Central térmica: Central que genera energía mediante la combustión de algún combustible
(carbón, gas, petróleo diesel).
Central de embalse: Central hidroeléctrica capaz de acumular agua en un embalse. Esto
permite almacenar energía en forma de agua para ser utilizada en el momento más propicio
para generar electricidad.
Central de pasada: Central hidroeléctrica desvía de manera directa una fracción del caudal
a una turbina y restituye el flujo a continuación. En consecuencia, no tiene capacidad de
almacenar energía.
Clientes regulados: Clientes cuya potencia conectada es mayor 100 kWh. Los precios de
los clientes regulados se fijan mediante los decretos de precio de nudo que emite la CNE.
A los clientes abastecidos por una empresa de distribución (p. ej. cliente residencial), la
distribuidora les traspasa el precio de nudo (precio al que compró la energía) y adiciona el
VAD (cargo que cubre los servicios de distribución). Los clientes cuya potencia conectada
esté entre 500 y 2.000 kW pueden optar a ser clientes regulados.
Costo marginal de la energía: Costo que supone generar una unidad adicional de energía,
expresado en US$/MWh. Como éste depende de las unidades generadoras, las que se
despachan en orden creciente según su costo marginal individual, el costo marginal del
sistema es creciente en función de la energía.
Gases de efecto invernadero (GEI): Gases cuya presencia en la atmósfera contribuye al
efecto invernadero. Entre los más importantes se cuenta el dióxido de carbono (CO2) y el
metano (CH4). El hexafluoruro de azufre (SF6), utilizado como aislante en equipos
eléctricos tales como interruptores o subestaciones aisladas en gas (GIS, por sus siglas en
inglés), es de los más potentes en cuanto a su efecto invernadero (unas 20.000 veces más
que el CO2), pero por las escasas cantidades que se liberan a la atmósfera, su aporte global
es casi insignificante.
Gigawatt (GW): Abreviado GW, es una unidad de potencia de gran magnitud, utilizada
para hablar de sistemas interconectados o de centrales de generación eléctrica de gran
tamaño (de un tamaño que no hay en Chile). Quiere decir “Mil millones de watts”.
Gigawatt hora (GWh): Unidad de medida de la energía, equivalente a la energía desarrollada (generada o
consumida) por 1 GW de potencia durante una hora.
Megawatt (MW): Unidad de medida de potencia. Quiere decir “Un millón de
watts” (ver watt). Habitualmente se habla de la potencia de las centrales, sin embargo la
energía (GWh) que éstas efectivamente generen dependerá de su factor de planta (ver
Gigawatt-hora).
Megawatt-hora (MWh): Unidad de energía, equivalente a la energía consumida un
Megawatt de potencia en el transcurso de una hora.
Peaje: Corresponde al pago que tiene derecho a recibir el propietario de instalaciones, ya
sea de transmisión o de distribución, por parte de quien hace uso de las mismas.
Power Purchase Agreements (PPA): O en castellano Acuerdos de Adquisición de
Potencia, pero suele utilizarse la sigla en inglés. Corresponden a un contrato de “compra”
de la electricidad generada por una planta o central generadora, por parte de un tercero: un
cliente (regulado o no regulado) u otra empresa generadora.
Valor Agregado de Distribución (VAD): El valor agregado por concepto de costos de
distribución se determina en base de una empresa modelo teórica. Considera los costos
fijos de administración, las pérdidas y las inversiones en infraestructura, considerando la
respectiva mantención y operación.
Watt (W): Unidad básica de potencia en el Sistema Internacional, equivalente a 1
joule/segundo, o en su forma esencial, 1 [kg]·[m²]/[s²]
¿Que son los costos marginales? Los costos marginales de la energía eléctrica son sin
duda uno de los principales indicadores del mercado eléctrico y de su condición de
adaptación entre oferta y demanda. Este costo marginal (CMg), que en términos simples
refleja el costo de suministrar 1 kilo watt hora (kWh) adicional, es uno de los drivers
importantes para la toma de decisiones de los actores del sector, pues su análisis y
proyección futura revelan las oportunidades del negocio de generación.
