RESOLUCIÓN 35 DE 1999 

(Agosto 6)

“Por la cual se someten a consideración de los agentes y terceros interesados, las bases metodológicas para la identificación y clasificación de las restricciones y de las generaciones de seguridad en el sistema interconectado nacional y los criterios generales y procedimientos para la evaluación y definición de las mismas”.

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

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;

Que 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”;

Que según lo establecido en la Ley 143 de 1994, artículo 23, literal a), es función de la Comisión de Regulación de Energía y Gas, “crear las condiciones para asegurar la disponibilidad de una oferta energética eficiente capaz de abastecer la demanda bajo criterios sociales, económicos, ambientales y de viabilidad financiera…”.

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

Que la Comisión de Regulación de Energía y Gas, mediante la Resolución 24 de 1995, reglamentó los aspectos comerciales del mercado mayorista de energía en el sistema interconectado nacional, a través de la cual previó un régimen transitorio de asignación de los costos de la generación fuera de mérito;

Que mediante la Resolución CREG-099 de 1996, fueron modificadas las normas relativas a la asignación de los costos de la generación fuera de mérito, estableciendo una división entre restricciones de origen regional y de origen global;

Que dada la complejidad del tema, la Comisión de Regulación de Energía y Gas adelantó, con asesoría externa, un estudio sobre restricciones de transmisión y servicios complementarios de generación, con el fin de evaluar la conveniencia de modificar, precisar o complementar las normas expedidas sobre la materia;

Que evaluados los resultados del estudio, se encuentra necesario establecer unas bases metodológicas para identificar y clasificar las restricciones y las generaciones de seguridad en el sistema interconectado nacional, así como los criterios generales y procedimientos para evaluar la relación beneficio/costo de levantar las distintas restricciones del STN;

Que la Comisión de Regulación de Energía y Gas, mediante la Resolución CREG-051 de 1998, modificada por la Resolución CREG-004 de 1999, aprobó los principios generales y los procedimientos para definir el plan de expansión de referencia del sistema de transmisión nacional y estableció la metodología para determinar el ingreso regulado por concepto del uso de este sistema;

Que conforme con lo dispuesto en la Ley 143 de 1994, el consejo nacional de operación expresó sus opiniones sobre los aspectos contenidos en la presente resolución;

Que la Comisión de Regulación de Energía y Gas, en su sesión número 110, del día 6 de agosto de 1999, decidió someter a consideración de los agentes y terceros interesados, las normas contenidas en la presente resolución,

RESUELVE:

ART. 1º—Definiciones. Para efectos de la presente resolución, se tendrán en cuenta las siguientes definiciones:

Activos de conexión. Son aquellos activos que se requieren para que un generador, un usuario u otro transportador, se conecten físicamente al STN, a un STR, o a un SDL. Siempre que estos activos sean usados exclusivamente por el generador, el usuario o el transportador que se conecta, o exclusivamente por un grupo de usuarios no regulados o transportadores que se conecten, no se considerarán parte del sistema respectivo.

Subárea operativa. Conjunto de activos de transporte, recursos de generación y/o demanda, que para asegurar niveles de calidad y seguridad regional, presentan alguna restricción en la infraestructura del sistema de transmisión nacional o en los activos de conexión al mismo, que exige generaciones forzadas en la subárea y/o limita los intercambios con el resto del SIN. Ningún activo del STN o de conexión al STN, podrá estar asociado a más de una subárea operativa.

Área operativa. Conjunto de activos de transporte, recursos de generación y/o demanda, que para asegurar niveles de calidad y seguridad en más de dos subáreas operativas, presentan alguna restricción en la infraestructura del sistema de transmisión nacional, que exige generaciones forzadas en el área y/o limita los intercambios con el resto del SIN. Las áreas deberán tener activos del STN no asociados con alguna de las subáreas contenidas en el área.

Generación de seguridad. Generación forzada que se requiere para suplir las restricciones eléctricas u operativas del SIN.

Interconexiones internacionales. Conjunto de líneas y/o equipos asociados, que tengan como uso exclusivo la importación y/o exportación de energía, con independencia del nivel de tensión de operación.

Restricciones. Limitaciones que se presentan en la operación del SIN, que tienen su origen en la capacidad de la infraestructura eléctrica asociada (STR’s y/o SDL’s, activos de conexión al STN, activos de uso del STN o interconexiones internacionales), o en la aplicación de criterios de seguridad y confiabilidad en el suministro de electricidad. Las restricciones se clasifican según su naturaleza en eléctricas y operativas.

