CONCEPTO 5394 DE 2012

(noviembre 20)

<Fuente: Archivo interno entidad emisora>

COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS - CREG

XXXXXXXXXXXXXXX

Respetado doctor XXXXX:

Recibimos su comunicación en la que solicita aplazar el inicio de las disposiciones establecidas en las mencionadas resoluciones debido a: “los nuevos requerimientos que imponen ajustes a los procesos existentes y la realización de nuevas actividades, entre ellas la estimación de la Energía No Suministrada, la determinación de las zonas excluidas de compensación, la incorporación de nuevas exclusiones en el cálculo de compensaciones y las modificaciones en cuanto al registro de eventos y cálculo de indisponibilidades”.

En respuesta a su solicitud le informamos que no es posible aceptar el plazo solicitado en su comunicación debido a que la CREG considera impostergable el inicio de la aplicación del esquema de calidad del servicio en el STN y los STR, debido a que a la fecha no están en aplicación los mecanismos que permiten determinar las responsabilidades que deben asumir los agentes prestadores del servicio ante indisponibilidades de sus redes o presencia de situaciones de energía no suministrada. Este tema entrega a los agentes parte de las señales necesarias para el objetivo de la ejecución de la expansión oportuna del sistema, lo cual va en concordancia con la sugerencia planteada en su comunicación acerca de establecer incentivos para esto.

Respecto al concepto de la CREG solicitado por ustedes sobre algunos aspectos relacionados con la implementación, a continuación procedemos a dar respuesta.

Aspectos comunes a ambas resoluciones:

- “La compensación por dejar no operativos otros activos se causa solo cuando el activo causante haya superado las metas de indisponibilidad o haya ocasionado ENS y, adicionalmente, no pertenezca a una zona excluida.

De la lectura de la regulación vigente, encontramos que esta disposición aplica tanto para indisponibilidades del activo ocasionadas por eventos programados o no programados.

No obstante, y de manera similar al tratamiento de las indisponibilidades por Energía No Suministrada, consideramos que únicamente se deben incluir los eventos no programados en el cálculo de las compensaciones por Activos No operativos."

Respuesta:

La compensación por activos no operativos no diferencia entre eventos programados y no programados porque, dentro de las características de calidad consideradas en la metodología de remuneración, esta compensación está directamente relacionada con la indisponibilidad de los activos independientemente del tipo de evento que la ocasiona.

- “Así mismo, entendemos que si ocurre un evento en el STN y ocasiona que activos del STR salgan de servicio (o viceversa), estando disponibles, estos últimos serán clasificados como Activos No operativos, y que las compensaciones por dejar no operativos otros activos no serían aplicables en este caso. Solicitamos su concepto sobre nuestro entendimiento. ''

Respuesta:

Conforme a lo establecido en el reglamento del reporte de eventos de las resoluciones CREG 093 y 094 de 2012, los agentes deben reportar la no operatividad de un activo por causa de otro activo del mismo sistema. En el caso expuesto por ustedes, cuando ocurren eventos en un sistema que afectan a otro, dado que cada sistema es remunerado de una forma independiente, su indisponibilidad y la compensación a que haya lugar debe igualmente considerarse en forma independiente, sin perjuicio de las reclamaciones que se puedan realizar entre los agentes involucrados. De este modo, el reporte del evento en el sistema afectado no puede corresponder a la clasificación de activo no operativo.

En caso de que el resultado de los Eventos indique que se presentó una ENS tanto en el STN como en el STR, los respectivos informes serán enviados a la SSPD y será esta quien determine cuál fue el activo o los activos causantes de la ENS que afectó el SIN, el sistema al cual pertenecen y el agente responsable de la compensación.

- “En cuanto al procedimiento de cálculo de la Energía No Suministrada -ENS-, llamamos la atención sobre la definición del subíndice a para el cálculo de la Demanda Entregada por el sistema (DEa) a tener en cuenta en la formulación: se establece que la demanda a considerar corresponde a la del último período horario anterior al evento, “para el cual no se tenía efecto en la demanda atendida causado por otros eventos en el SIN. Al aplicar esta disposición a un evento ocurrido en el día t en período de demanda mínima, puede resultar que la DEa corresponda a la demanda del día t-1 en demanda máxima, afectando así los cálculos de la ENS.”

