Acuerdo
Acuerdo No. CREE-60-2021 — Aprobación de Norma Técnica de Potencia Firme y modificaciones a normas técnicas del mercado eléctrico
Comisión Reguladora de Energía Eléctrica. Tegucigalpa,
Municipio de Distrito Central, a los dieciocho días del mes
de noviembre de dos mil veintiuno.
RESULTANDO:
I. Que la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica
(“CREE” o “Comisión”), en atención a sus funciones,
continúa efectuando acciones para contar con
elementos normativos que permitan avanzar en
una regulación eficiente para el subsector eléctrico
hondureño.
II. Que la Ley General de la Industria Eléctrica establece
que es función de la CREE expedir las regulaciones
y reglamentos necesarios para la mejor aplicación de
esta ley y el adecuado funcionamiento del subsector
eléctrico.
III. Que la CREE contrató una consultoría con el objetivo,
entre otros, de elaborar una propuesta de elementos
normativos para establecer una metodología de cálculo
de potencia firme para las centrales generadoras y
la elaboración de una Norma Técnica de Potencia
Firme que incluya una metodología que dé resultados
más eficientes y congruentes con la realidad y las
necesidades del sistema y del mercado eléctrico
nacional.
IV. Que, bajo este contexto, la inclusión de la visión
pública en el proceso de elaboración y modificación
de reglamentos y normas técnicas se ha convertido en
una prioridad para la CREE. Por tal razón, mediante el
Acuerdo CREE 054-2021 la CREE inició en fecha 02
de octubre del 2021 el proceso de la consulta pública
CREE-CP-07-2021, denominada: “Norma Técnica de
Potencia Firme”; misma que finalizó en fecha 08 de
noviembre del 2021.
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ABOG. THELMA LETICIA NEDA
JORGE ALBERTO RICO SALINAS
Coordinador y Supervisor
Colonia MirafIores
Teléfono/Fax: Gerencia 2230-2520, 2230-1821
Administración: 2230-3026
CENTRO CÍVICO GUBERNAMENTAL
V. Que, entre otros de los aspectos desarrollados en
la propuesta de norma técnica sometida a consulta
pública se destacan los siguientes: i) la modificación
de la definición del período crítico del sistema para que
este periodo refleje la máxima necesidad de capacidad
de generación del sistema, es decir, las horas en que
el sistema eléctrico es más exigido, por lo que en esta
propuesta se considera el aporte que el conjunto de
centrales que componen el Sistema Interconectado
Nacional (SIN) ofrece a la seguridad de suministro
del sistema; ii) el cálculo de la potencia firme de las
centrales se basará en simulaciones de la operación del
sistema realizada con los mismos modelos utilizados
por el Operador del Sistema para la planificación
operativa para lograr resultados más congruentes entre
sí; iii) establecer que la determinación de la potencia
firme de las centrales generadoras solamente debe
considerar factores relacionados con las centrales,
sin considerar afectaciones de las redes a las que
están conectadas; iv) la obligación de las Empresas
Generadoras de suministrar la información necesaria
para el cálculo de la potencia firme de sus centrales
y las alternativas que tiene el Operador del Sistema
en caso de incumplimiento de los generadores en
suministrar esta información; v) la metodología que
deberá implementar el ODS para la determinación
del requerimiento de potencia firme de empresas
distribuidoras, comercializadoras y consumidores
calificados; y, vi) la metodología para el cálculo y
liquidación de los desvíos de potencia firme.
VI. Que mediante sus unidades internas, la CREE valoró
posiciones y observaciones y comentarios admisibles,
en particular los fundamentos de dichas opiniones
con el fin de incorporarlos de forma parcial o total a
la propuesta final del documento puesto en consulta.
De forma general, entre las modificaciones propuestas
se encuentran cambios a la redacción para dar mayor
claridad sobre los temas abordados, modificaciones
en la sección de definiciones, homologación de la
propuesta con el marco regulatorio vigente, cambios
en el alcance de algunos artículos y modificación
de fórmulas para evaluar de forma más eficiente los
cálculos de potencia firme, desvíos de potencia y
liquidación de desvíos de potencia según la tecnología
que corresponda.
VII. Que como parte del Procedimiento de Consulta Pública
la Unidad de Mercados Eléctricos y la Dirección de
Asuntos Jurídicos emitieron el informe de resultados
intitulado “Informe de Resultados Consulta Pública
CREE-CP-07-2021”. En el informe se destacó la
necesidad de revisar y realizar ajustes en artículos o
secciones contenidas tanto en la Norma Técnica del
Mercado Eléctrico de Oportunidad como en la Norma
Técnica de Programación de la Operación.
VIII. Que la CREE emitió la Norma Técnica del Mercado
Eléctrico de Oportunidad, aprobada mediante
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XII. Que, por otra parte, mediante Acuerdo CREE-077
de fecha 30 de junio de 2020 la CREE aprobó la
Norma Técnica de Programación de la Operación
(“NT-PO”) que tiene por objeto establecer los plazos,
requerimientos e intercambios de información,
modelos, metodologías, criterios y procedimientos
para la operación del Sistema Interconectado Nacional
(“SIN”) de Honduras para la planificación de la
operación, los procesos de despacho y la Operación en
Tiempo Real. No obstante, se ha identificado que en su
Anexo 2 “Tipos de Centrales Hidroeléctrica y valor del
agua” sección 6 sobre tipos de centrales hidroeléctricas,
se imponen criterios para la clasificación de tipos de
centrales hidroeléctricas, que en su implementación
resultaron demasiado restrictivos en consideración a
las características del sistema eléctrico hondureño,
y que es necesario revisar para los efectos de la
aplicación efectiva de los criterios y metodologías
contenidas en la Norma Técnica de Potencia Firme.