Agentes del mercado, Agentes del MER o Agentes: Son las personas naturales o
jurídicas dedicadas a la generación, transmisión, distribución y comercialización de
electricidad; así como grandes consumidores habilitados para participar en el MER.
Agente Transmisor: Se refiere en forma genérica a los propietarios de instalaciones de
transmisión pertenecientes a la RTR.
Área de Control: Conjunto de plantas de generación, subestaciones, líneas de transmisión
y distribución y demandas que son controladas desde un mismo Centro de Control.
Arranque en Negro: La capacidad de una unidad generadora de alcanzar una condición
operativa a partir de un paro total sin la ayuda de la red eléctrica externa.
Base de Datos Regional: Base de datos que contiene toda la información relacionada con
las instalaciones del SER, el planeamiento, operación y administración del MER,
estructurada según un Modelo Integrado de Datos.
Beneficio Social: Es la suma del excedente del consumidor y el excedente del productor
Calidad Característica del servicio de la energía eléctrica referida a su disponibilidad y al
cumplimiento de requisitos técnicos de voltaje y frecuencia.
Canon (de una ampliación de la RTR): Es el Ingreso Autorizado que recibe un Agente transmisor al que se le ha adjudicado una licitación de una Ampliación Planificada, de una Ampliación a Riesgo con Beneficio Regional de la RTR, que haya sido autorizada por la CRIE.
Canon Máximo Aceptable (asociado a una ampliación de la RTR): Es el máximo valor aceptable para cualquier Canon ofertado en una licitación para una Ampliación de la RTR. El Canon Máximo Aceptable es fijado para cada licitación por la CRIE.
Capacidad Técnica de Transmisión: Es el máximo valor de potencia que puede ser transmitido por una determinada línea de transmisión o vínculo de la RTR, de acuerdo al diseño del elemento.
Capacidad Operativa de Transmisión: Es la máxima potencia que se puede transmitir por una línea o por un grupo de líneas que enlazan dos áreas distintas de un sistema nacional o del SER, tomando en consideración el cumplimiento de los Criterios de Calidad, Seguridad y Desempeño.
Capacidad Térmica Permanente de una Línea de Transmisión: Máxima corriente (o potencia aparente) que se puede transmitir por una línea permanentemente, sin que se sobrepase la máxima temperatura permitida en el conductor (para condiciones predefinidas de velocidad del viento, temperatura ambiente y radiación solar).
Capacidad Térmica Temporal de una línea de transmisión: Es la máxima corriente (o potencia aparente) que se puede transmitir por una línea temporalmente, sin que se sobrepase la máxima temperatura permitida en el conductor (para condiciones predefinidas de velocidad del viento, temperatura ambiente y radiación solar).
Cargo Complementario de Transmisión: Es la parte de los Ingresos Autorizados Regionales que no se recolectan como Peajes, Cargos Variables de Transmisión o venta de Derechos de Transmisión.
Cargos por Uso de la Red de Transmisión Regional: Cargos a pagar por los Agentes, excepto los transmisores, de acuerdo a lo establecido en el Régimen Tarifario, por el uso de la RTR. Tiene como componentes el cargo por Peaje y elCargo Complementario de Transmisión.
Cargos Variables de Transmisión: Es la diferencia entre los pagos por la energía retirada en cada nodo de la Red de Transmisión Regional, valorizada al respectivo precio nodal, menos los pagos por la energía inyectada en los nodos de la RTR, valorizada al respectivo precio nodal. Se pueden calcular también como la sumatoria de los montos resultantes de la energía saliente de la instalación valorizada al precio en el respectivo nodo, menos la energía entrante a la instalación valorizada al precio en el nodo respectivo.
Cargo por Servicio de Operación del Sistema: Son los cargos pagados al EOR por los agentes del MER, para cumplir con las funciones establecidas en el Tratado Marco, Protocolos y Reglamentos.
