Concepto 9885 de 2024 CREG
DESCARGAS
CONCEPTO 9885 DE 2024
(noviembre 28)
<Fuente: Archivo interno entidad emisora>
COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS - CREG
Bogotá, D.C.,
Señor
XXXXXXXXX
Asunto: CUESTIONARIO CITACIÓN SESIÓN DESCENTRALIZADA FORMAL PRESENCIAL. ACUERDO CON LA PROPOSICION # 13 DEL 31/10/2024
Radicado CREG: S2024009885
Id de referencia: E2024018103
Respetado señor:
Hemos recibido la comunicación del asunto, a través de la cual realiza un cuestionario que a continuación procedemos a responder, con fundamento en las funciones asignadas a la CREG establecidas en los artículos 73 y 74 de la Ley 142 de 1994, y en especial, las incluidas en el artículo 23 de la Ley 143 de 1994.
Pregunta 1
(...) 1.¿Qué medidas regulatorias ha implementado la CREG para facilitar la transición energética en Colombia, y cómo se están midiendo sus impactos?
Respuesta:
La Comisión ha implementado la regulación a continuación para facilitar la transición energética y que permite la conexión y operación de plantas renovables:
| Resolución CREG | Tema |
| 024 de 2015 | Autogeneración a gran escala en el Sistema Interconectado Nacional (SIN) Esta aplica también a plantas solares, eólicas, hidráulicas, térmicas o cualquier tipo de generación. |
| 167 de 2017, actualizada por la Res. CREG 101 006 de 2023 | Metodología de cálculo de energía firme para el cargo por confiabilidad de plantas eólicas. |
| 201 de 2017, actualizada por la Res. CREG 101 007 de 2023 | Metodología de cálculo de energía firme para el cargo por confiabilidad de plantas solares. |
| 038 de 2018 | Autogeneracióngeneración distribuida en Zonas no Interconectadas (ZNI). Esta aplica también a plantas solares, eólicas y cualquier tipo de tecnología. La Comisión realizó un taller sobre este tema, el cual lo podrá encontrar en el siguiente enlace:https://youtu.be/Vve21iQ9KMY |
| 060 de 2019 | Requisitos de conexión de plantas solares y eólicas al Sistema de Transmisión Regional (STR) y Sistema de Transmisión Nacional (STN) |
| 107 de 2019 | Mediante esta resolución se define la garantía asociada a la puesta en operación comercial de los proyectos de generación, que deben entregar los vendedores que resulten adjudicados en el mecanismo definido en la Resolución 40590 de 2019, modificada por la Resolución número 40678 de 2019 del Ministerio de Minas y Energía.Esta aplica también a plantas solares y eólicas. |
| Resolución CREG | Tema |
| 200 de 2019 | Esta resolución permite que plantas puedan compartir activos de conexión para su conexión al SIN. Esta aplica también a plantas solares y eólicas. Actualmente está en análisis el proyecto de Resolución CREG 701 046 de 2024, para el complemento de la Resolución CREG 200 de 2016, en cuanto a los requerimientos técnicos, operativos y se complementan los comerciales que aplican a la conexión de generadores que comparten activos. |
| 075 de 2021 | Procedimientos de conexión al SIN de cualquier recurso de generación (solar, eólico, hidráulico, biomasa, geotérmica, etc), siempre y cuando no apliquen la Resolución CREG 174 de 2021.También aplica a usuarios como cargas. La Comisión realizó un taller sobre este tema, el cual lo podrá encontrar en el siguiente enlace:https://www.youtube.com/watch?v=XrcIRsjTF7o |
| 148 de 2021 | Requisitos de conexión para plantas solares y eólicas al Sistema de Distribución Local (SDL) con potencia máxima declarada mayor o igual a 5 MW. |
| 135 de 2021 | Derechos y deberes de los usuarios autogeneradores a pequeña escala (AGPE). Esta aplica a FNCER y cualquier tipo de recurso. |
| 174 de 2021 | Desde el año 2018 existió la posibilidad de ser autogenerador a pequeña escala o generador distribuido con la Resolución CREG 030 de 2018. Dicha resolución se actualizó con la Resolución CREG 174 de 2021 que se complementa con la Res. CREG 135 de 2021 (citada anteriormente sobre derechos y deberes de los usuarios autogeneradores). En la Res. CREG 174 de 2021 se mejoran los requisitos de conexión y requisitos técnicos de autogeneradores a pequeña escala (AGPE) y generadores distribuidos (GD) al SDL (AGPE con capacidad instalada o nominal(1) menor o iguales a 1 MW, GD menor a 1 MW). También aplica a autogeneradores a gran escala (AGGE) con potencia máxima declarada(2) mayor a 1 MW y menor a 5 MW. Aquí la Comisión ha dispuesto información relativa a la actividad de autogeneración a pequeña escala y generación distribuida, e información de autogeneración a gran escala que aplican los requisitos simplificados, en el enlace que se referenciará a continuación, en donde podrá encontrar: i) la normativa que aplica, ii) antecedentes sobre las reglas, iii) el procedimiento para convertirse en usuario autogenerador a pequeña escala, iv) reglas de medición y vi) las reglas comercialización de energía:https://creg.gov.co/publicaciones/15064/autogeneracion-a-pequena-escala-y-generación-distribuida/ En adición, en el año 2022 se desarrollaron dos talleres explicando la actividad de autogeneración a pequeña escala y generación distribuida (y también se explica la autogeneración a gran escala que aplican los requisitos simplificados) conforme a las ultimas resoluciones aplicables, Resoluciones CREG 135 de 2021 y 174 de 2021, los enlaces para esos talleres y sus presentaciones son los siguientes:- https://www.youtube.com/watch?v=BPkWMFBwwCc- https://www.youtube.com/watch?v=UYVOpOaeqmE- https://www.creg.gov.co/comunicaciones/presentaciones/presentaciones-2022/talleres-de-auto-generación-y-generación-distribuida Así, mismo, la CREG ha dispuesto otros videos informativos para explicar dicho tema, que puede encontrar en los siguientes enlaces: |
| Resolución CREG | Tema |
| - https://youtu.be/3jKDHWEEzt4 - https://youtu.be/CYanIJVmw5g - http://youtu.be/r5OONGmRORY - https://youtu.be/6onKxmu rRo | |
| 101 011 de2022 | Conexiones de plantas solares y eólicas al SDL, con capacidad nominal mayor o igual a 1 MW y menor a 5 MW. También aplica a autogeneradores a gran escala con potencia máxima declarada mayor a 1 MW y menor a 5 MW. |
| 101 024 de2022 | Por la cual se definen los procedimientos para las subastas del Cargo por Confiabilidad en el mercado mayorista de energía. Esta aplica también a plantas solares. |
Toda la regulación referida y la que se cite en este documento la podrán encontrar en el siguiente enlace por año:
https://gestornormativo.creg.gov.co/gestor/entorno/resoluciones_originales.html
En cuanto al impacto, el mismo puede ser cuantificado en la capacidad incorporada en el sistema.
- En la actualidad las plantas solares que son despachadas centralmente (aquellas que realizan oferta de precio en la bolsa de energía) suman un total de 708 MW. En cuanto a plantas solares no despachadas se tiene 737,84 MW. En la siguiente página puede observar los nombres de las plantas que están en operación comercial y sus capacidades.
https://paratec.xm.com.co/paratec/SitePages/generacion.aspx?q=capacidad
Existen otras plantas que están en estado de pruebas que son eólicas y otras solares y que no han entrado en operación. De estas no existe un registro formal; no obstante, XM SA ESP publicó una noticia donde podrá encontrar las que están en pruebas a corte del primer semestre de 2024:
https://www.xm.com.co/noticias/7028-en-el-primer-semestre-del-2024-con-el-ingreso-de-40-proyectos-nuevos-se-fortalece-la
- En cuanto a recursos más pequeños, como son los autogeneradores a pequeña escala y generadores distribuidos, existen dos sistemas de medición de integración, en la Unidad de Planeamiento Minero Energética UPME y en XM SA ESP, en los cuales podrá observar los niveles de integración al sistema:
https://public.tableau.com/views/AutogeneracinyGeneracinDistribuida2/Historia1?:embed=y&:display_count=yes&:showVizHome=no
https://sinergox.xm.com.co/oferta/Paginas/Informes/AGPE.aspx
Otros impactos se han medido debido a la probable penetración de recursos renovables y que están contenidos en estudios que ha contratado la Comisión y que se citarán en la respuesta a las preguntas 6, 8 y 11 en este documento.
Preguntas 2, 4 y 5
(...) 2. ¿Cómo está la CREG asegurando que el marco regulatorio apoye la incorporación de energías renovables en la matriz energética nacional? (...)
(...) 4. ¿Cómo está la CREG incentivando la inversión privada en (infraestructura para energías renovables y tecnologías limpias? (...)
(...) 5. ¿Qué estrategias está implementando la CREG para garantizar la estabilidad y seguridad del suministro energético durante la transición? (.)
Respuesta:
En cuanto a regulación para que una planta renovable se conecte al sistema, ya citamos en la respuesta a la pregunta 1 que la CREG tiene toda la implementación, con la cual todos los inversionistas conocen con exactitud los requerimientos técnicos y de procedimientos para su conexión y operación con antelación.
Ahora bien, con base en las disposiciones establecidas en la Resolución CREG 075 de 2021, en el primer calendario de asignaciones, se dio permiso de conexión y de uso de capacidad de transporte del Sistema Interconectado Nacional a 138 proyectos de generación solares y 3 eólicos que en total suman más de 6300 MW. Esto quiere decir que con base en la regulación expedida por la CREG más del 93% de los permisos de conexión de nuevos proyectos de generación fueron dados para proyectos que utilizan tecnologías renovables.
Por otra parte, en cuanto al incentivo a entrar a competir en el sistema Colombiano y al tiempo para garantizar la estabilidad y seguridad del sistema, aplicando el mecanismo del cargo por confiabilidad, Resolución CREG 071 de 2006, se han adelantado 6 subastas de expansión mediante las cuales se han comprometido la construcción de 11.078 MW en 67 plantas nuevas de diferentes tecnologías: hidráulica, térmicas, solares, eólicas y biogás. Las resoluciones que convocaron dichas subastas son: Resolución CREG 031 de 2007, Resolución CREG 056 de 2011, Resolución CREG 104 de 2018 y la Resolución CREG 101 034A de 2022.
Además, se acaba de publicar la Resolución CREG 101 062 de 2024(3) que convoca a 3 subastas de obligaciones de energía firme cuyo propósito es garantizar la cobertura en energía para los periodos Diciembre de 2025 a Noviembre de 2026, Diciembre de 2026 a Noviembre de 2027 y Diciembre de 2027 a Noviembre de 2028. Estas asignaciones varían entre 1, 5, 10 y hasta por 20 años, tiempo contado a partir del periodo en que queden asignados y dependiendo en la modalidad en que participen. Con esto los inversionistas tienen otro incentivo para entrar al mercado Colombiano que a su vez fortalece la matriz energética y por ende la seguridad del sistema.
Así mismo se está adelantando en el equipo de trabajo interno una subasta de expansión para asignar obligaciones a partir del año 2028-2029.
Pregunta 3
(...) 3. ¿Qué papel está desempeñando la CREG en la gestión y planificación de las reservas de gas natural en el país? (...)
Respuesta:
Dentro de las funcione asignadas a la CREG en virtud de la Ley 142 de 1994, del Decreto 1260 de 2013 y del Decreto 1073 de 2015, no se encuentra ninguna relacionada con la gestión y planificación de las reservas de gas natural en el país. Sin embargo, la CREG continuamente realiza reuniones de coordinación con la Agencia Nacional de Hidrocarburos para conocer el avance del desarrollo de los contratos de exploración y producción del recurso hidrocarburífero, administrados por dicha entidad. Lo anterior se hace con el fin de evidenciar la posibilidad de un aumento o reducción en la determinación de nuevas reservas de gas natural, de recursos contingentes y de recursos prospectivos, así como la posibilidad del aumento o de la reducción de la producción de las reservas existentes certificadas a la ANH, que lleven a la actualización y realización de ajustes a las reglas de funcionamiento del mercado de gas natural establecidas por la CREG. Todo lo anterior, en resumen, con el fin de lograr el mayor uso posible a los precios más eficientes, del gas natural de producción nacional para la prestación del servicio público domiciliario de gas combustible en el país.
Preguntas 6, 8, 11 y complemento de la pregunta 5
(...) 6. ¿Cómo está la CREG abordando los desafíos de conectividad e integración de sistemas de energía renovable a la red nacional? (...)
(...) 8. ¿Cómo está colaborando la CREG con otras entidades gubernamentales y el sector privado para promover la eficiencia energética? (.)
(.) 5.¿Qué estrategias está implementando la CREG para garantizar la estabilidad y seguridad del suministro energético durante la transición? (.)
(.) 11. ¿Qué mecanismos de supervisión y control ha establecido la CREG para asegurar que las empresas energéticas cumplan con los objetivos de descarbonización? (.)
Respuesta:
Como ya hemos citado anteriormente, a la fecha, la Comisión ha expedido el marco regulatorio completo para la entrada en operación de plantas renovables.
Con respecto a las medidas implementadas desde la regulación para la integración de sistemas de energía renovable, debe destacarse que una de las principales razones consideradas por la CREG para la expedición de la Resolución CREG 075 de 2021 fue atender el aumento de las solicitudes de conexión de proyectos de generación renovables en el país. Esto se menciona en el numeral 3 del Documento CREG 187 de 2020 con el que se soporta la resolución de consulta 233 de 2020, que fue la que dio origen a la Resolución CREG 075 de 2021.