Respuesta:

No es clara la situación planteada en la comunicación al relacionar un periodo de demanda mínima con uno de demanda máxima. Lo que se pretende con la definición del periodo a es que se utilice el periodo anterior a la ocurrencia del evento, siempre y cuando en este periodo anterior no se haya iniciado otro evento, de lo contrario deberá tomarse el periodo anterior a este que cumpla la característica mencionada.

- “Dentro del procedimiento para el cálculo de la ENS se incluyó la forma de determinar la variable ENSh, la cual será utilizada finalmente para el cálculo de compensaciones. Esta variable únicamente contempla la utilización del máximo valor obtenido entre el primero y el segundo período horario de ocurrencia del evento en estudio. No obstante, en las disposiciones para el cálculo del Porcentaje de Energía No Suministrada no se hace esta distinción.

Solicitamos su concepto sobre si el CND debe calcular el PENS únicamente para los dos primeros periodos horarios, teniendo en cuenta lo establecido en cuanto al cálculo del Pronóstico Nuevo de Demanda, el cual se calcula solo para los dos primeros períodos de ocurrencia del evento. ”

Respuesta:

Las variables PENS_h y PENS_j,h se calculan para el primer periodo horario de ocurrencia del evento y para el siguiente, en caso de que aún subsista, teniendo en cuenta la definición del subíndice h, incluida en el numeral 3.3 de las dos resoluciones.

- “En el informe sobre ENS que debe elaborar el CND para enviar a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, se establece que se deben incluir los activos causantes de los eventos. Entendemos que éstos serán definidos por la Superintendencia y que el informe del CND debe incluir la secuencia de eventos y los activos asociados.

Lo anterior, teniendo en cuenta las funciones asignadas al CND y lo establecido posteriormente en el mismo anexo: “El informe será elaborado por el CND, teniendo en cuenta los plazos establecidos en los acuerdos del CNO para la presentación de los informes de análisis del Evento, y suministrado como herramienta a la SSPD para que esta entidad determine si se presentó ENS, su magnitud, los activos causantes y los agentes responsables.” (Hemos subrayado)''

Respuesta:

En forma general, los informes a la SSPD deben contener toda la información posible. Esto incluye la secuencia de eventos y los activos que los causan, identificados a partir de la información de la operación del sistema. No obstante, corresponde a la SSPD determinar la ENS y cuáles de los activos citados en el informe son objeto de compensación.

Resolución 093 de 2012:

- "En el Numeral 1.2.3 del Capítulo 1 se establece la afectación de la disponibilidad de los activos, en caso de que el tiempo programado para realizar un mantenimiento sea superior al empleado en su ejecución real. Sobre esta disposición, consideramos necesario llamar la atención acerca de la posibilidad de que se esté incentivando la programación de tiempos menores que los requeridos realmente para realizar los mantenimientos, lo cual podría conllevar a que el planeamiento operativo que realiza el CND no sea confiable. En particular, el Plan Semestral de Mantenimiento no serla una herramienta confiable para la planeación operativa.

Por tanto, consideramos que debe definirse una regla simétrica para la programación de mantenimientos, de tal manera que se incentive su cumplimiento. ”

Respuesta:

El propósito de la norma establecida en el numeral 4.5 del Anexo General de la Resolución CREG 011 de 2009 y ratificada en la Resolución CREG 093 de 2012 es acercar la programación de los mantenimientos a la realidad de los mismos sin sobrestimar el tiempo, sobrestimación que generaría una mala señal para el planeamiento operativo que realiza el CND.

En caso de que el agente programe un tiempo menor al que requiere utilizar con el propósito de evitar la afectación de las horas de indisponibilidad establecidas en la Resolución CREG 011 de 2009, y esto tenga efectos en la programación, el despacho y el planeamiento operativo que realiza el CND, existen mecanismos en la regulación para que esta mala programación sea compensada por el agente. Tales mecanismos son que el tiempo usado para el mantenimiento por encima de lo programado, corresponde a un Evento no programado y por tanto puede ser objeto de otras compensaciones. Adicionalmente, podrá generar restricciones en el sistema, las cuales en cumplimiento de lo establecido en la regulación, deberán asignarse ai agente causante de la restricción quien no programó correctamente el mantenimiento.

Con los anteriores análisis, se encuentra que la señal dada al agente, esta encaminada a que la programación de mantenimientos se ajuste al tiempo que efectivamente se espera usar para este.

