ofertas spot de importacin y las solicitudes spot de exportacin;

c) La programacin del mantenimiento preventivo semanal y diario del parque de generacin y transmisin, definido de forma tal de minimizar el apartamiento que genera al despacho econmico y de minimizar el riesgo de dficit de potencia para satisfacer el abastecimiento de la demanda;

ARTCULO 40.- (INFORME DE LA PROGRAMACION SEMANAL).- Antes de las 15:00 horas del ltimo da hbil de una semana, el Comit informar a los Agentes del Mercado los resultados de la programacin semanal para la semana siguiente. A los Generadores les informar la energa prevista a producir con sus Centrales y la evolucin esperada del precio de la energa en el Mercado Spot. A los Distribuidores y Consumidores No Regulados les informar sobre riesgos de no abastecimiento y la evolucin esperada del precio de la energa en el Mercado Spot. A los Agentes de otros pases interconectados les informar los intercambios previstos en las interconexiones.

ARTCULO 41.- (OBJETIVO DE LA PROGRAMACION DIARIA).- El objetivo de la programacin diaria o predespacho, es programar en forma integrada la operacin del Mercado, de forma tal de abastecer la demanda al mnimo costo total, satisfaciendo el nivel de desempeo mnimo preestablecido. Se incluyen en esta programacin, los compromisos de importacin y exportacin resultantes de los intercambios de electricidad acordados y los contratos vigentes con Agentes de pases interconectados.

ARTCULO 42.- (ANTECEDENTES PARA LA PROGRAMACION DIARIA).- Todos los das hbiles antes de las 10:00 horas, los Agentes del Mercado debern suministrar al Comit la informacin necesaria para realizar el despacho del da siguiente. El da viernes debern incluir la informacin para el sbado, domingo y lunes siguientes. En el caso de das feriados, el da hbil previo debern informar los datos requeridos para los das feriados y el primer da hbil siguiente.

Los Distribuidores y Consumidores No Regulados informarn su demanda prevista de potencia y energa a nivel horario.

Los Generadores informarn su oferta para el da siguiente, indicando cualquier modificacin respecto de los requerimientos de mantenimiento, disponibilidad de combustible o pronsticos de aportes, consumos especficos de combustible y potencia disponible previstos en la programacin semanal.

Los Transmisores debern suministrar sus solicitudes de mantenimiento preventivo a nivel diario.

ARTCULO 43.-(PRECIO MEDIO DE PRODUCCIN DE UNA UNIDAD GENERADORA TERMICA PARA EL PREDESPACHO).- El Comit definir el precio medio de produccin de una Unidad Generadora trmica para un perodo del da, multiplicando el precio medio de produccin semanal por un factor de correccin de temperatura.

ARTCULO 44.- (PROGRAMACION DIARIA).- Cada da, el Comit realizar el predespacho, en base a la demanda horaria prevista, capacidad de transporte disponible, restricciones de operacin debidas al mantenimiento del nivel de desempeo mnimo requerido del Sistema Elctrico, las condiciones existentes en las Centrales hidrulicas, y las ofertas presentadas por los Generadores. En caso de das feriados y fines de semana, el ltimo da hbil previo, realizar tambin el predespacho de dichos das.

El despacho de las Unidades Generadoras que conforman el parque generador, se efectuar considerando la oferta hidrulica de base forzada, la energa hidrulica regulada, con su valor, y la oferta trmica, aplicndose los siguientes criterios tcnico-econmicos:

a) Se despacha en primer lugar la oferta hidrulica base forzada. La colocacin de la oferta diaria de energa hidrulica regulada, resultado del modelo semanal, se efecta de manera de minimizar el costo total diario de generacin. En el caso de producirse indiferencia econmica para el despacho de dos o ms unidades hidrulicas en bloques de punta, estas se despacharn en proporcin a las potencias generables por cada una en dichos bloques;

b) La potencia mxima de una Unidad Generadora trmica se despacha como variable dentro de los tres perodos diarios caractersticos. El Comit debe contar con previsiones de temperaturas medias para dichos perodos en las regiones dnde se ubican las Centrales trmicas e ingresar como dato al despacho, la potencia mxima prevista en funcin de la temperatura prevista y de la variacin de la capacidad mxima definida para cada Unidad Generadora; y,

c) Las Unidades Generadoras debern ser despachadas con una reserva regulante no inferior a la reserva prevista en la definicin del desempeo mnimo del Sistema Elctrico, salvo dficit de oferta o requerimientos operativos que fuercen a las Unidades Generadoras al mximo generable. En estos casos, el Comit puede decidir operar sin reserva suficiente, informando a los Agentes del Mercado.

El despacho econmico determinar para cada hora, la asignacin ptima de la oferta hidrotrmica, teniendo en cuenta la oferta hidrulica, y las restricciones operativas aguas abajo de las mismas, los precios medios de produccin de las Unidades Generadoras trmicas en cada perodo del da, las restricciones operativas y las prdidas de la red de transporte y los requerimientos de calidad y seguridad de rea determinados por el desempeo mnimo pretendido del sistema.