En los últimos años, la política energética ha dado un impulso al desarrollo de proyectos de generación con energías renovables no convencionales. Esto ha llevado a un aumento importante de proyectos de este tipo registrados en la UPME (ver Gráfico 1) y, por consiguiente, a un aumento de las solicitudes de asignación de capacidad de transporte. Varias de dichas solicitudes se han concentrado en zonas geográficas particulares que requieren la expansión de capacidad de transporte en el área, lo que junto con el menor tiempo de desarrollo de este tipo de proyectos y las dificultades para la ejecución de obras de transmisión ha puesto en estrés el procedimiento para aprobar las conexiones de nuevos proyectos al SIN y ha originado efectos no deseables.
Así mismo, dentro de los requisitos que deben cumplir los estudios de conexión de los proyectos de generación solares y eólicos, mediante al Circular CREG 047 de 2023 realizaron flexibilizaciones a los requisitos de información sobre el recurso primario de este tipo de proyectos.
Ahora bien, los desafíos para la transición energética, y más si es integración de fuentes renovables que son el tipo variable(4), están asociados a tener una operación segura confiable y económica del sistema. esto principalmente se debe a la variabilidad de la generación de dichos recursos que hace que en todo momento se tenga que realizar un balance de energía para abastecer la demanda.
Dicha fluctuación en generación crea la necesidad de tener plantas con reserva de generación disponible para usarse y que tengan la característica de que sea sostenible en el tiempo para poder mantener niveles de energía iguales a la demanda de energía que consumen los usuarios en el sistema. Plantas que sirven para sostener este balance son las plantas hidráulicas con embalse y las plantas térmicas. Otros recursos que ayudan son los sistemas de almacenamiento o baterías.
Se ha estudiado lo anterior por la Comisión y se ha determinado el impacto y desafíos que tiene la penetración de fuentes renovables en el sistema y cómo se podría abordar los requerimientos de plantas hidráulicas y térmicas grandes para servicios del sistema y como sería su aporte y rol en el tiempo. A continuación, hacemos referencia a todos los estudios que evalúan todo lo anterior:
- Año 2016: Documento CREG 004B propuesta de implementación de un despacho vinculante. El documento con el análisis en el siguiente enlace:
https://gestornormativo.creg.gov.co/Publicac.nsf/52188526a7290f8505256eee0072eba7/2c69d65fac7d455205257fda007e3fc3.html
- Año 2018: para avanzar en la definición de las transacciones vinculantes, sesiones intradiarias, servicios complementarios y despacho co-optimizado, la CREG adelantó estudios con la Universidad de Comillas para adelantar la propuesta para la introducción del despacho vinculante, mercados intradiarios y mecanismo de balance, y con el consorcio PSR-DiAvanti, se evaluaron las necesidades de servicios complementarios para el Sistema Interconectado Nacional (SIN), teniendo en cuenta la mayor participación de la generación variable en el mercado, y la formulación del despacho cooptimizado. Los estudios en los siguientes enlaces:
https://gestornormativo.creg.gov.co/Publicac.nsf/52188526a7290f8505256eee0072eba7/0edaf699c80912270525838c0076bc35.html
https://gestornormativo.creg.gov.co/Publicac.nsf/52188526a7290f8505256eee0072eba7Z083a13dae8b1eab30525839700788682.html
- Año 2019: Para profundizar los análisis de los mercados de energía y servicios complementarios propuestos en los estudios del 2018, la CREG contrató al consorcio PSR-PHC para la integración y simulación de las reglas operativas y comerciales definidas en los estudios de despacho vinculante, mercados intradiarios y servicios complementarios. El estudio en el siguiente enlace:
https://gestornormativo.creg.gov.co/Publicac.nsf/52188526a7290f8505256eee0072eba7/a6cb6b7edbef8479052584ff00746c69.html
- Año 2020: El Ministerio de Minas y Energía (MME) adelantó estudio sectorial con 20 expertos nacionales e internacionales, que dieron sus recomendaciones al gobierno nacional para la construcción de la hoja de ruta para la energía del futuro: eficiente, confiable y sostenible. En el foco 1 la misión abordo los temas de competencia, participación y estructura del mercado eléctrico. En dichas recomendaciones se mantiene que en el diseño del mercado de corto plazo se continúe con las iniciativas de: despacho vinculante, mercados intradiarios, mecanismo de balance y mercado de servicios auxiliares que viene estudiando la CREG y se evalúe la conveniencia de migrar a mediano plazo hacia un esquema nodal. El documento en el siguiente enlace:
https://minenergia.gov.co/documents/6715/Informes_segunda_fase_MTE.pdf
- Año 2022: Anteriormente se habían hecho evaluaciones de requerimientos a nivel de mercado y general de servicios necesarios para operar el sistema, pero no se habían realizado a nivel de detalle técnico necesario. Para tal fin, la Comisión contrato un estudio con PHC servicios integrados donde se hizo la revisión, análisis y evaluación de los criterios técnicos y requisitos operativos para la prestación de servicios complementarios en el sistema interconectado nacional, esto para ayudar a la operación más flexible del sistema y ante la penetración de recursos renovables. En el enlace a continuación está el informe:
https://gestornormativo.creg.gov.co/gestor/entorno/docs/circular_creg_01222022.htm
A partir de los estudios desde el año 2016 hasta el año 2020, se ha creado una propuesta para modernizar el mercado eléctrico, esto mediante la Resolución CREG 143 de 2021 que incluyó las reglas nuevas que aplicarían y que se tiene planeado continuar avanzando en el año 2025. Así mismo, se tiene planeado incluir en esa propuesta el estudio citado anteriormente del año 2022.
En cuanto a otros desafíos, adjuntamos una evaluación que presenta XM SA ESP a la Comisión, donde se evalúan los requerimientos necesarios para que el sistema pueda operarse de forma flexible con penetración de fuentes variables (Radicado CREG E2023003627).
En cuanto a trabajo colaborativo, actualmente estamos trabajando con el National Renewable Energy Laboratory (NREL), el Ministerio de Minas y Energía y XM SA ESP para la actualización de requerimientos técnicos y operativos que son necesarios a nivel regulatorio para brindar flexibilidad al Sistema ante la penetración de recursos renovables.
Finalmente, en cuanto a objetivos de descarbonización, las subastas convocadas por medio de la Resolución CREG 101 062 de 2024 tienen una opción en que pueden participar plantas existentes que pretenden adelantar obras de infraestructura que impliquen la conversión de la planta para operar con un combustible que reduzca emisiones de CO2. Para poder participar lo deben demostrar y certificar y posteriormente se hace un seguimiento a la construcción y/o adaptación de la planta mediante auditorias. La resolución la pueden encontrar en el siguiente enlace:
https://gestornormativo.creg.gov.co/gestor/entorno/docs/originales/Resoluci%C3%B3n_CREG_101_062_2024/
Pregunta 7
(...) 7. ¿Qué medidas ha tomado la CREG para proteger a los consumidores durante el proceso de transición energética, especialmente en términos de tarifas y calidad del servicio? (...)
Respuesta:
Precisamos que la Comisión de Regulación CREG se encuentra trabajando sobre todas las medidas regulatorias que impactan directamente las tarifas, como son:
I. Componente de generación
En este componente la CREG ha avanzado en las siguientes medidas:
- Mediante el proyecto de Resolución CREG 701 048 de 2024 se propuso un ajuste de la remuneración de los costos de arranque y parada de las plantas térmicas buscando mayor eficiencia en la asignación de costos.
- Mediante proyecto de Resolución CREG 701 049 de 2024 se publicó una propuesta para el control de precio de bolsa que considera los precios ofertados por las plantas hidráulicas y térmicas para establecer su valor máximo.
- Con el proyecto de Resolución CREG 701 065 de 2024 se publicó a comentarios una propuesta para definir nuevos precios de escasez.
- Para garantizar el abastecimiento de energía en el mediano y largo plazo se realizó la subasta de expansión el 15 de febrero de este año y se propuso la realización de una subasta de reconfiguración de compra, mediante el proyecto de Resolución CREG 701 060 de 2024.
- Mediante el proyecto de Resolución CREG 701 064 de 2024 se facilita la entrega de excedentes de energía por parte de los autogeneradores y aquellos otros generadores con disponibilidad de energía, con el objetivo de aumentar la oferta de energía en el mercado.
- Mediante la Resolución 101 057 de 2024, la Comisión aprobó unas reglas de flexibilización transitoria de los mecanismos de contratación de energía a largo plazo con destino a la demanda regulada, cuyo objetivo es aumentar la contratación de largo plazo para reducir las compras en la bolsa de energía -corto plazo- que realizan los comercializadores.
II. Componente de Transmisión
La Comisión expedirá una nueva metodología de remuneración de la actividad de trasmisión para el siguiente periodo tarifario, cuya última consulta se publicó mediante la Resolución CREG 177 de 2016. Esta nueva metodología tendrá en cuenta una mayor información de la actividad y mejoras en los criterios de eficiencia.
Actualmente se está desarrollando un estudio para la incorporación de nuevas tecnologías en las unidades constructivas utilizadas para la remuneración del componente de inversión.
III. Componente de Distribución
- La Comisión viene trabajando en la expedición de una nueva metodología para la remuneración de la actividad de distribución, para el siguiente periodo quinquenal, en la cual se revisarán los criterios de eficiencia en los componentes de inversiones, reconocimiento de pérdidas, gastos de administración, operación y mantenimiento y mejoras en el esquema de calidad del servicio.
- Cuando finalice el régimen especial transitorio vigente para la región Caribe, el objetivo es aplicar la nueva metodología para la remuneración de la actividad de distribución a todos los Operadores de Red del país incluyendo los que atienden el mercado de comercialización de la región Caribe.
- Con la Resolución CREG 101 035 de 2024 se incrementó la tolerancia en el transporte de energía reactiva capacitiva que puede darse sin incurrir en cobros, de tal manera que para usuarios en nivel de tensión 1 puede darse un transporte de energía reactiva capacitiva equivalente a la mitad de la energía activa sin cobros adicionales.
- Se viene adelantando el proceso de contratación para la verificación de la ejecución de inversiones de los operadores de red, OR, en cumplimiento de la Resolución CREG 101 022 de 2022, modificada por la Resolución CREG 101 039 de 2024, de las que pueden resultar ajustes en la remuneración de los OR y por tanto en las tarifas pagadas por los usuarios, de encontrarse que las inversiones ejecutadas sean menores a lo reportado por las empresas.
- Mediante la Resolución 101 050 del 5 de septiembre de 2024 se definieron las condiciones a las que hace referencia el Artículo 236 de la Ley 2294 de 2023. La normativa permite la flexibilización de inversiones de los operadores de red que hayan cumplido las metas de calidad del servicio, con el propósito de reducir los incrementos tarifarios a los usuarios. Con base en estas reglas, los operadores de red pueden solicitar la flexibilización de las inversiones planeadas.
IV. Componente de Comercialización
- Mediante el Proyecto de Resolución CREG 701 038 de 2024, se publicó la propuesta para expedir la nueva metodología de remuneración de la actividad de comercialización de energía, el cual surtió el proceso de consulta hasta el 20 de agosto del presente año. La Comisión se encuentra trabajando en la resolución definitiva, la cual tiene como objetivo capturar las eficiencias obtenidas por las empresas durante el último periodo tarifario y actualizar los costos para que reflejen la realidad actual de cada mercado.
- De acuerdo con las reglas vigentes, los aspectos relacionados con la actividad de comercialización(5) del régimen transitorio especial para la región Caribe finalizarán tan pronto se aprueben los cargos con la nueva metodología de remuneración de la actividad de comercialización una vez se expida la resolución definitiva.
V. Componente de Pérdidas
- La Comisión se encuentra analizando el reconocimiento tanto de pérdidas técnicas como no técnicas de acuerdo con criterios de eficiencia, incentivos a la optimización de las inversiones y gestión realizada por las empresas en la disminución de los niveles de pérdidas reales actuales.
- En relación con las pérdidas reconocidas a Air-e S.A.S. E.S.P., la Comisión CREG solicitó a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, SSPD, la revisión del reporte de inversiones ejecutadas durante el año 2023 realizado por la citada empresa; como resultado, se encontró que las inversiones de la empresa Air-e S.A.S. E.S.P. para el año 2023, fueron del 3,13%. En consecuencia, el liquidador y administrador de cuentas LAC, recalculó los ingresos y cargos, lo que originó que a la empresa Air-e S.A.S E.S.P., actualmente no se le estén reconociendo las perdidas no técnicas, lo que significa para los usuarios de la empresa Air-e, una disminución en la tarifa de cerca de 90 $/kwh.
VI. Otras medidas para la reducción de tarifas del servicio de energía eléctrica
- Mediante el Proyecto de Resolución CREG 701 051 de 2024 se presentó una propuesta de armonización regulatoria de las comunidades energéticas que se pueden constituir para realizar las actividades de autogeneración colectiva o generación distribuida colectiva. Actualmente se está trabajando activamente para tener la propuesta definitiva con base en los comentarios recibidos durante la etapa de consulta.
- Mediante el Proyecto de Resolución CREG 701 055 de 2024 se propuso el ajuste de los factores de indexación utilizados para el cálculo de tarifas en los componentes de transmisión, distribución, comercialización y que podrán ser acogidos también para actualizar los valores de los contratos de compra de energía.
