INFORME DE REGULACIÓN DEL MERCADO ELÉCTRICO REGIONAL EXTRAORDINARIO - Ente Operador Regional

"Transparencia, Excelencia, Imparcialidad, Integridad, Liderazgo"

INFORME DE
REGULACIÓN DEL
MERCADO ELÉCTRICO
REGIONAL
EXTRAORDINARIO

 IRMER-E02-2021.

 Colonia San Benito, Ave. Las Magnolias, N°128, San Salvador, El Salvador, C.A.
 PBX: (503) 2245-9000 l FAX: (503) 2208-2368 | info@enteoperador.org l www.enteoperador.org

ENTE OPERADOR REGIONAL

 Propuesta regulatoria:

 “Propuesta de modificación a la valoración de los
 Derechos de Transmisión y a las restricciones de
transmisión para los flujos circulantes de las ofertas
 de DT en la Regulación Regional”

INFORME DE REGULACIÓN DEL MER EXTRAORDINARIO, IRMER-E02-2021 1

ENTE OPERADOR REGIONAL

Contenido
1. ANTECEDENTES. .......................................................................................................................................... 3
2. PROBLEMAS DETECTADOS DURANTE LA ADMINISTRACIÓN Y OPERACIÓN DEL
 MERCADO.................................................................................................................................................... 14
3. CAUSA Y EFECTOS, JUSTIFICACIÓN, VALORIZACIÓN DEL IMPACTO Y COSTO /
 BENEFICIO.................................................................................................................................................... 24
4. PROPUESTA REGULATORIA. ................................................................................................................. 27
5. DIFERENCIAS SURGIDAS CON LOS AGENTES DEL MER EN LA APLICACIÓN DE LA
 REGULACIÓN REGIONAL. ...................................................................................................................... 35
6. CRITERIOS SEGUIDOS POR EL EOR EN LA IMPLEMENTACIÓN Y APLICACIÓN DE LA
 REGULACIÓN REGIONAL. ...................................................................................................................... 39
7. DEFINICIONES Y NOMENCLATURA. .................................................................................................. 46

INFORME DE REGULACIÓN DEL MER EXTRAORDINARIO, IRMER-E02-2021 2

ENTE OPERADOR REGIONAL

1. ANTECEDENTES.

1.1 ANTECEDENTE GENERAL.

 El Mercado de Contratos Regional (MCR) tiene por objeto dotar a los agentes del Mercado
 Eléctrico Regional (MER) de instrumentos para manejar los riesgos de suministro y precio de
 la energía en el mercado regional.

 El Mercado de Contratos Regional, está conformado por diferentes tipos de contratos, los
 cuales se identifican mediante características no excluyentes, de acuerdo con los riesgos
 asumidos por las partes en cada uno de ellos; entre las características están: a) La prioridad
 de suministro de la energía eléctrica comprometida; b) El cubrimiento del riesgo de precio
 de los cargos de transmisión asociados a la entrega de la energía, a través de derechos de
 transmisión (DT).

 De acuerdo con la firmeza de entrega de la energía comprometida, existen dos tipos de
 contratos en el MER: a) Los Contratos Firmes (CF) que, establecen prioridad de suministro
 para la parte compradora y b) Los Contratos No Firmes que, no establecen prioridad de
 suministro para la parte compradora. Los Contratos Firmes deben tener asociados derechos
 de transmisión entre los nodos de inyección y retiro de energía.

 En marzo y mayo de 2017, a través de las Resoluciones CRIE-7-2017 y CRIE-18-2017, se
 modificó el Procedimiento de Aplicación de los Contratos Firmes (CF) y Derechos Firmes (DF)
 y sus anexos, poniendo en vigencia los Derechos Financieros Punto a Punto (DFPP). Las
 reformas entraron en vigencia a partir del 1 de mayo de 2017.

 En diciembre de 2017, mediante la Resolución CRIE-73-2017 el Regulador Regional resolvió
 suspender los procesos de asignación de Derechos Financieros Punto a Punto (DFPP) con
 período de validez a partir de febrero de 2018 (M1802) y sucesivas, hasta tanto dicha
 Comisión apruebe otra disposición.

 En febrero de 2018, a través del resuelve primero de la resolución CRIE-31-2018, el
 Regulador Regional aprobó modificar el “Procedimiento de Aplicación de los Contratos Firmes

 INFORME DE REGULACIÓN DEL MER EXTRAORDINARIO, IRMER-E02-2021 3

ENTE OPERADOR REGIONAL

y Derechos Firmes y sus Anexos” establecido en el Anexo 1 del Anexo A de la resolución CRlE-
7-2017.

En diciembre de 2018, la CRIE a través del punto resolutivo primero de la Resolución CRIE-
105-2018, resolvió limitar a cero la cantidad a asignar en Derechos Firmes (DF) con periodo
de vigencia a partir del 1 de enero de 2019 (inclusive la asignación A1901 y M1901), que
cumplan con lo siguiente: a) DF que sean solicitados con nodos de retiro en el área de control
de El Salvador; y b) DF que sean solicitados y que requieran utilizar la capacidad de porteo
del área del control de Nicaragua en el sentido de sur a norte; hasta tanto la CRIE apruebe
otra disposición.

El 06 de agosto de 2020, el Regulador Regional a través de la Resolución CRIE-50-2020,
modificó e incorporó al RMER la normativa de subasta de Derechos de Transmisión y
aspectos relacionados a los Contratos Firmes de Corto Plazo. En la referida resolución se
derogó entre otras, la resolución CRIE-105-2018.

El 30 de octubre de 2020, a través de la resolución CRIE-63-2020, se adicionaron
disposiciones transitorias a los numerales 8.6.1 y 8.7.3 del Libro III y los numerales D4.1.1 y
D4.2.1 del Anexo D del Libro III del RMER, relacionados a los Derechos de Transmisión y
Contratos Firmes de corto plazo, entrando en vigencia a partir del 01 de noviembre de 2020.

A partir del 1 de noviembre de 2020, se inició la aplicación de la normativa de subastas de
Derechos de Transmisión y aspectos relacionados a los Contratos Firmes de Corto Plazo
incorporadas al RMER a través de la Resolución CRIE-50-2020.

El 08 de enero de 2021, a través de la resolución CRIE-72-2020, se modificó de forma
permanente los numerales 8.6.1 y 8.7.3 del Libro III y los numerales D4.1.1 y D4.2.1 del Anexo
D del Libro III del RMER, relacionados a los Derechos de Transmisión y Contratos Firmes de
corto plazo contenidos en la Resolución CRIE-63-2020.

INFORME DE REGULACIÓN DEL MER EXTRAORDINARIO, IRMER-E02-2021 4

ENTE OPERADOR REGIONAL

1.2 ANTECEDENTE ESPECÍFICO.

 Entre las principales reglas técnicas aplicadas en la subasta anual A2101 y mensual M2101
 conforme a la Resolución CRIE-50-2020 y sus reformas, tenemos:

 a) Se activó la asignación para DF solicitados con nodos de retiro en el área de control
 de El Salvador y DF que utilizan la capacidad de porteo del área del control de
 Nicaragua en el sentido de sur a norte, lo cual, estaba suspendido por medio de la
 Resolución CRIE-105-2018.

 b) Se calculó el valor de las restricciones de transmisión (Capacidad Operativa de
 Transmisión para DT (COTDT), importación total máxima, exportación total máxima
 y MCTP más restrictivo), conforme la nueva metodología establecida en el Anexo R
 del Libro III del RMER.

 c) Se realizó la verificación de las series históricas de precios ex-ante, previo a la
 aplicación de la metodología de medias móviles, conforme a la modificación del
 numeral 8.6.1 del Libro III del RMER.

 d) Se utilizó el precio mínimo aceptable de DT tanto para las asignaciones anuales y
 mensuales, excepto en los casos que los flujos de potencia de las ofertas de DT y los
 DT previamente asignados provocaran congestión de transmisión y existiesen más
 de dos oferentes en dicho proceso de asignación, conforme a la reforma contenida
 en el literal b) del numeral 8.3.4 del Libro III del RMER.

 e) Se utilizó la metodología de aproximación por series de Taylor para la aplicación de
 las pérdidas de transmisión de forma lineal en el modelo de subastas de DT,
 conforme la adición al numeral D4.1.1 del Anexo D del Libro III del RMER.

 f) Se aplicó la modificación a la Ecuación (4) de factibilidad de Derechos Firmes,
 evitando compensación o alivio por parte de otros DF a ser asignados en sentido
 contrario, conforme a la modificación al numeral D4.2.1 del Anexo D del Libro III del
 RMER.