ARTCULO 45.-(INFORME DE LA PROGRAMACION DIARIA).- Como resultado del despacho econmico, el Comit obtendr e informar a cada Generador, antes de las 15:00 horas de cada da que corresponda informar, lo siguiente:

a) los precios de referencia de sus Unidades Generadoras;

b) el programa de carga horario a realizar por cada Central y/o Unidad Generadora;

c) su participacin en la reserva rotante, regulacin de frecuencia y control de tensin y reactivo;

d) los programas de restricciones al suministro en caso de surgir dficit para abastecer la totalidad de la demanda; y,

e) el Costo Marginal Horario de la Energa previsto.

Antes de las 15:00 horas de cada da que corresponda informar, el Comit informar a cada Distribuidor y Usuario No Regulado, las restricciones a su consumo de surgir dficit en el despacho para abastecer la totalidad de la demanda prevista.

ARTCULO 46.- (RESTRICCIONES DE SUMINISTRO).- En los casos de dficit de generacin, cada Generador tiene derecho a satisfacer sus contratos con su generacin 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 Generacin propia y contratada con otros Generadores ms el aporte que pueda hacerle el Mercado Spot. En condiciones de dficit este ltimo aporte deber ser racionado.

ARTCULO 47.-(REDESPACHO).- Durante la operacin en tiempo real, el Comit adecuar el predespacho a los requerimientos de la operacin del sistema y variaciones en las condiciones de la oferta y la demanda. De producirse apartamientos con respecto a las hiptesis consideradas en el despacho diario, que afecten significativamente el despacho econmico, el Comit deber realizar un redespacho para establecer los programas de generacin y reserva adecuados a las nuevas condiciones previstas y mantener al Mercado dentro de su operacin econmica.

ARTCULO 48.-(INTERCAMBIOS SPOT CON PAISES INTERCONECTADOS).- El Comit coordinar los intercambios spot que surjan con Agentes de pases interconectados, de acuerdo a las oportunidades que se presenten y los convenios en las interconexiones internacionales. Para ello, los Agentes de los pases interconectados le debern enviar dentro de los plazos establecidos para la programacin semanal y despacho diario las ofertas spot de importacin o las solicitudes spot de exportacin.

ARTCULO 49.-(ANTECEDENTES PARA EL ANALISIS DE RESULTADOS).- Los datos para calcular el resultado de la operacin diaria sern suministrados al Comit por los Agentes del Mercado a travs del sistema de enlace que se defina para dicho propsito. Cada da hbil, se suministrar la informacin del da anterior, si el mismo fue un da hbil. De ser el da anterior un da no hbil, se suministrar la informacin de todos los das anteriores hasta el primer da hbil anterior.

Antes de las 15:00 horas de cada da hbil, los Agentes del Mercado enviarn al Comit la informacin de energa y potencia horaria generada por cada Central y/o Unidades Generadoras segn corresponda, y demandada por cada Distribuidor y Consumidor No Regulado.

Los Generadores podrn enviar, junto con la informacin indicada, los cuestionamientos a la operacin realizada por considerar que se aparta del despacho econmico, indicando la operacin ptima que se debera haber realizado. Transcurrido este plazo, los Generadores no pueden presentar reclamos por la operacin realizada ni de los precios resultantes.

ARTCULO 50.-(ANALISIS DE CUESTIONAMIENTOS).- El Comit 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 operacin inferior al despacho sugerido por el Generador o que las desviaciones se debieron a motivos operativos, de desempeo mnimo y/o de seguridad, se considera que la operacin realizada fue la correcta y el Agente del Mercado debe acatar el resultado obtenido. De no ser as, el Generador puede elevar su cuestionamiento a la Superintendencia que, en base a la informacin elaborada por el Generador y la respuesta del Comit, decidir en instancia nica.

ARTCULO 51.-(RESULTADO DE LA OPERACION).- Antes de las 18:00 horas de cada da hbil el Comit informar a los Generadores, Distribuidores y Consumidores No Regulados que realizan transacciones en el Mercado Spot, el clculo indicativo del resultado operativo del o los das anteriores segn corresponda. Dicha informacin estar constituda por:

a) Los precios horarios de la energa, calculados en los nodos de conexin del agente.

b) El clculo, en cada nodo del agente, de la energa comercializada en el Mercado Spot, discriminada por bloque horario.

De no existir objeciones de los Agentes del Mercado a los clculos presentados, o cuando aquellas hayan sido debidamente aclaradas, los valores calculados pasarn a formar parte de la base de datos para el clculo de las transacciones mensuales.

ARTCULO 52.-(INTERCAMBIOS DE REACTIVOS Y REGULACION DE TENSION).- La provisin de potencia y energa reactiva es responsabilidad de cada agente del Mercado. Para tal fin se establecern, en cada punto de conexin de cada Distribuidor y Consumidor No Regulado, valores fijos del factor de potencia para horas de punta y resto del da.

Es obligacin de cada Generador aportar con todo el reactivo disponible en sus unidades en servicio.

Diariamente, el Comit determinar en el despacho diario los niveles esperados de tensin e intercambio de reactivos para cada uno de los nodos supervisados; se tomarn en cuenta todos los equipos de compensacin con que cuenten los Transmisores. Una vez establecidas las consignas, el Comit acordar con Generadores, Distribuidores y Consumidores No Regulados para cada nodo de conexin los rangos de tensin admisibles y las responsabilidades de los Agentes del Mercado en la regulacin de tensin.