- En cumplimiento de lo dispuesto en la Resolución CREG 101 028 de 2023, en la cual los meses de recuperación de los saldos de la opción tarifaria son elegidos por el comercializador sujeto a que no se superen 120 meses, el prestador AIR-E S.A.S. E.S.P. en el marco de la intervención realizada por la SSPD, amplió el plazo de recuperación del saldo logrando una disminución por este concepto cercana al 20% del costo unitario de prestación del servicio.
- En cumplimiento de la Resolución 40225 de 2024 expedida por el Ministerio de Minas y Energía, mediante la cual se adoptaron medidas para la reducción de tarifas a los usuarios regulados del servicio de energía eléctrica y se solicitó a la CREG la expedición de ajustes los regulatorios, la Comisión publicó para consulta el 30 de agosto de 2024 el proyecto regulatorio Resolución CREG 701 063 de 2024, en busca trasladar a los usuarios los beneficios de los créditos otorgados para el financiamiento del Costo de la Opción Tarifaria y la renegociación de contratos por parte de los prestadores del servicio.
Pregunta 9
(...) 9. ¿ Qué políticas están en marcha para fomentar el uso de gas natural como un combustible de transición hacia una matriz energética más limpia? (...)
Respuesta:
El papel del gas natural en la ruta de una transición energética se puede analizar desde dos alcances regulatorios: i.) su uso como fuente de calor en el sector residencial y comercial para la cocción de alimentos y el calentamiento de espacios buscando desplazar energéticos locales de bajo costo pero con mayor impacto contaminante, mayor afectación a la salud humana y menor seguridad de las instalaciones, tales como la leña o los combustibles líquidos o para desplazar energéticos más costosos como la energía eléctrica; y, ii) su uso para generación eléctrica en procesos de producción de vapor, o en uso directo en turbinas de gas, ya sea a nivel industrial o del sector termoeléctrico, como recurso de respaldo ante reducciones del recuro hidroeléctrico, o recursos complementario y de soporte ante la generación de fuentes renovables intermitentes o con bajo almacenamiento por baterías
En ambos casos es necesario garantizar un abastecimiento continuo y de largo plazo, mediante esquemas comerciales que debe establecer o actualizar el regulador para lograr la mayor eficiencia entre el precio y la garantía de suministro sin interrupciones, que no solo requieren de fuentes de suministro suficientes sino también de la infraestructura de transporte adecuada que comunique las fuentes de suministro con los sitios de demanda. El ejercicio de regulación de actividades que ya no se encuentran integradas, tales como suministro y transporte, como ocurría al inicio de la regulación, lleva a retos de acoplamiento que deficientemente realizados pueden provocar un encarecimiento del servicio final y limitación al avance acelerado de la transición energética.
Finalmente, la regulación debe dinamizarse aún más, porque los avances tecnológicos de sistemas de producción, control e integración para la generación eléctrica son cada vez más frecuentes y a precios menores, por lo que demoras en la actualización de las regulaciones pueden llevar a retrasos en la oportunidad y rapidez para la transición energética con los menores costos posibles en estos sistemas, que busquen equilibrar el menor costo de inversión de los combustibles más contaminantes pero más predecibles, con la mayor eficiencia de integración de los recursos energéticos renovables de menor costo operativo y menor afectación negativa ambiental
Pregunta 10
(...) 10. ¿Cómo está la CREG abordando los desafíos regúlatenos relacionados con el almacenamiento de energía y su integración en la red? (...)
Respuesta:
En la respuesta a las preguntas 6, 8 y 11 se citó un estudio del año 2022 sobre los servicios complementarios. En dicho estudio se evalúan alternativas posibles sobre los jugadores o actores que pueden participar, entre estos, los sistemas de almacenamiento. Para dichos sistemas de analizan alternativas de requerimientos técnicos en que pueden participar de los citados los servicios.
Así las cosas, el desafío regulatorio es la incorporación de los sistemas de almacenamiento en el mercado como jugadores y/o actores, la determinación de los servicios complementarios que pueden prestar al sistema para la atención de la demanda y los requerimientos técnicos a cumplir. Este aspecto será abordado en la propuesta del nuevo mercado eléctrico lo cual está incluido en el plan de trabajo propuesto del año 2025 y que pueden encontrar en este enlace:
https://gestornormativo.creg.gov.co/gestor/entorno/docs/originales/Circular_CREG096 2024/
Así mismo, en el mismo plan de trabajo anterior, se tiene el proyecto regulatorio de actualización del Código de Planeamiento que pretende incorporar en la expansión del sistema, entre muchos elementos, los sistemas de almacenamiento.
Pregunta 12
(...) ¿Cómo está la CREG incorporando las consideraciones de cambio climático en sus decisiones regulatorias? (...)
Respuesta:
En general, la regulación que se ha citado y estudios llevados a cabo son para la incorporación de fuentes renovables, sistemas de almacenamiento, servicios complementarios, nuevos mercados, nuevos métodos de planificación del sistema, entre otros, todos estos ayudando a enfrentar el cambio climático de forma implícita, puesto que buscan minimizar el costo de operación del sistema con el uso de los recursos que se prevean se tienen disponibles en nuestro país en el futuro.
Pregunta 13
(...) 13. ¿Qué papel tiene la CREG en la promoción de tecnologías emergentes como el hidrógeno verde y su potencial integración en el sistema energético? (...)
Respuesta:
Con respecto al hidrógeno, la CREG está construyendo un documento de análisis sobre la actualidad del hidrógeno y de la normatividad colombiana, buscando identificar los temas regulatorios que se deben trabajar para el desarrollo del hidrógeno en Colombia y, en particular, los temas en los que la CREG puede jugar un papel habilitador para su uso en la prestación de los servicios públicos domiciliarios de energía eléctrica y gas natural, desde su rol como regulador.
Adicionalmente, conforme el proyecto de decreto publicado por el Ministerio de Minas y Energía para consulta, la CREG encaminará nuevas acciones regulatorias que se van a incorporar dentro de sus análisis. Asimismo, la CREG tendrá una participación activa en la Comisión Técnica Intersectorial para la Gobernanza del Hidrógeno - CNH para lograr el objetivo de desarrollo del mercado del hidrógeno a través de la coordinación institucional. También se ha solicitado y recopilado información de diferentes agentes y se está desarrollando un estudio que busca nutrir la hoja de ruta regulatoria, para determinar los pasos siguientes en la habilitación de su producción con electrolizadores, de su uso en la prestación de los servicios de energía eléctrica y gas natural, como el caso del blending, así como en sus potenciales usos directos como sustituto de otros energéticos.
Pregunta 14
(...) ¿Cómo está la CREG asegurando que la transición energética sea inclusiva y tenga en cuenta las necesidades de las comunidades más vulnerables? (...)
Respuesta:
La Comisión, en cumplimiento de lo establecido en el Artículo 235 de la Ley del 2294 de 2023 y de los lineamientos dados en el Decreto 2236 de 2023, publicó el proyecto regulatorio CREG 701 051 de 2024, mediante el cual se armoniza la normativa con el fin de generar las condiciones necesarias para la integración de Autogeneración Colectiva (AGRC) y Generación Distribuida Colectiva (GDC) en el Sistema Interconectado Nacional y en las Zonas No Interconectadas, considerando criterios diferenciales para las comunidades energéticas, en aspectos como: Cargo por respaldo para conexiones de AGRC y GDC con Fuentes No Convencionales de Energía Renovable, registro de fronteras comerciales, reglas para la contabilización y entrega de excedentes, condiciones para la comercialización de energía, parámetros de calidad del servicio, tratamiento frente a energía reactiva, tiempos de respuesta de los operadores de red, los demás que considere necesarias.
Pregunta 15
(.) 15. ¿Qué acciones está tomando la CREG para fomentar la investigación y el desarrollo en el sector energético, especialmente en áreas relacionadas con energías limpias y sostenibles? (.)
Respuesta:
Todo el desarrollo regulatorio que se ha citado en este documento promueve la investigación y desarrollo, puesto que para su creación se han contratado estudios con asesores externos y universidades, y se han desarrollado talleres para presentar los resultados, en los cuales la industria, instituciones de educación superior, agentes del mercado, investigadores u otros interesados tienen la oportunidad de opinar y realizar sus observaciones y aportes.
En general la Comisión en proyectos de gran envergadura o decisiones que son consideradas difíciles o de discusión profunda, realiza la contratación de estudios en los cuales se invita a participar universidades o consultores externos. Para el año 2025 se están planeando los estudios a contratar y, a la fecha, aún se encuentra en discusión.
Sin otro en particular, damos por atendida integralmente su solicitud.
Cordialmente,
ANTONIO JIMÉNEZ RIVERA
Director Ejecutivo
1. Resolución CREG 174 de 2021: (...) Capacidad instalada o nominal de un autogenerador y un generador distribuido. Es la capacidad continua a plena carga del sistema de generación del autogenerador o el generador que se conecta al SIN, bajo las condiciones especificadas según el diseño del fabricante. Cuando la conexión al SIN sea a través de inversores, esta capacidad corresponde a la suma de las capacidades nominales de los inversores en el lado de corriente alterna o con conexión al SIN. La capacidad nominal de un inversor corresponde al valor nominal de salida de potencia activa indicado por el fabricante. Si el valor de placa se encuentra en unidades de kVA o MVA, se deberá asumir un factor de potencia unitario. (...)
2. Resolución CREG 174 de 2021: (...) Potencia máxima declarada para AGPE y AGGE. Corresponde a la potencia que es declarada por el AGPE o AGGE ante el OR, en el momento del registro de la frontera comercial para entrega de excedentes de energía, cuando aplica, y declarada durante el procedimiento de conexión. Para el GD se entiende que es la capacidad efectiva neta aplicable a los agentes generadores de acuerdo con la regulación vigente, declarada ante el OR en el procedimiento de conexión y en el momento de registro de la frontera comercial. La potencia máxima declarada será igual a la potencia establecida en el contrato de conexión, en caso de que este aplique. Así mismo, esta deberá ser menor o igual a la capacidad instalada o nominal, y será la máxima capacidad que se puede entregar a la red en la frontera comercial (.)
3. https://gestornormativo.creg.gov.co/gestor/entorno/docs/originales/Resoluci%C3%B3n CREG 101 062 2024/
4. Plantas que no pueden sostener un nivel de generación continuo por las características de su recurso, como la solar y la eólica
5. Se refieren a un 20% adicional en el costo base de comercialización y 300 puntos básicos en el riesgo de cartera respecto de los valores aprobados a Electricaribe.
Gerencia Centro Nacional de Despacho
Documento XM CND 0XX
Febrero de 2023
Control de Cambios
| Versión | Fecha | Modificación |
| 0 | 13/02/2023 | Emisión original - Dirección Planeación de la Operación |
Contenido
1 OBJETIVO
2 NUEVOS CRITERIOS ASOCIADOS A LA OPERACIÓN CON BAJOS NIVELES DE CORTOCIRCUITO
2.1 NIVELES MÍNIMOS DE CORTOCIRCUITO PARA LA INTEGRACIÓN DE TECNOLOGÍAS BASADAS EN INVERSORES.
2.2 NIVELES MÍNIMOS DE CAMBIOS EN EL VOLTAJE FRENTE A ACCIONES OPERATIVAS Y/O EVENTOS.
2.3 REGULAR LA CURVA SE SOPORTABILIDAD ANTE SOBREVOLTAJES TRANSITORIOS (TOV).
2.4 OTROS ASPECTOS ASOCIADOS A LA OPERACIÓN EN RED DÉBIL:
3 ACTUALIZACIÓN DE LOS REQUISITOS PARA LA PRESTACIÓN DEL SERVICIO DE REGULACIÓN PRIMARIA DE FRECUENCIA:
4 OBLIGATORIEDAD EN LA PRESTACIÓN DEL SERVICIO DE REGULACIÓN PRIMARIA DE FRECUENCIA PARA LAS PLANTAS SOLARES Y EÓLICAS Y LAS PLANTAS NO DESPACHADAS CENTRALMENTE - PNDC ANTE EVENTOS DE SUBFRECUENCIA:
5 SERVICIOS DE APORTE DE INERCIA, APORTE DE CORRIENTE DE CORTOCIRCUITO Y FUNCIONES DEAMORTIGUAMIENTO DE OSCILACIONES
6 NUEVOS REQUISITOS OPERATIVOS PARA EL CONTROL DE VOLTAJE: APORTE RÁPIDO DE CORRIENTE DE SECUENCIA NEGATIVA DURANTE FALLAS, MAXIMIZACIÓN DEL APORTE DE CORRIENTE DURANTEFALLAS, NO CESACIÓN DE LA ENTREGA DE POTENCIA ACTIVA Y CRITERIOS PARA EL AJUSTE DEL FACTOR KPARA LA INYECCIÓN DE CORRIENTE REACTIVA.
7 CRITERIOS DE SOPORTABILIDAD ANTE INERCIA Y RATA DE CAMBIO DE LA FRECUENCIA (ROCOF)
8 ADECUACIÓN DE LOS CRITERIOS DE DISEÑO DEL ESQUEMA DE DESLASTRE AUTOMÁTICO DE CARGA - EDAC, TENIENDO EN CUENTA LA TASA DE CAMBIO DE LA FRECUENCIA Y LA PENETRACIÓN DE GENERACIÓN DISTRIBUIDA - GD.