Cargo por Servicio de Regulación del MER: Son los cargos pagados a la CRIE por los agentes del MER, para cumplir con las funciones Establecidas en el Tratado Marco, Protocolos y Reglamentos.
Compensación Horaria de una Instalación: La Compensación horaria de una instalación será igual a su Costo Estándar Anual dividido por el número de horas al año (8760 horas).
Conexión a la Red de Transmisión Regional: Es la vinculación eléctrica a la RTR de uno o más Agentes que cumple con los Criterios de Calidad, seguridad y desempeño.
Centro de Control: Sitio donde se programa, coordina, controla y supervisa la operación de un sistema eléctrico o área de control.
Conciliación: Proceso mediante el cual se calculan los montos correspondientes a las transacciones comerciales en el MER.
Confiabilidad: Medida del grado de continuidad con que se presta el servicio de energía eléctrica.
Contingencia: Es una falla inesperada de un componente del sistema, tal como un generador, una línea de transmisión, un interruptor, u otro elemento eléctrico. Una contingencia puede también incluir componentes múltiples, los cuales están relacionados por una situación que conlleva a la falla simultánea de estos.
Contrato Firme: Contrato que da prioridad de suministro de la energía contratada a la parte compradora, debe tener asociado Derechos de Transmisión entre los nodos de inyección y retiro.
Contrato No Firme Financiero: Contrato que no da garantía de suministro de la energía contratada a la parte compradora y no afecta el predespacho de energía.
Contrato No Firme Físico Flexible: Contrato que conlleva la entrega o recepción de la energía contratada, afecta el predespacho de energía, puede tener asociadas ofertas de pago máximo por Cargos Variables de Transmisión y ofertas de flexibilidad asociados a la entrega de la energía comprometida en el contrato.
Control Automático de Generación: Control centralizado y automático de las unidades de generación para mantener dentro de rangos específicos la frecuencia del sistema y los intercambios de energía entre Áreas de Control.
Costos Eficientes: Son los costos de Operación, Mantenimiento y Administración de una Empresa Eficientemente Operada.
Costo Estándar (de una instalación): Es el costo de una instalación que resulta de valorizarla con los Costos Unitarios Estándar.
Costo Estándar Anual (de una instalación): Es la suma del Costo Estándar anualizado a una determinada tasa y vida útil, de los costos eficientes de administración, operación y mantenimiento, de otros costos necesarios para el desarrollo de la actividad y del Valor Esperado por Indisponibilidad.
Costos de Suministro de Energía en el MER: Son los montos en dólares, resultantes de las transacciones de los productos y servicios que se prestan en el MER. Para fines de los estudios de planificación de mediano y largo plazo, los contratos serán valorizados con los precios de la energía resultantes del predespacho.
Costos Unitarios Estándar: Son costos unitarios de componentes de sistemas de transmisión, que establecerá la CRIE sobre la base de valores resultantes de licitaciones públicas competitivas en los Países Miembros. Los costos unitarios se establecerán al menos para las siguientes instalaciones: (1) líneas de transmisión, en US$/km, diferenciados por nivel de tensión, número de circuitos y características del terreno; (2) campos o bahías de salida de subestaciones, por nivel de tensión y configuración; (3) transformadores, en US$ por MVA instalado, y por niveles de tensión en alta y baja; (4) equipos de compensación reactiva, en US$ por MVAr instalado, tipo de instalación y nivel de tensión.
Criterios de Calidad, Seguridad y Desempeño: Son un conjunto de requisitos técnicos mínimos con los que se debe operar el sistema eléctrico regional en condiciones normales y de emergencia, a fin de asegurar que la energía eléctrica suministrada en el MER sea adecuada para su uso en los equipos eléctricos de los usuarios finales, que se mantenga una operación estable y se limiten las consecuencias que se deriven de la ocurrencia de contingencias, y que se mantenga el balance carga/generación en cada área de control cumpliendo con los intercambios programados y a la vez contribuyendo a la regulación regional de la frecuencia.