ARTCULO 53.-(TRANSACCIONES DE ENERGIA REACTIVA).- El factor de potencia horario de los Distribuidores y Consumidores No Regulados ser como mnimo de 0.95 en horas de punta y 0.90 en el resto del da; el Comit llevar el control de este factor y cualquier desviacin constituir un incumplimiento. Asimismo, el Comit definir el sistema de precios para las transacciones de energa reactiva valorizndola en funcin de las inversiones evitadas y lo presentar, en perodos de cuatro aos, a la Superintendencia para su aprobacin.

Los transmisores debern instalar los equipos de compensacin reactiva necesarios para mantener los niveles de voltaje del sistema de transmisin dentro de los lmites establecidos por el desempeo mnimo.

CAPTULO VI

POTENCIA FIRME

ARTCULO 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 econmico para cubrir la demanda de punta anual prevista, para una condicin de ao seco en las Centrales hidroelctricas y una determinada disponibilidad del conjunto de Centrales termoelctricas, de acuerdo a lo establecido en el presente Reglamento.

ARTCULO 55.-(OFERTA HIDRULICA DE AO SECO).- La oferta hidrulica en condicin de ao seco, es aquella que corresponde a la probabilidad de excedencia determinada en el artculo 56 del presente Reglamento para el clculo de la potencia firme hidrulica.

Al realizar la programacin de mediano plazo del perodo que comienza en mayo, con los modelos de optimizacin y programacin que definen la ubicacin ptima de la energa hidrulica, el Comit determinar la serie de energa hidrulica total generada para el perodo mayo-abril inclusive, correspondiente a la serie hidrolgica considerada. Calcular la distribucin de esta serie y determinar la energa que corresponda a la probabilidad de excedencia definida como condicin de ao seco. Con esta energa determinar el despacho de carga para el perodo indicado, considerando la optimizacin del abastecimiento del sistema para la condicin de oferta hidrulica de ao seco. Determinar la energa hidrulica disponible en el semestre mayo-octubre en el que se prev se ubique el pico de demanda de potencia mxima anual, que se denomina energa firme hidrulica del Mercado para el perodo indicado.

En base a la correspondiente serie que resulta para cada Central hidroelctrica, el Comit determinar la correspondiente energa ofertada en el perodo mayo-octubre para la condicin de ao seco y su participacin en la energa hidrulica total, de forma tal que la suma de las energas ofertadas de las Centrales hidroelctricas corresponda a la energa firme hidrulica del Mercado.

ARTCULO 56.-(POTENCIA FIRME DE CENTRALES HIDROELECTRICAS).- La potencia firme de cada una de las Centrales hidroelctricas del Sistema Interconectado Nacional se calcular de acuerdo al procedimiento siguiente:

a) Se define una probabilidad de excedencia hidrolgica inicial de 95%.

b) En la curva de duracin de carga correspondiente al semestre mayo-octubre, se ubica desde la base hacia la punta, la energa generada en cada Central hidroelctrica de pasada y aquella energa no regulable generada en las Centrales de embalse. La potencia firme no regulable inicial de estas Centrales ser igual a la potencia que corresponda a las energas indicadas.

c) Se ubica toda la energa regulable de las Centrales de embalse en el lugar ms ptimo bajo la curva de duracin de carga y se determina la potencia correspondiente a la energa regulable.

En el caso particular de que exista potencia hidrulica de punta excedente, se procede de la manera siguiente:

El rea bajo la curva de duracin de carga que corresponda a la energa hidrulica regulable, denominada rea 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 duracin es igual al nmero de horas que corresponde a la base del rea residual y su potencia se calcula de modo que la energa correspondiente, sea igual a la energa hidrulica regulable.

El segundo bloque se denomina bloque de punta instantnea, tiene una duracin nula y su potencia est determinada por la diferencia entre la potencia correspondiente al rea residual y la potencia correspondiente al bloque de base.

La generacin de cada Central hidroelctrica con energa 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 instantnea.

d) Se calcula la potencia firme de cada Central hidroelctrica como la suma de la potencia colocada en el bloque de base, de la potencia de colocada en el bloque de punta instantnea y de la potencia no regulable.

e) Se calcula la potencia no cubierta por las Centrales hidroelctricas en la curva de duracin de carga, como la diferencia entre la Potencia de Punta y la potencia firme de las Centrales hidroelctricas;

f) Se determina la potencia firme inicial de las Centrales termoelctricas de acuerdo con el procedimiento indicado en el artculo 57 del presente Reglamento y utilizando una probabilidad igual a la probabilidad de excedencia;

g) De acuerdo a los resultados obtenidos en los incisos e) y f) del presente artculo, se procesar alguno de los siguientes casos:

Caso 1. Si la potencia firme inicial de las Centrales termoelctricas, calculadas en el inciso f) del presente artculo, es igual a la potencia no cubierta por las Centrales hidroelctricas, calculada en el inciso e) del presente artculo, la potencia firme de cada Central termoelctrica ser la calculada en el inciso e) del presente artculo;