9 AJUSTE DE LAS EXIGENCIAS DE LOS MODELOS DINÁMICOS RMS Y EMT PARA TODAS LAS TECNOLOGÍAS (PLANTAS SOLARES, EÓLICAS, GENERADORES SÍNCRONOS, DISPOSITIVOS SVC'S, STATCOM, COMPENSADORES SERIE, BATERÍAS, LÍNEAS HVDC, ETC).
10 PROCEDIMIENTO PARA DISPONER DE UN MODELO DE CARGA DINÁMICO VALIDADO DEL SIN
11 NUEVOS LINEAMIENTOS PARA LA MODERNIZACIÓN Y DIGITALIZACIÓN DE LA COORDINACIÓN OPERATIVA
12 CONCLUSIONES
Abreviaturas
Todos los derechos reservados para XM S.A. ESP
| AGC | Automatic Generation Control |
| AVR | Automatic Voltage Regulator |
| CAOP | Condiciones Anormales de Orden Público |
| CND | Centro Nacional de Despacho |
| CREG | Comisión Regulatoria de Energía y Gas |
| DNA | Demanda No Atendida |
| DCD | Desconexión Correctiva de Demanda |
| DPD | Desconexión Preventiva de Demanda |
| EDAC | Esquema de Desconexión Automática de Carga |
| ESA | Esquema de Separación de Áreas |
| ESPS | Esquema Suplementario de Protección |
| FACTS | Flexible Alternating Current Transmission System |
| FERNC | Fuentes Renovables No Convencionales |
| F.P. | Factor de Potencia |
| FPO | Fecha Puesta en Operación |
| HVRT | High Voltage Ride Through |
| IPOEMP | Informe de Planeamiento Operativo Eléctrico de Mediano Plazo |
| LVRT | Low Voltage Ride Through |
| PARATEC | Parámetros Técnicos del SIN |
| PCH | Pequeña Central Hidroeléctrica |
| SCADA | Supervisory Control and Data Acquisition TSA |
| SCR | Short Circuit Ratio |
| SDL | Sistema de Distribución Local |
| SIL | Surge Impedance Loading |
| SIN | Sistema Interconectado Nacional |
| SSSC | Static Synchronous Series Compensator |
| STATCOM | Static Synchronous Compensator |
| STN | Sistema de Transmisión Nacional |
| STR | Sistema de Transmisión Regional |
| SVC | Static Var Compensator |
| TDC | Traslados de Carga |
| UPME | Unidad de Planeación Minero-Energética |
Todos los derechos reservados para XM S.A. ESP
1 Objetivo
Recopilar los aspectos relevantes que deben ser revisados para su integración en los códigos de planeación y operación, con el fin de garantizar una operación segura, confiable y económica, manteniendo las condiciones de estabilidad del Sistema Interconectado Nacional - SIN en términos de frecuencia, voltaje, flexibilidad operativa, resiliencia y calidad de la potencia, en escenarios de operación con alta participación de generación basada en inversores interconectada al sistema de potencia.
2 Nuevos criterios asociados a la operación con bajos niveles de cortocircuito.
La operación del sistema con alta penetración de fuentes basadas en inversores es posible, sin embargo, algunos servicios prestados exclusivamente por la generación sincrónica tradicional deben ser mantenidos para garantizar la operación estable. Entre estos servicios se destacan los aportes de corriente de cortocircuito e inercia, los cuales, con la tecnología actualmente disponible, son prestados exclusivamente por la generación síncrona tradicional. Por lo anterior, y teniendo en cuenta la acelerada integración de tecnologías basadas en inversores al SIN, consideramos conveniente definir nuevos criterios de planeación de la expansión que permitan la integración masiva de este tipo de plantas sin que se generen riesgos para la atención confiable y segura de la demanda, producto de la disminución de la fortaleza de la red eléctrica que impliquen que las tecnologías conectadas mediante inversores deban ser limitadas en el despacho y la operación. Al respecto y teniendo en cuenta prácticas implementadas en otros países, solicitamos a la Comisión incluir dentro de los criterios eléctricos para realizar el planeamiento operativo y la ejecución de la operación, los siguientes:
2.1 Niveles mínimos de cortocircuito para la integración de tecnologías basadas en inversores.
Internacionalmente(1), es aceptado que niveles bajos de cortocircuito son restrictivos para la operación estable del sistema en general y de la generación basada en inversores en particular(2), con alto riesgo de presentar sobretensión transitoria (TOV), fallo de conmutación en estado normal y ante recuperación de fallos (FRT), interacción armónica, inestabilidad del voltaje o interacción de controles. Por lo anterior, y en adición a los criterios de comportamiento en estado estable y dinámico, son incluidos en los códigos y procedimientos de planeación de la expansión criterios basados en niveles de cortocircuito, que permiten definir la capacidad del sistema para albergar cierta cantidad de generación basada en inversores en un punto de conexión específico, sin que lo anterior implique un detrimento en los niveles de estabilidad del sistema.
Generalmente estos criterios se refieren a métricas, de las cuales las más utilizadas internacionalmente son los radios de nivel de cortocircuito(3) (SCR, CSCR, WSCR y SCRIF). Estas métricas, basadas en el nivel de cortocircuito esperado del sistema, pueden medir la fortaleza de la red en el punto de conexión individual (SCR), en el punto de conexión al sistema (CSR), en un área de influencia (WSCR) o en un nodo particular con referencia a los IBR's (Inverter-Based Resources por sus siglas en inglés) cercanos con los cuales se puede presentar algún tipo de interacción (SCRIF).
Si se establece un límite sobre las métricas de fortaleza de red, se pueden determinar las características de los equipos adicionales necesarios para la operación segura de los IBR's o las obras de expansión requeridas para integrar los volúmenes de generación basada en inversores requeridos en el sistema. Respecto a esto último, en el sistema español, por ejemplo, se definió en etapas tempranas de integración de Fuentes No Convencionales de Energía Renovable - FNCER un límite CSCR de 20(4), condición que se reevalúo recientemente a valores de WSCR(5) en puntos de conexión y zonas de influencia de 6 o 20 (en este caso, 20 se utiliza para garantizar estabilidad en turbinas eólicas tipo I y tipo II, ya instaladas en el sistema).
En el caso de los Estados Unidos, los estudios de planeación de la expansión y penetración de FNCER generalmente consideran niveles CSCR y WSCR de 3 a 5(6). NREL (National Renewable Energy Laboratory por sus siglas en inglés) recomienda un nivel SCR o CSR mayor a 5 para la integración de generación solar y eólica(7). En el ámbito operativo, ERCOT (Electric Reliability Council of Texas por sus siglas en inglés), utilizando análisis de detalle EMT, ha encontrado que es posible operar ciertos nodos con niveles WSCR de 1.5(8). AEMO en Australia(9), utiliza un método basado en WSCR, SCR, CSR para determinar la capacidad de nivel de cortocircuito disponible para acceso de generación basada en inversores. En este método, el operador australiano considera apropiado usar un límite de 3, siempre que no cuente con información operativa adicional validada sobre la estabilidad de los generadores conectados mediante inversores.
De otro lado, la métrica ESCR (Nivel de Cortocircuito Efectivo - CIGRE(10)) o también llamada SCRIF (Nivel de Cortocircuito Efectivo con Factor de Interacción - IEEE) ha sido utilizada internacionalmente para la evaluación de la instalación de IBR's de todo tipo, incluidos enlaces HVDC y tecnologías como SVC's y STATCOM. Respecto a este índice, la operación con valores inferiores a 1.5 es considerada como no factible. Este índice es utilizado por el planeador de la expansión del sistema Chileno(11).
La utilización de métricas basadas en el nivel de cortocircuito es ampliamente utilizada y adecuada en escenarios de planeación por su simplicidad y robustez. La definición de límites CSCR, WSCR y SCRIF no implica la no posibilidad de integrar nueva generación renovable en ciertos nodos o áreas del sistema donde el recurso solar o eólico es abundante, y la capacidad de nivel de cortocircuito disponible es insuficiente. Estos umbrales buscan que, bajo criterios técnicos y económicos, se mantenga la fortaleza del sistema mediante el mejoramiento de la red de transmisión para aumentar el nivel de cortocircuito, o incentivando a los promotores que se conectan a instalar equipos y tecnologías para proveer los aportes de corriente de cortocircuito necesarios para garantizar que el sistema en su totalidad opere de forma estable y segura. Teniendo en cuenta lo anterior, y considerando el cumplimiento de la totalidad de los requisitos de conexión exigidos en la Resolución CREG 060 de 2019, así como el estado actual y futuro de la red de transmisión, recomendamos a la Comisión definir límites de nivel de cortocircuito para la aprobación de nuevos puntos de conexión de FNCER al sistema, considerando los siguientes valores:
| Índice: | Límite | Análisis especiales |
| SCR y CSCR | 3 | Valores entre 3 y 5 requieren que el promotor presente estudios EMT de detalle, que validen la operación estable de la planta en las condiciones de operación esperadas. |
| WSCR | 1.5 | Valores entre 1.5 y 5 requieren que el promotor presente estudios EMT de detalle, que validen la operación estable de la planta en las condiciones de operación esperadas. |
| SCRIF | 1.5 | Valores entre 1.5 y 5 requieren que el promotor presente estudios EMT de detalle, que validen la operación estable de la planta en las condiciones de operación esperadas. |
Tabla 1. Límites de fortaleza de red propuestos
2.2 Niveles mínimos de cambios en el voltaje frente a acciones operativas y/o eventos.
Diversos códigos de operación han incluido en su normatividad requerimientos frente a los máximos cambios admisibles en las tensiones frente a, por ejemplo, la conexión/desconexión de equipos de compensación, o la desconexión de todos los equipos de generación con tecnología basada en inversores conectados a una barra. Lo anterior motivado, además de aspectos asociados a la sensibilidad de las cargas frente perturbaciones y la necesidad de garantizar niveles adecuados de calidad de la potencia, por la necesidad de mantener la fortaleza relativa de la red. Esto debido a que las variaciones en los voltajes están relacionadas directamente con el nivel de cortocircuito (puede ser aproximada como 
y por tanto, garantizar desde la planeación de la expansión del sistema un valor mínimo de cambio de voltaje frente a algunas acciones operativas y eventos, necesariamente garantiza que el sistema mantendrá cierto nivel de fortaleza, en términos del nivel de cortocircuito del mismo. Algunos ejemplos de aplicación de este criterio en códigos de otros países pueden observarse en la Tabla 2:
| Requerimientos de cambios máximos en el voltaje | |
| España | Capacidad de acceso en condiciones de conexión/desconexión. La capacidad de acceso para una instalación (o conjunto de instalaciones que comparten punto de conexión) por condiciones de conexión/desconexión a la red en un punto se determina como la producción máxima de la generación conectada que no origina:- Variación de tensión del ± 2,5 % en el punto de conexión al conectarse o desconectarse bruscamente cuando esté en redes de más de 36 kV y del ± 3 % en redes inferiores a 36 kV.- Variación de tensión por la desconexión simultánea de los generadores conectados a la misma barra o conjunto de barras acopladas en explotación normal de una subestación del ± 4 % cuando el punto de conexión esté en redes de más de 36 kV y del ± 5,5 % en redes inferiores a 36 kV. |
| Australia | +3% y -3% en estado estable para conexión y/o desconexión de bancos capacitivos.“Steady state voltage change due to reactive power plant switching is limited to the requirements set out in Australian Standard AS/NZS 61000.3.7:2001....System standards specify a maximum voltage step change following capacitor bank switching to be 3% of the nominal voltage”(12). |
| Requerimientos de cambios máximos en el voltaje | |
| Western Power, Australia | +1% y -1% es estado estable para la red de transmisión(13). “Step changes in steady state voltage levels resulting from switching operations must not exceed the limits given in Table 2.2.”(14)  |
| Inglaterra (National Grid) | +3 y -3% en estado estable posterior a un disturbio.(15) |
Tabla 2. Requerimientos cambios de voltaje códigos internacionales
Teniendo en cuenta lo anterior, sugerimos a la Comisión incluir en el código de planeamiento y operación, el siguiente texto:
“Los niveles de cortocircuito del sistema deben ser tales que, la conexión y/o desconexión de equipos de compensación reactiva, la desconexión de la totalidad de la carga de una subestación o la desconexión en un extremo de una línea de transmisión no debe generar cambios en la tensión superiores al 3% del voltaje nominal. En el caso de líneas de transmisión, este cambio se medirá en el extremo en el cual se mantiene la conexión de la línea”
2.3 Regular la curva de soportabilidad ante sobrevoltajes transitorios (TOV).
En condiciones de red débil, los IBR's son vulnerables frente sobretensiones transitorias que pueden ocasionar la desconexión de estos elementos para protegerlos de daños permanentes. Los disparos de IBR's por susceptibilidad a sobrevoltajes transitorios han sido ampliamente reportados como causa de desconexiones masivas de IBR's(16), lo cual ha generado la necesidad de estandarizarlos e incluir curvas de soportabilidad frente a los mismos. Los sobrevoltajes transitorios se miden sobre las desviaciones de los valores instantáneos de la tensión nominal instantánea (Vnominal fase-fase * 
, y su duración acumulada se mide como la suma de tiempo que la tensión instantánea excede los valores de umbral sobre una ventana de 1 minuto. Respeto a la soportabilidad frente a este fenómeno y teniendo en cuenta las condiciones de operación en red débil de algunas áreas del SIN, recomendamos a la Comisión incluir en el numeral 5.7 (“control de voltaje”) del Código de Operación, contenido en el anexo general de la Resolución CREG 025 de 1995, y que fue modificado por la Resolución CREG 060 de 2019, que las plantas eólicas y solares fotovoltaicas, conectadas al STN y STR, deberán cumplir con las curvas de soportabilidad ante sobretensiones transitorias recomendadas en la Norma IEEE 2800 de 2022, en la planta y con énfasis en el lado de alta del transformador principal de la misma, la cual, es presentada en la Figura 1.