Criterio CPS: Criterio para medir el desempeño de la regulación secundaria de cada área de control que forma parte del SER y que permite indirectamente medir la disponibilidad y uso efectivo de la reserva de contingencia.
Cuenta de Compensación de Faltantes (por Agente Transmisor): Es una cuenta contable, formada por subcuentas por instalación, que administra el EOR en la cual se registra cada mes el saldo a favor de cada Agente Transmisor no pagado por falta de fondos.
Cuenta de Compensación de Excedentes (por Agente Transmisor): Es una cuenta contable, formada por subcuentas por instalación, que administra el EOR en la cual se registra cada mes el saldo por excedentes sobre el Ingreso Autorizado Regional.
Derecho Financiero Punto a Punto: Es un Derecho de Transmisión que asigna a su Titular el derecho a percibir o la obligación de pagar según el resultado de la diferencia entre el producto del Precio Nodal por la potencia de Retiro, menos el producto del Precio Nodal por la Potencia de Inyección. La Potencia de Inyección y la Potencia de Retiro son fijas por el Período de Validez del Derecho Financiero Punto a Punto.
Derechos Firmes: Está asociado a un Contrato Firme y asigna a su Titular, durante el Período de Validez: (a) el derecho pero no la obligación de inyectar potencia en un nodo de la Red de Transmisión Regional y a retirar potencia en otro nodo de la RTR y, (b) el derecho a percibir o la obligación de pagar según el resultado de la diferencia entre el producto del Precio Nodal por la potencia de Retiro del Derecho Firme menos el producto del Precio Nodal por la Potencia de Inyección del Derecho Firme. La Potencia de Inyección y la Potencia de Retiro son fijas por el Período de Validez del Derecho Firme.
Derechos de Transmisión: Es un documento que asigna a su Titular un derecho de uso o un derecho financiero sobre la Red de Transmisión Regional por un determinado período de validez.
Desviaciones en Tiempo Real: Desviaciones de las inyecciones y retiros durante la operación en tiempo real con respecto a aquellas programadas en el predespacho nacional y regional.
Día Hábil: Día no festivo, laborable en el país que corresponda a la sede del EOR. Documento de Transacciones Económicas Regionales Documento que presenta, para cada período de facturación, el balance de las transacciones económicas en el MER para cada agente del mercado u OS/OM.
Empresa de Transmisión Regional: Empresa propietaria de activos de la RTR en más de un país miembro.
Energía Declarada: Energía de los contratos regionales que se informa diariamente, por período de mercado, para el predespacho regional.
Energía Firme: Energía comprometida en un Contrato Firme regional y que cumple las características de firmeza de suministro definidas en la Regulación Regional.
Energía Firme Contratada: Energía informada durante el proceso de registro de Contratos Firmes en el MER conforme al Energía Firme Requerida o Energía Requerida Parte de la energía declarada en un Contrato Firme para la cual el comprador requiere su entrega física en el nodo de retiro correspondiente.
Enlace Extraregional: Es la Interconexión eléctrica del SER con el sistema eléctrico de un País no Miembro del MER.
Equipamiento de Conexión:
Es un conjunto de elementos que vinculan a la RTR, con una instalación de un Agente.
Esquemas de Control Suplementario: Es la desconexión automática de carga, generación o elementos de transmisión, que opera como consecuencia de la ocurrencia de contingencias en el SER.
Estado Operativo de Alerta: Es el estado del SER en el que se opera dentro de los criterios de calidad, pero se viola uno o más criterios de seguridad. Las variables que definen la calidad del sistema se mantienen dentro de los límites establecidos, sin embargo de no tomarse acciones correctivas inmediatas el sistema puede pasar a estado de emergencia.
Estado Operativo de Emergencia: Es cualquier condición anormal del SER que resulta de una contingencia a nivel nacional o en el SER, durante la cual el sistema opera fuera de los límites establecidos en los criterios de calidad, seguridad y desempeño, representando peligro para la vida de las personas o para las instalaciones.
Estado Operativo Normal: Es el estado del SER en que opera dentro de los criterios de calidad, seguridad y desempeño definidos en el Libro II del RMER.