Caso 2. Si la potencia firme inicial de las centrales termoelctricas, calculada en el inciso f) del presente artculo es inferior a la potencia no cubierta por las Centrales hidroelctricas, calculada en el inciso e) del presente artculo, se disminuye la probabilidad de excedencia y se repiten los pasos indicados en los incisos b), c), d) e) y f) del presente artculo

Caso 3. Si la potencia firme inicial de las Centrales termoelctricas, calculadas en el inciso f) del presente artculo, es superior a la potencia no cubierta por las Centrales hidroelctricas, calculada en el inciso e) del presente artculo, se aumenta la probabilidad de excedencia hasta un lmite mximo de 0,98 y se repiten los pasos indicados en los incisos b), c) d) e) y f) del presente artculo.

En el caso de que se haya alcanzado el lmite mximo de 0,98 de probabilidad de excedencia, se calcula la diferencia de potencia calculada entre los incisos e) y f) del presente artculo. Esta diferencia se disminuye de las potencias firmes iniciales de las Centrales termoelctricas calculadas en el inciso f) del presente artculo, comenzando por la Central termoelctrica de mayor costo variable. La potencia firme de las Centrales termoelctricas ser la resultante de estas reducciones.

ARTCULO 57.-(POTENCIA FIRME DE CENTRALES TERMOELECTRICAS).- La potencia firme de cada una de las Centrales termoelctricas del sistema se calcular de acuerdo al siguiente procedimiento:

a) Se determina la potencia total que, el conjunto de todas las Unidades Generadoras termoelctricas, 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 mquina;

b) Se repite el mismo clculo, retirando la Unidad Generadora termoelctrica cuya potencia firme se est evaluando;

c) Se calcula la diferencia entre la potencia total obtenida en el inciso a) del presente artculo y la potencia obtenida en el inciso b) del presente artculo, a la que se denomina potencia firme preliminar de la unidad evaluada;

d) Se calcula la diferencia entre la suma de las potencias firmes preliminares de todas las Unidades Generadoras termoelctricas del sistema, y la potencia total calculada en el inciso a) del presente artculo a la que se denomina residuo total; y,

e) Se calcula la potencia firme de cada Unidad Generadora restndole a su potencia firme preliminar una parte del residuo total. Dicha parte ser calculada repartiendo el residuo total en forma proporcional a la diferencia entre la capacidad instalada y la potencia firme preliminar de cada unidad.

El Comit definir los procedimientos para obtener los valores de indisponibilidad forzada. En base a estadsticas operativas y caractersticas propias de las Unidades Generadoras.

ARTCULO 58.- (CORRECCION DE LA POTENCIA DE PUNTA PREVISTA).- El balance de potencia firme se efectuar anualmente en el mes de abril de cada ao, sobre la base de la Potencia de Punta estimada para ese ao. No obstante, en el mes de noviembre, una vez que haya transcurrido el perodo de punta, se recalcularn las potencias firmes, sobre la base de la energa demandada y Potencia de Punta reales registradas en el Mercado, y se reliquidarn las transacciones correspondientes al perodo mayo-octubre; las transacciones del perodo noviembre-abril siguiente, correspondern a las transferencias reales de potencia firme registradas en el perodo mayo-octubre anterior.

CAPTULO VII

COSTOS MARGINALES POR NODO

ARTCULO 59.-(COSTOS MARGINALES POR NODO).- Los Costos Marginales de Corto Plazo de Energa en cada nodo, se obtienen del producto del Costo Marginal de Corto Plazo de Energa del Sistema Interconectado Nacional y del Factor de Prdidas de Energa 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 Prdidas de Potencia del nodo.

De existir limitaciones de transmisin entre dos zonas del Sistema Troncal de Interconexin, los costos marginales por nodo se calcularn separadamente para los dos subsistemas que se forman a ambos lados de la restriccin.

ARTCULO 60.-(DETERMINACIN DE LOS FACTORES DE PERDIDAS DE ENERGA).- En cada estado de operacin del Mercado, los costos de generacin correspondientes a absorber variaciones unitarias de demanda son diferentes en cada nodo de la red de transporte, en funcin del precio de la energa, del nivel de transmisin en cada tramo de lnea de la red de transporte y consecuentes prdidas, y de la configuracin de la red.

Cada nodo de la red tiene, asociado en cada estado de operacin del Sistema Interconectado Nacional, un Costo Marginal de Energa Horario. El Comit calcular para cada hora el Factor de Prdidas de Energa de un nodo (FPEnh), que mide la relacin entre el precio de la energa en el nodo y el precio de la energa en el nodo en que se ubica la Unidad Generadora Marginal. El Factor de Prdidas de Energa de un nodo, mide las prdidas marginales de transporte entre dicho nodo y el nodo en que se ubica la Unidad Generadora Marginal. El procedimiento de clculo del Factor de Prdidas de Energa es el siguiente:

a) En un programa de flujo de carga se simula en cada hora, para cada nodo, la demanda y la generacin que surge del despacho. Se adopta como nodo de referencia el nodo donde a esa hora se ubica la Unidad Generadora Marginal.

b) Para cada nodo se determinar la variacin incremental de potencia requerida en el nodo de referencia (DPrefh), cuando en el nodo se produce una variacin unitaria de la demanda horaria (DPnh), manteniendo constantes las condiciones de carga y generacin en los dems nodos del sistema.

c) Se define como Factor de Prdidas de Energa del nodo "n" en la hora "h" al cociente entre DPrefh y DPnh. De acuerdo con la relacin siguiente:

FPEnh = DPrefh / DPnh

En presencia de una limitacin de transmisin entre el nodo y el nodo de referencia, el factor de prdidas de energa se calcular aplicando los pasos descritos en el presente artculo, pero considerando como nodo de referencia aquel donde se ubica la Unidad Generadora Marginal de la zona restringida.