Figura 1. Curva de soportabilidad ante sobrevoltajes transitorios - Tomada de la NormaIEEE 2800-2022.
2.4 Regular criterios de recuperación del voltaje y la curva de soportabilidad ante huecos de tensión en la carga y los generadores tradicionales.
En la medida que se incrementa la penetración de generación basada en inversores, se evidencia una mayor magnitud y propagación de los huecos de tensión producto principalmente de la disminución en los niveles de cortocircuito del sistema. Por lo anterior, consideramos conveniente regular la soportabilidad ante huecos de tensión en las cargas, en los generadores síncronos y en otros equipos de red, de tal forma que se garantice la no desconexión de estos equipos frente a perturbaciones de voltaje derivadas de fallas en la red de transmisión y distribución.
Así mismo, consideramos importante que se definan las curvas de recuperación dinámica del voltaje (DVR por sus siglas en ingles) que garanticen los niveles de calidad en la prestación del servicio(17), así como el desarrollo de la infraestructura de soporte dinámico del sistema requerida para la operación en condiciones de bajos niveles de cortocircuito. En este sentido, consideramos conveniente incluir dentro del marco regulatorio las recomendaciones de la norma IEEE Std 1346- 1998(R2004)(18), y adoptar criterios similares a los utilizados por ejemplo en ISO-NE17 y PJM(19). al respecto, proponemos a la comisión la siguiente definición para las curvas de recuperación dinámica del voltaje:
Posterior a una falla trifásica en una línea de la red del STN o STR despejada en tiempo de protección principal (inferior a 100 ms), los voltajes en las barras del sistema deben cumplir el siguiente requisito:
- Una vez despejada la falla, la magnitud del voltaje no debe ser inferior a 70% del voltaje nominal.
- 250 milisegundos posteriores al despeje de la falla, el voltaje no debe ser inferior al 80% del voltaje nominal.
- 500 milisegundos posteriores al despeje de la falla, el voltaje no debe ser inferior al 90% del voltaje nominal.
Dado que los huecos de tensión son inevitables, consideramos que el sistema se debe diseñar y operar para limitar la propagación y duración de las fallas consideradas como severas, mediante la implementación de esquemas de protección que garanticen el despeje de fallas a alta velocidad (típicamente 3 - 4 ciclos en la red del STN y STR) y refuerzos en la red de transmisión y distribución que reduzcan el impacto de las contingencias consideradas como críticas por sus posibles impactos sobre la generación basada en inversores y las cargas sensibles. Para lo anterior y para desarrollar las obras requeridas, consideramos conveniente que la comisión incorpore en el marco normativo criterios que permitan cuantificar y mitigar el impacto de las interrupciones transitorias derivadas de la propagación de huecos de tensión en términos de perdidas esperadas de carga y generación.
2.5 Otros aspectos asociados a la operación en red débil:
- Aun cuando los servicios que pueden prestar los compensadores síncronos se encuentran regulados en el Numeral 13.3 del Código de Conexión, contenido en el anexo general de la Resolución CREG 025 de 1995, como sigue:
“13.3. Otros servicios de apoyo que pueden ser requeridos por el CND en la operación del SIN:
- Control de frecuencia por medio de reducción de demanda.
- Potencia reactiva suministrada por compensadores síncronos o estáticos.
- Reserva caliente.”
Recomendamos a la Comisión desarrollar los requisitos de conexión y aspectos asociados a su remuneración, lo anterior, teniendo en cuenta que estos equipos se han posicionado como herramientas flexibles y viables para solventar las problemáticas asociados a la operación con red débil, tanto de déficit de corriente de cortocircuito como de déficit de inercia, frente a lo cual se resalta además, que los análisis realizados por el CND (Flexibilidad, IPOELP, IPOEMP, ITR) evidencian la necesidad de los mismos en algunos puntos del sistema. Así mismo, las baterías pueden jugar también un papel importante en este sentido, por lo cual recomendamos analizar la posibilidad de incluir dentro de los servicios que estas pueden prestar, los servicios de estabilidad (amortiguamiento de oscilaciones), aporte de inercia y aporte de cortocircuito.
- Dada la integración a gran escala de equipos basados en inversores y la posibilidad de niveles de cortocircuito durante la operación menores a los considerados en el momento del commissioning de los sistemas de protección y control, que pueden implicar la resintonización de los mismos para lograr condiciones de estabilidad en la operación de estas plantas o del sistema, sugerimos a la Comisión establecer los plazos máximos en los cuales, una vez identificados por parte del CND problemas en la red derivados de los sistemas de protección o control de un equipo basado en inversores, el operador del equipo deba realizar los estudios y ajustes respectivos (sugerimos 2 meses).
- Consideramos necesario, que la Comisión incluya en la regulación las exigencias asociadas a calidad de la potencia, y las responsabilidades de los diferentes agentes frente a deterioros en la misma, así como las herramientas necesarias de monitoreo, seguimiento y control de los niveles permisibles, y el acceso a la información de indicadores y registros de voltaje y frecuencia en los equipos instalados para la medición.
- Sugerimos a la Comisión, incluir en la regulación los aspecto asociados a la características de los equipos de medida utilizados por las tecnologías basadas en inversores para mantener el sincronismo con la red AC, esto es, las características de calidad requeridas para la medición de frecuencia, voltaje, corriente, potencia activa y potencia reactiva, así como los criterios de soportabilidad frente a cambios en el ángulo de fase de tensión; para lo anterior, sugerimos adoptar los valores establecidos en la norma IEEE 2800(20) de 2022.
- Sugerimos a la Comisión desarrollar la normativa necesaria para habilitar el Control Automático de Voltaje (CAV), en lo referente a la obligatoriedad de implementar el control remoto desde el CND de los recursos disponibles para este servicio.
3 Actualización de los requisitos para la prestación del servicio de regulación primaria de frecuencia:
Teniendo en cuenta la complementariedad entre la reserva primaria y la inercia para contener los desbalances entre la carga y la generación que desencadenen actuación del esquema de desconexión de carga por baja frecuencia o eventos de gran impacto en el sistema, y la disparidad en los tiempos de respuesta, rampas de incremento y valores de estabilización de las diferentes tecnologías, recomendamos a la Comisión actualizar los requisitos de la prestación del servicio de regulación primaria contenidos en la resolución CREG 023 de 2001, de tal forma que se pueda garantizar durante la operación del sistema la combinación técnico - económica confiable entre los servicios de inercia y regulación primaria de frecuencia que garanticen confiabilidad y seguridad frente a los desbalances carga - generación que se puedan presentar.
En línea con lo anterior, es posible que para la operación confiable y estable con altos niveles de penetración de generación basada en inversores sean requeridos servicios de respuesta rápidos (antes de 1 segundo) frente a eventos de frecuencia que solo algunas tecnologías puedan suministrar (Australia, Reino Unido, y Texas incluyen estos servicios bajo el nombre de “Respuesta rápida de frecuencia”, “Respuesta firme de frecuencia” o “Reservas de contención dinámicas”)(21). En este sentido, es conveniente evaluar la pertinencia de contar con los mismos, y establecer las características de respuesta, su programación y respectiva remuneración.
Se propone adicionalmente que no se incluya en la asignación de las obligaciones de reserva primaria los generadores que no cuenten con modelos validados, o que en los análisis de verificación de cumplimiento de sus obligaciones se halla detectado un incumplimiento y el mismo no haya sido solventando por el agente. Esto puede implicar que obligaciones superiores al 3% de reserva para la prestación del servicio (exigencia actual) sean asignadas entre los recursos disponibles para tal fin.
Adicionalmente, consideramos conveniente que las responsabilidades en la prestación del servicio de regulación primaria de frecuencia sean incluidas como parte del modelo de optimización del despacho económico y redespacho, y que las obligaciones asignadas sean consistentes con los recursos habilitados para la prestación del servicio, de tal forma que se brinde firmeza a los valores disponibles; así mismo, sugerimos que, las plantas que no cuenten con modelos de control validados y verificados durante eventos en los términos definidos por la reglamentación vigente y los acuerdos del CNO, sean sujetas al cobro de responsabilidad en la prestación de este servicio, con el fin de incentivar que estos modelos se mantengan actualizados y permitan la evaluación eficiente de los requerimientos del sistema.
Es así que solicitamos a la Comisión considerar esta situación dentro de sus análisis y realizar los ajustes en la regulación que considere pertinentes, con el fin de que se generen los incentivos económicos para que los agentes generadores presten adecuada y permanentemente el servicio de regulación primaria de frecuencia, y de esta forma prevalezca la seguridad del SIN sobre las decisiones económicas de los agentes.
4 Obligatoriedad en la prestación del servicio de regulación primaria de frecuencia para las plantas solares y eólicas y las
Plantas No Despachadas Centralmente - PNDC ante eventos de subfrecuencia:
En el Parágrafo 2 del Artículo 12 de la Resolución CREG 060 de 2019, el cual modificó el Artículo 4o de la Resolución CREG 023 de 2001, se establece que:
“Parágrafo 2. Transitoriamente, las plantas solares fotovoltaicas y eólicas, conectadas al STN y STR, se excluyen de la obligatoriedad de la prestación del servicio de respuesta primaria para eventos de subfrecuencia. Cuando la CREG lo decida se deberá prestar este servicio.”(Subrayado fuera de texto)
Al respecto, indicamos a la Comisión que los análisis realizados por XM muestran una reducción en la capacidad de regulación de frecuencia del sistema consistente con los volúmenes de generación eólica y solar incorporados, lo cual puede derivar en una mayor variabilidad y falta de controlabilidad de la frecuencia, con posibilidad de que se vean afectados los indicadores de seguridad y calidad asociados a esta variable.
Por lo anterior, consideramos importante que la Comisión evalué la posibilidad de levantar desde ya la excepción para la prestación del servicio de regulación primaria de frecuencia para eventos de sub-frecuencia en las plantas solares y eólicas, de tal forma que no se presenten deficiencias en la capacidad de regulación de frecuencia que conlleven a una afectación en la calidad del suministro de energía o a la necesidad de mantener generación de seguridad en línea con capacidad de proveer el servicio, que implique limitaciones en la generación renovable y posibles sobrecostos para la operación del sistema.
En cuanto a las plantas tradicionales no despachadas centralmente y los cogeneradores a gran escala, y teniendo en cuenta que en escenarios de operación con participación importante de plantas solares y eólicas las mismas pueden llegar a representar un porcentaje importante de las reservas de inercia, cortocircuito y regulación primaria del sistema, recomendamos a la Comisión evaluar la posibilidad de que las plantas mayores a 1 MW se habiliten desde ya para prestar el servicio de regulación primaria de frecuencia y sean sujetas de la realización de pruebas y reporte de modelos validados, de tal forma que el aporte de las mismas en la contención de eventos en la frecuencia y la regulación de la misma puedan ser evaluados con precisión en los estudios de planeamiento operativo eléctrico del sistema.
5 Servicios de aporte de inercia, aporte de corriente de cortocircuito y funciones de amortiguamiento de oscilaciones.
Respecto a los servicios que los generadores deben proveer y que se listan en el Numeral 13.1 del Código de Conexión, contenido en el anexo general de la Resolución CREG 025 de 1995, y modificado por la Resolución CREG 060 de 2019, se recomienda a la Comisión adicionar las plantas solares fotovoltaicas y eólicas conectadas al SIN, la obligatoriedad en la prestación de los servicios de contribución a los niveles de cortocircuito e inercia del sistema, lo anterior, y como se ha venido exponiendo en el presente documento, teniendo en cuenta que el desplazamiento de la generación síncrona conlleva a una disminución de estos servicios de estabilización, necesarios para la operación segura y confiable de los sistemas operados en corriente alterna.
La necesidad de disponer de valores suficientes de inercia y corto circuito para garantizar la operación estable del sistema también ha incentivado el desarrollo de nuevas familias de controladores, conocidos como Formadores de Red (Grid Forming). Esta tecnología de control, aún en desarrollo para las plantas solares y eólicas, tiene la capacidad establecer su propia referencia de voltaje y frecuencia, y por tanto, pueden proveer niveles de inercia y corriente de cortocircuito “real” de forma similar a una planta síncrona tradicional, aunque en cantidades menores. Algunos sistemas ya incluyen en sus códigos de redes requisitos asociados a la capacidad de aporte de niveles de corto e inercia(22) y a la tecnología GridForming(23).
Dadas las necesidades anteriormente mencionadas y el rápido crecimiento de las solicitudes de conexión de fuentes de generación conectadas mediante inversores, recomendamos a la Comisión revisar las experiencias internacionales en este sentido, y de ser necesario, regular la prestación de los servicios de inercia y cortocircuito requeridos para la operación segura y confiable del sistema.
