RESOLUCIÓN 38 DE 1999 

(Agosto 6)

“Por la cual se someten a consideración de los agentes y terceros interesados, los criterios para la definición de las generaciones de seguridad, la asignación de las mismas entre los agentes del SIN y las bases sobre las cuales se modificarán las disposiciones vigentes en materia de reconciliaciones”.

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, promover y preservar la competencia”;

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 024 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 mediante la Resolución CREG-112 de 1998, la Comisión de Regulación de Energía y Gas reguló los aspectos comerciales aplicables a las transacciones internacionales de energía, que se realizan en el mercado mayorista de electricidad, y asignó a los agentes respectivos el costo de las restricciones con origen en exportaciones de electricidad;

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 precisar las normas vigentes en los aspectos relativos a la determinación, asignación y pago de la generación de seguridad, de manera que permitan direccionar las señales económicas a los agentes, separar la generación competitiva de la no competitiva y ejercer un control efectivo sobre el comportamiento de los agentes en relación con las ofertas de la generación de seguridad;

Que, igualmente, la Comisión de Regulación de Energía y Gas, en su sesión del día 6 de agosto de 1999, decidió someter a consideración de los agentes y terceros interesados, mediante resolución separada, las 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 según lo establecido en la Ley 143 de 1994, artículo 3º, literal c), en relación con el servicio público de electricidad le corresponde al Estado “regular aquellas situaciones en que por razones de monopolio natural, la libre competencia no garantice su prestación eficiente en términos económicos”;

Que conforme a 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 y de las demás reglamentaciones que desarrollen aspectos relacionados con el mercado mayorista de energía eléctrica, se tendrán en cuenta las siguientes definiciones generales:

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.

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.

Costos de reconciliación positiva por desviaciones. Costos asociados con desviaciones admisibles de generación.

Costos de reconciliación positiva por generaciones de seguridad. Costos asociados con generaciones de seguridad fuera de mérito.

Costos de reconciliación negativa. Costos asociados con generaciones desplazadas en el despacho real por generaciones de seguridad fuera de mérito o por desviaciones admisibles de generación.

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

Generación de seguridad fuera de mérito. Generación forzada requerida para suplir las restricciones del SIN, cuyo precio de oferta es superior al precio de bolsa.

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.

Operador de red de STR y/o SDL (OR). Es la persona encargada de la planeación de la expansión y de las inversiones, operación y mantenimiento de todo o parte de un STR o SDL; los activos pueden ser de su propiedad o de terceros. Para todos los propósitos son las empresas que tienen cargos por uso de los STR y/o SDL aprobados por la CREG. El OR siempre debe ser una empresa de servicios públicos.

Operador económico. Se identifica como “operador económico” al agente autorizado por la regulación vigente para percibir remuneración por el uso de un activo (activos de uso y activos de conexión).

Restricciones. Limitaciones que se presentan en la operación del SIN, que tienen su origen en la capacidad de la infraestructura eléctrica asociada (STR y/o SDL, 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 y/o SDL, 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.

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.

ART. 2º—Determinación de la generación de seguridad. Es función del centro nacional de despacho, CND, identificar y clasificar las restricciones del SIN, así como, definir las generaciones de seguridad asociadas con dichas restricciones en cada subárea y área operativa del sistema.

Para la determinación de la generación de seguridad, el procedimiento y los criterios aplicables se establecen a continuación:

a) Se considera el servicio de regulación primaria de frecuencia para los análisis que permiten establecer la generación de seguridad del SIN (ver par. 1º. del presente artículo);

b) Se determina la generación forzada requerida por la existencia de restricciones en la infraestructura de los STR y/o SDL, o por requerimientos de soporte de reactivos en dichos sistemas (GS0 y GS’0).

El procedimiento para el cálculo de esta generación forzada, se describe en el numeral 1º del anexo de la presente resolución;

c) Se determina la generación forzada requerida para dar cumplimiento, allí donde físicamente sea posible, a los siguientes criterios de desempeño por subárea operativa y área operativa del SIN:

• Criterio determinístico: Contingencia N-1;

• Criterio probabilístico: Confiabilidad VERPC = 10-4

El procedimiento detallado para el cálculo de esta generación forzada, se describe en el numeral 2º del anexo de la presente resolución;

d) Se determina la generación forzada adicional, requerida por restricciones en activos de interconexión internacional;

e) Se determina la generación forzada adicional, requerida por consideraciones de soporte de reactivos o estabilidad del STN, y

f) Se determina la generación forzada requerida por exigencia adicional atribuible a una exportación internacional.