 INFORME DE REGULACIÓN DEL MER EXTRAORDINARIO, IRMER-E02-2021 5

ENTE OPERADOR REGIONAL

 g) Se asignó DT a cero dólares, en los casos cuando el resultado del precio del DT (PDFk)
 resultó ser negativo, conforme a la modificación al numeral D7.1.2 del Anexo D del
 Libro III del RMER.

A continuación, se presentan los principales resultados de la subasta anual A2101, con
vigencia de enero - diciembre de 2021 y mensual M2101, con vigencia en enero de 2021:

a) Solicitudes de Compra de DT (SDT):

 Se recibieron un total de 73 solicitudes de compra de DT, las cuales fueron aceptadas
 en su totalidad. 72 SDT para la asignación anual A2101 y 1 SDT para la asignación
 mensual M2101, según el siguiente detalle por área de control a la cual pertenecen los
 agentes:

 Tabla N°1,
 Solicitudes de compra de DT aceptadas

 SDT SDT
 Área
 Asignación anual Asignación mensual
 de control
 A2101 M2101
 Guatemala 9 1
 El Salvador 53 0
 Honduras 0 0

 Nicaragua 4 0
 Costa Rica 0 0

 Panamá 6 0

 Total 72 1
Fuente: elaboración propia.
SDT= Solicitudes de Compra de DT.

INFORME DE REGULACIÓN DEL MER EXTRAORDINARIO, IRMER-E02-2021 6

ENTE OPERADOR REGIONAL

b) Agentes participantes:

 Participaron 43 agentes, de los cuales 22 presentaron las 73 solicitudes de compra de
 DT y 21 agentes fueron únicamente contraparte, como se muestra en los siguientes
 gráficos:

 Gráfico N°1, Gráfico N°2,
 Cantidad de agentes participantes. Cantidad de agentes participantes por área de
 control.
 Agentes participantes=43

 20 18
 17
 18 16
 16
 15
 13 21 14
 14 5
 12
 12 5
 Cantidad

 1 10
 10 8
 8
 8
 6 3 6
 6 11
 22 4 1 4
 1 1 1 2
 9 2 4 4
 0 1 1 1 0
 Gua Els Hon Nic Cri Pan

 Contraparte
 Contraparte Presentó SDT Presentó SDT y contraparte
 Presentó SDT

 Presentó SDT y contraparte

Fuente: elaboración propia

c) Potencias solicitadas y montos ofertados:

 La potencia de las solicitudes de compra de DT fue de 608.4 MW, de los cuales 598 MW
 (98.3%) corresponden a DT anuales y 10.4 MW (1.7%) a DT mensual.

 El monto ofertado para la compra de DT fue de US$ 27,331.4 miles, de los cuales US$
 27,301.4 miles (99.9%) corresponden a DT anuales y US$ 30 miles (0.1%) a DT mensual.
 La siguiente tabla resume las potencias solicitadas y montos ofertados:

INFORME DE REGULACIÓN DEL MER EXTRAORDINARIO, IRMER-E02-2021 7

ENTE OPERADOR REGIONAL

 Tabla N°2,
 Potencias (MW) y montos (miles US$) solicitados, subasta de DT, diciembre de 2020.

 subasta Potencia solicitada (MW) (**) Monto ofertado (miles US$)
 Mes (*) Anual Mensual Subasta Subasta Subasta Subasta
 (Vigencia (Vigencia Total Total
 Ene-dic 2021) Ene-2021)
 Anual Mensual Anual Mensual

 Dic-20 A2101 M2101 598 10.4 608.4 27,301.41 30.0 27,331.41

 Potencia solicitada - año (MW) 7,176 (***) 10.4 7,186.4
(*) Mes en que se realiza la asignación; (**) Potencia de retiro; (***) Potencia total solicitada de enero a diciembre
de 2021 = 598 MW x 12 meses = 7,176 MW.

d) Potencias y montos asignados (Ingreso por Venta de Derechos de Transmisión (IVDT):

 De las 73 ofertas de compra de DT recibidas, 36 fueron asignadas (35 corresponde a la
 subasta anual A2101 y 1 a la subasta mensual M2101).

 La potencia asignada fue de 285.4 MW, de las cuales 275 MW (96.4%) corresponden a
 DT anuales y 10.4 MW (3.6%) a DT mensuales.

 El monto de compra de los DT (IVDT) fue por US$ 200.21 miles, de los cuales US$ 200.15
 miles (99.97%) corresponden a DT anuales y US$ 0.06 miles (0.03%) al DT mensual,
 según el siguiente detalle:

 Tabla N°3,
 Potencias (MW) y montos (IVDT) (miles US$) asignados, subasta DT, diciembre de 2020.

 Asignación Potencia asignada (MW) Monto asignado (miles US$)
 Mes (*) Anual Mensual Asig. Asig. Asig. Asig.
 (Vigencia (Vigencia Total Total
 Ene-dic 2021) Ene-2021)
 Anual Mensual Anual Mensual

 Dic-20 A2101 M2101 275 10.4 285.4 200.15 0.06 200.21

 Potencia asignada año (MW) 2,129 (**) 10.4 2,139.4
(*) Mes en que se realiza la asignación; (**) Potencia total anual asignada de enero a diciembre de 2021 = 2,129
MW. (según la cantidad de potencia que fue asignada en los diferentes meses del año).

INFORME DE REGULACIÓN DEL MER EXTRAORDINARIO, IRMER-E02-2021 8

ENTE OPERADOR REGIONAL

e) Comparativo entre las potencias y montos solicitados y asignados:

 Gráfico N°3,
 Potencia solicitada y asignada (MW), entre áreas de control, asignaciones A2101 y M2101.
 281.1

 Potencia solicitada
 300
 Potencia asignada
 185

 163.9

 200
 MW

 89
 100
 46

 10.4

 10.4
 25
 25

 24

 10
 10

 5
 5
 4
 0

 0
 GUA-->ELS PAN-->ELS CRI-->NIC GUA-->PAN PAN-->NIC GUA-->NIC ELS-->GUA GUA-->HON

 Código: A2101 Código: M2101
 Asignación: Anual Asignación: Mensual
 Vigencia: ene-dic 2021 Vigencia: ene 2021

Fuente: elaboración propia; área de control Inyección --> área de control Retiro.

 Gráfico N°4,
 Monto ofertado y asignado (miles US$), entre áreas de control, asignación A2101 y M2101.

 16,000 14,479.2
 14,000 Monto mínimo (miles US$)
 Monto ofertado (miles US$)
 12,000
 9,667.7 Monto asignado (miles US$)
 10,000
 miles US$

 8,000
 5,248.5
 6,000 4,538.7
 1,236.5 207.4 85.0 30.0
 4,000 2,369.4 84.7
 92.7 1,533.0 1,236.5 207.4 15.1
 2,000 94.9 94.5 0.1 0.0
 92.7 7.2 3.5 0.1
 0
 GUA-->ELS PAN-->ELS CRI-->NIC GUA-->PAN PAN-->NIC GUA-->NIC ELS-->GUA GUA-->HON

 Código: A2101 Código: M2101
 Asignación: Anual Asignación: Mensual
 Vigencia: ene-dic 2021 Vigencia: ene 2021

Fuente: elaboración propia; área de control Inyección --> área de control Retiro.

INFORME DE REGULACIÓN DEL MER EXTRAORDINARIO, IRMER-E02-2021 9

ENTE OPERADOR REGIONAL

 Gráfico N°5,
 Potencia (MW) solicitada y asignada.
 Asignación A2101 y M2101.

 800
 598 Potencia solicitada (MW) Potencia asignada (MW)
 600
 MW

 400 275

 200
 10.4 10.4
 0
 Código: A2101 M2101
 Asignación: Anual Mensual
 Vigencia: ene-dic 2021 ene 2021

 Potencia DT, enero-diciembre de 2021:
 Potencia solicitada = 7,176 MW
 Potencia Asignada = 2,129 MW

Fuente: elaboración propia.