Así mismo, los estudios realizados por el CND evidencian un incremento en la probabilidad de que se presenten oscilaciones de potencia, producto principalmente de una menor capacidad para amortiguar las mismas por parte de los recursos síncronos en línea que cuentan con dispositivos PSS (power system stabilizer) correctamente sintonizados, así como incrementos importantes en los modos de oscilación asociados a los sistemas de control, que pueden estar asociados a los generadores conectados mediante inversores. En este sentido, consideramos conveniente que, dentro de los servicios establecidos para las planta eólicas y solares y otros dispositivos conectados mediante inversores (líneas HVDC y FACTS), se incluya la obligatoriedad de la función de amortiguamiento de oscilaciones o POD (power oscillation damping).
Dada la importancia de los equipos para el amortiguamiento de oscilaciones, se recomienda a la Comisión que, antes de la entrada en operación, se definan requerimientos de validación del desempeño de estas funcionalidades tanto para plantas sincrónicas como para los equipos basados en inversores.
6 Nuevos requisitos operativos para el control de voltaje: aporte rápido de corriente de secuencia negativa durante fallas, maximización del aporte de corriente durante fallas, no cesación de la entrega de potencia activa y criterios para el ajuste del factor k para la inyección de corriente reactiva.
Para el correcto funcionamiento de los equipos de protección del sistema ante fallas desbalanceadas se requieren aportes de corrientes de secuencia negativa, la cual se puede reducir considerablemente al tener despachos con alta generación renovable basada en inversores, que como se ha mencionado, implica un desplazamiento de generación síncrona convencional, es por esto que al disponer de la tecnología requerida para que los inversores puedan discriminar entre secuencia positiva y negativa es importante que desde la regulación se establezca esta obligatoriedad para que los promotores de los proyectos especifiquen esta función a sus fabricantes.
Por otro lado, y con el fin de garantizar que la disminución de corriente activa al presentarse una falla en el sistema, no ocasione un desbalance carga-generación que desencadene adicional al hueco de tensión una desviación considerable de la frecuencia es necesario limitar el aporte máximo de corriente reactiva en especial ante condiciones de red débil como la que se presenta en algunas áreas del SIN.
Como complemento a lo anterior, la característica de cesación momentánea de potencia activa que produce que la generación conectada mediante inversores deje de suministrar corriente activa y reactiva al sistema, representa un riesgo para la operación de los sistemas eléctricos de potencia y esta se ha reportado en varios eventos en países con una amplia penetración de este tipo de tecnologías(24). La operación que se espera de este tipo de tecnologías busca que la entrega de potencia activa sea continua y su magnitud sea un compromiso entre la máxima corriente del inversor y el aporte esperado de corriente reactiva durante fallas, lo cual es dado por el factor k. No obstante, la cesación de la entrega de potencia activa corresponde a una desviación del comportamiento esperado, que puede significar un desbalance carga-generación que afecte la operación estable del sistema.
Teniendo en cuenta lo anterior y considerando las mejores prácticas internacionales al respecto, consideramos conveniente complementar el numeral 5.7 (“control de voltaje”) del Código de Operación, contenido en el anexo general de la Resolución CREG 025 de 1995, y que fue modificado por la Resolución CREG 060 de 2019, con el texto que se destaca a continuación en negrilla, buscando minimizar el riesgo de los fenómenos expuestos previamente.
“Deben priorizar la inyección de corriente reactiva de secuencia positiva y negativa de forma que alcance un 90% del delta de cambio esperado en menos de 50 ms, con una tolerancia del 20%, ante desviaciones de tensión que excedan los límites operativos de la tensión nominal en la planta de generación. La proporción de la corriente reactiva de secuencia positiva y negativa a ser inyectada deberá estar en función del cambio de la tensión de secuencia positiva y de secuencia negativa, para fallas balanceadas y desbalanceadas. Los 50 ms consideran el tiempo necesario para detectar la falla.
El valor del delta de cambio de inyección de corriente reactiva de secuencia positiva/negativa 
en el punto de conexión, se calcula de acuerdo con la siguiente figura:
Para la figura anterior, se deben tener en cuenta los siguientes criterios:
- 
es el valor de la siguiente relación:
Donde:
es la variación de corriente reactiva, positiva o negativa, respecto al valor de corriente reactiva respectiva que tenía antes del evento
In es la corriente nominal
es la variación de tensión de secuencia positiva o negativa, respecto al valor de tensión respectivo que tenía antes del evento.
Un es la tensión nominal
k valor de la pendiente de respuesta. Debe ser ajustable con valores entre 0 y 10 para la inyección de corriente de secuencia positiva y entre 0 y -10 para la inyección de corriente de secuencia negativa. Deberá ser posible activar o desactivar la inyección de corriente reactiva de secuencia negativa, previa solicitud del CND.
- Durante fallas se maximizará la corriente aportada por la planta, de tal forma que este alcance el 100% de la corriente nominal del generador, garantizando el aporte de corriente reactiva de acuerdo a la característica definida, sin suspender en ningún momento la entrega de corriente activa. El aporte/absorción de corriente reactiva de secuencia positiva y negativa podrá ser limitado a valores entre 0 y 1 p.u. y estará configurado en 0.9 por defecto, pudiendo ser modificado por solicitud del CND cuando las condiciones particulares del punto de conexión así lo requieran. Cuando el recurso primario lo permita, el generador deberá inyectar componente de corriente activa adicional hasta alcanzar la corriente nominal del generador.
- El valor k por defecto para la inyección de corriente reactiva de secuencia positiva y negativa será 2 y el agente deberá suministrar al CND los análisis RMS y EMT que demuestren la operación estable de la planta conectada a su punto de conexión a través de las líneas de transmisión, transformadores o elementos definidos en el proyecto respectivo, con la parametrización por defecto considerada en esta resolución. El CND determinará, cuando sea necesario, el valor de k a ser usado en el punto de conexión, después de realizar los estudios eléctricos con el modelo suministrado por cada planta de generación. Cada planta de generación solar fotovoltaica y eólica debe determinar el valor de k a utilizar en cada inversor para cumplir con el valor de k definido por defecto o por el CND en el punto de conexión, para lo cual se debe tener en cuenta una k parametrizable en cada inversor.
- La banda muerta de tensión por defecto corresponde al rango de tensión de operación normal en el punto de conexión definido en el numeral 5.1 del Código de Operación y en el cual no operará el control de respuesta rápida de corriente reactiva definido en este literal. Cuando sea necesario, el CND podrá solicitar modificación a las bandas anteriores, siempre que las características del punto de conexión y los estudios eléctricos con el modelo suministrado por cada planta de generación así lo requieran.
- El aporte dinámico de corriente reactiva adicional se debe mantener siempre que la tensión esté por fuera de la banda muerta de tensión.
- Se debe mantener un aporte dinámico de corriente reactiva por 500 ms después de que la tensión entre a la banda muerta de tensión manteniendo un aporte adicional proporcional a la desviación de la tensión con respecto al valor de referencia (1 p.u).
...
El CND cuando lo considere necesario, realizará evaluaciones del funcionamiento durante la operación real de este servicio, producto de las cuales podrá solicitar ajustes a los parámetros considerados en este artículo, con la debida justificación técnica de los mismos. ”
Adicionalmente, y teniendo en cuenta que la función de priorización de corriente activa es adicional a la descrita en este apartado, y que la misma es necesaria para poder definir si una planta se operará con priorización de corriente activa o corriente reactiva frente a eventos simultáneos de frecuencia y voltaje, solicitamos modificar el siguiente texto del mismo aparte normativo:
“Ante eventos simultáneos de frecuencia y tensión, el CND deberá evaluar según el estado del sistema que prioridad da a la corrección de las variables de balance de frecuencia o tensión.”
Sustituyéndolo por el siguiente:
“Adicional a la función de priorización de inyección rápida de corriente reactiva (función activa por defecto), se deberá proveer una función similar que priorice la inyección rápida de corriente activa. El CND podrá solicitar, con los estudios técnicos que lo justifiquen, si una planta debe cambiar su modo de control de priorización de corriente reactiva a priorización de corriente activa.”
Resaltamos la importancia de que las modificaciones propuesta en el texto anterior también se tengan en cuenta para la modificación del numeral 11.2.3. del Anexo General del Reglamento de Distribución contenido en la Resolución CREG 070 de 1998, incluido en la Resolución CREG 148 de 2021, con el fin de regular el aporte rápido de corriente de secuencia negativa durante fallas, la maximización del aporte de corriente durante fallas, la no cesación de la entrega de potencia activa y los criterios para el ajuste del factor k en las plantas solares fotovoltaicas y eólicas con capacidad efectiva neta o potencia máxima declarada igual o mayor a 5 MW que se conectan al SDL.
7 Criterios de soportabilidad ante inercia y rata de cambio de la frecuencia (ROCOF).
En sistemas de potencia con alta penetración de generación basada en inversores, la rata de cambio de la frecuencia (ROCOF por sus siglas en inglés) toma mayor relevancia y pasa a ser una variable determinante para garantizar la operación segura y estable. La pendiente de cambio instantánea máxima de la frecuencia puede aproximarse mediante la siguiente ecuación:
Donde fn es la frecuencia nominal, 
la magnitud del cambio de la potencia activa, y ECsys es la energía cinética almacenada en las masas rodantes de los generadores y motores eléctricos. Como se puede observar, el ROCOF máximo depende directamente del delta de potencia y es inversamente proporcional a la energía cinética, por lo tanto, en la medida que la generación basada en inversores reemplaza generación tradicional, la energía cinética disminuye, ocasionando que la pendiente de cambio instantánea de la frecuencia sea mayor para el mismo delta de potencia.
Los análisis realizados por XM indican que los niveles de ROCOF aumentan en escenarios de alta penetración de generación renovable, alcanzado valores superiores a 0.5 Hz/s frente al disparo de la unidad más grande el sistema (300 MW). En esta condición, el sistema está expuesto a problemas de estabilidad de frecuencia, donde la oscilación que sigue un desbalance presenta tasasdecaimiento o incremento demasiado elevadas, ocasionando disparos adicionales de unidades de generación y cargas por excursión de la frecuencia, y así el ROCOF alcanza valores por fuera de las bandas de tolerancia y de los ajustes de los sistemas de protección. La inercia y el ROCOF generalmente no han sido incluidos en los códigos de redes de muchos países, dado que, históricamente, los eventos que involucran un ROCOF elevado son muy eventuales en sistemas dominados mayormente por recursos síncronos. Reino Unido (National Grig) por ejemplo, consideraba en 2016 que un nivel máximo de ROCOF de 0.125 Hz/Seg suponía un riesgo para la operación estable del sistema(25), considerando la magnitud de demanda y generación susceptible a desconectarse de la red por actuación de esquema de protección anti-isla o la actuación indeseada de protecciones en equipos de generación. Lo anterior, derivó en esfuerzos importantes para actualizar los esquemas de protección a nivel de generación y distribución, que han permitido reevaluar este límite.
Recientes publicaciones muestran que es importante para la planeación y operación integrada de los sistemas modernos, definir niveles mínimos de inercia frente a contingencias creíbles que se puedan presentar(26), asimismo, el análisis del comportamiento real de los sistemas apoyados en eventos recientes en Europa Central, Turquía y Australia(27), han mostrado que es difícil para los esquemas de control actuales operar correctamente para niveles de ROCOF superiores a 1 Hz/s.
Respecto a la capacidad de las plantas de generación tradicionales (gas, vapor, hidráulicas) de soportar altas tasas de cambio y los efectos de las mismas en la vida útil de estas tecnologías, las evidencias son ambiguas, por lo cual los límites de soportabilidad para el ROCOF pueden ser bastante variables; un estudio realizado por PPA-Energy(28) que recopila algunas experiencias internacionales, muestra por ejemplo que las plantas de generación síncrona tradicional, pueden presentar problemas de estabilidad para ROCOF superiores a 1 Hz, aunque se admite que este valor puede ser pesimista. Limites ROCOF utilizados en varios sistemas pueden ser vistos en la siguiente tabla:
| País | Requerimiento de ROCOF |
| Irlanda | 0.5 Hz/s (en estudio para cambio a 1 Hz/s) |
| Inglaterra | 0.5 Hz/s para generadores síncronos1 Hz/s para generadores no síncronos y nuevos generadores síncronos.(en proceso de implementación, dado que requiere upgrade de protecciones en plantas de generación y redes de distribución) |
| Dinamarca | 2.5 Hz/s para plantas eólicas y solares |
| España | 2 Hz/s para todas las tecnologías nuevas (incluidas síncronas). |
| Sur África | 1.5 Hz/s para plantas eólicas y solares |
| Chile | 2 Hz/s para unidades o parques generadores29 |
Tabla 1. Requerimientos de ROCOF en países con alta integración de renovable.
Partiendo de lo anterior, y teniendo en cuenta la tendencia general a incluir límites de soportabilidad ante el ROCOF en los códigos de red modernos(29) (30), se propone incluir en el numeral 2.2.5 del Código de Operación de la Resolución CREG 025 de 1995, “ajustes de los relés de frecuencia de las unidades de generación del SIN”, modificado por la Resolución CREG 060 de 2019, criterios para la soportabilidad del ROCOF en plantas tradicionales y plantas conectadas mediante inversores, así como las características de su medición(31), como se plantea a continuación:
“El CND especificará los rangos entre los cuales cada generador debe ajustar sus relés de frecuencia de acuerdo con los estudios de análisis de seguridad.
En términos generales, los fabricantes de turbinas para plantas térmicas no recomiendan operarlas a bajas frecuencias, para no deteriorar su vida útil. Sin embargo, a este respecto en el SIN se considera:
- Las unidades térmicas no pueden operar por debajo de 57.5 Hz un tiempo superior a 0.8 minutos (48 segundos) durante su vida útil.