XIII. Que resulta necesario eliminar algunas disposiciones
contenidas en la Norma Técnica de la Programación de
la Operación, con el fin de la efectiva implementación
de la Norma Técnica de Potencia Firme que se ha
propuesto para su aprobación.
CONSIDERANDO:
Que la Ley General de la Industria Eléctrica fue
aprobada mediante Decreto No. 404-2013, publicado
en el Diario Oficial “La Gaceta” el 20 de mayo del
2014, la cual tiene por objeto, entre otros, regular las
actividades de generación, transmisión, distribución
y comercialización de electricidad en el territorio de
la República de Honduras.
Resolución CREE-075 del 7 de junio de 2018, misma
que fue establecida de manera transitoria con el fin
de contar con los elementos mínimos necesarios
para arrancar el mercado de oportunidad en el menor
tiempo posible, condicionando su transitoriedad a la
aprobación de las normas técnicas específicas que
conformarán la estructura regulatoria detallada para
la operación del mercado y del sistema eléctrico.
IX. Que posteriormente, mediante Acuerdo CREE-072
publicado en el Diario Oficial “La Gaceta” en fecha
30 de junio del 2020, la CREE revocó la Resolución
CREE-075 contentiva de la Norma Técnica del
Mercado Eléctrico de Oportunidad y aprobó la nueva
Norma Técnica del Mercado Eléctrico de Oportunidad
(“NT-MEO”) en la cual se consolidan todas las
modificaciones aprobadas; asimismo, se amplió la
vigencia de la NT-MEO hasta la fecha en que la
CREE determinara mediante el acto administrativo
correspondiente.
X. Posteriormente, la CREE emitió el Acuerdo CREE-
091 publicado en el Diario Oficial “La Gaceta” en
fecha 14 de noviembre del 2020, donde aprobó un
nuevo precio de referencia de la potencia a nivel de la
generación y modificó el artículo 30 de la NT-MEO.
XI. Que resultó necesario revisar la NT-MEO, ya que esta
norma desarrolla elementos regulatorios que a su vez
se contemplan desarrollar dentro de la Norma Técnica
de Potencia Firme, por lo que es necesario eliminar
ciertas disposiciones de carácter transitorio contenidos
en la NT-MEO, en especial, aquellos relacionados
con el cálculo de la potencia firme de las centrales
generadoras, sobre la demanda a cubrir de los agentes
consumidores, así como las disposiciones sobre la
compra y venta de potencia firme.
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Que de acuerdo con lo establecido en la Ley General de
la Industria Eléctrica y su reforma mediante el Decreto
No. 61-2020, publicado en el Diario Oficial “La
Gaceta” el 5 de junio de 2020, la Comisión Reguladora
de Energía Eléctrica cuenta con independencia
funcional, presupuestaria y facultades administrativas
suficientes para el cumplimiento de sus objetivos.
Que de conformidad con la Ley General de la Industria
Eléctrica, la Comisión Reguladora de Energía
Eléctrica adopta sus resoluciones por mayoría de sus
miembros, los que desempeñarán sus funciones con
absoluta independencia de criterio y bajo su exclusiva
responsabilidad.
Que de acuerdo con lo establecido en la Ley General
de la Industria Eléctrica, el Estado supervisará la
operación del Subsector Eléctrico a través de la
Comisión Reguladora de Energía Eléctrica.
Que la Ley General de la Industria Eléctrica establece
que las disposiciones de la Ley serán desarrolladas
mediante reglamentos y normas técnicas específicas.
Que de conformidad con la Ley General de la Industria
Eléctrica, la Comisión Reguladora de Energía
Eléctrica tiene dentro de sus funciones la de expedir las
regulaciones y reglamentos necesarios para la mejor
aplicación de esta Ley y el adecuado funcionamiento
del subsector eléctrico.
Que según el Reglamento de Operación del Sistema
y Administración del Mercado Mayorista la Norma
Técnica de Potencia Firme establecerá la metodología
para la determinación del período crítico y detallará el
método de cálculo de la potencia firme de las centrales
generadoras, entre otros.
Que de conformidad con el Reglamento de Operación
del Sistema y Administración del Mercado Mayorista,
la elaboración y emisión del Informe de Potencia
Firme de Centrales Generadoras y el Informe de
Requerimiento de Potencia Firme de Agentes
Compradores para el año dos mil veintidós debe ser
elaborado por el ODS y publicado en su página web,
a más tardar el diecinueve de noviembre del año dos
mil veintiuno.
Que el Reglamento Interno de la Comisión Reguladora
de Energía Eléctrica también reconoce la potestad del
Directorio de Comisionados para la toma de decisiones
regulatorias, administrativas, técnicas, operativas,
presupuestarias y de cualquier otro tipo que sea
necesario en el diario accionar de la Comisión.
Que la Ley de Procedimiento Administrativo,
aplicada de manera supletoria, faculta al órgano que
haya emitido un acto administrativo para revocar
o modificar el mismo cuando desaparecieren las
circunstancias que lo motivaron o sobrevinieren otras
que, de haber existido a la razón, el mismo no habría
sido dictado, también para revocarlo o modificarlo
cuando no fuera oportuno o conveniente a los fines
del servicio para el cual se dicta.
Que de conformidad con el Procedimiento para
Consulta Pública aprobado por la Comisión
Reguladora de Energía Eléctrica, se establece un
mecanismo estructurado, no vinculante, para la
elaboración participativa de las reglamentaciones y sus
modificaciones o de otros asuntos de tal importancia
que la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica
considere lo amerite, observando los principios
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del debido proceso así como los de transparencia,
imparcialidad, previsibilidad, participación, impulso
de oficio, economía procesal y publicidad que
garanticen una participación efectiva y eficaz en el
Mercado Eléctrico Nacional.