 Gráfico N°6,
 Monto ofertado y asignado IVDT en miles US$.
 Asignación A2101 y M2101.

 30,000 27,301.41
 Monto ofertado (miles US)
 25,000
 asignado(miles
 Monto pagado (milesUS)
 US$)
 20,000
 Miles US

 15,000
 10,000
 5,000
 200.15 30.00 0.06
 0
 Código: A2101 M2101
 Asignación: Anual Mensual
 Vigencia: ene-dic 2021 ene 2021

Fuente: elaboración propia.

INFORME DE REGULACIÓN DEL MER EXTRAORDINARIO, IRMER-E02-2021 10

ENTE OPERADOR REGIONAL

f) Comparativo de precios de las 73 ofertas de compra de DT:

 Tabla N°4,
 Comparativo de precios (miles US$), subasta anual A2101 y mensual M2101.

 Precio
 Potencia Potencia Precio Precio
 Nodo Nodo Código Mínimo
 N° Asig. solicitada asignada Ofertado asignado
 Iny. Ret. Agente (miles
 (MW) (MW) (miles US$) (miles US$)
 US$)
 1 A2101 6096 28181 6GIDEALPMA 46 46 734.2 9,995.0 94.5
 2 A2101 1710 28181 1GGENJAEGL 20 20 243.0 919.8 12.6
 3 A2101 1124 27131 2C_C34 10 10 230.9 692.0 11.9
 4 A2101 1710 28181 2D_D04 5 5 60.7 275.9 7.5
 5 A2101 1710 28181 2D_D04 5 5 60.7 275.9 7.5
 6 A2101 1710 28181 2D_D04 5 5 60.7 275.9 7.5
 7 A2101 1710 6096 1CCOMMERGU 25 25 4,538.7 1,533.0 7.2
 8 A2101 1124 27131 1CCOMENGPG 5 5 115.4 284.7 5.6
 9 A2101 1124 27211 2C_C65 5 5 104.6 296.1 5.4
 10 A2101 1124 27131 2D_D04 5 5 115.4 275.9 5.2
 11 A2101 1710 27211 2C_C65 3 3 32.7 210.8 5.1
 12 A2101 1710 27181 2C_C08 5 5 59.2 240.9 4.8
 13 A2101 1124 27131 2C_C03 5 5 115.4 264.1 4.7
 14 A2101 1124 27301 2C_C63 5 5 132.1 525.6 4.2
 15 A2101 1126 27131 2C_C03 5 5 98.9 265.0 3.8
 16 A2101 6096 4406 4DENELBLUE 24 4 1,236.5 1,236.5 3.5
 17 A2101 1126 28161 2C_C08 5 5 93.0 328.5 1.6
 18 A2101 1126 27161 2C_C34 5 5 92.0 328.5 1.6
 19 A2101 1126 27161 2C_C34 5 5 92.0 328.5 1.6
 20 A2101 1124 27131 2C_C59 1 1 23.1 57.7 1.2
 21 A2101 1124 28161 1GGENJAEGL 10 10 219.2 459.9 1.1
 22 A2101 1710 28181 2C_C07 7.581 7.581 92.1 272.9 0.9
 23 A2101 1126 27371 2C_C03 5 5 108.7 220.8 0.4
 24 A2101 1710 27181 2C_C08 7 7 82.9 214.6 0.2
 25 A2101 1710 28181 2C_C03 5 5 60.7 166.4 0.1
 26 A2101 1710 28181 2C_C07 2 2 24.3 70.8 0.0
 27 A2101 1710 4403 4DENELBLUE 5 5 103.7 103.7 0.0
 28 A2101 1710 4403 4DENELBLUE 5 5 103.7 103.7 0.0
 29 A2101 1124 28161 1GGDRXOLPR 4 4 87.7 104.4 0.0
 30 A2101 1124 28161 1GGENHIXAC 19 19 416.4 678.7 0.0
 31 A2101 1124 27131 1GGENINGSD 3 3 69.3 98.6 0.0

INFORME DE REGULACIÓN DEL MER EXTRAORDINARIO, IRMER-E02-2021 11

ENTE OPERADOR REGIONAL

 Precio
 Potencia Potencia Precio Precio
 Nodo Nodo Código Mínimo
N° Asig. solicitada asignada Ofertado asignado
 Iny. Ret. Agente (miles
 (MW) (MW) (miles US$) (miles US$)
 US$)
32 A2101 1126 28161 1GGENJAEGL 5 1.011 93.0 109.5 0.0
33 A2101 1126 28161 2C_C07 17.419 17.419 324.0 627.1 0.0
34 A2101 27301 1124 2C_C63 5 5 84.7 85.0 0.0
35 A2101 1124 27371 2D_D04 5 5 125.2 153.3 0.0
36 A2101 1124 27161 1GGENJAEGL 10 0 217.1 219.0 No asig.
37 A2101 1710 28181 2C_C03 5 0 60.7 0.0 No asig.
38 A2101 1126 27131 2C_C03 5 0 98.9 108.6 No asig.
39 A2101 6096 27371 2C_C03 5 0 90.1 262.8 No asig.
40 A2101 6270 27211 2C_C03 5 0 13.2 0.0 No asig.
41 A2101 1126 27371 2C_C03 5 0 108.7 0.0 No asig.
42 A2101 1124 28161 2C_C03 5 0 109.6 0.0 No asig.
43 A2101 1126 27131 2C_C03 5 0 98.9 0.0 No asig.
44 A2101 1124 27211 2C_C03 5 0 104.6 0.0 No asig.
45 A2101 1124 28161 2C_C03 5 0 109.6 0.0 No asig.
46 A2101 1126 27131 2C_C03 5 0 98.9 0.0 No asig.
47 A2101 1124 27211 2C_C03 5 0 104.6 0.0 No asig.
48 A2101 1710 27181 2C_C08 0 0 0.0 0.0 No asig.
49 A2101 6096 27181 2C_C08 0 0 0.0 0.0 No asig.
50 A2101 1126 27161 2C_C08 0 0 0.0 0.0 No asig.
51 A2101 1126 28161 2C_C32 10 0 186.0 0.9 No asig.
52 A2101 1124 28161 2C_C32 10 0 219.2 0.9 No asig.
53 A2101 6096 28181 2C_C34 15 0 239.4 1,182.6 No asig.
54 A2101 6096 27131 2C_C34 2.5 0 41.1 197.1 No asig.
55 A2101 1126 27161 2C_C34 10 0 183.9 183.9 No asig.
56 A2101 1126 27211 2C_C55 5 0 88.0 88.0 No asig.
57 A2101 6060 28181 2C_C55 5 0 18.1 233.9 No asig.
58 A2101 1124 27131 2C_C59 0.1 0 2.3 0.1 No asig.
59 A2101 6096 27301 2C_C63 3.9 0 74.4 3.4 No asig.
60 A2101 6096 27301 2C_C63 15 0 286.3 32.9 No asig.
61 A2101 6096 27301 2C_C63 1 0 19.1 26.5 No asig.
62 A2101 6096 27301 2C_C63 5 0 95.4 227.8 No asig.
63 A2101 6096 28161 2C_C65 2.5 0 40.7 175.4 No asig.
64 A2101 1710 28181 2C_C68 2 0 24.3 43.2 No asig.
65 A2101 6096 28181 2D_D04 20 0 319.2 1,051.2 No asig.
66 A2101 6096 28181 2D_D04 5 0 79.8 262.8 No asig.
67 A2101 58500 4750 4DENELBLUE 89 0 92.7 92.7 No asig.