PAR. 1º—El CNO propondrá a la CREG, antes del 1º de noviembre del presente año, un esquema regulatorio que permita hacer uso efectivo de la obligación vigente de prestación del servicio de regulación primaria de frecuencia, por parte de los generadores, en cada subárea y área operativa del SIN.

PAR. 2º—La necesidad de forzar generación por requerimiento de reactivos en desarrollo de lo establecido en los literales b) y e) del presente artículo, debe determinarse luego de agotar las fuentes de suministro de reactivos disponibles, incluyendo las que provienen de generación despachada por seguridad de suministro.

PAR. 3º—En aquellos casos en que no se cuente con generación asociada a una subárea o área operativa, que permita el cumplimiento de los criterios anteriores, o que dicha generación resulte insuficiente, la ocurrencia de eventos se manejará de acuerdo con el esquema de mediadas suplementarias previsto en la reglamentación vigente.

ART. 3º—Asignación de las generaciones de seguridad y de los costos de reconciliación por restricciones. El costo de la generación forzada asociada con las restricciones se asignará en la siguiente forma:

a) Los costos horarios de reconciliación positiva por generaciones de seguridad, asociada con restricciones eléctricas y/o requerimientos de soporte de reactivos en STR y/o SDL en el nivel IV de tensión (GS0), se asignará al operador económico de la red correspondiente.

Cuando exista más de un operador económico asociado con el requerimiento de esta generación forzada, el costo horario de reconciliación positiva se asignará en proporción a los ingresos por cargos por uso de nivel IV de tensión aprobados para los respectivos OR, aplicado a la demanda de cada uno de ellos.

Los costos horarios de reconciliación positiva de la generación forzada que haya sido solicitada por un OR, por restricciones o soporte de tensión en infraestructura con tensión de operación inferior al nivel IV, será asumida por el agente solicitante (GS’0);

b) Los costos horarios de reconciliación positiva de una generación de seguridad, asociada con el cumplimiento del criterio determinístico de confiabilidad exigido por subárea del SIN (GSN-1), se asignarán a prorrata de la demanda entre los comercializadores que actúan en la subárea operativa correspondiente.

Los costos horarios de reconciliación positiva de una generación de seguridad, asociada con el cumplimiento del criterio determinístico de confiabilidad exigido por área operativa del SIN (GSN-1), se asignarán a prorrata de la demanda entre todos los comercializadores del SIN.

Los costos horarios de reconciliación positiva de una generación de seguridad, asociada con el cumplimiento del criterio probabilístico de confiabilidad exigido por subárea y área operativa del SIN (GSI), se asignarán de acuerdo con los criterios establecidos en el numeral 3º del anexo de la presente resolución;

c) Los costos horarios de reconciliación positiva de una generación de seguridad, asociada con la indisponibilidad prevista en el despacho programado, de activos de conexión o de uso del STN (GSA1), se asignarán de acuerdo con los criterios establecidos en el numeral 3º del anexo de la presente resolución;

d) Los costos horarios de reconciliación positiva de una generación de seguridad, originada en restricciones cuya eliminación o reducción esté asociada a inversiones en interconexiones internacionales, o con refuerzos en la conexión de esas redes al sistema de transmisión nacional, se asignará al negocio de transporte de energía de las empresas operadoras económicas de las respectivas interconexiones;

e) Los costos horarios de reconciliación positiva de una generación de seguridad, atribuible a consideraciones de voltaje y/o estabilidad del STN, es decir, generaciones forzadas adicionales a las definidas en los literales previos, no asignables a un agente o a un grupo de agentes en particular, serán asignadas a los comercializadores del SIN a prorrata de su demanda;

f) Los costos horarios de reconciliación positiva de una generación de seguridad, asociada con restricciones originadas en exportaciones de energía, será asignado al comercializador que está exportando. Si hay más de un comercializador asociado con la restricción, el costo correspondiente se distribuirá entre ellos, en proporción a la demanda comercial internacional horaria de la interconexión respectiva;