Que el Procedimiento para Consulta Pública establece
que la CREE elaborará un informe que contenga
la valoración de las posiciones, observaciones y
comentarios admisibles, y la correspondiente respuesta
a cada uno, así como una propuesta regulatoria final
cuando aplique. Este informe deberá ser publicado en
la página web de la Comisión, una vez que este sea
aprobado por el Directorio de Comisionados.
Que de conformidad con el Procedimiento para
Consulta Pública la Comisión Reguladora de Energía
Eléctrica debe de comunicar el Informe de Resultados
a los participantes que hayan suministrado correo
electrónico de contacto en la consulta pública.
Que en la Reunión Extraordinaria CREE-Ex-41-2021
del 18 de noviembre de 2021, los miembros presentes
del Directorio de Comisionados acordaron emitir el
presente acuerdo.
POR TANTO
La CREE en uso de sus facultades y de conformidad con lo
establecido en los artículos 1 literales A y B, 3 primer párrafo,
literal F romano III, literal I y demás aplicables de la Ley
General de la Industria Eléctrica; artículos 10 literal D, 13,
16, 17, 18, 19 y 119 del Reglamento de Operación del Sistema
y Administración del Mercado Mayorista; artículo 121 de la
Ley de Procedimiento Administrativo, aplicado de manera
supletoria; artículo 4 y demás aplicables del Reglamento
Interno de la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica y
Artículo 4, 9 y 10 y demás aplicables del Procedimiento
para Consulta Pública, por unanimidad de votos de los
Comisionados presentes,
ACUERDA
PRIMERO: Aprobar el informe intitulado, “Informe de
Resultados Consulta Pública CREE-CP-07-2021” emitido por
la Unidad de Mercados Eléctricos y la Dirección de Asuntos
Jurídicos en ocasión a la consulta pública CREE-CP-07-2021
contentiva de la propuesta de la Norma Técnica de Potencia
Firme.
SEGUNDO: Aprobar en todas y cada una de sus partes la
Norma Técnica de Potencia Firme que forma parte integral
del presente acto administrativo, la cual entrará en vigencia
a partir de su publicación en el Diario Oficial “La Gaceta”.
TERCERO: Modificar la Norma Técnica del Mercado
de Oportunidad contenida en la Resolución CREE-072 y
publicada en el Diario Oficial “La Gaceta” en fecha 30 de junio
de 2020, con el único fin de derogar los artículos 30, 31 y 32.
CUARTO: Revocar únicamente el Resolutivo SEGUNDO
del Acuerdo CREE-091 publicado en el Diario Oficial “La
Gaceta” en fecha 14 de noviembre del 2020.
QUINTO: Modificar la Norma Técnica de Programación
de la Operación aprobada mediante Acuerdo CREE-077
publicado en el Diario Oficial “La Gaceta” en fecha 03 de
julio de 2020, específicamente, en su Anexo 2 “Tipos de
Centrales Hidroeléctrica y valor del agua” sección 6 sobre
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“Tipos de Centrales Hidroeléctricas”, subsecciones 6.1, 6.2 y
6.3, con el único sentido de eliminar de dichas subsecciones
algunos criterios para la clasificación de tipos de centrales,
específicamente los relativos a la potencia instalada de la
central y las condiciones de hidrología para empuntar una
central, así como algunos ajustes de redacción para aportar
mayor claridad, por lo cual las subsecciones 6.1, 6.2 y 6.3
deberán leerse de ahora en adelante, así:
“6.1 CENTRALES DE CAPACIDAD ANUAL
La central hidroeléctrica de capacidad anual cuenta con un
embalse y flexibilidad de operación que permiten transferir
energía como volumen embalsado entre períodos de tres (3)
o más meses.
Para pertenecer a este tipo, una central hidroeléctrica debe
cumplir las siguientes condiciones:
• La energía firme debe ser mayor o igual que el 1.5% de la
generación anual prevista para el SIN en la Planificación
Operativa de Largo Plazo del mes de noviembre;
• El volumen útil debe representar por lo menos veinticinco
(25) días de generación a carga máxima, o sea veinticinco
(25) días de erogación al máximo caudal turbinable;
• No tiene restricciones aguas abajo que afecten
significativamente su despacho en el mediano plazo y en
las etapas diarias y horarias..
6.2 CENTRALES DE CAPACIDAD MENSUAL
La central hidroeléctrica de capacidad mensual no califica
como capacidad anual, pero tiene las características de embalse
y operación que le permiten transferir energía como volumen
embalsado dentro del mes, pudiendo transferir energía entre
distintas semanas de un mes. La operación del embalse y
despacho hidroeléctrico pueden afectar significativamente el
suministro y los costos o precios de una semana respecto a
otra semana del mes.
Para pertenecer a este tipo, una central hidroeléctrica debe
cumplir con las siguientes condiciones:
• No calificar como central de capacidad anual;
• El volumen útil debe representar por lo menos cinco
(5) días de generación a carga máxima, es decir, días de
erogación del máximo caudal turbinable.
6.3 CENTRALES DE CAPACIDAD SEMANAL
La central hidroeléctrica de capacidad semanal, a pesar de
tener una capacidad de embalse limitada, tiene posibilidades
de realizar por lo menos regulación dentro de la semana, o
sea transferir energía como agua embalsada entre distintos
días de la semana. Como consecuencia, su operación puede
afectar el suministro de la demanda diario y precios horarios.