Restricción eléctrica. Limitación en el equipamiento del STN, o de activos de conexión al STN, o de los STR’s y/o SDL’s, o de las interconexiones internacionales, tales como límites térmicos admisibles en la operación de equipos de transporte o transformación, límites en la operación del equipamiento que resulten del esquema de protecciones (locales o remotas), límites de capacidad del equipamiento o, indisponibilidad de equipos.

Restricción operativa. Exigencia operativa del sistema eléctrico para garantizar la seguridad en subáreas o áreas operativas, los criterios de calidad y confiabilidad, la estabilidad de tensión, la estabilidad electromecánica, los requerimientos de compensación reactiva y de regulación de frecuencia del SIN.

Sistema de transmisión nacional, STN. Es el sistema interconectado de transmisión de energía eléctrica compuesto por el conjunto de líneas, con sus correspondientes módulos de conexión, que operan a tensiones iguales o superiores a 220 kV.

Sistema de transmisión regional, STR. Sistema interconectado de transmisión de energía eléctrica compuesto por redes regionales o interregionales de transmisión; conformado por el conjunto de líneas y subestaciones con sus equipos asociados, que operan a tensiones menores de 220 kV y que no pertenecen a un sistema de distribución local.

Sistema de distribución local, SDL. Sistema de transmisión de energía eléctrica compuesto por redes de distribución municipales o distritales; conformado por el conjunto de líneas y subestaciones, con sus equipos asociados, que operan a tensiones menores de 220 kV que no pertenecen a un sistema de transmisión regional por estar dedicadas al servicio de un sistema de distribución municipal, distrital o local.

Sistema interconectado nacional, SIN. Es el sistema compuesto por los siguientes elementos conectados entre sí: las plantas y equipos de generación, la red de interconexión, las redes regionales e interregionales de transmisión, las redes de distribución, y las cargas eléctricas de los usuarios.

ART. 2º—Ámbito de aplicación. Esta resolución aplica a todos los agentes económicos que hacen uso del SIN.

ART. 3º—Es competencia del centro nacional de despacho, CND, identificar, clasificar y asignar cada una de las restricciones que se presenten en el SIN, así como, la generación de seguridad requerida para suplirlas. Serán responsabilidades del CND las siguientes:

a) Elaborar y mantener una base de datos del SIN para estudios de restricciones;

b) Efectuar estudios técnicos y económicos del SIN, teniendo en cuenta los criterios de planeación y operación del sistema, en cuanto condicionan el surgimiento de restricciones eléctricas u operativas;

c) Recomendar la definición y adopción de subáreas y áreas operativas, de acuerdo con lo establecido en el artículo 5º de la presente resolución;

d) Realizar estudios técnicos de identificación y clasificación de restricciones, y

e) Elaborar un informe semestral de evaluación de restricciones y de inversiones alternativas o recomendaciones, para la eliminación de las mismas a nivel del STN.

En desarrollo de sus funciones, el CND deberá coordinar con el comité asesor de planeamiento de la transmisión, CAPT, aquellos aspectos asociados con las restricciones, que inciden en la planeación de la expansión de dicho sistema. Para tal efecto, el CND será miembro del CAPT con voz y voto.

ART. 4º—Base de datos de evaluación de restricciones. El CND deberá elaborar y mantener una base de datos para el estudio de restricciones. Esta base debe representar el sistema existente y su crecimiento futuro, tanto en cuanto predicciones de demanda, como incorporación de nuevos equipos. Esta base debe ser coherente con aquellas utilizadas en otros ámbitos de la operación del SIN, en particular con el plan de expansión de referencia del STN y las proyecciones de demanda definidas por la UPME. La base de datos debe ser coherente, en lo que corresponda, con aquella utilizada en la determinación de los cargos por uso del STN.

Esta base debe actualizarse por lo menos cada tres (3) meses y estar disponible para los agentes del mercado.

ART. 5º—Criterios de planeación y operación de corto plazo; subáreas y áreas operativas. El CND identificará las restricciones y los requerimientos de generación de seguridad en las subáreas y áreas operativas del SIN, de acuerdo con los siguientes estándares en materia de confiabilidad y seguridad en el suministro de electricidad:

a) Confiabilidad determinística. A nivel de cada subárea y área operativa del SIN se deberá cumplir en lo posible con el criterio N-1, según el cual el STN debe ser capaz de transportar en estado estable la energía desde los centros de generación hasta las subestaciones de carga en caso normal de operación y de indisponibilidad de un circuito de transmisión a la vez.

b) Confiabilidad probabilística. A nivel de cada subárea y área operativa del SIN se deberá cumplir en lo posible con el valor esperado de racionamiento de potencia de corto plazo, VERPC, equivalente al 1% del VERP de largo plazo.