ARTCULO 61.-(FACTORES DE PERDIDAS DE POTENCIA).- El factor de prdidas de potencia de un nodo mide las prdidas marginales de transporte en un despacho tpico para la situacin de mxima demanda, en condicin de hidrologa seca, entre dicho nodo y el nodo ms conveniente para incrementar la capacidad de generacin de punta. Este nodo ser el mismo que se utilice para aplicar el Precio Bsico 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 Prdidas de Potencia es el siguiente:

a) Cada ao, en coincidencia con la determinacin de la potencia firme y con la programacin de mediano plazo que empieza en mayo, se determinar el despacho ptimo correspondiente a la hora de mxima demanda del ao.

b) A partir de este despacho se obtiene un flujo de carga de referencia, que se utilizar para determinar los factores de prdidas de potencia, representndose en cada nodo del Sistema Troncal de Interconexin la Potencia de Punta prevista y la potencia firme de generacin que surge del despacho.

c) Con el flujo de cargas de referencia se determinar, para cada nodo, el incremento de potencia requerido, en el nodo de referencia para el Precio Bsico de la Potencia (DPref) para compensar un incremento unitario de la demanda en el nodo (DPn). A partir de estos valores se determinarn los denominados Factores de Prdidas de Potencia (FPPn) en cada nodo "n" como:

FPPn = DPref / DPn

En presencia de una limitacin permanente de transmisin entre el nodo y el nodo de referencia, el Factor de Prdidas de Potencia se calcular aplicando los pasos descritos en el presente artculo, pero considerando como nodo de referencia aquel donde se obtiene el menor costo de instalar Potencia de Punta en la zona restingida.

CAPTULO VIII

TRANSACCIONES EN EL MERCADO SPOT

ARTCULO 62.-(REMUNERACIN A LOS GENERADORES).- Un Generador que opera en el Mercado es remunerado por su produccin horaria de energa inyectada al Sistema Troncal de Interconexin, al Precio de Energa Horario del nodo donde se vincula con el Sistema Troncal de Interconexin y por su potencia firme al precio de la potencia en el mismo nodo, previo descuento de cargos o acreditacin de adicionales por disponibilidad del parque de generacin.

ARTCULO 63.-(REMUNERACIN POR ENERGIA).- Al finalizar el mes, el Comit calcular para cada Central la remuneracin total por energa como la integracin en el perodo, de la energa horaria inyectada al Sistema Troncal de Interconexin multiplicada por el Costo Marginal de Energa Horario en el nodo.

ARTCULO 64.-(REMUNERACION POR POTENCIA).- Al finalizar cada mes, el Comit calcular la remuneracin por potencia firme que correspondera a cada Unidad Generadora trmica y cada Central hidrulica, sobre la base del precio de nodo de la Potencia de Punta y del descuento o de la remuneracin adicional a que se refiere el artculo 65 de este Reglamento, de la siguiente manera:

a) Para las centrales hidrulicas:

$POTMESC = PFGC * PNPn

b) Para las Unidades Generadoras trmicas no penalizadas:

$POTMESq2 = PFGq2 * (PNPn + $ADIC)

c) Para las Unidades Generadoras trmicas penalizadas:

$POTMESq1 = (1 - %PEN) * PFGq1 * PNPn

donde:

$POTMES Remuneracin mensual de la Unidad Generadora por Potencia Firme.
q1 Unidades Generadoras trmicas que resultaron penalizadas.
q2 Unidades Generadoras trmicas que no resultaron penalizadas.
c Centrales hidroelctricas.
PFG Potencia Firme del Generador
PNPn Precio de Nodo de Potencia de Punta del nodo de conexin del generador

%PEN Porcentaje de descuento por indisponibilidad
$ADIC Precio de la bonificacin adicional

ARTCULO 65.-(DESCUENTO POR INDISPONIBILIDAD).- Al finalizar cada mes el Comit calcular la indisponibilidad media de cada Unidad Generadora trmica. Si dicho valor resulta mayor que el porcentaje de indisponibilidad establecido para la determinacin de la potencia firme trmica, a la Unidad Generadora le corresponde un descuento en la remuneracin de la potencia firme dado por el porcentaje de indisponibilidad media por encima del porcentaje de indisponibilidad establecido.

