Comisión de Regulación de Energía y Gas

RESOLUCIÓN 224 DE 2016

(Noviembre 21)

“Por la cual se establecen los criterios de confiabilidad de la operación aplicables para contingencias sencillas, como parte del código de operación”.

La Comisión de Regulación de Energía y Gas,

en ejercicio de sus atribuciones constitucionales y legales, en especial las conferidas por las leyes 142 y 143 de 1994, y en desarrollo de los decretos 1524 y 2253 de 1994, y 1260 de 2013, y

CONSIDERANDO QUE:

De conformidad con lo previsto en la Ley 143 de 1994, artículos 11 y 23 literal i), corresponde a la Comisión de Regulación de Energía y Gas, establecer el reglamento de operación para realizar el planeamiento, la coordinación y la ejecución de la operación del sistema interconectado nacional y para regular el funcionamiento del mercado mayorista de energía eléctrica.

La Ley 143 de 1994, artículo 33, dispuso que “la operación del Sistema Interconectado se hará procurando atender la demanda en forma confiable, segura y con calidad del servicio mediante la utilización de los recursos disponibles en forma económica y conveniente para el país”.

En virtud de lo dispuesto por la Ley 143 de 1994, artículo 23, literal n), la Comisión de Regulación de Energía y Gas, CREG, tiene la facultad de “definir y hacer operativos los criterios técnicos de calidad, confiabilidad y seguridad del servicio de energía”.

Mediante el código de operación contenido en la Resolución CREG 25 de 1995 se establecieron los criterios, procedimientos y requisitos de información necesarios para realizar el planeamiento, el despacho económico, la coordinación, la supervisión y el control de la operación integrada del sistema interconectado nacional, SIN.

Dentro de las funciones establecidas en el código de operación, para la realización del planeamiento operativo eléctrico de corto plazo, se encuentra la de “definir guías de racionamiento programado por razones de seguridad”.

La CREG contrató un estudio para la revisión de los criterios de confiabilidad para la operación del SIN, del cual se produjo el documento: “Revisión de criterios de confiabilidad para la operación del sistema interconectado nacional”.

Mediante el radicado CREG E-2015-012742 enviado por XM, se recibió una propuesta de ajuste a los criterios de confiabilidad de operación aplicables durante contingencias en el STN o STR, cuando los recursos de transporte o generación disponibles no sean suficientes para cubrirlas.

Se han presentado retrasos en la expansión de las redes de los STR o en la entrada en operación de proyectos que se encuentran en ejecución en el STN, necesarios para garantizar la operación confiable del sistema.

Con base en lo anterior, la comisión publicó la Resolución CREG 237 de 2015, mediante la cual sometió para comentarios de todos los interesados el proyecto de resolución “por la cual se establecen los criterios de confiabilidad de la operación aplicables para contingencias, como parte del código de operación”.

Sobre el proyecto de resolución se recibieron comentarios de las siguientes personas con los respectivos números de radicado: Electricaribe S.A. ESP, E2016-000370; Empresas Públicas de Medellín ESP, E-2016-000374; Isagén S.A. ESP, E-2016-000382; Empresa de Energía de Cundinamarca S.A. ESP, E-2016-000389; Asocodis, E-2016-000398; Codensa S.A. ESP, E-2016-000407; Generadora y Comercializadora de Caribe S.A. ESP, E2016000420; Celsia S.A. ESP, E-2016-000422; Intercolombia S.A. ESP E-2016000441; Compañía de Expertos en Mercados XM, E2016-000453.

Teniendo en cuenta lo dispuesto en el artículo 2.2.2.30.6 numeral 1º del Decreto 1074 de 2015, reglamentario de la Ley 1340 de 2009, no es necesario remitir la presente resolución a la Superintendencia de Industria y Comercio, puesto que habiéndose diligenciado el correspondiente cuestionario, con la expedición de la misma no se observa que se esté afectando normas relativas a la competencia.

A partir de los comentarios recibidos y de los análisis adicionales, la CREG, en sesión 746 del día 21 de noviembre de 2016 procede a establecer los criterios de confiabilidad de la operación aplicables para contingencias sencillas, como parte del código de operación.

RESUELVE:

ART. 1º—Definiciones. Para la interpretación y aplicación de esta resolución se tendrán en cuenta, además de las definiciones establecidas en las resoluciones vigentes de la CREG, las siguientes:

Contingencia sencilla: Cada uno de los eventos no programados que causan la no operatividad de una línea, un transformador o un banco de transformadores del STN o del STR.

Desconexión correctiva de demanda: Cantidad de carga en MW que se desconectaría de las redes del SIN ante la ocurrencia de una contingencia resultante de la operación de los equipos de protección del sistema, actuación de esquemas suplementarios, apertura de elementos por superación de límites operativos de equipos declarados por los agentes o por las instrucciones operativas del CND derivadas de la ocurrencia de una contingencia. La desconexión correctiva de demanda es estimada por el CND, con base en la mejor información disponible para los análisis eléctricos.