g) Los costos horarios de reconciliación positiva por restricciones, asociados con situaciones declaradas de CAOP, se asignarán a prorrata de la demanda entre todos los comercializadores del SIN;

h) Los costos horarios de reconciliación positiva por desviaciones, se asignarán a los comercializadores del SIN en proporción a su demanda, y

i) Una vez asignados los costos horarios de reconciliación positiva de acuerdo con lo establecido en los literales anteriores, se totaliza la asignación por agente. Los costos horarios de reconciliación negativa se asignan a dichos agentes, en proporción a la suma de los costos horarios de reconciliación positiva que se les haya asignado.

ART. 4º—Generación de seguridad adicional por redespacho. Los costos horarios de reconciliación positiva, originadas en redespachos, por razones diferentes a salidas forzadas de activos de los STR y/o SDL, se asignará entre los comercializadores del SIN a prorrata de su demanda. Para determinar la generación redespachada, no se verificarán los criterios de confiabilidad probabilística.

ART. 5º—Las empresas operadoras de STR y/o SD, en donde sea necesario efectuar inversiones para eliminar o reducir restricciones que originen generaciones de seguridad, cuyos costos de reconciliación positiva les sean asignables, podrán solicitar a la CREG modificaciones a sus cargos por uso vigente, con el fin de remunerar adecuadamente tales inversiones, de acuerdo con la metodología establecida en la resolución CREG-099 de 1997.

ART. 6º—Nuevas inversiones en STN. Cuando por atrasos en la entrada en operación de un proyecto, atribuible al ejecutor del mismo, no haya sido posible la eliminación prevista de una restricción, o se presenten restricciones cuya eliminación hubiera sido posible con la entrada en operación del respectivo proyecto, los costos horarios de la reconciliación positiva correspondiente, que se presenten con posterioridad a la fecha original de entrada del proyecto, se asignarán a los operadores económicos potenciales del proyecto respectivo.

ART. 7º—Reconciliaciones. Los costos horarios de reconciliación se calculan como se muestra a continuación:

• Si para un generador su producción real excede a la generación del despacho ideal, la cuenta de éste por reconciliaciones se incrementará con el valor correspondiente a esta diferencia, liquidada así:

REC = PR * (generación real – generación ideal)

Se calcula:

PR’ = Mín { Máx (Precio Bolsai, Precio Ofertai) }; i = 1, 24

Si PR’ > Precio de bolsa, PR = PR’

Si PR’

Precio de bolsa, PR = Precio de bolsa

• Si para un generador su producción real es inferior a la generación del despacho ideal, la cuenta de éste por reconciliaciones se decrementará con el valor correspondiente a esta diferencia, liquidada así:

REC = PR * (generación real - generación ideal)

donde:

PR = Precio de oferta efectuado por el generador para la hora correspondiente.

PAR. 1º—Cuando durante el despacho de veinticuatro (24) horas, un generador resulte con generación forzada fuera de mérito y en ninguna de las veinticuatro (24) horas resulte despachado en mérito, los precios de oferta que haya efectuado para el despacho correspondiente, deberán permanecer inalterables para los siguientes siete (7) despachos diarios en los que participe con oferta de disponibilidad diferente de cero (0). Esta disposición no aplica a los generadores cuyo precio de oferta haya sido intervenido en el despacho correspondiente.

PAR. 2º—El subcomité de control y vigilancia del SIC remitirá a la CREG trimestralmente, un informe detallado sobre la generación de seguridad a la cual le haya sido aplicada la disposición establecida en el parágrafo anterior. Así mismo, el CND remitirá semestralmente al comité asesor de planeamiento de la transmisión, una evaluación económica de las inversiones alternativas que permitirían levantar las restricciones asociadas con este tipo de generación, teniendo en cuenta el costo histórico de las mismas.

PAR. 3º—Cuando una generación de seguridad pueda ser suplida por más de un generador, se despachará aquel cuyo PR’ resulte inferior.

PAR. 4º—Cuando el precio de oferta efectuado por un generador para suplir generación forzada, iguale o supere la señal del “precio umbral” (costo de racionamiento), el agente generador respectivo, presentará ante la CREG el soporte de costos correspondiente, que deberá responder a la reglamentación vigente en materia de ofertas.