El CND hará explícita la forma de aplicar estos criterios en los estudios estáticos y dinámicos del sistema. Así mismo, recomendará, para aprobación del consejo nacional de operación, CNO, la definición de las subáreas y áreas operativas del SIN y sus modificaciones cuando sea necesario, de acuerdo con cambios en la configuración del SIN.

La definición de cada subárea y área operativa debe ser justificada técnica y económicamente, en cuanto a los requerimientos de calidad, confiabilidad y seguridad vigentes.

PAR. 1º—El CND, con base en estudios técnico–económicos, podrá proponer al CNO y a la CREG la revaluación del valor del VERPC establecido, o la adopción de valores diferenciales del VERPC por subárea o área operativa del SIN, de acuerdo con la topología del sistema.

PAR. 2º—El CND propondrá al CNO y a la CREG, el criterio económico subyacente para la definición de las subáreas y áreas operativas del SIN.

ART. 6º—Estudios técnicos. El CND realizará los estudios técnicos de identificación, clasificación y asignación de las restricciones y de las generaciones de seguridad asociadas. Estos estudios deben comprender análisis de flujos de potencia, de estabilidad transitoria (ante fallas predefinidas) y estabilidad permanente, y de confiabilidad, según metodologías a determinar por el CND. Los estudios técnicos deberán ser reproducibles por terceros y la información deberá estar disponible para estos efectos.

ART. 7º—Identificación, clasificación y asignación de restricciones y de las generaciones de seguridad asociadas. El CND, como resultado de los estudios técnicos, deberá establecer el carácter de cada restricción, las condiciones operativas en que se presenta, la razón o razones por la cual es requerida una generación de seguridad y la forma en que se debe concretar dicha generación. Similar análisis debe realizarse con relación a los límites de intercambio entre subáreas y áreas operativas.

ART. 8º—Levantamiento de restricciones. El CND deberá definir un procedimiento de evaluación técnica y económica de soluciones específicas que permitan levantar Restricciones. El procedimiento deberá ser compatible con los análisis y estudios que efectúe el comité asesor de planeamiento de la transmisión.

ART. 9º—Informe semestral de evaluación de restricciones. El CND emitirá un informe semestral de evaluación de restricciones. Este informe debe contener información sobre capacidades de transmisión disponibles y su evolución en el tiempo, las restricciones identificadas y los planes de inversión alternativos o las recomendaciones operativas para el levantamiento de ellas.

Para la preparación del informe semestral de evaluación de restricciones, el CND debe considerar lo definido en el plan de expansión de referencia del STN, así como la información entregada por los generadores, los transmisores, los distribuidores y los comercializadores. El CND creará para estos efectos un mecanismo regular de recolección de información de los agentes.

ART. 10.—Cronograma para la adopción de las normas propuestas en la presente resolución. La aprobación de las bases metodológicas para la identificación y clasificación de las restricciones y de las generaciones de seguridad en el sistema interconectado nacional, y los criterios generales y procedimientos para la evaluación y definición de las mismas, se realizará de acuerdo con el siguiente cronograma:

a) Las observaciones por parte de los agentes y de los terceros interesados en la decisión que adoptará la comisión, deberán ser presentadas dentro de los quince (15) días calendario siguientes a la fecha en que entre en vigencia la presente resolución.

b) Las observaciones presentadas por los agentes y los terceros interesados que se hagan parte de la respectiva actuación, serán objeto de análisis por parte de la CREG, en un término máximo de ocho (8) días calendario, siguientes al vencimiento del plazo establecido en el literal a) del presente artículo.

c) La aprobación por parte de la comisión de las disposiciones finales se realizará una vez cumplido lo establecido en el literal anterior.

ART. 11.—Vigencia. La presente resolución rige a partir de la fecha de su publicación en el Diario Oficial, y no deroga ni modifica normas regulatorias vigentes por tratarse de un acto de trámite.

Publíquese y cúmplase.

Dada en Santafé de Bogotá, D.C., a 6 de agosto de 1999.