Excedente del consumidor: Se calcula como la diferencia entre el precio que un consumidor estaría dispuesto a pagar por una unidad de energía eléctrica con determinadas características de calidad, menos el costo de la energía comprada, más la reducción de la Energía no Servida valorizada al respectivo Costo de la Energía no Servida.
Excedente del productor: Se calcula como la diferencia entre las cantidades de energía vendidas por los generadores a cada precio por los respectivos precios menos las cantidades ofertadas por los precios a los que se realizan las ofertas de ventas.
Facturación: Proceso mediante el cual se expide a cada agente del MER u OS/OM el documento de cobro por las obligaciones de pago adquiridas en el MER.
Garantías de Pago: Dinero u otros instrumentos financieros líquidos que se presentan en el MER como respaldo de las obligaciones de pago.
Habilitación: Es el cumplimiento de todos los requisitos para ser reconocido y aceptado como agente o participante del Mercado Mayorista en cada uno de los países miembros del Tratado Marco del Mercado Eléctrico Regional, por lo que una vez reconocidos o aceptados en cada país miembro son agentes del Mercado Eléctrico Regional.
Índice de Lerner: Es un indicador utilizado para medir el poder de mercado, el cual se calcula como la diferencia entre el precio de un bien en un mercado y los costos marginales del productor más caro que abastece la demanda, dividido por el precio del bien.
Indisponibilidad: Se considera que un elemento de la RTR está indisponible cuando está fuera de servicio por causa propia o por la de un equipo asociado a su protección o maniobra.
Ingreso Autorizado Regional: Es la remuneración anual a que está autorizado percibir un Agente Transmisor.
Iniciador (de una Ampliación a Riesgo): Es un interesado que presenta a la CRIE una solicitud para realizar una ampliación de la RTR, o que la presenta al organismo de su país encargado de autorizar la ampliación, pero esta resulta identificada como perteneciente a la RTR por el EOR.
Liquidación: Proceso de recolección de cobros y distribución de pagos en el MER.
Mantenimiento: Conjunto de acciones y procedimientos encaminados a revisar y/o reparar un determinado equipo o instalación de la RTR para mantener o restaurar sus condiciones de operación.
Mantenimiento Programado: Mantenimiento planeado con anticipación y cuya realización se coordina a nivel regional.
Mercado de Contratos Regional: Conjunto de contratos regionales de inyección y retiro de energía junto con las reglas para su administración.
Mercado Eléctrico Regional o Mercado: Es la actividad permanente de transacciones comerciales de electricidad, con intercambios de corto plazo, derivados de un despacho de energía con criterio económico regional y mediante contratos de mediano y largo plazo entre los agentes.
Mercado de Oportunidad Regional: Ámbito organizado para la realización de intercambios de energía a nivel regional con base en ofertas de oportunidad u ofertas de flexibilidad asociadas a contratos.
Nodos de Control: Son los nodos donde los OS/OM pueden controlar la inyección/retiro de energía en forma independiente de otros nodos.
Ofertas de Flexibilidad: Ofertas de oportunidad asociadas a los contratos de energía en el MER con el objeto de flexibilizar los compromisos contractuales.
Ofertas de Oportunidad: Ofertas por período de mercado de precios y cantidades para inyectar o retirar energía de la RTR.
Ofertas de Pago máximo por Cargos Variables de Transmisión: Ofertas asociadas a los contratos físicos flexibles representando la máxima disponibilidad a pagar por los Cargos Variables de Transmisión.
Operación Estable: Condición del sistema eléctrico durante la cual éste mantiene un estado de equilibrio tanto en operación normal como ante disturbios.
Operación en Tiempo Real: Instrucciones y maniobras de los operadores del SER para la operación física del sistema.
Operadores del Sistema / Operadores del Mercado, OS/OMS: Entidades encargadas en cada país de la operación de los sistemas y/o de la administración de los mercados nacionales.