Para pertenecer a este tipo, una central hidroeléctrica deberá
cumplir por lo menos con las siguientes condiciones:
• No calificar como capacidad anual o capacidad mensual;
• El volumen útil debe representar por lo menos dos (2) días
de generación a carga máxima, es decir, dos (2) días de
erogación del máximo caudal turbinable.”
SEXTO: Instruir a la Secretaría General para que:
1. De conformidad con lo establecido en el artículo 10 del
Procedimiento de Consulta Pública comunique el Informe
de Resultados a los participantes de la consulta pública
que hayan suministrado su correo electrónico.
2. En colaboración con las unidades administrativas
procedan con la publicación del presente acuerdo en el
Diario Oficial “La Gaceta”.
3. Notifique el presente acto administrativo al Operador del
Sistema, a fin de que este dé cumplimiento a lo establecido
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en el artículo 119 del ROM aplicando lo que establece la
norma técnica que por este acto se aprueba.
4. De conformidad con el artículo 3 Literal F, romano XII
de la Ley General de la Industria Eléctrica, proceda a
publicar en la página web de la Comisión el presente acto
administrativo.
SÉPTIMO: Publíquese y notifíquese.
GERARDO ANTONIO SALGADO OCHOA
JOSÉ ANTONIO MORÁN MARADIAGA
LEONARDO ENRIQUE DERAS VÁSQUEZ
NORMA TÉCNICA DE POTENCIA FIRME
Artículo 1. El objeto de esta norma técnica es definir las
metodologías que el Operador del Sistema (ODS), aplicará
para:
a. Determinar la potencia firme de cada central generadora
del Sistema Interconectado Nacional (SIN).
b. Determinar el requerimiento de potencia firme de empresas
distribuidoras, comercializadoras y consumidores
calificados.
c. Determinar los desvíos de potencia firme tanto de agentes
productores como de agentes compradores de potencia
firme y administrar las liquidaciones a que dichos desvíos
den lugar en el mercado eléctrico de oportunidad.
A los efectos de la presente norma, se entenderá por potencia
firme de una central generadora, aquella potencia que la
central puede aportar al sistema eléctrico con un alto grado
de seguridad durante las horas del período crítico del sistema.
Por requerimiento de potencia firme de un agente comprador
se entenderá la demanda de potencia de ese agente en el
momento del máximo requerimiento de potencia proyectado
del sistema eléctrico durante el período crítico, incrementada
por las pérdidas en la red atribuibles a la demanda de ese
agente en ese momento, e incrementada nuevamente por el
margen de reserva reglamentario.
Artículo 2. El período crítico del sistema eléctrico estará
formado por un conjunto de horas que se presenta dentro
de un lapso de tiempo en el que es máxima la cantidad de
energía compuesta por los tres elementos siguientes: la energía
generada por el conjunto de las centrales térmicas que usan
combustibles fósiles, más la energía eléctrica importada, más
cualquier energía no suministrada por déficit de capacidad de
generación con respecto a la demanda. Esa cantidad de energía
se designa en la presente norma como “máximo requerimiento
térmico.” El ODS identificará el lapso de tiempo en que se
produce dicho máximo requerimiento térmico aplicando el
procedimiento descrito en el artículo 9 de esta Norma.
Artículo 3. El ODS determinará la potencia firme de cada
central generadora del SIN y el requerimiento de potencia
firme de los agentes compradores como se describe en la
presente norma, y publicará los valores resultantes a más
tardar el 30 de noviembre de cada año, como lo dispone el
Reglamento de Operación del Sistema y Administración del
Mercado Mayorista (ROM).
Los valores de potencia firme y requerimiento de potencia
firme contenidos en los informes serán válidos para el año
siguiente.
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Para la elaboración de los informes, el ODS seguirá el
procedimiento y calendario indicados en el artículo 14 del
ROM.
Artículo 4. Cada central generadora tendrá el derecho
durante ese año siguiente de vender potencia firme hasta
el valor que el ODS haya determinado para ella. Un
agente productor podrá vender la potencia firme de sus
centrales mediante contratos a empresas distribuidoras,
comercializadoras, consumidores calificados y a otros agentes
productores, incluyendo a agentes del Mercado Eléctrico
Regional (MER), de conformidad con el ROM y con las
reglamentaciones del MER.
Asimismo, cada central generadora podrá vender potencia
firme en el mercado de oportunidad nacional en el proceso
de liquidación de los desvíos de potencia firme.
Artículo 5. Las empresas distribuidoras, comercializadoras,
y los consumidores calificados que hayan optado por actuar
como agentes del mercado eléctrico, deberán tener contratada
potencia firme con generadores o comercializadores, que
podrán ser agentes del MER ubicados en otros países de
la región, para cubrir su requerimiento de potencia firme.
Si el vendedor está ubicado fuera de Honduras, el contrato
deberá ser un contrato firme regional, y el agente comprador
nacional deberá presentar prueba al ODS de que ese agente
vendedor tiene efectivamente la potencia firme que ofrece
al agente comprador nacional. Esa certificación debe ser
emitida por la autoridad competente del país del agente
productor, de conformidad con lo que al respecto dispongan
las reglamentaciones y normas del sector eléctrico de ese país.
Artículo 6. Para determinar la potencia firme de una
central generadora, el ODS tendrá en cuenta las siguientes
causas de indisponibilidad de la capacidad de ésta:
a. El uso de una porción de la capacidad de la central para
generar electricidad para su servicio propio.
b. La salida de servicio durante ciertos períodos, para
mantenimiento preventivo programado, de unidades
generadoras o de las líneas radiales propiedad del agente
productor que conectan la central a la red de transmisión
o de distribución de la zona.
c. Las indisponibilidades forzadas de unidades generadoras
o las fallas de las líneas radiales propiedad del agente
productor que conectan la central a la red de transmisión
o de distribución de la zona.
d. Las reducciones de capacidad debidas a degradación física
temporal de las unidades generadoras.
e. Las reducciones de capacidad debidas a interrupciones,
atrasos, o reducciones en el aporte de la fuente primaria
de energía, como combustible, fuerza hidráulica, radiación
solar, viento, energía de un campo geotérmico, etc.