INFORME DE REGULACIÓN DEL MER EXTRAORDINARIO, IRMER-E02-2021 12

ENTE OPERADOR REGIONAL

 Precio
 Potencia Potencia Precio Precio
 Nodo Nodo Código Mínimo
 N° Asig. solicitada asignada Ofertado asignado
 Iny. Ret. Agente (miles
 (MW) (MW) (miles US$) (miles US$)
 US$)
 68 A2101 6096 27211 6GFORTUNA 5 0 70.4 309.2 No asig.
 69 A2101 6096 27281 6GFORTUNA 5 0 78.4 195.9 No asig.
 70 A2101 6096 27301 6GFORTUNA 5 0 95.4 219.0 No asig.
 71 A2101 6270 27211 6GGENISA 3 0 7.9 26.3 No asig.
 72 A2101 6290 27131 6GPANAM 15 0 66.3 77.5 No asig.
 73 M2101 1710 3183 1GGENHIXAC 10.35 10.35 15.1 30.0 0.06
 Total 608.35 285.361 13,792.9 27,331.4 200.2
Fuente: elaboración propia.
No asig. = no fue asignada la solicitud de compra de DT.

g) Comparativo de montos de los 36 DT asignados:

 Gráfico N°7,
 Comparativo entre el monto mínimo, ofertado e IVDT (monto asignado) (miles US$).
 Asignación A2101 y M2101.

 9,000
 7,712.3
 8,000
 7,000
 6,000 6,459.3
 miles US$

 5,000
 4,000
 3,000 2,148.9
 1,512.9 103.0 207.4 85.0 30.0
 2,000 566.5
 511.0 103.0 207.4 84.7 15.1
 1,000 94.9 94.5 7.2 3.5 0.1 0.0 0.1
 0
 GUA-->ELS PAN-->ELS GUA-->PAN PAN-->NIC GUA-->NIC ELS-->GUA GUA-->HON

 Monto mínimo (miles US$) Monto ofertado (miles US$) Monto asignado (miles US$)

Fuente: elaboración propia.

INFORME DE REGULACIÓN DEL MER EXTRAORDINARIO, IRMER-E02-2021 13

ENTE OPERADOR REGIONAL

2. PROBLEMAS DETECTADOS DURANTE LA ADMINISTRACIÓN Y
 OPERACIÓN DEL MERCADO.

 En la subasta anual A2101 y mensual M2101 de DT, realizada en diciembre de 2020, se
 identificaron los siguientes problemas en la aplicación de la regulación regional en el MER:

 a) 31 de 36 solicitudes de DT, fueron vendidos a precios de las pérdidas de transmisión y
 precio cero, en estos casos, hubo competencia de los agentes por la adquisición de los
 DT, ocasionando congestión de transmisión:

 • En la optimización del modelo de subastas, en la valoración del DT no se toma
 en cuenta los duales (señal de precios) del conjunto de restricciones de
 transmisión de la ecuación de factibilidad de DF, asociados a congestiones de
 transmisión de flujos de potencia.

 b) 5 de 36 solicitudes de DT, fueron vendidos a precios de las pérdidas de transmisión y
 precio cero, en estos casos, no hubo competencia de los agentes por la adquisición de
 los DT, no ocasionando congestión de transmisión:

 • El modelo de subastas de DT aplica un descuento al DT (cuando el DT absorbe
 parcial o totalmente las pérdidas de transmisión de la subasta).

 c) Una oferta de DT con inyección en Costa Rica y retiro en Nicaragua, no resultó asignada,
 debido a que en el modelo de subastas requería de un flujo circulante entre Costa Rica
 - Panamá, el cual, fue totalmente limitado por las restricciones de transmisión del área
 de control de Panamá.

 • El modelo de subastas en sus restricciones de transmisión no considera los
 flujos circulantes de transmisión producto de las ofertas de DT.

 A continuación, se desarrolla cada una de los problemas antes mencionados:

 INFORME DE REGULACIÓN DEL MER EXTRAORDINARIO, IRMER-E02-2021 14

ENTE OPERADOR REGIONAL

2.1 EN LA OPTIMIZACIÓN DEL MODELO DE SUBASTAS, EN LA VALORACIÓN DEL DT NO
 SE TOMA EN CUENTA LOS DUALES (SEÑAL DE PRECIOS) DEL CONJUNTO DE
 RESTRICCIONES DE TRANSMISIÓN DE LA ECUACIÓN DE FACTIBILIDAD DE DF,
 ASOCIADOS A CONGESTIONES DE TRANSMISIÓN DE FLUJOS DE POTENCIA.

 En la subasta A2101, en las áreas de control de El Salvador y Panamá se presentaron
 congestiones de transmisión, teniendo como resultado la asignación de 31 DT en estas
 condiciones, con las siguientes características:

 Tabla N°5,
 Precio asignado (miles US$) versus Precio mínimo equivalente y precio ofertado equivalente a la
 potencia asignada, (miles US$), subasta anual A2101.

 Potencia Potencia Precio Precio Precio Precio
 Código Solicitada- Asignada- Mínimo Ofertado Mínimo Ofertado Precio
 Nodo Nodo
 N° Agente año (*) año (miles (miles equivalente equivalente asignado
 Iny. Ret.
 titular (MW) (MW) US$) US$) (miles US$) (miles US$) (miles US$)
 (a) (b) (c) (d) (e) (f) (g)
 1 1710 28181 1GGENJAEGL 240 163.0 243.0 919.8 165.1 624.8 12.6
 2 1124 27131 2C_C34 120 120.0 230.9 692.0 230.9 692.0 11.9
 3 1710 28181 2D_D04 60 56.7 60.7 275.9 57.4 260.6 7.5
 4 1710 28181 2D_D04 60 56.7 60.7 275.9 57.4 260.6 7.5
 5 1710 28181 2D_D04 60 56.7 60.7 275.9 57.4 260.6 7.5
 6 1124 27131 1CCOMENGPG 60 60.0 115.4 284.7 115.4 284.7 5.6
 7 1124 27211 2C_C65 60 60.0 104.6 296.1 104.6 296.1 5.4
 8 1124 27131 2D_D04 60 60.0 115.4 275.9 115.4 275.9 5.2
 9 1710 27211 2C_C65 36 36.0 32.7 210.8 32.7 210.8 5.1
 10 1710 27181 2C_C08 60 50.0 59.2 240.9 49.4 200.8 4.8
 11 1124 27131 2C_C03 60 51.0 115.4 264.1 98.1 224.5 4.7
 12 1124 27301 2C_C63 60 60.0 132.1 525.6 132.1 525.6 4.2
 13 1126 27131 2C_C03 60 55.0 98.9 265.0 90.6 242.9 3.8
 14 1126 28161 2C_C08 60 60.0 93.0 328.5 93.0 328.5 1.6
 15 1126 27161 2C_C34 60 60.0 92.0 328.5 92.0 328.5 1.6
 16 1126 27161 2C_C34 60 60.0 92.0 328.5 92.0 328.5 1.6
 17 1124 27131 2C_C59 12 12.0 23.1 57.7 23.1 57.7 1.2
 18 1124 28161 1GGENJAEGL 120 100.0 219.2 459.9 182.6 383.3 1.1
 19 1710 28181 2C_C07 90.972 19.3 92.1 272.9 19.6 58.0 0.9
 20 1126 27371 2C_C03 60 30.0 108.7 220.8 54.3 110.4 0.4

 INFORME DE REGULACIÓN DEL MER EXTRAORDINARIO, IRMER-E02-2021 15

ENTE OPERADOR REGIONAL

 Potencia Potencia Precio Precio Precio Precio
 Código Solicitada- Asignada- Mínimo Ofertado Mínimo Ofertado Precio
 Nodo Nodo
N° Agente año (*) año (miles (miles equivalente equivalente asignado
 Iny. Ret.
 titular (MW) (MW) US$) US$) (miles US$) (miles US$) (miles US$)
 (a) (b) (c) (d) (e) (f) (g)
21 1710 27181 2C_C08 84 7.0 82.9 214.6 6.9 17.9 0.2
22 1710 28181 2C_C03 60 5.0 60.7 166.4 5.1 13.9 0.1
23 1710 28181 2C_C07 24 2.0 24.3 70.8 2.0 5.9 0.0
24 1124 28161 1GGDRXOLPR 48 4.0 87.7 104.4 7.3 8.7 0.0
25 1124 28161 1GGENHIXAC 228 76.0 416.4 678.7 138.8 226.2 0.0
26 1124 27131 1GGENINGSD 36 3.0 69.3 98.6 5.8 8.2 0.0
27 1126 28161 1GGENJAEGL 60 1.0 93.0 109.5 1.6 1.8 0.0
28 1126 28161 2C_C07 209.028 69.7 324.0 627.1 108.0 209.0 0.0
29 1124 27371 2D_D04 60 5.0 125.2 153.3 10.4 12.8 0.0
30 6096 28181 6GIDEALPMA 552 425.9 734.2 9,995.0 566.5 7,712.3 94.5
31 6096 4406 4DENELBLUE 288 24.0 1,236.5 1,236.5 103.0 103.0 3.5
 Total 3,108.0 1,849.0 5,404.0 20,254.4 2,818.4 14,274.7 192.9
(*) =Potencias de retiro asignadas en El Salvador y potencias de inyección asignadas en Panamá.
Precio mínimo equivalente a la potencia total de DT asignada en el año: (e)= [(c) / (a)]*(b)
Precio ofertado equivalente a la potencia total de DT asignada en el año: (f)= [(d) / (a)]*(b)
En el siguiente gráfico, se presenta el comparativo de montos:

 Gráfico N°8,
 Comparativo de montos ofertado, mínimos e IVDT (monto asignado)
 (miles US$) en condiciones de congestión de la transmisión, asignación A2101.