Organismos Regionales: La Comisión Regional de Interconexión Eléctrica (CRIE) y el Ente Operador Regional (EOR).
Países Miembros: Países signatarios del Tratado Marco del Mercado Eléctrico de América Central que conforman el MER: Costa Rica, El Salvador, Guatemala, Honduras, Nicaragua y Panamá.
Peaje de Transmisión: Es la parte de los Cargos por Uso de la Red de Transmisión Regional cuyo pago es realizado por los Agentes, excepto Transmisores, en función de los flujos en la Red de Transmisión Regional.
Período de Conciliación: Período de tiempo para el que se realiza la conciliación de las transacciones comerciales del MER. Corresponde a un (1) mes calendario y podrá ser modificado por la CRIE.
Período de Facturación: Período de tiempo para el que se realiza la facturación de las transacciones comerciales del MER. Corresponde a un (1) mes calendario y podrá ser modificado por la CRIE.
Período de Mercado: Intervalo de tiempo en que se divide el día para efecto del predespacho de transacciones de energía en el MER y cálculo de precios en cada nodo de la RTR.
Planeamiento Operativo: Planeación energética de la operación de los recursos de generación y transmisión regionales.
Posdespacho: Cálculo de precios Ex Post y transacciones del MER que se realiza después de la operación en tiempo real del mismo, tomando en consideración los retiros reales en la RTR y las inyecciones que estarán limitadas por las cantidades ofertadas en el predespacho.
Precios Ex–ante: Los precios nodales calculados antes de la operación en tiempo real.
Precios Ex post: Los precios nodales calculados después de la operación en tiempo real.
Precios Nodales: Precio incurrido para satisfacer un incremento marginal de los retiros de energía en cada nodo de la RTR.
Predespacho regional o predespacho: Programación de las transacciones de energía y de la operación del sistema para el día siguiente, el cual se realiza por período de mercado.
Protocolos: Protocolos del Tratado Marco del Mercado Eléctrico de América Central.
Prueba de Factibilidad Simultánea: Es un procedimiento, que a través de la resolución de un conjunto de ecuaciones e inecuaciones que representan el conjunto de los límites físicos de un vínculo (líneas o conjunto de líneas) de la Red de Transmisión Regional, permite definir el conjunto de Derechos de Transmisión que pueden asignarse en una subasta. Los Derechos de Transmisión son las variables de estas ecuaciones.
Red de Transmisión Regional: Es el conjunto de instalaciones de transmisión a través de las cuales se efectúan los intercambios regionales y las transacciones comerciales en el MER, prestando el Servicio de Transmisión Regional.
Redespacho: Modificación de la programación efectuada en el predespacho, debido a cambios en las condiciones con las cuales se realizó el predespacho.
Reglamento del MER: Es el documento que desarrolla el Tratado Marco del Mercado Eléctrico de América Central y sus Protocolos en los aspectos contenidos en los respectivos Libros.
Regulación Regional: Conformada por el Tratado Marco, sus Protocolos, los reglamentos aprobados y demás resoluciones emitidas por la CRIE.
Renta de Congestión: Es la diferencia entre el producto del Precio Nodal por la Potencia de Retiro del Derecho de Transmisión menos el producto del Precio Nodal por la Potencia de Inyección del Derecho de Transmisión.
Reserva de Contingencia: Es la reserva conformada por los generadores con o sin capacidad de regulación primaria, cuya generación se puede modificar en un período máximo de 10 minutos. Además, incluye los generadores que se puedan arrancar y llevar a plena carga en menos de 10 minutos. A estos últimos generadores se les conoce como reserva fría o reserva de arranque rápido. La reserva de contingencia incluye también los esquemas de disparo de carga que se pueden ejecutar en forma manual o automática. El objetivo de la reserva de contingencia es proporcionar un recurso adicional para que el Error de Control de Área retorne a cero en menos de quince (15) minutos, después de un disparo de generación por lo menos igual a la unidad más grande del sistema.
Reserva para Regulación Primaria de Frecuencia: Valor de reserva rodante de potencia activa de unidades de generación previsto para responder automáticamente a cambios de frecuencia.
