OBSERVACINES A LAS RESOLUCIONES - XM

ESTUDIO SOBRE RESTRICCIONES
DE TRANSMISIÓN Y SERVICIOS
COMPLEMENTARIOS DE GENERACIÓN
El subcomité de Revisión y Vigilancia ha llevado a cabo dos reuniones tendientes a analizar el estudio
sobre el tema de las restricciones, a partir del documento elaborado por SYNEX Ingenieros Consultores a
solicitud de la CREG y se asistió a la presentación del estudio que la firma realizó recientemente en la
ciudad de Bogotá.
De lo analizado hasta el momento, se deben distinguir claramente los enfoques bajo los cuales se hicieron
dichos análisis, en una primera reunión, con integrantes del Subcomité de Estudios Eléctricos, se dio una
charla general sobre el estudio y la revisión detallada de las resoluciones propuestas, posteriormente, en
reunión extraordinaria del Subcomité se vieron las implicaciones y las consideraciones de fondo del
estudio para ser presentada a la CREG.
De las implicaciones de fondo tenemos:
Se parte del hecho que el Sistema de Transmisión Nacional esta en su punto óptimo de restricciones, es
decir, el sistema esta desarrollado según las necesidades de las regiones, situación que no es cierta, dado
que el sistema se desarrolló alrededor de los centros de Generación del centro del país, quedando algunas
regiones con deficiencias en el STN, que a partir de los resultados del estudio van a resultar mas
grabadas con la asignación de restricciones.
No son claras las consideraciones de fondo que llevaron a que en el estudio el transportador asuma un rol
pasivo y el distribuidor un papel activo.
En el estudio se le están dando al CND funciones de planificación del sistema que son responsabilidad de
la UPME.
Los agentes que prestan el servicio de conexión al STN no están recibiendo una señal clara que los
incentive a levantar una restricción.
Se debe precisar como se justifica técnica y económicamente un área operativa.
La metodología de remuneración de AGC no es justa para los Generadores y su aplicabilidad es
demasiado complicada.
No existe claridad de cómo se remunera el servicio de AGC cuando se aisla un área.
Los problemas de intercambios entre regiones deben llevar señales claras al transportador situación que
no se considera en el estudio.
Como operará el mecanismo para obtener la opinión de los agentes y que papel juegan estas opiniones?
No se ve claro el tratamiento que se le va a dar a las desviaciones.
De la revisión detallada de las resoluciones propuestas tenemos las observaciones conjuntas y
adicionalmente entre ** asteriscos y de color azul ** se encuentran las observaciones adicionales que el
subcomité de estudios eléctricos propuso en reunión del día 6 de julio.
Proyecto de resolución 7.1
Establecimiento de una base metodológica para la identificación y clasificación de las
restricciones.
Artículo 1.
Eliminar él termino restricción eléctrica de unidad cuya definición no esta asociada a ninguna
resolución
En la definición de restricción operativa del sistema, cuando se habla de estabilidad de tensión a que se
hace referencia?
La definición de Area operativa, tiene cambios de fondo con la definición actual, por tanto se sugiere que
sea el Subcomité de Estudios Eléctricos quien revise esta definición y haga una propuesta de la misma
a la CREG.** Debe cambiarse “…recursos de generación y demanda en el STN..”por “… recursos de
generación y demanda en el SIN…”**
Para la definición de Sistema de Distribución local (SDL) se sugiere: Sistema de Transmisión de
energía eléctrica compuesto por redes de distribución municipales o distritales; conformado por el
conjunto de lineas y subestaciones, con equipos asociados, que no pertenecen a un sistema de transmisión
regional por estar dedicadas al servicio de un sistema de distribución municipal, distrital o local. Se ha
eliminado la parte “que operan a tensiones menores a 220 Kv”.** En este respecto el SEE no estuvo de
acuerdo ya que el sistema es dinámico y una línea construida por un distribuidor podría pasar a prestar
servicios de transmisión, adicionalmente los agentes no pueden ser autónomos en el desarrollo de estas
inversiones ya que traen consigo un cargo por uso del STN; la señal debe estar encaminada a que el
comité asesor de la UPME de prioridad a los proyectos que eliminen restricciones** se debe consultar
con los del SEE ya que esta nota no cuadra en la definición.
El artículo 2.
Quedará, aplicación, Esta resolución aplica a todos los agentes económicos conectados al SIN
Artículo 3.
En este artículo se le da al CND la responsabilidad por la definición de criterios de planeación situación
que no es muy clara, ya que el responsable de la planeación del SIN es la UPME.