- Las unidades térmicas pueden trabajar con frecuencias de 58.5 Hz hasta 30 minutos durante su vida útil.
Se considera que el esquema de desconexión de carga por baja frecuencia, implementado en el SIN ha sido diseñado teniendo en cuenta estas dos condiciones y los criterios establecidos en el Numeral "2.2.4 Desconexión Automática de Carga por Baja Frecuencia". Por lo tanto, las unidades de generación deben cumplir con los siguientes requisitos para el ajuste de los relés de baja frecuencia:
- No deben tener disparo instantáneo para frecuencias iguales o superiores a 57.5 Hz.
- En el rango de 57.5 Hz a 58.5 Hz se puede ajustar un disparo con una temporización mínima de 15 segundos.
- Para frecuencias superiores a 58.5 Hz y menores a 62 Hz no pueden ajustarse disparos de la unidad.
- Para frecuencias superiores a 62 Hz y menores de 63 Hz puede ajustarse el disparo por sobre velocidad con una temporización mínima de 15 segundos.
- Para frecuencias superiores a 63 Hz puede ajustarse el disparo instantáneo de la unidad para protección por sobre velocidad.
- No deben tener disparo instantáneo para tasa de cambio de frecuencia (ROCOF) menores a 1 Hz/s medido sobre una ventana de 500 milisegundos. Por encima de este valor, se puede ajustar disparo con una temporización mínima de 200ms.
Las plantas solares fotovoltaicas y eólicas conectadas al STN y STR, deben operar normalmente para un rango de frecuencia entre 57.5 Hz y 63 Hz, y no deben tener disparo instantáneo para tasa de cambio de frecuencia (ROCOF) menores a 2 Hz/s medido sobre una ventana de 500 milisegundos. Por encima de este valor se puede ajustar disparo, con una temporización mínima de 200ms”. El CND podrá definir disparos temporizados de sobre y baja frecuencia dentro del rango establecido, que no comprometa la integridad de los equipos, para plantas solares fotovoltaicas y eólicas conectadas al STN y STR, cuando sea requerido para la operación segura y confiable del SIN.
Adicionalmente, se recomienda modificar el literal a) del Numeral 11.2.1.1 del Anexo General del Reglamento de Distribución contenido en la Resolución CREG 070 de 1998 (incluido en la Resolución CREG 148 de 2021), de la siguiente manera:
a) Deben operar normalmente para un rango de frecuencia entre 57.5 Hz y 63 Hz, y no deben tener disparo instantáneo para tasa de cambio de frecuencia (ROCOF) menores a 2 Hz/s medido sobre una ventana de 500 milisegundos. Por encima de este valor se puede ajustar disparo, con una temporización mínima de 200ms”
Los valores de soportabilidad propuestos para las plantas síncronas tradicionales parte de experiencias internacionales, por lo que se recomienda que los mismos sean socializados con los agentes para que estos evalúen con los fabricantes de sus equipos, identificando si es necesario disminuirlos o aumentarlos.
8 Adecuación de los criterios de diseño del Esquema de Deslastre Automático de Carga - EDAC, teniendo en cuenta la tasa de cambio de la frecuencia y la penetración de Generación Distribuida - GD.
Teniendo en cuenta la importancia y relevancia que tiene el esquema de deslastre de carga como medida efectiva frente a eventos de frecuencia de gran magnitud, consideramos conveniente realizar los siguientes ajustes al numeral 2.2.4 del Código de Operación de la Resolución CREG 025 de 1995, “Desconexión Automática de Carga por Baja Frecuencia", modificado por el Articulo 1o de la Resolución CREG 061 de 1996:
- En los criterios de diseño:
Consideramos que las magnitudes o desbalances a proteger para eventos de gran magnitud en relación con el ROCOF deben estar definidas, y por tanto se recomienda la inclusión del siguiente criterio:
“El disparo de la unidad síncrona o planta de generación conectada mediante inversores de mayor capacidad del sistema no deberá activar la primera etapa de desconexión.
El CNO definirá mediante acuerdo las contingencias en generación y transmisión para las cuales se diseñará el EDAC. En todo caso, frente a estas contingencias no se deben presentar desconexiones adicionales de generación por excursión de las bandas de soportabilidad de frecuencia o de los límites de soportabilidad ante tasa de cambio de la frecuencia (ROCOFinstantáneo).”
- En el apartado “Diseño del esquema”
De otro lado, durante la operación en tiempo real del sistema, es crucial garantizar la disponibilidad de las cargas asociadas al esquema EDAC, así como cuantificar la cantidad de carga disponible para afrontar eventos de sub-frecuencia. Lo anterior se torna aún más relevante en condiciones de alta penetración de generación distribuida, donde las magnitudes efectivas a desconectar se pueden ver reducidas, más aún, la no consideración de la generación distribuida en el diseño del esquema podría ocasionar que se desconecte generación adicional, empeorando aún más la situación y generando riesgos en la estabilización de la frecuencia. Por lo anterior, se proponen las siguientes modificaciones:
“Cada empresa distribuidora en coordinación con las comercializadoras que operen en su área de influencia, seleccionará los usuarios que estarán en las diferentes etapas de Desconexión Automática de Carga, excluyendo en lo posible a los usuarios no regulados aislables, excepto cuando esté comprometida la seguridad del sistema.
La selección de los circuitos y usuarios que estarán en las diferentes etapas de Desconexión Automática de Carga, deberá evitar la desconexión de generación adicional conectada a nivel del SDL. En caso de que esto no sea posible, se tendrá en cuenta la demanda neta (demanda menos generación) para efectos del cumplimiento del porcentaje de desconexión asignado. En ningún caso se deberán seleccionar o desconectar circuitos cuya demanda neta (Demanda menos generación”), sea menor que cero, es decir, se encuentren inyectando potencia activa al sistema.”
En el apartado “Supervisión del Esquema”
“La potencia activa neta disponible para cada una de las etapas del esquema de deslastre de carga será supervisada en tiempo real por las empresas y los Operadores de Red, e informada en tiempo real al CND mediante los protocolos de comunicación definidos para el sistema SCADA.”
9 Ajuste de las exigencias de los modelos dinámicos RMS y EMT para todas las tecnologías (plantas solares, eólicas, generadores síncronos, dispositivos SVC's, STATCOM, Compensadores serie, Baterías, líneas HVDC, etc).
Teniendo en cuenta los fenómenos eléctricos y magnéticos asociados a la operación de la generación basada en inversores, y la imposibilidad de que algunos fenómenos importantes relacionados con la operación de este tipo de tecnologías puedan ser evidenciados y reproducidos por simulación RMS, tal como lo muestra la Tabla 3 Tabla 3 recomendamos a la Comisión modificar el Numeral 8.2.4 del Código de Operación, adicionado por el Artículo 5o de la Resolución CREG 060 de 2019, así:
“8.2.4. Modelos de control de plantas eólicas y solares fotovoltaicas conectadas al STN y STR
Posterior a la asignación de un punto de conexión y a la constitución de la garantía de que trata el capítulo III de la resolución CREG 075 de 2021, y no menos de 2 años antes de la FPO de la planta, el CND podrá solicitar información preliminar de modelos de simulación que representen el comportamiento esperado de las plantas solares fotovoltaicas y eólicas para la realización de estudios de estabilidad y transitorios electromagnéticos (modelos RMS y EMT). Esta información será enviada al CND en un plazo no superior a 2 meses desde la solicitud de la misma.
Los modelos remitidos al CND deben representar la operación real esperada de la planta, y estar certificados por los fabricantes de los equipos que se esperan instalar, así mismo, estos modelos deben incluir los requisitos técnicos definidos en la presente resolución para el control de frecuencia y potencia activa, el control de tensión y potencia reactiva, el modo de recuperación ante fallas y otros que apliquen, así como permitir el ajuste de los parámetros que definen estas funcionalidades.
Los modelos EMT y RMS deberán ser actualizados por los agentes representantes al menos seis meses antes de la entrada en operación de la planta, para lo cual se deberán anexar los registros reales de las pruebas de fabrica (FA T) o pruebas en sitio (SAT) donde se compare la evolución de las variables en el modelo entregado versus el desempeño real del equipo, junto con las métricas que defina el CND para medir la calidad del modelo de simulación de la planta."
| Fenómeno | RMS | EMT |
| Inestabilidad dinámica | SI | SI |
| Interacciones sub síncronas | NO | SI |
| Inestabilidad del control de inversores | NO | SI |
| Sobretensiones transitorias | NO | SI |
| Fallas en la sincronización del PLL | NO | SI |
| Inyección de armónicos | NO | SI |
| Inestabilidad por rampas de aumento o disminución de potencia activa y reactiva | NO | SI |
| Flujo inverso en conversores | NO | SI |
Tabla 3. Fenómenos estudiados con simulación RMS y EMT
Así mismo, se recomienda a la Comisión que se incluya para todas las tecnologías (plantas solares, eólicas, generadores síncronos, dispositivos SVC's, STATCOM, Compensadores serie, Baterias, líneas HVDC, etc), el requerimiento de entrega de modelos RMS y EMT validados por los fabricantes durante las pruebas de fabrica (FAT), que evidencien el cumplimento de los criterios mínimos definidos, aportando para esto registros simulados y reales del comportamiento esperado, y que además, los modelos anteriores sean exigidos como requisito para su conexión al SIN.
De otro lado, recomendamos a la Comisión que se generen los incentivos requeridos para que las plantas y otros dispositivos (SVC's, STATCOM, Compensadores serie, Baterías, líneas HVDC, etc), realicen la validación de los modelos dinámicos a partir de eventos reales, y reporten con oportunidad los resultados y ajustes a que haya lugar.
10 Procedimiento para disponer de un modelo de carga dinámico validado del SIN.
La reducción en los niveles de cortocircuito debido al desplazamiento de la generación síncrona tradicional genera naturalmente una mayor profundidad y propagación de los huecos de tensión producto de las fallas en el sistema; lo anterior, puede desencadenar fenómenos dinámicos asociados a la carga que pueden significar un riesgo para la operación segura, confiable y de calidad de la demanda. De vital interés y cuidado por sus potenciales consecuencias, es el fenómeno de recuperación lenta inducida de tensión (FIDVR por sus siglas en ingles), que no es posible reproducir con los modelos dinámicos actualmente disponibles y sobre el cual se cuenta con evidencia postoperativa de su presencia en el área GCM. Por lo anterior, es necesario contar con un modelo dinámico detallado de las cargas que se conectan al STN y/o STR, de tal forma que se puedan mitigar fenómenos como el FIDVR. Para esto, y teniendo en cuenta que no existe un marco regulatorio que permita el reporte y seguimiento a este tipo de modelos, se propone incluir en el Numeral 6 del Código de Operación “Parámetros adicionales” contenido en el anexo general de la Resolución CREG 025 de 1995, el siguiente apartado:
“Modelo dinámico de carga
EL OR responsable deberá suministrar al CND el modelo de las cargas que represente el comportamiento dinámico RMS y EMT de la misma. El modelo dinámico se especificará para cada barra y para cada una de las horas del día. Dicho modelo deberá ser validado por el OR teniendo en cuenta mediciones reales de potencia activa, potencia reactiva, frecuencia y voltaje con una tasa de muestreo superior a 10 muestras por segundo. El CNO deberá expedir un acuerdo donde se detalle entre otros, la estructura de los modelos de carga disponibles, el reporte, actualización y seguimiento a la calidad de estos modelos y las validaciones que debe realizar el OR sobre el comportamiento dinámico del mismo.
Cuando el CND identifique que el modelo de carga suministrado no reproduce las condiciones reales de operación, reportará esta situación al CNO y al OR responsable. El OR dispondrá de 2 meses contado a partir de la notificación del CND para realizar los ajustes a que hubiera lugar.”
11 Nuevos lineamientos para la modernización y digitalización de la coordinación operativa.
Teniendo en cuenta el incremento de FNCER conectadas en el SIN, la variabilidad de dichos recursos, el aumento en las tasas de cambio integradas entre la demanda y la generación, y sus tiempos de actuación, otro de los temas que de allí se derivan es la necesidad de aumentar los tiempos de respuesta en la coordinación de la operación integrada de los recursos del SIN en tiempo real, como medida inminente al pasar de los días para garantizar la seguridad de la operación. Por lo anterior, sugerimos a la Comisión evaluar para incluir en la regulación, los siguientes aspectos sobre el control operativo directo, automático y centralizado desde el CND para el ajuste de las variables del sistema:
- Los generadores despachados centralmente, deberán estar en capacidad de recibir consignas de potencia activa de forma automática desde el CND, respetando sus características técnicas y disponibilidad. Bajo esta condición, cuando se presenta un cambio en los programas de generación, el sistema de control automático del CND llevará las unidades o plantas al nuevo valor requerido, de tal forma que las consignas enviadas garanticen el ajuste de las variables del sistema en valores seguros para la operación y de acuerdo con las reglas definidas en la regulación para su despacho.
- El CND deberá tener la posibilidad de ejercer control automático sobre los lazos de control de voltaje de todos los equipos que realizan control dinámico de potencia reactiva en el SIN en toda la banda factible de operación, para la entrega o absorción de potencia reactiva. Para esto, los equipos para el control dinámico de potencia reactiva de las plantas de generación despachada centralmente, SVC's, FACT's, STATCOM u otros, deberán estar en capacidad de recibir consignas de forma automática desde el CND.