 10,000
 7,712.3
 8,000
 miles US$

 6,000 6,459.3 103.0
 4,000 566.5 103.0
 2,148.9
 2,000
 94.9 94.5 3.5
 0
 GUA-->ELS PAN-->ELS PAN-->NIC

 Monto mínimo equivalente (miles US$) Monto ofertado equivalente (miles US$)

 Monto asignado (miles US$)

Fuente: elaboración propia.

INFORME DE REGULACIÓN DEL MER EXTRAORDINARIO, IRMER-E02-2021 16

ENTE OPERADOR REGIONAL

Como lo muestra la tabla N°5:

 a) Las potencias asignadas de 1,849 MW se vendieron a precio de las pérdidas de
 transmisión por un monto US$ 192.9 miles, lo cual es menor al precio ofertado
 equivalente, por un monto total de US$ 14,274.7 miles, teniendo impacto
 importante (consecuencia), en una menor recolección de fondos de Ingreso por
 venta de Derechos de Transmisión (IVDT) para el pago de la Línea SIEPAC.

 b) El precio mínimo para que los agentes realicen ofertas para la compra de DT, es una
 proyección estadística del promedio mensual de los precios nodales de la RTR, y es
 una aproximación del costo histórico de la transmisión de la energía eléctrica en la
 Red de Transmisión Regional, (valor histórico del DT). Los precios mínimos son
 utilizados únicamente para determinar el precio de la oferta y no como base para
 fijar el precio de venta del DT. En este sentido en la A2101, las potencias asignadas
 se vendieron a precio de las pérdidas de transmisión por un monto US$ 192.9 miles,
 lo cual es menor al precio mínimo equivalente, por un monto total de US$ 2,818.4
 miles.

La valorización de los 31 DT, a precio de las pérdidas de transmisión en la subasta A2101, es
consecuencia del siguiente problema:

Los valores de las variables duales asociadas al conjunto de restricciones de transmisión
establecidos en la ecuación (4.1) del numeral D4.2.1 del Anexo D del Libro III del RMER (ver
figura N°1), no son tomados en cuenta en el cálculo del precio de los DT (ver figura N°2). En
el cálculo de los precios de DT únicamente, se consideran los valores duales de las
restricciones de transmisión de la ecuación (4). Es decir, que se considera el marginal de la
ecuación de compensación de pérdidas que es parte del precio PON y no el precio PN, con
el cual, el modelo determina la marginación de precios para valorar los DT). En la subasta
A2101, se evidenció que competencia por los agentes para la adquisición de los DT, en
consecuencia, hubo congestión de transmisión y marginación de precios en las ecuaciones
4.1, pero los duales de dichas ecuaciones según la regulación regional no deben ser tomados
en cuenta en la valoración de los DT.

INFORME DE REGULACIÓN DEL MER EXTRAORDINARIO, IRMER-E02-2021 17

ENTE OPERADOR REGIONAL

 Figura N°1,
 Ecuaciones (4.1) del numeral D4.2.1 del Anexo D del Libro III del RMER.
 La exportación total acumula a todos los flujos de potencia sin pérdidas que salen del
 área de control, sin considerar las ventas de DT:

 ∑ ∑ (0, [ ] ) + ∑ ∑ (0, [− ] ) ≤ 
 
 La importación total acumula a todos los flujos de potencia sin pérdidas que entran en
 el área de control, sin considerar las ventas de DT:

 ∑ ∑ max(0, [ ] ) + ∑ ∑ max(0, [− ] ) ≤ 
 
 Figura N°2,
 Ecuación (15) del numeral D7.1.2 del Anexo D del Libro III del RMER.

 PDFk= pago que deberá realizar el comprador del DF
 0
 
 = − max (0, [ ]1∗ × [ + ] ∗1 ) − [ ]1∗ × [ + ] ∗1
 Ecuación (15)

 Duales asociados únicamente a
 [ ] ∗1 = [ ℓ ] ∗ × [ ℓ ] ∗1
 la Ecuación (4)
 Ecuación (13)

 ∑ ∑ (0, [ ] ) + ∑ ∑ (0, [− ] ) ≤ 
 
 ∑ ∑ max(0, [ ] ) + ∑ ∑ max(0, [− ] ) ≤ 
 
 Ecuaciones (4.1)
 Restricciones de exportación e importación total

Fuente: elaboración propia.

INFORME DE REGULACIÓN DEL MER EXTRAORDINARIO, IRMER-E02-2021 18

ENTE OPERADOR REGIONAL

 Por otra parte, es importante indicar que se ha identificado que en la ecuación (15) del
 numeral D7.1.2 del Anexo D del Libro III del RMER, (figura N°2 anterior) la función “max”
 excluye los valores negativos que son considerados en el producto de los precios nodales
 implícitos de la factibilidad de los DF, lo cual descartaría los valores que resultaren como
 cargos en caso se congestionen los elementos de transmisión en alguna de las restricciones
 de transmisión de las ecuaciones (4) y (4.1) del numeral D4.2.1 del Anexo D del Libro III del
 RMER, en consecuencia se idéntica que es necesario suprimirlo de la ecuación (15).

 Con base en lo antes descrito, se identifica que hay situaciones en las cuales podría haber
 una ineficiencia económica en la valorización de los DT, y que es necesario revisar la
 conveniencia de modificar la regulación regional, bajo las condiciones antes expuestas.

2.2 EL MODELO DE SUBASTAS DE DT APLICA UN DESCUENTO AL DT (CUANDO EL DT
 ABSORBE PARCIAL O TOTALMENTE LAS PÉRDIDAS DE TRANSMISIÓN). EN ESTOS
 CASOS NO HUBO CONGESTIÓN DE TRANSMISIÓN.

 En la subasta anual A2101 y mensual M2101, se presentaron 4 casos donde no hubo
 competencia de los agentes por la Capacidad Operativa de Transmisión disponible de DT
 (COTDT), en consecuencia, no hubo congestiones de transmisión, razón por la cual la
 potencia de los DT asignados fue valorizada a precios de las pérdidas de transmisión. Y
 también en la asignación anual A2101, se presentó 1 caso en el cual al agente titular se le
 asignó el DT a precio cero, el detalle es el siguiente:

 Tabla N°6,
 Precio asignado (miles US$) versus precio mínimo equivalente y precio ofertado equivalente a la
 potencia asignada, (miles US$), subasta anual A2101 y mensual M2101.

