CONCEPTO 8 DE 2019

(Enero 2)

<Fuente: Archivo interno entidad emisora>

COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS - CREG

XXXXXXXXXXXXXXX

Radicado CREG E-2018-013568

Respetado señor Secretario:

Recibimos su comunicación de la referencia en la cual plantea los siguiente:

(...) Respetado Doctor XXXXX:

De conformidad con lo previsto en la Resolución CREG 201 de 2017, el Consejo Nacional de Operación debe, entre otras tareas, establecer los protocolos para verificar, actualizar e informar los cambios que puedan presentar: i) la constante por pérdidas Kc; ii) la constante por inclinación Kinc; y las constantes de la ecuación correspondiente a las pérdidas por temperatura ambiente, una vez las plantas de generación solares entren en operación. Adicionalmente, se prevé en el artículo 4 de la resolución antes mencionada, que para la verificación del parámetro Capacidad Efectiva Neta - CEN, se deberá seguir el procedimiento definido en el anexo 6 de la Resolución CREG 071 de 2006 para plantas hidráulicas, pero utilizando los protocolos que para tal fin adopte el Consejo Nacional de Operación (CNO) para plantas solares fotovoltaicas.

Sobre dichos protocolos, el Consejo y la Universidad de los Andes explicaron a la Comisión, en reunión del 21 de septiembre de 2018, el motivo por el que la ecuación de cálculo de la ENFICC solar fotovoltaica (Artículo 1), tiene un error al contemplar la CEN y no la Potencia DC dentro de su formulación. Asimismo, manifestó la dificultad de replicarlos valores iniciales propuestos

por la Resolución, para algunos de los factores, que también están involucrados dentro de la citada ecuación. Por lo anterior, el CNO planteó dos alternativas para resolver el problema. La primera de corto plazo, que consiste en ajustar la ecuación. La segunda, de mediano plazo, que implica una migración hacia un enfoque de modelación matemática, similar al definido porta Resolución CREG 167 de 2017para plantas eólicas.

Al respecto, la Comisión dio respuesta^[1] al Consejo, indicando que estudiará la alternativa del modelo matemático para una subasta posterior a la convocada en la Resolución CREG 104 de 2018.

Actualmente, el Consejo y la Universidad de los Andes, desarrollaron un protocolo de verificación de la CEN solar fotovoltaica, que toma como referencia la definición de este parámetro así: “Máxima capacidad de potencia neta (expresada en valor entero en MW) que puede suministrar una planta y/o unidad de generación en condiciones normales de operación medida en la frontera comercial. Se calcula como la Capacidad Nominal menos el Consumo Propio de la planta y/o unidad de generación.”. Sin embargo, le informamos que a la fecha no se ha podido elevar el protocolo a categoría de Acuerdo, dado que el mismo no estaría cumpliendo lo previsto en la Resolución CREG 201 de 2017.

(...)

Al respecto le reiteramos lo manifestado en la comunicación S-2018-004954, en el sentido de que la Comisión considera que realizar cambios en el corto plazo que modifiquen la metodología de cálculo de energía firme podría no ser conveniente en razón a que afectaría las condiciones de participación y eventualmente los cálculos que ya hubieren realizado los agentes que declararon interés en la participación de la subasta que convoca la Resolución CREG 104 de 2018.

En cuanto al cálculo de la energía firme de la normativa y el protocolo de verificación de capacidad efectiva neta (CEN) tenemos los siguientes comentarios:

1. En la fórmula planteada por el consultor FONROCHE (consultor que propuso la metodología de la normativa - Anexo 2 de la Resolución CREG 201 de 2017), las constantes de pérdidas son adimensionales, y el modelo se basa en datos promedios mensuales de temperatura ambiente y datos agregados mensuales de irradiación, por lo tanto, el cálculo es de carácter estadístico a nivel mensual. ^*

2. La metodología de ENFICC solar no tiene en cuenta la configuración del (los) convertidores) de conexión a la red. Esto podría causar una sobreestimación de la energía en caso de no considerar la capacidad en el punto de conexión a la red.

3. Con respecto al protocolo de ENFICC solar y comentarios enviados por ustedes en el radicado CREG E-2018-010465, en la cual señalaron:

(...) Los diferentes términos de la ecuación anterior están definidos en dicha resolución, en particular POTdc es la potencia del conjunto de módulos fotovoltaicos en kW pico (kWp) bajo condiciones estándar de prueba (Standard Test Conditions - STC), obtenida a partir de la potencia de cada módulo (generalmente expresada en WpIfoSTC), multiplicado por el número de módulos iguales y dividiendo por 1000, para obtener kWp. (...)

Al respecto consideramos, la afirmación que se incluye en el citado radicado no refleja lo que establece el estudio de FONROCHE (anexo 2 de la Resolución CREG 201 de 2017):

(...) De la configuración en serie y paralelo de los módulos fotovoltaicos tenemos

un generador fotovoltaico equivalente oue va a proporcionar un voltaje y comente

a la entrada del inversor. (...)

Lo anterior significa que se debe tener en cuenta la configuración serie y paralelo de los módulos fotovoltaicos para poder definir la capacidad.

Entendemos que el protocolo que ustedes proponen expedir, utiliza un método de cálculo horario para la CEN, que nace del método utilizado en la normativa a nivel estadístico mensual. Dicho método utiliza la ecuación de la resolución CREG 201 de 2017 pero utilizando la potencia DC de la configuración de los módulos fotovoltaicos y con valores horarios, el cual consiste en lo siguiente:

i) Teniendo en cuenta los registros horarios de temperatura e irradiación en una ventana de tiempo de 10 años, se calculan los valores de potencia horaria.

ii) La CEN seria el mínimo entre el máximo valor de potencia horaria y la capacidad máxima de potencia de la configuración de inversores.

Al respecto destacamos que la regulación estableció como tarea del CNO, la expedición del protocolo para la verificación de la Capacidad Efectiva Neta, el cual debe ajustarse a lo previsto en la regulación, por ser esta obligatoria para todos sus destinatarios.

A título de ejemplo, otra forma de cálculo de capacidad en el punto de conexión que entendemos se ajustaría a lo previsto en la Resolución CREG 201 de 2017, podría ser:

a) El mínimo entre la potencia de salida AC del inversor o configuración de inversores (podría considerar o no perdidas eléctricas hasta el punto de conexión con red), y la potencia DC del conjunto de los módulos fotovoltaicos (considerando su configuración de conexión afectados por sus pérdidas a condiciones estándar y condiciones promedio del sitio) o,

b) Algún otro elemento que el C.N.O identifique o considere relevante.

Quedamos atentos a atender cualquier inquietud adicional.

Cordialmente

CHISTIAN JARAMILLO HERRERA

Director Ejecutivo

<NOTAS DE PIE DE PAGINA>.

1. Comunicación CREG S-2018-004954 del 29 de octubre de 2018