- “En relación con la regla de afectación a la disponibilidad por el incumplimiento en el plazo programado para la realización de un mantenimiento (Numeral 1.2.3 del Capítulo 1):

i. Entendemos que esta disposición se aplica, independientemente de que la causa para la programación del mantenimiento en cuestión, corresponda a una de las excluidas. Es decir, si un mantenimiento por una causa excluida es ejecutado en un lapso menor al programado, las horas que no sean utilizadas se consideran indisponibles, con las reglas establecidas en el mencionado numeral.

ii. Si nuestro entendimiento es correcto, solicitamos su concepto sobre cómo se contabilizarían estas mismas horas para el caso de la programación de mantenimiento mayor, en donde se define una duración mínima para ello. Lo anterior, teniendo en cuenta que la duración mínima de este tipo de mantenimiento no es definida en todos los casos por el transportador.”

Respuesta:

Los mantenimientos que pueden estar involucrados en causas excluidas corresponden únicamente al caso de un Mantenimiento Mayor. Las demás causas no tienen asociado un mantenimiento puesto que son otro tipo de Eventos.

En el caso del Mantenimiento Mayor, dado que este es un mantenimiento cuya duración no se cuenta en las horas de indisponibilidad que se registran para los respectivos activos, tampoco es objeto de afectación de las horas de indisponibilidad por las variaciones en el tiempo efectivamente utilizado en el Mantenimiento Mayor. El efecto que se da, es que el tiempo solicitado como Mantenimiento Mayor y no utilizado, es tiempo perdido y que no podrá volverse a solicitar durante el periodo de seis años.

- “Teniendo en cuenta que se establecieron los tiempos y plazos para la ejecución de mantenimientos mayores, los cuales corresponden al período iniciado en enero 1 de 2012, solicitamos su concepto acerca de si es posible para un transportador solicitar bajo la figura de mantenimiento mayor, un mantenimiento por las horas no utilizadas del máximo permitido a partir del 1 de enero de 2013.”

Respuesta:

El Mantenimientos Mayor fue establecido desde la Resolución CREG 072 de 1999 como el mantenimiento que se realiza por una sola vez, durante cada período de seis años, postulado que ha sido ratificado en las resoluciones CREG 061 de 2000 y 011 de 2009. Es decir que si ya se solicitó un Mantenimiento Mayor para un activo durante el actual periodo de seis años que finaliza el 31 de diciembre de 2016, no se puede solicitar nuevamente un Mantenimiento Mayor por las horas no utilizadas del máximo permitido.

Resolución 094 de 2012:

- “En relación con los esquemas suplementarios instalados para evitar que se presenten sobrecargas en circuitos o transformadores en el nivel de tensión 4, se establece en el Articulo 8, que: “cuando se presenten Eventos ocasionados por la actuación de estos esquemas, deberán asignarse a los activos que originaron su Instalación...". (Hemos subrayado)

Entendemos que tal disposición se refiere a la actuación como tal del esquema suplementario y no a eventos (fallas) en activos originados en la actuación del esquema. Hacemos esta precisión, dado el impacto que tiene este entendimiento en la aplicación de las compensaciones por esta causa.

Solicitamos su concepto sobre nuestro entendimiento".

Respuesta:

Estamos de acuerdo con la interpretación de ustedes ya que lo que se pretende es registrar el evento relacionado con la actuación de un esquema suplementario y como tal debe ser reportado para los activos que originaron su instalación.

Vale la pena aclarar que el término “Evento” se utiliza de acuerdo con la definición incluida en la Resolución CREG 094 de 2012, es decir, haciendo referencia a situaciones que ocurren de manera programada o no programada.

- “Igualmente, y en relación con la asignación de las indisponibilidades: si un esquema suplementario es ocasionado por la sobrecarga en alguno de dos transformadores de conexión en un STR, ante la pérdida del otro transformador. Cuando el esquema opera, ¿a cuál de los dos transformadores se asocia esta indisponibilidad?, ¿al transformador que sale de servicio o al que quedo disponible?"

Respuesta:

Ante la pérdida del primer transformador se debió registrar un evento identificando la causa que lo originó y la demás información requerida. Como se entiende que el esquema suplementario operaría por la posible sobrecarga del transformador que queda disponible, la indisponibilidad asociada con la actuación del esquema suplementario se debe reportar para este transformador.