%PEN = mximo de (INDMESq - 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 trmicas que no superaron el porcentaje de indisponibilidad establecido. El precio correspondiente a esta bonificacin adicional resulta:

$ADIC = ? (%PENq1 * PFGq1 * PNPn)
?(PFGq2)

donde:

$ADIC = Bonificacin adicional.
q1 = Unidades Generadoras trmicas que resultaron penalizadas.
q2 = Unidades Generadoras trmicas que no resultaron penalizadas.
PFG = Potencia Firme del Generador
PNPn Precio de Nodo de Potencia de Punta del nodo de conexin del generador

De no existir Unidades Generadoras trmicas que no hayan superado la indisponibilidad objetivo, el monto correspondiente por indisponibilidad se acumular para el mes siguiente, y as sucesivamente.

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

ARTCULO 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 comprarn 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 repartir entre todos los Generadores en proporcin a la potencia firme excedentaria de cada uno, despus de descontada la potencia comprometida en contratos. En este caso, el precio a pagar por dichos Agentes del Mercado incluir, en los nodos que corresponda, el respectivo peaje por transmisin; para la remuneracin de este peaje al Transportista se considerar que la proporcin de potencia firme suministrada en el Mercado Spot a Distribuidores y Consumidores No Regulados es retirada por cada Generador en dichos nodos en la proporcin indicada.

ARTCULO 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 energa comprometida en cada nodo, al Costo Marginal de Energa Horario en dicho nodo.

El Comit calcular cada hora, la energa abastecida por el Generador en cada nodo , sobre la base de lo especificado en el respectivo contrato.

ARTCULO 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 Comit determinar la Potencia de Punta comprometida por cada Generador en el nodo sobre la base de lo especificado en el respectivo contrato.

CAPTULO IX

REMUNERACION DEL SISTEMA TRONCAL DE INTERCONEXION

ARTCULO 70.-(ACTIVIDAD DE TRANSMISION EN EL SISTEMA TRONCAL DE INTERCONEXION).- La actividad de Transmisin de electricidad en el Sistema Troncal de Interconexin tiene por objeto vincular elctricamente, desde un punto de entrega hasta un punto de recepcin, a los Generadores con los Distribuidores o Consumidores No Regulados conectados a este sistema. La actividad de Transmisin en el Sistema Troncal de Interonexin ser efectuada por uno o ms transportistas que cuenten con la correspondiente Licencia.

ARTCULO 71.-(INSTALACIONES DEL SISTEMA TRONCAL DE INTERCONEXIN).- Las instalaciones del Sistema Troncal de Interconexin incluyen el equipo de transmisin, compensacin, transformacin, 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.

ARTCULO 72.-(USUARIOS DE LA TRANSMISION).- Son usuarios del Sistema Troncal de Interconexin los Generadores, Distribuidores y Consumidores No Regulados, reconocidos como Agentes del Mercado. Se denominan usuarios directos del Sistema Troncal de Interconexin a los que se encuentren fsicamente vinculados a sus instalaciones. Se denominan usuarios indirectos del Sistema Troncal de Interonexin a los que se encuentren elctricamente vinculados con este sistema de transporte a travs de las instalaciones no pertenecientes al Sistema Troncal de Interconexin.

El lmite entre las instalaciones del Sistema Troncal de Interconexin y las de los usuarios directos deber ser en todos los casos una vinculacin fsica desconectable o removible la que ser determinada por las partes a ese efecto, en el respectivo contrato de conexin.

ARTCULO 73.-(INSTALACIONES DE USO RECIPROCO).- Aquellas instalaciones o servicios del punto de conexin necesarias para la circulacin de electricidad, que sean de propiedad del Usuario o del Transmisor, sern de uso recproco obligatorio. Debiendo las partes determinar, a travs de un Contrato, las instalaciones que se encuentran comprendidas en dicho rgimen y sus condiciones de utilizacin. Las instalaciones de uso recproco que sean objeto de una remuneracin por parte de los usuarios de acuerdo con dicho Contrato, no sern objeto de otras remuneraciones que estn contempladas en la Ley de Electricidad o en sus reglamentos.

Estn comprendidas en el rgimen descrito en el prrafo precedente las instalaciones de servicios auxiliares de control y/o de mantenimiento, de alimentacin elctrica en baja tensin as como las de los canales de comunicacin asociados a las instalaciones del punto de conexin.

La prestacin de servicios auxiliares comprende: el derecho de acceder a las instalaciones de uso recproco que se encuentren situadas en inmuebles de propiedad de la otra parte y los servicios de operacin y mantenimiento que deber prestar una parte a la otra.

ARTCULO 74.-(REMUNERACION DEL SISTEMA TRONCAL DE INTERCONEXION).- La remuneracin del Sistema Troncal de Interconexin ser establecida mensualmente por el Comit de la siguiente manera:

a) Calcular el ingreso tarifario como la diferencia entre los retiros valorizados de energa y Potencia de Punta y las inyecciones valorizadas de energa y Potencia de Punta respectivamente, en los diferentes nodos del Sistema Troncal de Interconexin. Como inyeccin de Potencia de Punta en los nodos se considerar la que resulta de despachar la potencia firme de las Centrales generadoras. Esta valorizacin se efectuar utilizando los Costos Marginales de Corto Plazo de Energa y Potencia utilizados por el Comit para determinar las transacciones entre los Agentes en el Mercado Spot.