 Potencia Potencia Precio Precio Precio Precio
 Código
 Solicitada- Asignada- Mínimo Ofertado Mínimo Ofertado Precio
 Nodo Nodo
 N° Agenteaño (*) año (miles (miles equivalente equivalente asignado
 Iny. Ret.
 titular
 (MW) (MW) US$) US$) (miles US$) (miles US$) (miles US$)
 (a) (b) (c) (d) (e) (f) (g)
 1 1710 6096 1CCOMMERGU 300 100 4,538.7 1,533.0 1,512.9 511.0 7.2
 2 27301 1124 2C_C63 60 60 84.7 85.0 84.7 85.0 0.0
 3 1710 4403 4DENELBLUE 60 60 103.7 103.7 103.7 103.7 0.03
 4 1710 4403 4DENELBLUE 60 60 103.7 103.7 103.7 103.7 0.03

 INFORME DE REGULACIÓN DEL MER EXTRAORDINARIO, IRMER-E02-2021 19

ENTE OPERADOR REGIONAL

 Potencia Potencia Precio Precio Precio Precio
 Código Solicitada- Asignada- Mínimo Ofertado Mínimo Ofertado Precio
 Nodo Nodo
 N° Agente año (*) año (miles (miles equivalente equivalente asignado
 Iny. Ret.
 titular (MW) (MW) US$) US$) (miles US$) (miles US$) (miles US$)
 (a) (b) (c) (d) (e) (f) (g)
 5 1710 3183 1GGENHIXAC 10.4 10.4 15.1 30.0 15.1 30.0 0.1
 Total 490.4 290.4 4,845.8 1,855.3 1,820.0 833.3 7.3
Precio mínimo equivalente a la potencia total de DT asignada en el año: (e)= [(c) / (a)]*(b)
Precio ofertado equivalente a la potencia total de DT asignada en el año: (f)= [(d) / (a)]*(b)

A continuación, se presenta el gráfico que compara el precio mínimo equivalente a la
potencia asignada y el precio pagado por potencia asignada, para cada agente.

 Gráfico N°9,
 Comparativo de precio ofertado, mínimo e IVDT (precio asignado) por oferta de DT (miles US$),
 sin congestión de transmisión, asignación A2101

 2,000
 1,512.9
 1,500
 miles US$

 1,000 85.0 103.7 30.0
 103.7
 511.0
 84.7 103.7 15.1
 500 103.7
 7.2 0.0 0.03 0.1
 0.03
 0
 GUA (1710) --> ELS (27301) --> GUA (1710) --> GUA (1710) --> GUA (1710) -->
 PAN (6096) GUA (1124) NIC (4403) NIC (4403) HON (3183)
 100 MW 60 MW 60 MW 60 MW 10.4 MW

 Precio Mínimo proporcional a la potencia asignada (miles US$)
 Precio Ofertado proporcional a la potencia asignada (miles US$)
 Precio asignado (miles US$)

Fuente: elaboración propia; nodo inyección --> nodo retiro.

De la tabla y graficó anterior, es importante resaltar que la oferta del agente 1CCOMMERGU,
en el nodo de inyección 1710 y de retiro 6096, el precio ofertado de US$ 1,533.0 miles, fue
menor al precio mínimo aceptable de US$ 4,538.7 miles, debido a la excepción contenida en
el literal b) del numeral 8.3.4 del Libro III del RMER, que indica que “b) Las ofertas de precios
para la compra de DT con período de validez anual o mensual deberán ser mayores o iguales

INFORME DE REGULACIÓN DEL MER EXTRAORDINARIO, IRMER-E02-2021 20

ENTE OPERADOR REGIONAL

a los precios mínimos establecidos en este procedimiento, siempre y cuando se cumpla con…
ii) que la suma de las potencias, para compra de DT, realizadas por más de dos oferentes,
considerando los DT existentes, no superen la COTDT correspondiente;”

Como lo muestra la tabla N°6:

a) Cuando los DT son asignados a precio de las pérdidas de transmisión por el modelo de
 subastas o a precio cero, este precio no representa el costo que los agentes están
 dispuestos a pagar (precio ofertado), ni el precio mínimo (costo de la transmisión
 aproximado, basado en el histórico del Cargo Variable de Transmisión), sino un precio
 muy por debajo del CVT en que se incurre en el Predespacho Regional, teniendo
 impacto importante (consecuencia), en una menor recolección de fondos de Ingreso
 por venta de Derechos de Transmisión (IVDT) para el pago de la Línea SIEPAC.

b) El precio mínimo para que los agentes realicen ofertas para la compra de DT, es una
 proyección estadística del promedio mensual de los precios nodales de la RTR, y es una
 aproximación del costo histórico de la transmisión de la energía eléctrica en la Red de
 Transmisión Regional. (valor de mercado del DT). Los precios mínimos son utilizados
 únicamente para determinar el precio de la oferta y no como base para fijar el precio
 de venta del DT. En este sentido en la A2101, las potencias asignadas se vendieron a
 precio de las pérdidas de transmisión por un monto US$ 192.9 miles, lo cual es menor
 al precio mínimo equivalente, por un monto total de US$ 2,818.4 miles.

c) Por otra parte, al ser valorado el DT a precio de cero dólares, (conforme el numeral
 D7.1.2 del Anexo D del Libro III RMER) no se paga por el uso de la red de transmisión a
 través del Ingreso por Venta de Derecho de Transmisión (IVDT) ni tampoco por el uso
 de la red de transmisión cuando se declara el Contrato Firme en el predespacho
 regional, en cuanto que el CMORC (Cargo Variable de Transmisión del contrato firme),
 es reintegrado a través de la Renta de Congestión.

En cuanto a la valorización de los DT a precio de las pérdidas de transmisión y precio cero
en la subasta A2101 y M2101, es consecuencia del siguiente problema:

INFORME DE REGULACIÓN DEL MER EXTRAORDINARIO, IRMER-E02-2021 21

ENTE OPERADOR REGIONAL

 En primer lugar, 4 DT fueron valorados a precios de las pérdidas de transmisión, ya que, el
 modelo de subastas aplicó un descuento al DT, (cuando el DT absorbe solamente una parte
 de las pérdidas de transmisión), en segundo lugar 1 DT fue vendido a precio cero, ya que, el
 modelo de subastas aplicó una compensación al DT (cuando el DT absorbe todas las
 pérdidas de transmisión y en consecuencia resulta valorado a un precio negativo. Por
 regulación se asigna a precio cero).

 Con base en lo descrito en los literales anteriores, se identifica que hay situaciones en las
 cuales podría haber una ineficiencia económica en la valorización de los DT, y que es
 necesario revisar la conveniencia de modificar la regulación regional, bajo las condiciones
 antes expuestas.

2.3 UNA OFERTA DE DT CON INYECCIÓN EN COSTA RICA Y RETIRO EN NICARAGUA, NO
 RESULTÓ ASIGNADA, DEBIDO A QUE EN EL MODELO DE SUBASTAS REQUERÍA DE UN
 FLUJO CIRCULANTE ENTRE COSTA RICA - PANAMÁ, EL CUAL, FUE TOTALMENTE
 LIMITADO POR LAS RESTRICCIONES DE TRANSMISIÓN (EN EL MODELO DE DT) DEL
 ÁREA DE CONTROL DE PANAMÁ.

 El modelo de subastas en sus restricciones de transmisión, no considera los flujos de
 potencia circulantes de transmisión, y como resultado del proceso de la subasta anual
 A2101, de diciembre de 2020, no se asignó una solicitud de compra de DT por 89 MW con
 nodo de inyección en Costa Rica y nodo de retiro en Nicaragua.

 Al simular el caso en una herramienta de flujos DC, se determinó que la referida oferta de
 compra de DT con nodo de inyección en Costa Rica y nodo de retiro en Nicaragua, contenía
 (requería de) un flujo circulante por las interconexiones entre Costa Rica-Panamá de +7.784
 MW, saliendo de Costa Rica hacia Panamá, para lo cual, requería hacer uso de la capacidad
 de importación de Panamá disponible que en ese momento era de cero (0) MW, en
 consecuencia, al ser mayor el flujo de potencia circulante entrando al área de control de
 Panamá de +7.784 MW, respecto a la capacidad de importación total de dicha área de
 control de 0 MW (restricción de transmisión), se impidió la asignación de la potencia del DT
 de 89 MW con nodo de inyección en Costa Rica y nodo de retiro en Nicaragua.

 INFORME DE REGULACIÓN DEL MER EXTRAORDINARIO, IRMER-E02-2021 22

ENTE OPERADOR REGIONAL

El problema, se identifica en la modelación de las restricciones de transmisión para los flujos
de potencia circulantes para DT contenidos en la ecuación (4.1) del numeral D4.2.1 del Anexo
D del Libro III del RMER, cuando hay un flujo de potencia circulante asociado a las ofertas
de DT entre dos áreas de control (una inyectando y la otra retirando), el referido flujo de
potencia circulante es limitado por las restricciones de transmisión de una tercera área de
control no vinculada a la inyección y retiro del DT, debido a que en la modelación de tales
restricciones no se consideran los flujos de potencia circulantes de transmisión,
imposibilitando la asignación de la potencia solicitada.