Para el cálculo de la potencia firme de las centrales
generadoras, el ODS no tendrá en cuenta los efectos sobre la
disponibilidad de la central de insuficiencias, fallas o salida de
servicio para mantenimiento, de líneas del sistema principal
de transmisión o de la red de distribución local propiedad de
la empresa distribuidora que sirve la zona.
Artículo 7. Para los propósitos del cálculo de la potencia
firme, las centrales generadoras se clasifican como sigue:
a. Centrales térmicas que utilizan combustibles fósiles, o
centrales que utilizan biomasa o biomasa más combustibles
fósiles y que operan todo el año, y centrales geotérmicas.
b. Centrales generadoras que utilizan como fuente de energía
recursos renovables diferentes de la geotermia:
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i. Centrales sin capacidad de almacenamiento ni de
regulación.
ii. Centrales con capacidad de almacenamiento y
regulación diaria, semanal o mensual.
iii. Centrales hidroeléctricas con embalse anual o
plurianual.
.
Artículo 8. Como base para el cálculo de las potencias
firmes de las centrales generadoras para el año siguiente, el
ODS simulará el despacho económico del sistema para ese
año con el mismo modelo computacional y los mismos datos
que utiliza para la planificación operativa de largo plazo, pero
sin incluir la red. La simulación incluirá la optimización de la
gestión de los embalses de centrales hidroeléctricas.
El ODS hará la simulación para etapas sucesivas de un
mes o de una semana. Inicialmente, hará la simulación
para etapas mensuales y posteriormente las realizará para
etapas semanales, una vez que haya recibido de las empresas
generadoras la información sobre los aportes de la fuente de
energía que utilizan, organizada en etapas semanales como
se indica en el Artículo 18 de esta norma.
El ODS usará la proyección de la demanda que haya utilizado
para la planificación operativa de largo plazo del año en
estudio y representará la demanda proyectada de cada etapa
en forma de una curva monótona de carga con al menos cinco
bloques. El primer bloque corresponderá a la demanda máxima
de potencia del sistema en la etapa correspondiente.
Para determinar los costos variables de las centrales térmicas,
el ODS aplicará lo dispuesto en la Sección 4 de la Norma
Técnica de Programación de la Operación y en particular el
Anexo 3 de dicha norma, que se refiere a costos variables de
generación.
Para proyectos nuevos o ampliación de instalaciones
existentes, tanto de generación como de consumidores
calificados que actúan o se proponen actuar como agentes del
mercado, programados para entrar en operación en el curso del
año en estudio, los correspondientes desarrolladores deberán
suministrar al ODS toda la información sobre los mismos a fin
de que éste la incluya en la simulación de la operación y que
determine las respectivas potencias firmes y requerimientos
de potencia firme.
Cuando las nuevas centrales o sus ampliaciones o proyectos
de consumidores calificados entren en servicio en una fecha
posterior al inicio del lapso de tiempo dentro del cual tiene
lugar el período crítico, el ODS calculará la potencia firme de
la central o el requerimiento de potencia firme del consumidor
calificado con base en un lapso de tiempo de la misma duración,
a partir de la entrada en operación del proyecto, considerando
dentro de ese lapso los mismos bloques uniformes de horas
a que se refiere el artículo 10 siguiente y que constituyen el
período crítico.
El modelo computacional usado para la simulación del
despacho económico del sistema deberá generar cien
diferentes escenarios de aportes de energía de los recursos
renovables usados para generación eléctrica. Esos escenarios
consistirán, para las centrales hidroeléctricas, en series de
caudales promedio mensual o semanal, en metros cúbicos
por segundo, generados sintéticamente; y para las centrales
eólicas y solares fotovoltaicas en series de potencias horarias
generadas también sintéticamente. El ODS utilizará para
generar las series sintéticas en ambos casos programas
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de cómputo apropiados. El ODS deberá proponer dichos
programas a la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica
(CREE) para su aprobación.
Artículo 9. La simulación del despacho económico para el
año en estudio dará como resultados las cantidades de energía
generadas por cada central en cada etapa semanal o mensual
para cada escenario. Para las centrales hidroeléctricas con
embalse anual o plurianual, los resultados incluirán el nivel del
embalse al inicio y al final de cada etapa para cada escenario.
Con base en esos resultados, el ODS determinará en primer
lugar para cada etapa, mensual o semanal según el caso, en
cada uno de los 100 escenarios, la cantidad de energía descrita
en el artículo 2 anterior: la energía generada por el conjunto
de las centrales térmicas que usan combustibles fósiles,
más la energía eléctrica importada, más cualquier energía
no suministrada por déficit de capacidad de generación en
relación con la demanda.
Posteriormente, el ODS determinará el valor promedio,
calculado sobre los 100 escenarios, de esa cantidad de energía
para lapsos de tiempo definidos como sigue:
a. cuando la simulación se haga en etapas mensuales, el ODS
calculará el promedio para cada uno de los 12 meses del
año;
b. cuando la simulación se haga en etapas semanales, el
ODS calculará el promedio para cada uno de 48 conjuntos
de cinco semanas consecutivas cada uno, tomando cada
semana del año como la primera de cada conjunto de
cinco, excepto por las últimas cuatro semanas del año.