Si existiesen dos o ms propietarios u operadores del Sistema Troncal de Interconexin, deber determinarse el ingreso tarifario de cada uno de ellos; para determinar el ingreso tarifario de energa debern establecerse equipos de medida que permitan registrar las transferencias horarias de energa en los puntos de interconexin, las cuales se imputarn como inyecciones o retiros de las porciones del Sistema Troncal de Interconexin pertenecientes a cada uno. Para el caso de los ingresos tarifarios de potencia, el Comit separar el correspondiente a cada propietario u operador mediante la realizacin de flujos de potencia en cada una de las porciones del Sistema Troncal de Interconexin controladas por cada uno de ellos,

e imputando las transferencias de potencia en los puntos de conexin como inyecciones o retiros de Potencia de Punta segn corresponda.

b) Para cada tramo del Sistema Troncal de Interconexin cuyo uso es atribuible a los generadores, calcular el peaje a ser abonado por cada Generador, multiplicando el peaje del tramo por la fraccin 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 ms propietarios u operadores del Sistema Troncal de Interconexin, el Comit calcular 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 Interconexin 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 dividir entre ellos en proporcin a su capacidad de transporte.

c) Para cada tramo del Sistema Troncal de Interconexin cuyo uso es atribuible a los consumos, Calcular 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 incluir tanto la correspondiente a Contratos como la suministrada en el Mercado Spot.

Si existiesen dos o ms propietarios u operadores del Sistema Troncal de Interconexin, el Comit calcular 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 Interconexin 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 dividir entre ellos en proporcin a la capacidad de transporte.

Arlandastad albergo economico CAPTULO X

TRANSACCIONES COMERCIALES

ARTCULO 75.-(DATOS DEL SISTEMA COMERCIAL).- El Comit es el responsable de recopilar toda la informacin necesaria para realizar la facturacin de las transacciones realizadas en el Mercado Spot y los cargos por transporte. Es responsabilidad de los Agentes del Mercado hacer llegar los datos requeridos al Comit segn los plazos y las modalidades establecidas en este Reglamento.

Si al momento de realizar las transacciones econmicas del mes, no se cuenta con la informacin completa para conformar la base de datos de liquidacin, el Comit proceder a completar los datos faltantes con la mejor informacin a su alcance. Esta situacin ser debidamente informada al confeccionar el documento de transacciones econmicas del perodo. Cualquier rectificacin de los datos estimados por el Comit ser incorporado al siguiente proceso de liquidacin.

El Comit ser responsable de elaborar con la informacin mencionada en los prrafos anteriores una base de datos centralizada, confiable y auditable a satisfaccin de los Agentes del Mercado. Esta base de datos ser la informacin oficial utilizada por el Comit para determinar el resultado de las transacciones econmicas.

ARTCULO 76.-(TRANSACCIONES ECONMICAS).- El Comit registrar 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 Comit efectuar para cada Agente del Mercado un balance de sus compras y sus ventas, restndole al monto total de los crditos obtenidos por el total de las ventas efectuadas, el monto total de los dbitos por todas las compras efectuadas. Si el resultado obtenido es de signo positivo, el agente, en dicho mes, result vendedor, caso contrario result comprador. En cada caso, el monto acreedor o el monto deudor de cada Agente del Mercado en un mes, ser igual al valor absoluto de la resta mencionada.

El Comit calcular mensualmente el factor de participacin 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 participacin de cada Agente del Mercado vendedor.

ARTCULO 77.- (DOCUMENTO DE TRANSACCIONES ECONOMICAS).- El Comit elaborar mensualmente un documento con toda la informacin 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 clculo de los factores de participacin de cada Agente del Mercado y el monto de la factura de cada Agente deudor a cada agente acreedor. Este documento ser remitido a todos los Agentes del Mercado y a la Superintendencia, a ms tardar el da 5 del mes siguiente a aquel que correspondan las transacciones.

ARTCULO 78.-(CARGO POR COSTOS DEL COMITE).- El Cargo por costos del Comit correspondiente a cada agente se determinar multiplicando el presupuesto mensual de gastos del Comit 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 calcular como sigue:

a) Las transacciones de Generadores se calcularn valorizando la totalidad de la energa y potencia firme vendida en contratos y en condiciones spot en el mes, con los precios bsicos de energa y Potencia de Punta vigentes, respectivamente.

b) Las transacciones de Transmisores sern iguales a la suma del ingreso tarifario y de los peajes percibidos en el respectivo mes;

c) La transacciones de los Distribuidores y Usuarios No Regulados se calcularn valorizando la totalidad de la energa y Potencia de Punta facturable en el mes con los Precios Bsicos de Energa y Potencia de Punta vigentes, respectivamente.

ARTCULO 79.-(PAGO DE LOS AGENTES).- Cada Agente del Mercado deudor pagar el monto deudor a cada Agente del Mercado acreedor, a ms tardar el da 15 del mes siguiente a aquel que correspondan las transacciones. En el mismo plazo los Agentes del Mercado pagarn al Comit la factura por gastos del Comit. Si el da 15 es festivo o no hbil, el pago se efectuar el siguiente da hbil.