La referida situación se ha presentado a partir de la implementación de los cambios
normativos de la resolución CRIE-50-2020, realizada en las subastas de diciembre de 2020.

El modelo de subastas de DT, en la matriz de factores de transferencia de potencia (Matriz
He1), el flujo de potencia se distribuye en la red eléctrica conforme a su topología (red
eléctrica enmallada) y configuración eléctrica (impedancias de los elementos de
transmisión), donde hay un flujo de potencia circulante que sale del área de control y regresa
a dicha área de control en sentido contrario.

 Figura N°3
 Flujo de Potencia circulante limitado por restricción de transmisión de una área de control.

 Flujo de potencia circulante asociado a la oferta de DT Restricción de transmisión,
 entre las áreas de control A y B (inyectando en B y área de control “C”
 retirando en A)

 A B C

 Área de control Área de control Área de control “no
 “nodo retiro” “nodo inyección” vinculada a la inyección y
 oferta de DT oferta de DT retiro de DT”

 Flujo de potencia circulante limitado por restricción de
 transmisión del área de control “C”

 No asignación de potencia de DT

1
 La Matriz He se establece en el numeral D2 del Anexo D del Libro III del RMER.

INFORME DE REGULACIÓN DEL MER EXTRAORDINARIO, IRMER-E02-2021 23

ENTE OPERADOR REGIONAL

3. CAUSA Y EFECTOS, JUSTIFICACIÓN, VALORIZACIÓN DEL IMPACTO
 Y COSTO / BENEFICIO.

3.1 CAUSA Y EFECTO.

 a) Causas:

 En el modelo de subasta de DT en la asignación de DT:

 i) No toma en cuenta los valores de las variables duales del conjunto de restricciones
 de transmisión de la ecuación (4.1) del numeral D4.2.1 del Anexo D del Libro III del
 RMER.

 ii) Aplica un descuento al precio del DT, cuando el DT absorbe parcial o totalmente
 las pérdidas de transmisión de la subasta.

 iii) El flujo de potencia circulante de las ofertas de DT es limitado por las restricciones
 de transmisión establecidas en la ecuación (4.1) del numeral D4.2.1 del Anexo D del
 Libro III del RMER, a pesar de que su efecto neto es cero MW.

 b) Efectos:

 i) Cuando los DT son asignados a precio de las pérdidas de transmisión por el modelo
 de subastas o a precio cero, este precio no representa el precio que los agentes están
 dispuestos a pagar (precio ofertado), ni el precio mínimo (costo de la transmisión
 aproximado, basado en el histórico del Cargo Variable de Transmisión), sino un
 precio muy por debajo del CVT en que se incurre en el Predespacho Regional,
 teniendo impacto importante (consecuencia), en una menor recolección de fondos
 de Ingreso por venta de Derechos de Transmisión (IVDT) para el pago de la Línea
 SIEPAC.

 INFORME DE REGULACIÓN DEL MER EXTRAORDINARIO, IRMER-E02-2021 24

ENTE OPERADOR REGIONAL

 ii) No hay asignación de potencia de Derechos de Transmisión, cuando el flujo de
 potencia circulante de las ofertas de DT es limitado por las restricciones de
 transmisión.
 iii) Valorización de los DT a precios de las pérdidas de transmisión y precio cero del
 modelo de subastas de DT, cuando hay congestiones o no hay congestión de la
 transmisión.

 iv) No se paga por el uso de la red de transmisión a través del Ingreso por Venta de
 Derecho de Transmisión (IVDT) ni tampoco por el uso de la red de transmisión
 cuando se declara el Contrato Firme en el predespacho regional, en cuanto que el
 CMORC (Cargo Variable de Transmisión del contrato firme), es reintegrado a través
 de la Renta de Congestión, al ser valorado el DT a precio de cero dólares, (conforme
 el numeral D7.1.2 del Anexo D del Libro III RMER)

3.2 JUSTIFICACIÓN.

 La propuesta de modificación a la regulación regional que se recomienda aplicar es
 necesaria para:

 a) Que los Derechos de Transmisión sean valorados a precios que representen el costo real
 del uso de la Red de Transmisión Regional y no al precio de las pérdidas de transmisión
 del modelo de subastas de DT.

 b) Que la modelación restricciones de transmisión en el modelo de DT, no impida la
 asignación de potencia de DT, cuando hay un flujo de potencia circulante asociado a las
 ofertas de DT entre dos áreas de control (una inyectando y la otra retirando), limitado
 por las restricciones de transmisión de una tercera área de control no vinculada a la
 inyección y retiro del DT.

3.3 VALORIZACIÓN DEL IMPACTO.

 Al incorporarse la propuesta a la Regulación Regional, se obtendrán las siguientes ventajas:

 INFORME DE REGULACIÓN DEL MER EXTRAORDINARIO, IRMER-E02-2021 25

ENTE OPERADOR REGIONAL

 a) Se elimina la ineficiencia económica de subvaloración de precios a los que se venden los
 DT en el MER (a precio de las pérdidas de transmisión).

 b) Habrá una mayor recolección de montos de dinero de IVDT para pagar la Línea SIEPAC,
 por lo que se reduciría el “Cargo Complementario de la Línea SIEPAC” a la demanda
 nacional y en consecuencia se beneficia la población de América Central.

 c) Igualdad de condición para el costo de la transmisión para los Contratos No Firmes
 Físicos Flexibles (CNFFF) y ofertas de oportunidad respecto a los Contratos Firmes en las
 transacciones en el MER.

3.4 COSTO / BENEFICIO.

 a) Costos:

 No se identifican costos adicionales para el MER asociados a la propuesta de
 modificación regulatoria.

 b) Beneficios:

 Se identifican beneficios monetarios para el MER, los cuales están en dependencia de
 los montos resultantes de los Ingresos por la Venta de Derechos de Transmisión (IVDT)
 al realizar subasta de DT.

 El EOR, realizó pruebas (Anexo 1) con base a la propuesta de modificación regulatoria
 contenida en el presente IRMER, y al replicar la asignación anual A2101 y mensual
 M2101, se obtuvo como resultado un Ingreso por Venta de Derechos de Transmisión
 (IVDT) de US$ 11,340.9 miles. Es decir, un aumento de US$ 11,140.7 miles en el IVDT,
 respecto a los US$ 200.2 miles, a los cuales fueron vendidos los DT.

 La prueba demostró que el IVDT que se recolecta es el resultado de la señal de precios
 de las ofertas de DT que los agentes están dispuestos a pagar por la transmisión en
 MER al incluir los valores duales de la ecuación 4.1 en el cálculo de precios de DT en el
 modelo de subasta.

 INFORME DE REGULACIÓN DEL MER EXTRAORDINARIO, IRMER-E02-2021 26

ENTE OPERADOR REGIONAL

 Gráfico N°10,
 Monto de IVDT asignado (oficial) vs IVDT de las pruebas de la propuesta (miles US$)
 Asignación A2101 y M2101

 6,000
 4,847.2 IVDT asignado (oficial) = US$ 200.2 miles
 5,000 4,490.0 IVDT de las pruebas = US$ 11,340.9 miles

 4,000
 miles US$

 3,000

 2,000 1,512.9
 103.0 207.4 84.7 15.2
 1,000
 94.9 94.5 80.5 7.2 3.5 0.1 0.0 0.1
 0
 GUA-->ELS PAN-->ELS CRI-->NIC GUA-->PAN PAN-->NIC GUA-->NIC ELS-->GUA GUA-->HON

 Monto asignado (miles US$) Monto asignado (miles US$) (PROPUESTA)

 Fuente: elaboración propia.

 Como resultado de la propuesta de modificación regulatoria, habrá una mayor
 recolección de montos de IVDT para pagar la Línea SIEPAC, y se reduciría el Cargo
 Complementario que pagaría la demanda nacional y en consecuencia se beneficiaría la
 población de América Central.