ART. 8º—Con excepción de lo dispuesto en el artículo 1º, en el parágrafo 1º del artículo 2º y en los artículos 4º, 5º y 6º las disposiciones restantes que se adopten como resultado de esta resolución, entrarán a regir a partir del 1º de diciembre del presente año y dejarían sin vigencia la Resolución CREG-099 de 1996.

ART. 9º—Cronograma para la adopción de las normas propuestas en la presente resolución. La aprobación de los criterios para la definición de las generaciones de seguridad, la asignación de las mismas entre los agentes del SIN y las bases sobre las cuales se modificarán las disposiciones vigentes en materia de reconciliaciones, 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, y

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

ART. 10.—La presente resolución rige a partir de la fecha de su publicación en el Diario Oficial y no modifica ni deroga disposiciones vigentes, por tratarse de un acto de trámite.

Publíquese y cúmplase.

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

ANEXO

Numeral 1. Generación de seguridad GS0 y GS’0. Para la definición de la generación de seguridad GS0, asociada con restricciones eléctricas en la infraestructura de nivel IV de los STR y/o SDL, o requerimientos de soporte de reactivos en estos sistemas, se calculan los flujos de carga en estado estable del sistema, simulando la infraestructura de transporte disponible con tensión de operación igual o superior al nivel IV.

La generación de seguridad GS’0, requerida por restricciones en la infraestructura de los STR y/o SDL, o requerimientos de soporte de reactivos en estos sistemas, con tensión de operación inferior al nivel IV, deben ser solicitadas y sustentadas ante el CND por el OR del respectivo STR y/o SDL.

Numeral 2. Generación de seguridad GSN-1'', GSi y GSAi. Las simulaciones que se describen a continuación, parten de las generación de seguridad GS0 y GS’0, como dadas, resultado de lo establecido en el literal a) del artículo 2º de la presente resolución y en el numeral 1º del presente anexo.

a) Se evalúan por subárea y área operativa del SIN los siguientes eventos, suponiendo que la infraestructura asociada (activos de conexión y/o activos de uso del STN, de la subárea o área operativa analizada) están disponibles;

Tabla I

Evento salidaRacionamiento (MW) RProbabilidad PR x PGS
N-1010GS N-1
Transformación iR iP iR i x P iGS i
Transformación nR nP nR n x P nGS n
N-2R N-2P N-2R N-2 x P N-2GS N-2
N-NR N-NP N-NR N-N x P N-NGS N-N
TotalR(R x P) GS

La infraestructura considerada, corresponde a los activos de uso del STN y activos de conexión al STN, asociados con la subárea operativa, o a los activos del STN que definen el área operativa, es decir, aquellos no asociados con las subáreas involucradas en el área respectiva.

El paso siguiente consiste en adoptar como criterio determinístico la falla N-1. Es decir, allí donde sea posible, las subáreas operativas y las áreas operativas deben protegerse contra una contingencia N-1. La generación de seguridad (GSN-1) que se determine, debe ser tal que sumada a las generaciones de seguridad previamente establecidas, el racionamiento (R) esperado, hasta donde sea factible, sea igual a cero (0). En estas condiciones, GS0 + GS’0 + GS N-1, garantizarán en lo posible que RN-1 = 0. GSN-1 responderá al RN-1 más crítico.

Determinadas GS0 + GS’0 + GSN-1 se procede a evaluar el cumplimiento del VERPC = 10-4, teniendo en cuenta los componentes de transmisión (activos de conexión al STN y/o activos de uso del STN) asociados con la subárea operativa o con el área operativa correspondiente. No se considerarán los eventos considerados en la evaluación del criterio N-1.

Para cada elemento se debe establecer su impacto en términos de racionamiento en caso de falla, así como la probabilidad de falla de dicho elemento. Se asume para el cálculo respectivo la independencia de todos los eventos:

donde:

 

Evento salidaRacionamiento (MW) RProbabilidad PR x P
Elemento iR iP i = 1 - e -
R i x P i

= NFA/8760

donde:

NFA Número de fallas totales acumuladas durante los últimos doce (12) meses, calculadas al mes inmediatamente anterior.