CAPTULO XI

RECURSO DE REVOCATORIA Y JERARQUICO

ARTCULO 80.- (RECURRIBILIDAD Y RECURSOS).- Las Resoluciones del Superintendente; sern recurribles mediante impugnacin de la parte perjudicada, salvo que elpresente Reglamento establezca para algn caso, que es definitiva. Las Resoluciones del Superintendente podrn impugnarse mediante los recursos de revocatoria ante el mismo Superintendente y el jerrquico ante el Superintendente General

ARTCULO 81.- (NOTIFICACIONES Y COMPUTO DE PLAZOS).- Las notificaciones con las Resoluciones que expida la Superintendencia, debern practicarse dentro de las 72 horas siguientes. Las notificaciones se podrn practicar personalmente o mediante carta notariada dirigida al domicilio que el interesado hubiere indicado en su primera presentacin o comparencia, entregndose o remitindose en su caso, copia de la Resolucin.

Los plazos procesales establecidos en el presente Reglamento comenzarn a correr desde el da siguiente de la notificacin con la Resolucin respectiva. Los plazos transcurren ininterrumpidamente y vencern el ltimo momento del da hbil respectivo. En el caso de publicaciones en peridicos de circulacin nacional los plazos se computan a partir del da siguiente de la fecha de la ltima publicacin.

ARTCULO 82.- (PLAZO Y FORMA) El recurso de revocatoria se interpondr y fundamentar por escrito ante el Superintendente dentro de los cinco das siguientes al de la notificacin, demostrando razonablemente haber sido perjudicado en sus intereses y derechos legtimos.

ARTCULO 83.- (TRAMITE Y RESOLUCION) El Superintendente podr, segn los casos:

a) Resolver sin trmites el recurso, confirmado, modificando o dejando sin efecto la Resolucin recurrida;

b) Correr en traslado a la otra parte, si corresponde, la cual deber contestar dentro del plazo de tres Das;

five star hotel in Egerc) Abrir un trmino de prueba de 10 Das, cuando la Resolucin por dictarse dependiera de hechos controvertidos; y,

d) Vencido del plazo probatorio, o cuando no se hubiera abierto dicho plazo el Superintendente dentro del plazo de diez Das pronunciar Resolucin.

ARTCULO 84.- (PROCEDENCIA DEL RECURSO JERARQUICO).- Proceder el recurso jerrquico en favor de cualquier persona natural o jurdica que considere haber sido perjudicada por la Resolucin de negatoria de recurso de revocatoria.

ARTCULO 85.- (PLAZO, FORMA Y ANTECEDENTES).- El recurso jerrquico se interpondr y fundamentar por escrito ante el Superintendente dentro de los 10 Das siguientes al de la notificacin. Recibido el recurso, el Superintendente conceder el recurso jerrquico disponiendo el envo de los antecedentes al Superintendente General.

Para remitir lo obrado al Superintendente General, el Superintendente dispondr que de la Resolucin impugnada y sus antecedentes se obtenga un juego de fotocopias legibles que debern ser legalizadas y numeradas.

ARTCULO 86.- (REMISION).- La remisin de los antecedentes se har dentro de las setenta y dos horas de la ltima notificacin. La remisin se tendr por cumplida con la entrega de los antecedentes y la nota de atencin, a la oficina de recepcin de correspondencia de la Superintendencia General.

ARTCULO 87.- (TRANSITORIEDAD).- El presente captulo es de carcter transitorio en tanto se apruebe la reglamentacin de la Ley del SIRESE.

CAPTULO XII

DISPOSICIONES TRANSITORIAS

ARTCULO 88.- (PLAZO PARA CONSTITUIR EL COMITE).- El Comit deber constituirse en el plazo mximo de 60 das a contar de la vigencia del presente Reglamento. En tanto, la operacin del Mercado ser coordinada por la Gerencia de Despacho de Carga de la Empresa Nacional de Electricidad, la misma que, constitudo el Comit, conformar su Unidad Operativa.

ARTCULO 89.- (MODELOS INICIALES PARA LA OPERACION).- A partir de la vigencia del presente Reglamento, la Superintendencia aprobar, los modelos y programas computacionales empleados por la Gerencia de Operaciones de la Empresa Nacional de Electricidad para la programacin de la operacin y el despacho de carga en el Sistema Interconectado Nacional . Estos modelos y programas podrn ser modificados o reemplazados por el Comit en conformidad con lo previsto en el presente Reglamento.

ARTCULO 90.- (TAMAO MINIMO DE CONSUMIDORES NO REGULADOS).- Durante el perodo a que se refiere el artculo 75 de la Ley de Electricidad, el valor de capacidad instalada que la Superintendencia establecer para calificar como Consumidor No Regulado no ser inferior a 1000 kilovatios.

ARTCULO 91.- (DESEMPEO MINIMO INICIAL).- Mientras la Superintendencia establezca los parmetros que describen el desempeo mnimo del Sistema Interconectado Nacional, en virtud de lo dispuesto en el artculo 15 del presente Reglamento, el Comit operar dicho sistema con parmetros que no impliquen niveles de desempeo superiores a los que este sistema ha presentado durante los doce meses anteriores a la entrada en vigencia de este Reglamento.