La primera semana del año comenzará el primer lunes
de enero y la última semana del año comenzará el último
lunes de diciembre.
El ODS identificará el mes, o el conjunto de cinco semanas
consecutivas, para el cual es máximo dicho promedio,
calculado sobre los cien escenarios, designado como máximo
requerimiento térmico.
Artículo 10. Una vez determinado el lapso de tiempo en que
se produce el máximo requerimiento térmico, el ODS deberá
calcular para cada hora de ese lapso el margen de reserva entre
la capacidad de generación total disponible en el sistema y el
requerimiento de potencia del sistema:
Donde Mt es el margen de reserva en la hora t, N es el número
de plantas generadoras del sistema eléctrico, Pit es la potencia
disponible de la central i en la hora t, y Rt es el requerimiento
de potencia del sistema eléctrico proyectado por el ODS para la
hora t del año de interés. A los efectos de este cálculo, el ODS
considerará la importación neta como una central del sistema.
El ODS tomará como potencia disponible de cada central, su
potencia efectiva multiplicada por su factor de disponibilidad
promedio anual. Como potencia disponible de la importación
neta, tomará la porción disponible de la diferencia entre la
potencia total contratada por agentes compradores nacionales
con generadores de otros países de la región menos, la potencia
total contratada por agentes productores nacionales con
compradores de otros países de la región. En ambos casos, el
ODS tomará en cuenta únicamente aquellas importaciones y
exportaciones pactadas mediante contratos firmes. El ODS
limitará la potencia disponible de la importación neta a la
potencia máxima que pueda ser importada durante las horas
de punta del sistema eléctrico nacional, considerando las
restricciones de la transmisión tanto regional como nacional.
Enseguida, el ODS escogerá a su criterio un valor M0 del
Con base en esos resultados, el ODS determinará en primer lugar para cada etapa, mens
semanal según el caso, en cada uno de los 100 escenarios, la cantidad de energía descr
el artículo 2 anterior: la energía generada por el conjunto de las centrales térmicas que
combustibles fósiles, más la energía eléctrica importada, más cualquier energí
suministrada por déficit de capacidad de generación en relación con la demanda.
Posteriormente, el ODS determinará el valor promedio, calculado sobre los 100 escen
de esa cantidad de energía para lapsos de tiempo definidos como sigue:
a. cuando la simulación se haga en etapas mensuales, el ODS calculará el promedio
cada uno de los 12 meses del año;
b. cuando la simulación se haga en etapas semanales, el ODS calculará el promedio
cada uno de 48 conjuntos de cinco semanas consecutivas cada uno, tomando cada se
del año como la primera de cada conjunto de cinco, excepto por las últimas c
semanas del año. La primera semana del año comenzará el primer lunes de enero
última semana del año comenzará el último lunes de diciembre.
El ODS identificará el mes, o el conjunto de cinco semanas consecutivas, para el cu
máximo dicho promedio, calculado sobre los cien escenarios, designado como má
requerimiento térmico.
Artículo 10. Una vez determinado el lapso de tiempo en que se produce el má
requerimiento térmico, el ODS deberá calcular para cada hora de ese lapso el marg
reserva entre la capacidad de generación total disponible en el sistema y el requerimien
potencia del sistema:
𝑀𝑀𝑡𝑡 = (∑ 𝑃𝑃𝑖𝑖𝑡𝑡
𝑁𝑁
) − 𝑅𝑅𝑡𝑡
Donde Mt es el margen de reserva en la hora t, N es el número de plantas generadora
sistema eléctrico, Pit es la potencia disponible de la central i en la hora t, y Rt
requerimiento de potencia del sistema eléctrico proyectado por el ODS para la hora t de
de interés. A los efectos de este cálculo, el ODS considerará la importación neta com
central del sistema. El ODS tomará como potencia disponible de cada central, su pot
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margen de reserva e identificará todas las horas del lapso en
que se produce el máximo requerimiento térmico para las
cuales Mt es menor o igual que ese valor. Ese conjunto de
horas constituirá una posible definición del período crítico del
sistema. Luego, el ODS hará variar M0 para observar cómo se
modifica el posible período crítico, continuando ese proceso
hasta encontrar un valor de M0 que cumpla las siguientes dos
condiciones:
a. Que resulte en bloques de horas lo más uniformes que sea
posible para días de semana y, en su caso, también para
sábados y domingos o feriados; y,
b. Que resulte en un período crítico de no menos de cuatro
y no más de ocho horas por día laborable.
Artículo 11. Para las centrales térmicas que utilizan
combustibles fósiles, para las centrales térmicas que utilizan
biomasa o biomasa más combustibles fósiles y que operan
todo el año, y para las centrales geotérmicas, el ODS calculará
la potencia firme usando la siguiente expresión:
Donde F es la potencia firme de la central, en kW o en MW,
D es el factor de disponibilidad anual promedio de la central,
proyectado por el ODS para el año en estudio; y, K es la
potencia efectiva de la central en kW o en MW.
Se entenderá por potencia efectiva de una central la potencia
máxima neta que puede entregar a la red en las condiciones
de temperatura y presión atmosférica del sitio donde está
ubicada, descontando su consumo propio y teniendo en
cuenta cualesquiera otras restricciones propias de las unidades
generadoras que la componen. La potencia efectiva se
verificará mediante pruebas como se específica en la Norma
Técnica de Inspección y Verificación. Mientras no se haya
efectuado una prueba de potencia efectiva, la potencia efectiva
de una central se determinará con base en los datos del medidor
comercial de la misma.