En la tabla I se ordenan los elementos, de mayor a menor, de acuerdo con el resultado del producto R x P de cada uno de ellos. Teniendo en cuenta GS0 + GS’0 + GSN-1 se verifica que el VERPC = ? (R x P)/Demanda = 10-4 (Demanda de la subárea o del área operativa, según el caso). Si la inecuación no se cumple, se adiciona generación de seguridad hasta que el indicador, donde sea posible, se ajuste al estándar vigente (GSi...).

En aquellas subáreas o áreas operativas, donde la generación es insuficiente para cumplir con el criterio establecido, se minimiza el racionamiento esperado hasta donde sea factible.

b) Se evalúan por subárea y área operativa del SIN los siguientes eventos, considerando la disponibilidad afectada por indisponibilidades programadas de la infraestructura asociada (activos de conexión al STN y/o activos de uso del STN de la subárea o área operativa analizada).

Tomando como dadas las generaciones forzadas GS0 + GS’0 + GSN-1 + SGSi, resultado de lo establecido en el literal a) del artículo 2º de la presente resolución, en el numeral 1º y en el literal a- del numeral 2º del presente anexo, se calcula nuevamente el VERPC, con la disponibilidad real prevista para el despacho de los activos asociados con los eventos definidos en el literal anterior. Si un activo está indisponible (consignado), se asigna al evento correspondiente probabilidad 1 de ocurrencia. Se calcula nuevamente el VERPC con el siguiente procedimiento para las nuevas condiciones de operación:

Tabla II

 

Activo está disponible, Pi = 1 - e -

Activo está indisponible, Pi = 1

Se determina la generación forzada adicional a GS0 + GS’0 + GSN-1 + SGSi requerida, SGSAi, para los distintos eventos hasta cumplir, hasta donde sea posible, con el VERPC fijado.

En aquellas subáreas o áreas operativas, donde la generación es insuficiente para cumplir con el criterio establecido, se minimiza el racionamiento esperado hasta donde sea factible.

Numeral 3. Asignación de la generación de seguridad GSi y GSAi. La asignación de la generación forzada GSi, responderá a la aplicación de los siguientes criterios:

Se establece si el activo asociado con cada evento cumple con los siguientes estándares de calidad:

ActivoHoras de indisponibilidad(1)
Año 2000Año 2001
Circuito de 220 o 230 kV con long. = 150 km34 horas70 horas
Circuito de 220 o 230 kV con long. > 150 km46 horas36 horas
Circuito de 500 kV86 horas26 horas
Otras Unidades Constructivas de S/E52 horas52 horas
Activo de Conexión al STN88 horas88 horas
Autotransformador STN88 horas88 horas

1 Las horas de indisponibilidad se calculan de acuerdo con lo establecido en la resolución que define los estándares de calidad de los Servicios de Transporte de Energía y Conexión al STN

Se seleccionan aquellos eventos asociados con activos cuya indisponibilidad supera en horas el estándar exigido. GSi se asignará al operador económico del activo i correspondiente. Si una generación de seguridad (GSi), responde al cubrimiento de más de uno de los eventos seleccionados, se asigna proporcionalmente entre los operadores económicos asociados con los eventos seleccionados, de acuerdo con el producto R x P de cada uno de ellos.

Las generaciones de seguridad (GSi) restantes se asignan distribuyéndolas entre los comercializadores de la subárea operativa correspondiente a prorrata de sus demandas, o entre todos los comercializadores del SIN en el caso de áreas operativas.

La generación forzada adicional (SGSAi) se asignará teniendo en cuenta las mismas exigencias de estándares de calidad por activo, definidas anteriormente, y los siguientes criterios:

Se seleccionan aquellos eventos asociados con activos cuya indisponibilidad supera en horas el estándar exigido y tengan una probabilidad 1 de ocurrencia. SGSAi se asignará proporcionalmente entre los operadores económicos asociados con los eventos seleccionados, de acuerdo con el producto R x P de cada uno de ellos.

Si los activos asociados con eventos con probabilidad 1 de ocurrencia, cumplen con los estándares de disponibilidad exigidos, la generación de seguridad SGSAi se asigna distribuyéndola entre los comercializadores de la subárea operativa correspondiente a prorrata de sus demandas, o entre todos los comercializadores del SIN en el caso de áreas operativas.