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La regulación de la operación en Colombia

2000 - 2011

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Encuentro Nacional de Operadores de

Sistemas Eléctricos

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Contenido

Punto de partida

La regulación al comienzo del milenio

Planeación, coordinación, supervisión y control: cambios en la última década

Lo que viene…


La Operación del SIN3

Control

Planeación

Energética y eléctrica


CoordinaciónSupervisión

1995 - Esquema operativo4

CRD Corelca

CRD EEBCRD CHEC

CND

CND• Planeación, coordinación,

supervisión y control del

SIN

• Instrucciones a CRD

CRD’s


CRD EPMCRD EPSA

CRD’s• Centros de supervisión y

control regional.

• Coordinar operación y

maniobras de la región.

1999 – Redefinición de responsabilidades5

Resolución CREG 080 de 1999

Nivel 2

Nivel 1 CND

Transmisores Nacionales


Nivel 3

Nivel 2 Nacionales

GeneradoresOperadores de Red

«Los Niveles 2 y 3 podrán desarrollar las funciones definidas en la presente Resolución a

través de un Centro de Control, siempre y cuando garanticen el cumplimento de la

regulación vigente»

1999 – Redefinición de responsabilidades6

Resolución CREG 080 de 1999

CND

Transmisores

• P, C, S, C SIN

• Frecuencia del SIN

• Tensión STN

• Coordinación Protecciones

• del SIN

• C, S, C propios equipos

• Calidad servicio STN


Transmisores Nacionales

GeneradoresOperadores de Red

• Calidad servicio STN

• Disponibilidad de activos

• Coordinación Protecciones de

su equipos

• P, C, S, C sus redes

• Calidad servicio STR’s, SDL’s

• DC:

Coordinación, supervisión,

control de sus plantas.

• NDC:

Además planeación.

• Coordinación Protecciones

• de sus equipos.

Empezamos el milenio con:

• Esquema de operación Res. 080 de 1999

• Agentes declaran límites para sus equipos

• Coordinación de mantenimientos

• Consignación de emergencia

• Coordinación de protecciones• CND: Generadores, interconexiones, N4, STN, conexión

• Agentes: equipos

• Exportación/Importación representada por los

agentes

• Despacho horario con criterio VERPC

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• Consignación de emergencia

• Plan de 24 meses

• Plan Semestral de Mantenimientos

(equipos transmisión)

• Generadores (12 meses obligatorio)

• Sistema de información del CND

• Coordinación semanal (martes – jueves)

• Despacho horario con criterio VERPC

• Pruebas de disponibilidad CxC

• Esquema de calidad del servicio para STN y

activos de conexión al STN

• Tiempos de maniobra

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Control

Planeación




La planeación operativa

2000 - 2011

Planeamiento operativo

• Planeamiento Energético incluye a Ecuador

• Planeamiento eléctrico

• Agentes declaran límites de operación para sus equipos (080/99)

• Se incluyen TIE en análisis de seguridad (004/03 y 014/04)

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• Se mantienen los demás criterios eléctricos definidos en Código de Operación (025/95 - CO)

Despacho Económico – Res. CREG 026/0110

Oferta de precio igual para todas las horas

DESPACHO

Min Σ Σ (Pof x G)

Reserva Regulación Secundaria

Orden de méritosDisponibilidad


s.a.

Características TécnicasRestricciones red

D ≤ Σ G

Despacho Reg. Sec.Restricciones red

Demanda


Disponibilidad

VERPC

La intervención de precios de oferta fue eliminada en la Res. 071/06

Se definen las rampas de subida y bajada – Res. CREG 009/03

• Se establece una metodología general para la definición de los parámetros técnicos

de rampas de aumento y disminución de generación para las plantas térmicas.

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UR3

DR1

MWh

Mínimo Técnico

UR2

Valores fijos de despacho


UR1

DR3

Período P(t)

. . .UR2

DR2

UR1

MWh

Período P(t)

Mínimo Técnico

UR2

UR3 DR1

DR2

DR3

UR#: Variación máxima en

MWh de un período al

siguiente

DR#: Variación máxima en

MWh de un período al

siguiente

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Despacho Económico – Res. CREG 051/09


Precios de arranque y parada

DESPACHO

Min Σ Σ (Pof x G + Par)

s.a.

Reserva Regulación

Min Σ Σ (Pof x H + Par)

s.a.Caract. Técnicas

Ht ≤ Σ HiDisponibilidad


s.a.

Caract. TécnicasRestricciones red

D ≤ Σ G

Despacho Reg. Sec.