El ODS calculará el factor de disponibilidad de cada central
generadora usando la siguiente expresión general:
Donde ΔD es la reducción de disponibilidad de la central
durante el año en estudio.
El ODS considerará las siguientes cuatro causas de reducción
de disponibilidad:
a. El mantenimiento preventivo programado para el año en
estudio;
b. Las indisponibilidades forzadas.
c. Cualquier reducción temporal de la capacidad de unidades
generadoras debida a degradación con respecto a su
capacidad nominal; y,
d. Cualquier reducción de capacidad debida a retrasos,
interrupciones, o disminuciones en el suministro de
la fuente primaria de energía. Las reducciones de
disponibilidad debidas a las tres últimas causas listadas
las basará en los registros de operación de la central
de los últimos 24 meses calendario. La reducción de
disponibilidad se calculará como sigue:
Donde ΔDi es la reducción de disponibilidad debida a la
causa i; el subíndice j indica las ocasiones en que cada unidad
generadora saldrá de servicio para mantenimiento programado,
F = D×K
D = (1-∆D)
se haya efectuado una prueba de potencia efectiva, la potencia efectiva de una central se
determinará con base en los datos del medidor comercial de la misma.
El ODS calculará el factor de disponibilidad de cada central generadora usando la siguiente
expresión general:
𝐷𝐷 = (1 − ∆𝐷𝐷)
Donde ΔD es la reducción de disponibilidad de la central durante el año en estudio.
El ODS considerará las siguientes cuatro causas de reducción de disponibilidad:
a. el mantenimiento preventivo programado para el año en estudio;
b. Las indisponibilidades forzadas.
c. Cualquier reducción temporal de la capacidad de unidades generadoras debida a
degradación con respecto a su capacidad nominal; y
d. Cualquier reducción de capacidad debida a retrasos, interrupciones, o disminuciones en
el suministro de la fuente primaria de energía. Las reducciones de disponibilidad debidas
a las tres últimas causas listadas las basará en los registros de operación de la central de
los últimos 24 meses calendario. La reducción de disponibilidad se calculará como sigue:
∆𝐷𝐷 = ∑ ∆𝐷𝐷𝑖𝑖
𝑖𝑖=1
= ∑ 𝐻𝐻1𝑗𝑗 × 𝑅𝑅1𝑗𝑗
𝐾𝐾
𝐻𝐻𝐻𝐻
𝑛𝑛1
𝑗𝑗=1
+ ∑ ∑ 𝐻𝐻𝑖𝑖𝑗𝑗 × 𝑅𝑅𝑖𝑖𝑗𝑗
𝐾𝐾
2 𝐻𝐻𝐻𝐻
𝑛𝑛𝑖𝑖
𝑗𝑗=1
𝑖𝑖=2
Donde ΔDi es la reducción de disponibilidad debida a la causa i; el subíndice j indica las
ocasiones en que cada unidad generadora saldrá de servicio para mantenimiento programado,
o las ocasiones en que se produjo una reducción de capacidad por alguna de las tres últimas
causas listadas durante el período de 24 meses indicado; ni es el número total de ocasiones
de reducción de capacidad debida a la causa i. 𝑛𝑛1 es el número total de ocasiones de
reducción de capacidad debido al mantenimiento preventivo programado en el año de
estudio. Hij es la duración en horas de la reducción de capacidad por la causa i en la ocasión
j. Rij es la reducción de capacidad en kW o en MW por la causa i en la ocasión j; y HT es el
número total de horas del año. H1j y R1j son respectivamente las horas de mantenimiento
programado y la reducción de capacidad en kW o en MW por esa causa en la ocasión j.
Para centrales térmicas nuevas que entren en operación, como lo indica el ROM en su artículo
16, literal B, el ODS calculará la potencia firme en el primer año de funcionamiento aplicando
el factor de disponibilidad promedio de centrales nuevas de la misma tecnología, tomado de
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o las ocasiones en que se produjo una reducción de capacidad
por alguna de las tres últimas causas listadas durante el período
de 24 meses indicado; ni es el número total de ocasiones de
reducción de capacidad debida a la causa i. n1 es el número
total de ocasiones de reducción de capacidad debido al
mantenimiento preventivo programado en el año de estudio.
Hij es la duración en horas de la reducción de capacidad por
la causa i en la ocasión j. Rij es la reducción de capacidad en
kW o en MW por la causa i en la ocasión j; y, HT es el número
total de horas del año. H1j y R1j son respectivamente las horas
de mantenimiento programado y la reducción de capacidad en
kW o en MW por esa causa en la ocasión j.
Para centrales térmicas nuevas que entren en operación, como
lo indica el ROM en su artículo 16, literal B, el ODS calculará
la potencia firme en el primer año de funcionamiento aplicando
el factor de disponibilidad promedio de centrales nuevas de la
misma tecnología, tomado de una fuente internacional. Una
vez transcurrido el primer año de funcionamiento, calculará
la potencia firme para el segundo año con base en la potencia
efectiva y disponibilidad registradas en el primer año. A partir
del segundo año de funcionamiento aplicará el método general
descrito en este artículo.
Artículo 12. El ODS monitorizará la disponibilidad de la
potencia efectiva de las centrales generadoras por los medios
siguientes:
a. La declaración diaria de los Agentes productores al poner
a las órdenes del ODS su capacidad disponible.
b. La información que los Agentes productores deberán
comunicar al ODS a la mayor brevedad después de la
ocurrencia de indisponibilidades forzadas como lo prevé
el literal E del artículo 9 del ROM.
c. El registro de los casos en que una central no pueda
entregar la potencia requerida por el ODS en la operación
diaria.
d. Mediante requerimientos a las centrales en momentos
seleccionados al azar para pedir que produzcan su potencia
efectiva. Para ese propósito, el ODS deberá utilizar un
programa de computadora que genere los requerimientos
aleatoriamente. La central tendrá derecho a que la
energía generada durante la prueba le sea remunerada al
correspondiente costo marginal horario nodal.