Reserva para Regulación Secundaria de Frecuencia: Valor de reserva rodante de potencia activa de unidades de generación requerida para recuperar la reserva para regulación primaria de frecuencia y mantener la frecuencia y los intercambios por los enlaces entre áreas de control.
Restricciones Operativas: Limitaciones operativas de las instalaciones de la RTR o del sistema de un país miembro que imponen restricciones sobre las transacciones de inyección o retiro.
Secuencia de Eventos: Registro cronológico de datos de la operación en tiempo real del SER.
Seguridad: Habilidad del SER de mantener un estado de operación estable y seguir atendiendo las inyecciones y retiros ante la ocurrencia de fallas o contingencias en el sistema.
Seguridad Operativa: Planeación eléctrica que tiene por objeto identificar las restricciones técnicas de la RTR y garantizar los niveles de calidad, seguridad y desempeño regionales.
Servicio Auxiliar Regional: Servicios requeridos para la operación confiable, segura, económica y con calidad del SER. Los servicios auxiliares regionales son: reserva de potencia activa para regulación primaria y secundaria de la frecuencia, suministro de potencia reactiva, desconexión automática de carga y arranque en negro.
Servicio de Transmisión Regional: Consiste en transmitir energía eléctrica por medio de la RTR y de los sistemas de transmisión nacionales, permitiendo los intercambios regionales de energía.
Sistema Eléctrico Regional: Sistema Eléctrico de América Central compuesto por los sistemas eléctricos de los Países Miembros.
Sistema de Medición Comercial Regional: Sistema de medición que provee información acerca de las inyecciones y retiros en los nodos de la RTR y los intercambios de energía en los enlaces entre áreas de control, para la conciliación de las transacciones en el MER.
Sistema de Planificación de la Transmisión Regional: Es el conjunto de procedimientos que conducen a la identificación de la RTR y de las ampliaciones del sistema de transmisión que producen un Beneficio Social positivo en el ámbito regional.
Titular de una Ampliación (de la RTR): Es un Agente que realizó una Ampliación de la RTR o de una red nacional de los Países Miembros que resulta parte de la RTR, y que a tales efectos se le concede una autorización, permiso o concesión para la construcción y operación de la Ampliación.
Titular de un Derecho de Transmisión: Es un Agente del MER que tiene los derechos y obligaciones asociadas a un Derecho de Transmisión.
Transacciones de Contratos: Transacciones en el MER programadas en el Predespacho regional provenientes de acuerdos entre agentes del MER.
Transacciones por Desviaciones en Tiempo Real: Transacciones en el MER producto de las desviaciones calculadas con las mediciones en tiempo real.
Transacción Global MER: El conjunto de inyecciones y retiros en los nodos de la RTR, determinados por el EOR en el predespacho regional para cada período de mercado del día siguiente.
Transacción Global del Mercado Nacional: El conjunto de inyecciones y retiros en los nodos de la red de transmisión de un país, determinado por el OS/OM nacional para cada hora del día siguiente en la fase de predespacho nacional, que corresponde a la satisfacción de la demanda nacional y no incluye la Transacción.
Global MER: Transacciones de Oportunidad Programadas, Transacciones del MER programadas en el predespacho regional provenientes de las ofertas de oportunidad.
Transacciones Programadas: Transacciones del MER programadas en el predespacho regional producto de los contratos regionales y de las ofertas de oportunidad.
Transmisión: Transporte de energía a través de redes eléctricas de alta tensión. Tratado Marco del Mercado Eléctrico de América Central o Tratado Marco Tratado internacional suscrito por los países miembros para la creación y desarrollo de un Mercado Eléctrico Regional.
Valor Esperado por Indisponibilidad: Es el producto de las compensaciones establecidas por los valores de indisponibilidad previstos en los Objetivos de Calidad del Servicio de Transmisión. El Valor Esperado por Indisponibilidad será incorporado al Ingreso Autorizado de cada Agente Transmisor.
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