Restricciones redDemanda


Precios de arranque y parada

Disponibilidad

No VERPC

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Control

Planeación




La coordinación operativa

2000 - 2011

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Calidad del servicio STN (Res. 011/09)

• Indisponibilidades históricas

• Máximas Horas Anuales de Indisponibilidad

• Afectación a la MHAI en ½ hora• Emergencias

• Modificar Plan semestral

• No reporte de eventos en el tiempo establecido


• Indisponibilidad por tiempo programado de mantenimiento (50%, seg=100%)

• Compensaciones

• ENS

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Calidad del servicio – STR’s (Res. 097/08)

• Indisponibilidad histórica

• Máximas Horas Anuales de Indisponibilidad

• Afectación a la MHAI en ½ hora• No reporte de eventos en el tiempo establecido

• No reporte fin de maniobra

• Trabajos no programados


• Compensaciones

• ENS

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Coordinación Gas - Electricidad

• Decreto 880/07: prioridad ante eventos de insalvables restricciones en la oferta de Gas Natural o situaciones de grave emergencia, no transitorias.

• Decreto 4500/09: MME puede cambiar orden de atención en racionamiento gas

• CND informa a productores y transportadores la generación requerida en despacho para cubrir seguridad, calidad o confiabilidad.


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Control

Planeación




Supervisión y control operativo

2000 - 2011

Regulación Primaria – Res. CREG 023/0118

• Todas las plantas o unidades

• 3% del programa

• Banda Muerta menor o igual a 30 mHz. Puede ser revaluado por el CND.

• Estatismo despachadas centralmente entre el 4% y el 6% (declarado).


• No cumplimiento (cualitativo) ocasiona Reconciliación a cargo del generador

Combustible alterno – Res. CREG 048/0219

• Antecedente: Acuerdo 231 (procedimiento cambio parámetros)

• Características técnicas en la operación

• Res. 048/02: Reconoce que generadores usan combustibles alternos


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Control

Planeación




Transacciones Internacionales de Electricidad

Decisión CAN 536 – 2002

Decisión CAN 720 – 2002

Res. CREG 004/03 y 014/04

Res. 160/09

Despacho económico coordinado – Esquema TIE21

EL COROZO

SAN MATEO

230 kV

CUATRICENTENARIO

CUESTECITAS

220 kV

LA FRÍA

ZULIA

115 kV

TULCAN

PANAMERICANA

138 kV

País BPaís A

P < P

• Programa de Generación recursos del SIN


POMASQUI

JAMONDINO

230 kV

Sistema A Sistema B

NodoA NodoB

PA< PB

PA> PB

• Activación de TIE

Comienzo: 08:00 horas

Termina: 14:45 horas (004/03)

(14:55 horas – 014/04)

Cambia Nominación de producción y transporte de gas natural

Redespacho22

• Cambios topológicos

• Indisponibilidad recursos

• Variación precio nodal de exportación

• Indisponibilidad del enlace (parcial o total)


• Incumplimiento comercial reportado (no prepagos suficientes)

• Variación precio máximo de importación Ecuador

Acuerdos Operativos23

• Compromisos bilaterales

• Entre el CND y operadores de los sistemas eléctricos de los países miembros de la Comunidad

Andina,

• Procedimientos, condiciones, obligaciones y responsabilidades para la operación de los Enlaces

Internacionales y los intercambios intracomunitarios de electricidad, de conformidad con la

regulación vigente.


regulación vigente.

• Supervisión• Intercambio de información• Criterios de seguridad y calidad para la

operación interconectada• Coordinación de mantenimientos• Control de los intercambios (voltaje,

frecuencia, potencia activa y reactiva)

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El Cargo por Confiabilidad

Aspectos operativos25

• Energía Firme

• Generadores tienen incentivos a estar siempre disponibles

• En períodos críticos de hidrología se espera tener la confiabilidad necesaria

• Pruebas de disponibilidad


• Fenómeno El Niño 2009 – 2010. Medidas adicionales derivadas de problemas de transporte de

gas.

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Lo que viene…

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Lineamientos para el control y administración de la generación por parte de

los clientes finales

Lineamientos regulatorios abiertos a los nuevos

avances tecnológicos de generación

Mercado con participación

El futuro…


Implementación de incentivos a

tecnologías no convencionales

Mercado con participación activa de generación

distribuidaCostos más eficientes

Incentivar la participación de diferentes agentes en

proyectos de generación distribuida, bajo concepciones

técnica y económicamente sostenibles

Nuevos esquemas de planeación del sistema eléctrico

Redes Inteligentes

• Demanda Desconectable

• Medidores inteligentes

• Generación distribuida (Eólica y solar)

• Flujos bidireccionales con la demanda (Cada usuario podrá comprar o generar y vender a la red)

• Reglas de mercado relacionadas con el consumo de los vehículos eléctricos

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• Reglas de mercado relacionadas con el consumo de los vehículos eléctricos

• Regulación de nuevos esquemas de control (PMUS WAMS WACS)

• Nuevos servicios complementarios con el almacenamiento de energía (Energy Storage)

• Modelos estándar de información

• Ciberseguridad

Aspectos operativos

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• Reglas para mejorar la competencia en generación

• Nuevo Estatuto de racionamiento

• Regulación de servicios complementarios (Black Start, Reactiva, Esquemas

Suplementarios de Protección del Sistema )


• Interconexión Colombia – Panamá (y su relación con TIE Ecuador)

• Definición de esquema definitivo TIE

• Mercado de gas natural - ¿Cómo afectará a la operación del mercado eléctrico? –

Importación de gas

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