4. PROPUESTA REGULATORIA.

 El EOR, de conformidad con lo establecido en el Tratado Marco del Mercado Eléctrico de
 América Central, acerca de sus responsabilidades y funciones de comunicar a la CRIE de
 manera oportuna de los problemas detectados que afectan la administración del MER, para
 que de acuerdo a su consideración y competencia se tomen las acciones pertinentes o
 correctivas que considere a bien, y por instrucción de la Junta Directiva del EOR, con la
 finalidad de garantizar el adecuado funcionamiento del MER, remite la propuesta regulatoria
 “Propuesta de modificación a la valoración de los Derechos de Transmisión y a las

 INFORME DE REGULACIÓN DEL MER EXTRAORDINARIO, IRMER-E02-2021 27

ENTE OPERADOR REGIONAL

restricciones de transmisión para los flujos circulantes de las ofertas de DT en la Regulación
Regional”, como a continuación se describe:

La modificación propuesta está en texto color azul para su identificación.

1) Adicionar las siguientes definiciones al Glosario del Libro I del RMER:

Exportación
Es el flujo de potencia neto que sale de un área de control, ya sea en la dirección Norte - Sur
(N-S) o Sur –Norte (S-N) y que está asociado a la inyección de potencia hacia otras áreas de
control del SER, por periodo de mercado

Exportación Total
Es el flujo total de potencia que sale de un área de control, en alguna dirección Norte-Sur
o Sur-Norte o ambas direcciones, y que está asociado a la inyección de potencia hacia
otras áreas de control del SER, por periodo de mercado.

Flujo de potencia circulante en el SER
Es el flujo de potencia que entra y sale nuevamente de un área de control, en direcciones
opuestas, en igual magnitud y es resultado de la topología y parámetros de la red eléctrica
de dicha área de control y del Sistema Eléctrico Regional (SER). Los flujos circulantes de
Guatemala, El Salvador y Honduras en el SER se limitarán con los porteos norte-sur o sur-
norte asociados a las áreas de control respectivas.

Importación
Es el flujo de potencia neto que entra a un área de control, ya sea en la dirección Norte –Sur
(N-S) o Sur-Norte (S-N), y que está asociado al retiro de potencia desde otras áreas del
control del SER, por periodo de mercado.

Importación Total
Es el flujo total de potencia que entra a un área de control, en alguna dirección Norte-Sur o
Sur-Norte o ambas direcciones, y que está asociado al retiro de potencia desde otras áreas
de control del SER.

INFORME DE REGULACIÓN DEL MER EXTRAORDINARIO, IRMER-E02-2021 28

ENTE OPERADOR REGIONAL

Porteo
Es el flujo de potencia neto que va de paso (entra y sale) en la misma dirección (Norte -Sur
o Sur-Norte) a través de un área de control, y que no está asociado a retiro o inyección de
potencia del área de control que sirve de paso. Es decir que, ocurre cuando el sistema de
transmisión de un área de control está siendo usado por otra área de control para
transportar un flujo de potencia desde una tercera área de control, por periodo de mercado.

Precio mínimo mensual de DT
Es el resultado del cociente del precio mínimo aceptable de ofertas para la compra de DT
entre el número de meses del periodo de validez del DT.

Precio mínimo equivalente de DT
Es el resultado del cociente del precio mínimo mensual de DT entre la potencia de compra
de DT solicitada por el agente.

2) Modificar el literal b) del numeral 8.3.4 del Libro III del RMER, de la siguiente forma:

8.3.4 El mecanismo de asignación de DT, considerará la subasta de la capacidad de
transmisión disponible, con las siguientes características:
…
b) Las ofertas de precios para la compra de DT con período de validez anual o mensual
deberán ser mayores o iguales a los precios mínimos establecidos en este procedimiento.,
siempre y cuando se cumpla con i) Los requisitos establecidos en los numerales 8.3.10 y
8.3.11 de este capítulo y, ii) que la suma de las potencias, para compra de DT, realizadas por
más de dos oferentes, considerando los DT existentes, no superen la COTDT
correspondiente;
…

3) Modificar el segundo párrafo del numeral 8.3.5 del Libro III del RMER, de la siguiente
 forma:
8.3.5 Compras de DT
…
Para la incorporación de cada solicitud de DT aceptada al Programa de Selección de
Solicitudes (PSS), el EOR verificará que el precio ofertado sea igual o mayor al respectivo

INFORME DE REGULACIÓN DEL MER EXTRAORDINARIO, IRMER-E02-2021 29

ENTE OPERADOR REGIONAL

precio mínimo aceptable de ofertas., considerando las excepciones indicadas en el literal b)
del numeral 8.3.4, cuyo valor será calculado conforme la metodología de precios mínimos
aceptables de ofertas establecida en el numeral 8.6 del presente capítulo.

4) Modificar el numeral D4.2.1 del Anexo D al Libro III del RMER, de la siguiente forma:
“Ecuación de Factibilidad de Derechos Firmes que no considera pérdidas.

Las restricciones (4) y (4.1) siguientes, verifican que los Derechos Firmes a ser asignados en
un sentido, sean factibles de manera independiente, sin ninguna compensación o alivio por
parte de otros Derechos Firmes a ser asignados en sentido contrario.

 max(0, HM  T  ) −  max(0,  HM  TV  )  bf
 k
 e k k i
 q
 e q q i e

   He      He    bfue 
 max  0,  − H
   T   −  max  0, 
    − H e 
  TV     
  i  q
 k k q q
k   e    i   bfle  e
 ( ) (
 max 0, H e kTk i −  max 0,  H e qTVq   bfue
 k q
 i
 )
 max ( 0, − H  T  ) −  max ( 0, − H  TV  )  bfl
 k
 e k k i
 q
 e q q i e

(4)
 
∑ ∑ (0, [ ] ) − ∑ ∑ (0, [ ] ) ≤ 
 
∑ ∑ (0, [− ] ) − ∑ ∑ (0, [− ] ) ≤ 
 
La exportación total acumula a todos los flujos de potencia sin pérdidas que salen del área
de control, sin considerar las ventas de DT:
 
∑ ∑ (0, [ ] ) + ∑ ∑ (0, [− ] ) ≤ 
 
INFORME DE REGULACIÓN DEL MER EXTRAORDINARIO, IRMER-E02-2021 30

ENTE OPERADOR REGIONAL

La importación total acumula a todos los flujos de potencia sin pérdidas que entran en el
área de control, sin considerar las ventas de DT:
 
∑ ∑ max(0, [ ] ) + ∑ ∑ max(0, [− ] ) ≤ 
 
∑ ∑ [ ] − ∑ ∑ [ ] ≤ − ∑ ∑ [ ] 
 
∀ ∈ ⋀ ∀ ∈ ⋀ ∀ ∈ 

(4.1)

Los valores de las variables duales asociadas a las restricciones (4.1) no se deben tomar en
cuenta en el cálculo de los Precios Nodales implícitos de la factibilidad de los DF, PN de la
ecuación (13); ni tampoco en los Pagos a los compradores y vendedores de DT, PDF de la
ecuación (15), ambas establecidas en el numeral D7.1.2.

Donde:

MT es el conjunto de elementos de transmisión interconectores “j”, que considera la
sumatoria de flujos de potencia sin pérdidas, a través de los cuales se modelan las
restricciones relativas a máximas capacidades de transferencia de potencia por área de
control (exportación, importación y porteo tanto Norte-Sur como Sur-Norte), así como la
importación total únicamente para los casos donde existan ofertas Tk y TVq con nodos de
retiro en el área de control respectiva y la exportación total únicamente para los casos donde
existan ofertas Tk con nodos de inyección en el área de control respectiva. La exportación
total acumula a todos los flujos de potencia sin pérdidas que salen del área de control. La
importación total acumula a todos los flujos de potencia sin pérdidas que entran en el área
de control.

 = Vector columna de las capacidades operativas de transmisión,
denominadas máximas capacidades de transferencia de potencia por área de control,
asociado al conjunto MT, para el límite superior “u”, considerado la reducción producida por

INFORME DE REGULACIÓN DEL MER EXTRAORDINARIO, IRMER-E02-2021 31