Se plantea que el CND recomendará técnica y operativamente los criterios de planificación.** el
informe debe ser indicativo de la evolución e las restricciones y de resolución semestral**
Artículo 4.
La base de datos que se plantea debe llegar hasta él SIN y estar permanentemente actualizada **de
acuerdo con la entrada de nuevos proyectos**
Artículo 5.
El CND no determinará sino que recomendará al CNO los requerimientos de calidad, ………
Cómo se justifica económicamente un Area operativa, cuales son los criterios? ** adicionalmente, se
solicita un anexo donde se fijen claramente la metodología utilizada para definir las áreas operativas**
Cómo operará el mecanismo para obtener la opinión de los agentes y que papel juegan estas opiniones?
Artículo 6.
La metodología de los estudios no debe ser determinada por el CND, debe ser acordada con los agentes.
Se presentan en este articulado, en otros y en resoluciones posteriores nombres no muy usuales en
nuestro medio a la misma actividad, por ejemplo, desprendimiento de carga que conocemos como
deslastre de carga, se habla de reserva en giro para decir reserva rodante, se propone que en esta y las
otras resoluciones utilice nuestro vocabulario.
Artículo 8.
Se propone incluir, El comité asesor de planeamiento de la UPME definirá la viabilidad de estos
proyectos y definirá la prioridad de los mismos.
Artículo 9.
Como se dijo anteriormente, la responsabilidad de la planeación es responsabilidad de la UPME, por tanto
no es claro por que el CND debe presentar el informe anual de la planificación de la transmisión. El
informe debe ser solamente de evaluación de las restricciones.
Igualmente se solicita que dada la importancia del tema para los agentes no sea anual sino semestral.
En él ultimo renglón del primer párrafo menciona “los planes de levantamiento de ellas” cambiar por las
recomendaciones para el levantamiento de ellas.
En general queda la sensación que el CND se convierte en un ente con una cantidad de responsabilidades
tanto en las definiciones, como en la parte operativa que lo convierte en una gran autoridad en el sector.
Al asumir el CND todas estas responsabilidades y siendo una dependencia de ISA, que es uno de los
agentes del mercado, se convierte en juez y parte, situación que puede ser no muy transparente para el
esquema comercial del sector.
Proyecto de resolución 7.2
Asignación de costos de redespacho por restricciones en la bolsa de energía.
Artículo 1.
La definición de restricción local presentada en este articulo es igual a la definición de restricción
regional presentada en la resolución anterior, deben definirse cada una.
Nivel de restricción. En la practica como se calcula este nivel de restricción.
Incluir, en este artículo las definiciones de calidad, confiabilidad y seguridad del sistema. El grupo
sugiere que el comité de estudios eléctricos proponga estas definiciones.
Artículo 3.
** La determinación de los responsables del pago de restricciones no es clara ya que de acuerdo con este
artículo no son fácilmente identificables las causas que originan generaciones fuera de mérito**
**Es importante conservar la filosofía utilizada en la resolución CREG 099/96 por lo cual en el párrafo
b incluir, “El costo de la generación fuera de mérito de las plantas representadas ante el administrador
del Sistema de Intercambios Comerciales por empresas que desarrollan conjuntamente las actividades de
Generación y Transmisión de electricidad; cuya eliminación o reducción esté asociada a inversiones en
los sistemas de Transmisión Regional o Distribución local operados por las mismas empresas, o con
refuerzos en la conexión de tales redes al Sistema de Transmisión Nacional; se asignará al negocio de
Transmisión de esas empresas” ** con esto se asegura que las empresas ejerzan las actividades antes
mencionadas cuya generación sea despachada fuera de mérito, no abusen de la posición dominante en
caso que existan varios comercializadores en el área donde se desarrolla la restricción**
Numeral e, Quién define el CAOP regional y como se remunera?
Definir, si redespacho positivo es igual a reconciliación positiva.
El numeral g. debe quedar El valor de la reconciliación negativa se asigna en proporción a los costos de
reconciliación positiva.
El costo horario de las generaciones fuera de mérito, originadas en generaciones mínimas para forzadas
para dar calidad del servicio como se asignan y quien los paga?
Existen actualmente contratos entre generadores y comercializadores que involucran en el precio de venta
el costo de las restricciones, con las resoluciones propuestas es la demanda quien paga la mayoría de las
restricciones, por tanto se le estaría cobrando doblemente al usuario final. Se deben entonces renegociar
contratos?
Se recomienda incluir un parágrafo en el articulo 3. Donde se especifique que las reconciliaciones por
regulación de frecuencia no están incluidas en ninguna de las situaciones anteriores y que estas, se
consideraran en resolución aparte
Artículo 4.