Desconexión correctiva de demanda de gran magnitud: Desconexión correctiva de demanda que ocasionaría la falta de suministro de la demanda de energía a por lo menos el 10% de la demanda total del SIN.

Desconexión preventiva de demanda: Cantidad de carga en MW que se desconectaría de las redes del SIN de manera planeada, con el fin de mantener la operación confiable y segura del sistema ante la posible ocurrencia de una contingencia. La desconexión preventiva de demanda es estimada por el CND, con base en la mejor información disponible para los análisis eléctricos.

Subárea operativa: Conjunto de activos de uso, activos de conexión, recursos de generación y/o demanda, que para asegurar niveles de calidad y seguridad regional, presentan alguna restricción, que exige generaciones forzadas en la subárea y/o limita los intercambios con el resto del SIN. Ningún activo de uso del STN o de conexión al STN, podrá estar asociado a más de una subárea operativa. Las subáreas operativas serán definidas por el CND.

ART. 2º—Criterios de confiabilidad ante contingencias. Cuando existan retrasos en la ejecución de expansión o reposición de las redes del STN o de los STR y en los análisis eléctricos de planeación de la operación del SIN se detecte que sin dicha expansión o reposición los recursos de transporte o generación disponibles en el sistema no son suficientes para cubrir una contingencia sencilla, manteniendo una operación segura y confiable, el CND ordenará desconexiones preventivas de demanda siempre y cuando se cumplan las siguientes condiciones:

a) La posible ocurrencia de una contingencia sencilla generaría una afectación mayor al 20% de la demanda total de al menos una subárea operativa donde se presentó la afectación de demanda.

b) La desconexión preventiva de demanda comparada con la desconexión correctiva de demanda, representa un porcentaje menor o igual a los que se muestran en la siguiente tabla, según la frecuencia de ocurrencia de la contingencia en análisis, durante los últimos 365 días.

Frecuencia [veces]Desconexión preventiva de demanda [%]
Con mantenimiento sin riesgo de disparo o sin mantenimientoEn mantenimiento con riesgo de disparo
01020
12020
≥23030

La magnitud de la demanda a desconectar de manera preventiva, que estime el CND, debe permitir que ante la ocurrencia de la contingencia sencilla analizada no se produzca demanda no atendida adicional, es decir, la cantidad de demanda a desconectar en forma preventiva sea la necesaria para que en caso de producirse la contingencia no se presente demanda no atendida.

Mediante comunicación escrita el CND informará al operador de la subárea operativa las contingencias que, según los análisis eléctricos, requerirían una orden de desconexión preventiva de demanda. Con esta información el operador deberá identificar las cargas que deben ser desconectadas para dar cumplimiento a la orden dada por el CND e informar de dicha situación a los comercializadores y usuarios involucrados.

El CND actualizará el cálculo de la frecuencia de ocurrencia de las contingencias, a más tardar el día 15 de los meses de enero, abril, julio y octubre de cada año.

PAR. 1º—El CND deberá identificar las contingencias sencillas que pueden causar desconexiones correctivas de demanda de gran magnitud y, sin importar su frecuencia de ocurrencia en el último año, ordenará las desconexiones preventivas de demanda necesarias para mitigar su posible impacto. El CND y el CNO podrán acordar y proponer a la CREG un porcentaje límite diferente para considerar que una desconexión de demanda es de gran magnitud, cuando haya fundamento para ello.

PAR. 2º—Las disposiciones contenidas en este artículo también serán aplicables cuando, debido a situaciones de desconexiones programadas para la conexión de proyectos de expansión en el STN o los STR, los recursos de transporte o generación disponibles en el sistema no sean suficientes para cubrir una contingencia sencilla, manteniendo una operación segura y confiable.

PAR. 3º—Las disposiciones de este artículo no son aplicables ante condiciones anormales de orden público, CAOP.

PAR. 3º(sic)—El CND y el CNO podrán acordar y proponer valores diferentes a los mostrados en la tabla del literal b) de este artículo, para las subáreas definidas. La propuesta deberá ser enviada para aprobación de la CREG, con el respectivo soporte.

ART. 3º—Los criterios establecidos en esta resolución son aplicables exclusivamente a la operación del sistema y, por lo tanto, no deben ser tenidos en cuenta durante la planeación de la expansión o reposición de las redes del STN o de los STR.

ART. 4º—El CND deberá mantener publicada en su página web la información de las contingencias criticas del sistema, con el fin de que esta estadística pueda ser utilizada para soportar ajustes a la curva de probabilidad de eventos y afectación de demanda en el SIN.

ART. 5º—El CND deberá implementar lo definido en esta resolución a partir de su entrada en vigencia.

ART. 6º—La presente resolución rige después de treinta (30) días calendario de la fecha de su publicación en el Diario Oficial y deroga las disposiciones que le sean contrarias.

Publíquese y cúmplase.

Dada en Bogotá, D.C., a 21 de noviembre de 2016.