- “Así mismo, se determina que la mencionada asignación se realizará: “sin importar que los activos desconectados por la actuación del esquema pertenezcan a niveles de tensión diferentes al 4. En este caso se deberá reportar una indisponibilidad con una duración igual al mayor de los tiempos de interrupción de cualquiera de los activos que fueron desconectados.”

Entendemos que los activos a los cuales se refiere esta disposición son aquellos para los cuales se llevan índices de disponibilidad, ya que los tiempos de indisponibilidad de activos de niveles inferiores al nivel 4 de tensión no son reportados al CND.

Solicitamos su concepto sobre nuestro entendimiento."

Respuesta:

Al igual que los demás eventos, el reporte de la actuación de un esquema suplementario es responsabilidad del operador de los activos del STR; este reporte debe asociarse al activo protegido e incluir la duración de acuerdo con lo establecido en la resolución. El CND puede verificar esta información con la que posee sobre la actuación de los esquemas suplementarios, la cual debe contener la duración de las desconexiones ocasionadas en otros niveles de tensión, así esta no sea obtenida en línea.

-  “Se establece la forma de determinar la capacidad disponible del activo para las bahías de interruptor y medio en los STR's, haciendo diferenciación entre cada corte. Sin embargo, en las unidades constructivas aprobadas a los OR's no se hace distinción entre los cortes de las bahías de configuración interruptor y medio.”

Respuesta:

Se asume que de acuerdo con la información que tenga el CND y la que reportan los agentes se puede determinar cuáles de los interruptores del diámetro son los que quedaron indisponibles y así calcular la capacidad disponible de las UC de configuración interruptor y medio. La mención que se hace a cada corte es para clarificar la forma de hacer este cálculo.

- “En el Numeral 3.4.1 - Mercados Afectados -, se establece que para definir los mercados afectados por el evento de un activo, “el CND deberá identificar los mercados de comercialización conectados directamente, mediante redes de nivel de tensión 4 o inferior...".

Sobre este punto, consideramos necesario llamar la atención sobre la dificultad de modelar en detalle la totalidad de la infraestructura eléctrica de los niveles 1, 2 y 3 y por tanto, no es posible para el CND identificar lo anterior en todos los casos. ”

Respuesta:

Consideramos que el CND puede tener la información de los mercados de comercialización que se encuentren conectados directamente mediante redes de nivel de tensión inferior al 4, sin necesidad de un modelamiento completo de la red.

- “En relación con las disposiciones relacionadas con los esquemas suplementarios, consideramos que a pesar de que con éstos se establece un incentivo a la expansión en los STR's, éste puede no ser suficiente y por tanto, no lograr el objetivo final que es el de contar con la capacidad de transmisión y transformación suficiente para atender confiablemente la demanda, con seguridad, calidad y economía.

Por lo anterior, respetuosamente sugerimos a la Comisión coordinar con el Ministerio y con la UPME la adopción de medidas adicionales tendientes a incentivar la expansión en estos sistemas y a corregir los desfases actuales que están poniendo en riesgo la atención de la demanda en algunas áreas del Sistema Interconectado Nacional. En particular, consideramos necesario establecer lineamientos para que el desarrollo de esquemas suplementarios en el SIN, sea el resultado de la coordinación entre las diferentes entidades encargadas de la planeación, a fin de que con ellos no se sustituya la expansión requerida. ”

Respuesta:

Entendemos que este comentario está relacionado con el tema de expansión de los STR que hace parte de otra regulación que está en revisión en la CREG.

- "De otra parte, llamamos la atención sobre el hecho de que actualmente las deficiencias en la expansión de las redes de los STR's están generando sobrecostos en la operación, con el consecuente impacto económico en los precios y tarifas a los usuarios.

En este sentido, consideramos necesario que se establezcan los incentivos para que se realice oportunamente la expansión de estos sistemas. En particular, vemos necesaria la definición de los procedimientos que se deben seguir para la expansión de los Sistemas de Transmisión Regional, los cuales fueron publicados para comentarios por la Comisión, mediante Resolución 198 de 2011.”

Respuesta:

Este comentario no hace parte de la Resolución CREG 094 de 2012 y por tanto será tenido en cuenta en el desarrollo regulatorio correspondiente.

En los anteriores términos y con las aclaraciones suministradas en teleconferencia consideramos que hemos atendido su consulta y quedamos atentos para atender cualquier inquietud adicional.

Cordialmente,

GERMÁN CASTRO FERREIRA

Director Ejecutivo