Revisar los plazos establecidos, se consideran demasiado ajustados. El comité de Estudios Eléctricos
analizará las estadísticas disponibles para presentar una propuesta sobre el tema.
El año acumulativo a partir de que momento se contabiliza?
**Establecer un equilibrio técnico-económico en la definición de plazos ya que para cumplir con los
tiempos fuera de servicio planteados en este artículo, las empresas transportadoras sacrificaran sus labores
de mantenimientos preventivos repercutiendo en la seguridad y confiabilidad del sistema.
Adicionalmente debe considerarse que existen zonas del país donde debido a la alta contaminación salina
es necesario ejecutar labores periódicas de lavado para asegurar la continuidad del servicio.**
**Los plazos establecidos pueden llevar a un sobredimensionamiento del sistema y por ende a un
encarecimiento en los cargos de conexión y por uso del STN.**
**Definir criterios de caso fortuito y la metodología para la asignación de restricciones que
genere, partiendo de la situación real de orden público en el país.**
este
**Fijar el tratamiento que se le dará a indisponibilidades de líneas causadas por factores externos a ella
como el caso de disparos por respaldo, entrada de nuevos proyectos o readecuación de subestaciones de
otros agentes, etc.**
**Separar el transformador de potencia de los equipos de subestación, ofreciendo un plazo prudencial
acorde con la realidad para la sustitución en caso de daño.**
**Implementar un mecanismo de control de costos de las generaciones fuera de mérito que se requieran
debido a la indisponibilidad de elementos.**
Artículo 6.
Se solicitará modificación de los cargos, siempre y cuando la obra para levantar restricciones no este
incluida en los cargos que se estén pagando actualmente.
La metodología propuesta es la de la resolución CREG-099/97.
Proyecto de resolución 7.4
Resolución sobre reactivos
Artículo 1.
El servicio de compensación estática de potencia reactiva también puede ser prestado por las empresas
transportadoras.
La definición de costos de generación forzada debe ser consistente con lo expresado en las definiciones
del articulo 1 de la propuesta de resolución 7.1 sobre la identificación de restricciones.
Artículo 3.
La aplicación del factor de potencia al .95 se debe considerar solo para el período de máxima demanda,
en los otros periodos será menor.
La empresa que comercializa (abastece) cobrará (podrá) el pago .....** no modificar el texto ya que se
pierde el sentido de lo que se quiere expresar**
Por que el comercializador se queda con el 10% de este cobro?** cambiar la pregunta- Que se pretende
remunerar al comercializador con este 10%?
Artículo 4.
Igualmente considerar la posibilidad que se exija el .95 en el periodo de demanda máxima.** en períodos
de baja demanda altos factores de potencia pueden ser perjudiciales para el sistema ya que pueden traer
consigo sobrevoltajes**
Si se presentan generaciones forzadas después de haber alcanzado el .95 quién y como se pagan?
**En caso que existan varias fronteras para una misma demanda con diferentes factores de potencia,
cual de ellas se escoge?**
Artículo 5
**Compensar económicamente a los generadores que bajo su propio riesgo y por requerimientos del
sistema estén dispuestos a operar fuera de su curva de capacidad.**
**Incentivar económicamente a los generadores que operen como condensadores sincrónicos.**
Se propone que para alcanzar el factor de potencia del .95 sé de un plazo de 6 meses después de publicada
la respectiva resolución.
Artículo 6 y 7.
En él ultimo párrafo aparece nuevamente el CND involucrado en la planificación del sistema, labor que
corresponde a la UPME.
Proyecto de resolución 7.3
Regulación de frecuencia.
El grupo consideró que esta es la resolución con mayores consideraciones técnicas y que no es muy clara
su operatividad. Se propuso que en el comité de estudios eléctricos se puede efectuar una mejor discusión
del tema.
Algunos de los comentarios como:
La resolución debe tener al menos un ejemplo teórico, y a que no es muy clara su aplicación.
Actualmente existe un mecanismo para el pago del AGC que se puede aplicar para el pago de esta
regulación de frecuencia.
El ideal que se pretende calcular antes del despacho es igual al ideal que se calcula actualmente?
**La aplicación de esta resolución traería sobrecostos para el sistema ya que al guardar la holgura en
cada generador se disminuirá su disponibilidad, dando paso a que un recurso más caro clasifique
imponiendo el precio de bolsa.**
**Como comentario general se puede decir que el principio filosófico según el cual la responsabilidad del
servicio de regulación secundaria debe estar a cargo de los generadores es conveniente, pero puede
desarrollarse de una forma más sencilla con reglas menos complicadas y mucho mas fácil de implementar
en la operación real.**