- El CND deberá tener la posibilidad de ejercer control automático para la conexión y desconexión de equipos de compensación del SIN, y para el movimiento de cambiadores de tomas de transformadores del STN y de conexión al STN que tengan la capacidad de mover el cambiador de tomas bajo carga. Para esto, dichos equipos deberán estar en capacidad de recibir consignas de forma automática desde el CND.
En todos los casos listados previamente, deberá ser posible informar automáticamente al CND la recepción de dichas consignas y ejecutarlas mediante los respectivos sistemas de control de los equipos. De todas formas, los operadores de los activos serán responsables de la ejecución de estas consignas, las desviaciones que se generen producto de su incumplimiento, y en general, del cumplimiento de los tiempos, plazos de ejecución, reporte de información e índices de calidad de los activos, definidas en regulación para cada caso.
Adicionalmente, con el fin de minimizar los riesgos asociados al aumento de la incertidumbre en la operación por situaciones fortuitas en aquellos periodos comprendidos entre la última programación de los recursos de generación y la operación en tiempo real, es indispensable que la Comisión regule cuáles serían las reglas y/o mecanismo que debe considerar el CND para realizar los ajustes operativos de dichos recursos. Se deberán dejar claros los procedimientos y criterios económicos para la activación de los diferentes servicios y las autorizaciones que se necesitan impartir en tiempo real para garantizar una operación segura, confiable y económica.
Sobre este aspecto solicitamos a la Comisión considerar los mecanismos de ajuste para los desbalances Carga-Generación planteados por XM en las secciones 2.1 y 2.2 del documento “Propuesta de reglas para la implementación del mercado intradiario y de servicios complementarios en Colombia 2020”, enviado a la CREG con Radicado XM 202044022871-1. Estos mecanismos se basan en la consideración de que deben existir mecanismos de ajuste continuos que recuperen las reservas utilizadas, y que además genere los ajustes necesarios al programa de los recursos garantizando la seguridad, confiabilidad y economía en la operación del sistema.
Estos nuevos escenarios de optimización buscan establecer reglas claras, transparentes y reproducibles para la utilización de las reservas y la asignación de las autorizaciones, lo cual cobra mayor relevancia dada la prevista implementación en el SIN de un mercado vinculante.
Sobre estos escenarios se resume:
- Mecanismo de ajustes horarios: Se trata de un horizonte de planeación operativa ubicado temporalmente entre el último mercado que estableció el despacho vinculante y la operación real del sistema. Este escenario de planeación busca ajustar los programas de generación establecidos en el último mercado vinculante y esencialmente generar instrucciones de arranque de unidades requeridas para conservar el balance entre la generación y la demanda de cada hora restante del día de operación, garantizando la atención segura, confiable y económica de la demanda.
- Despacho económico de operación en tiempo real: Este es un mecanismo intrahorario que mediante ejecuciones cercanas al tiempo real busca asignar de manera óptima los despachos de energía requeridos en el parque generador del SIN en intervalos de tiempo de cinco minutos, garantizando además la seguridad, confiabilidad y calidad en la atención de la demanda. Este objetivo lo logra al discretizar la demanda en valores menores al horario, acercando la asignación de energía programada a la curva de potencia instantánea demandada, y al interiorizar y gestionar incertidumbres que de otra manera debería administrar el operador en tiempo real, considerando información actualizada de pronósticos de demanda y generación de FNCER, disponibilidad de plantas de generación y topología del SIN actualizada.
12 Conclusiones
En el presente documento se recomienda incorporar criterios y requisitos de planeación y operación del sistema que consideren las dinámicas esperadas frente a una disminución en los niveles de inercia y cortocircuito, entre los cuales se destacan los siguientes:
- Se recomienda regular los servicios de aporte de nivel de cortocircuito y aporte de inercia, así como los niveles mínimos de fortaleza de red y propagación de huecos de tensión aceptables para el sistema.
- Se recomienda como una acción efectiva para contrarrestar la perdida de inercia y capacidad de regulación del sistema, la activación de la prestación del servicio de regulación primaria de frecuencia en las FERNC ante eventos de sub-frecuencia.
- Se recomienda regular en los generadores síncronos y la demanda la soportabilidad ante ratas de cambio de la frecuencia (ROCOF).
- Se recomienda regular en las cargas y en los generadores síncronos la soportabilidad ante huecos de tensión.
- Se recomienda regular las curvas de recuperación dinámica de voltaje (DVR), de tal forma que se garantice la atención de la demanda con los niveles de calidad esperados.
- Se recomienda regular los deltas de tensión máximos permitidos frente a variaciones en la potencia activa o reactiva, como medida para mantener niveles adecuados de cortocircuito.
- Se recomienda regular los aspectos asociados a los tiempos máximos permitidos para el despeje de fallas en el sistema, los equipos y redundancias necesarios para garantizarlos y el proceder frente a perdida de efectividad por indisponibilidades de componentes.
- Se recomienda regular los aspectos asociados a calidad de la potencia, y la responsabilidad de los diferentes agentes en el mantenimiento de los niveles permitidos, así como las herramientas de supervisión y monitoreo de la misma.
En cuanto a los requisitos técnicos solicitados a las tecnologías basadas en inversores, se recomienda evaluar la posibilidad adoptar para Colombia los estándares IEEE 2800 (STN y STR) e IEEE 1547 (SDL), e incorporar nuevos requisitos de conexión necesarios para garantizar la integración segura de FERNC en condiciones de red débil, como son:
- Se recomienda regular los análisis RMS y EMT, como parte de los estudios de conexión realizados por los promotores.
- Se recomienda regular el reporte de modelos RMS y EMT validados, antes de la entrada en operación de los proyectos.
- Se recomienda regular la curva de soportabilidad ante sobrevoltajes transitorios (TOV).
- Se recomienda regular el aporte rápido de corriente de secuencia negativa durante fallas.
- Se recomienda regular la maximización del aporte de corriente durante fallas, la no cesación de la entrega de potencia activa y la limitación al aporte de corriente activa.
- Se recomienda regular la obligatoriedad de equipos de amortiguamiento de oscilaciones - POD.
- Se recomienda regular la soportabilidad ante cambios en el ángulo de fase y la precisión requerida en los equipos de medida.
- Se recomienda regular los casos en los cuales, son necesarios equipos adicionales para garantizar el cumplimiento de los requisitos técnicos, la operación estable de los parques que se integran, así como el mantenimiento de los niveles de cortocircuito e inercia.
También se recomienda a la comisión, incorporar la posibilidad de establecer las bases conceptuales que permitan definir consignas de operación con una menor granularidad a la horaria y cercanas a la operación real del sistema, que permitan un seguimiento más preciso a las curvas de demanda neta y un menor requerimiento de servicios complementarios (primaria, secundaria y terciaria); así mismo, se recomienda evaluar la posibilidad de incorporar servicios complementarios de reserva primaria rápida y desconexión rápida de demanda, de tal forma que sea posible mejorar la regulación de frecuencia del sistema en condiciones de baja inercia.
También se recomienda generar los incentivos necesarios para garantizar y mantener la calidad en la supervisión de la demanda y la generación, de tal forma que se garantice la observabilidad requerida para administrar de forma efectiva la mayor variabilidad e incertidumbre en la operación del sistema.
<NOTAS DE PIE DE PAGINA ANEXO>.
1. CIGRE, Connection of wind farms to weak AC networks, disponible en: https://e-cigre.org/publication/671-connection-of-wind-farms-to-weak-ac-networks
2. En este caso, se asume generación basada en inversores que requiere una referencia sincrónica de frecuencia y voltaje para realizar la sincronización al sistema (grid following). Se resalta que la dificultad de mantener estas plantas sincronizadas con el sistema en redes débiles, ha dado lugar al desarrollo de nuevas tecnologías (como grid forming), que no requieren una referencia de voltaje y frecuencia, y por tanto operan en condiciones similares a una planta sincrónica tradicional.
3. IEEE Standard for Interconnection and Interoperability of Inverter-Based Resources (IBRs) Interconnecting with Associated Transmission Electric Power Systems, IEEE standard 2800 de 2002, disponible en: https://standards.ieee.org/ieee/2800/10453/
4. Ver BOE-A-2014-6123 “Real Decreto 413/2014, de 6 de junio, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración y residuos.” Lo anterior implica que se permite la conexión de 1 MW de generación basada en inversores por cada 20MVA de corriente de cortocircuito.
5. Ver BOE-A-2021-9231 “Resolución de 20 de mayo de 2021, de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, por la que se establecen las especificaciones de detalle para la determinación de la capacidad de acceso de generación a la red de transporte y a las redes de distribución.”
6. ENREL, “Review of PREPA Technical Requirements for Interconnecting Wind and Solar Generation”, 2013, Disponible en: https://www.nrel.gov/docs/fy14osti/57089.pdf
7. https://www.nrel.gov/docs/fy14osti/57089.pdf
8. https://r8.ieee.org/sweden/wp-content/uploads/sites/130/2021/11/IEEE-Seminar-Julia-Matevosyan- Presentation.pdf
9. Ver https://aemo.com.au/-/media/Files/Electricity/NEM/Security_and_Reliability/System-Security-Market-Frameworks-Review/2018/System_Strength_Impact_Assessment_Guidelines_PUBLISHED.pdf
10. Davies, B.;Williamson, A.; Gole, A.M.; Ek, B.; Long, B.; Burton, D.K.; Brandt, D.; Lee, D.; Rahimi, E.; Andersson, G.; et al. Cigré;WG B4.41; Publication 364: Paris, France, 2008; pp. 1-118.
11. CEN, Estudio de Requerimientos Mínimos de Seguridad y Calidad para el SEN, diciembre de 2021. Disponible en: https://www.coordinador.cl/desarrollo/documentos/estudios-de-planificacion/estudios-de-inercia-y- cortocircuito/
12. AEMO, “System strength requirements & fault level shortfalls”, 2018, https://www.aemo.com.au/-/media/Files/Electricity/NEM/Security_and_Reliability/System-Security-Market-Frameworks-Review/2018/System_Strength_Requirements_Methodology_PUBLISHED.pdf
13. Disponible en https://www.westernpower.com.au/media/2312/technical-rules-20161201.pdf
14. Disponible en https://www.westernpower.com.au/media/2312/technical-rules-20161201.pdf
15. National Grid, GC0076 Grid Code Limits On Rapid Voltage Changes,
https://www.nationalgrideso.com/document/13921/download
16. NERC, Panhandle Wind Disturbance, 2022 disponible en:
https://www.nerc.com/pa/rrm/ea/Documents/Panhandle Wind Disturbance Report.pdf
17. NERC, Reliability Guideline - Reactive Power Planning, 2016, disponible en
https://www.nerc.com/comm/RSTC Reliability Guidelines/Reliability%20Guideline%20-%20Reactive%20Power%20Planning.pdf
18. IEEE Recommended Practice for Evaluating Electric Power System Compatibility With Electronic Process
Equipment, IEEE, R2004, disponible en https://standards.ieee.org/ieee/1346/2032/
19. Exelon Transmission Planning Criteria, PJM, disponible en: https://www.pjm.com/-/media/planning/planning-criteria/exelon-planning-criteria.ashx?la=en
20. Capítulos:
4.4 Measurement accuracy
7.3.2.4 Voltage phase angle changes ride-through
21. IRENA, “Grid Codes for Renewable Powered Systems”, 2022, available at:
https://www.irena.ora/publications/2022/Apr/Grid-codes-for-renewable-powered-systems
22. IRENA, “Grid Codes for Renewable Powered Systems”, 2022, available at: https://www.irena.org/publications/2022/Apr/Grid-codes-for-renewable-powered-systems
23. National Gird, “GC0137: Minimum Specification Required for Provision of GB Grid Forming (GBGF) Capability (formerly Virtual Synchronous Machine/VSM Capability)”, Disponible en: https://www.nationalgrideso.com/industry-information/codes/grid-code-old/modifications/gc0137- minimum-specification-required
24. Ver por ejemplo Inverter Based Reliability Guideline, EPRI, 2018, disponible en https://www.nerc.com/comm/PC Reliability Guidelines DL/Inverter-Based Resource Performance Guideline.pdf
25. nationalGrid, System Operability Framework 2016, disponible en https://www.nationalgrid.com/sites/default/files/documents/8589937803-SOF%202016%20-%20Full%20Interactive%20Document.pdf
26. EPRI, "Impact of High Penetration of Inverter-based Generation on System Inertia of networks", October of 2021.
27. ENTSOe, “Inertia and Rate of Change of Frequency (RoCoF)”,16 December de 2020, available at: https://eepublicdownloads.azureedge.net/clean-documents/SOC%20docuirients/Inert¡a%20and%20RoCoF v17 clean.pdf
28. PPA Energy, “Rate of Change of Frequency (ROCOF) - Final Report”, May 2013, available at: https://www.cru.ie/wp-content/uploads/2013/07/cer13143-a-ppa-tnei-rocof-final-report.pdf
29. CNE, “Norma técnica de seguridad y calidad de servicio - NTSyCS”, disponible en: https://www.cne.cl/wp- content/uploads/2020/09/NTSyCS-Sept20.pdf
30. IRENA, “Grid Codes for Renewable Powered Systems”, 2022, available at: https://www.irena.org/publications/2022/Apr/Grid-codes-for-renewable-powered-systems
31. Al ser una variable calculada y susceptible a presentar valores anómalos, es conveniente que la medición de la rata de cambio de la frecuencia se realice sobre ventanas amplias de medición, que permitan filtrar cambios espurios producto de la precisión en la medición del voltaje.