Artículo 13. En su base de datos de la generación, el ODS
mantendrá el valor de la potencia efectiva de cada unidad
generadora y de cada central. El ODS verificará ese valor en
el curso de la operación del sistema como lo indica el artículo
12 anterior. Además, el ODS deberá incluir en el Plan Anual
de Auditorías Técnicas previsto en la Norma Técnica de
Inspección y Verificación las pruebas necesarias para verificar
la potencia efectiva de las centrales con el fin de determinar
la potencia máxima que pueden entregar a la red.
El ODS programará las pruebas de centrales y coordinará
su ejecución con los agentes productores siguiendo los
procedimientos establecidos en dicha Norma Técnica de
Inspección y Verificación. Las pruebas se harán siguiendo
protocolos de pruebas que serán función de la tecnología
de las centrales. Los resultados de las pruebas serán
registrados mediante los sistemas de medición comercial y
de comunicación que los agentes están obligados a tener, de
conformidad con el ROM, y quedarán registrados en el Acta
de Pruebas correspondiente.
Al elaborar el programa de pruebas, el ODS buscará minimizar
los posibles sobrecostos de operación causados por cualquier
operación de una central en prueba fuera del orden de mérito.
El ODS deberá también procurar programar las pruebas en
tiempos en que la central pueda entregar su máxima potencia a
la red, teniendo en cuenta posibles restricciones de transmisión
y la necesidad de mantener los niveles normales de calidad.
Si los resultados de cualquier prueba indican una potencia
efectiva diferente de la registrada en la base de datos de la
generación, el ODS reemplazará el valor de la base de datos
por el valor resultante de la prueba. En caso de que la prueba
haya arrojado un valor inferior al que estaba registrado en
la base de datos, el agente productor podrá solicitar una
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nueva prueba después de haber llevado a cabo las acciones
correctivas necesarias. En ese caso, el agente productor será
responsable de cubrir cualquier eventual sobrecosto de la
operación del sistema que sea causado por la nueva prueba.
Artículo 14. Para las centrales hidroeléctricas, el ODS
determinará, con base en la simulación del despacho
económico del sistema mencionada en el artículo 8, las
cantidades de energía generadas por cada central, en cada uno
de los 100 escenarios utilizados, durante el lapso de un mes o
de cinco semanas identificado como aquel en que se produce
el máximo requerimiento térmico.
Enseguida, identificará de entre esas cien cantidades de energía
aquella que es excedida en el 95 por ciento de los casos. Esa
será la energía firme de la central.
Artículo 15. Para las centrales hidroeléctricas sin ninguna
capacidad de almacenamiento ni de regulación, el ODS di-
vidirá la energía firme entre las horas totales del mes o de las
cinco semanas en que se produce el máximo requerimiento
térmico para obtener un valor de potencia.
Para las centrales hidroeléctricas que tengan capacidad de
almacenamiento y de regulación diaria, semanal o mensual, el
ODS dividirá la energía firme de cada central entre las horas
del período crítico para obtener un valor de potencia.
En ambos casos, el ODS comparará la potencia así obtenida
con el producto de la potencia efectiva de la central por su
factor de disponibilidad anual promedio y tomará la menor de
esas cantidades como la potencia firme de la central.
Para efectos de la presente norma, se entenderá por central
con capacidad de regulación diaria aquella cuyo embalse
no tiene capacidad anual, mensual ni semanal, pero que es
suficiente para realizar por lo menos regulación diaria, o sea
transferir energía como volumen embalsado entre distintas
horas del día. Adicionalmente, el volumen del embalse
utilizable para regulación debe representar por lo menos tres
(3) horas de generación a carga máxima, es decir, tres (3) horas
de erogación del máximo caudal turbinable.
Artículo 16. Para las centrales eólicas y solares fotovoltaicas,
el ODS tomará los valores de energía generada resultantes
de la simulación, correspondientes al lapso de un mes o de
cinco semanas consecutivas en que se produce el máximo
requerimiento térmico y determinará para cada central cuál
es el valor que es excedido en el 95% de los casos. Esa será
la energía firme de la central.
Enseguida, procederá a determinar para cada central eólica
o solar las potencias horarias, que habían sido generadas
sintéticamente para ese escenario, correspondientes a las horas
del período crítico. Luego, el ODS calculará para cada central
el valor promedio de esas potencias horarias generadas en las
horas del período crítico. El valor resultante será la potencia
firme de la central.
Artículo 17. Para centrales hidroeléctricas con embalses de
regulación anual o plurianual, el ODS determinará la energía
firme de la central como lo describe el artículo 14 anterior y
determinará además el nivel del embalse al final del período
crítico resultante de la simulación para el escenario para el
cual la generación tiene el 95 por ciento de probabilidad de
ser excedida.
El ODS dividirá la energía firme de la central entre las horas
del período crítico para obtener un valor de potencia. Ese
valor lo comparará con el producto de la potencia efectiva de
la central por su factor de disponibilidad anual promedio. El
menor de los dos valores lo comparará con la potencia máxima
que la central puede entregar a la red con el nivel del embalse
al final del lapso en que se produce el máximo requerimiento
térmico. El menor de esos valores será la potencia firme de
la central.
Artículo 18. Los agentes productores que utilicen como
fuente de energía primaria recursos renovables deberán
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suministrar al ODS las series de aportes de su fuente de
energía primaria que tengan disponibles, incluyendo los
valores, registrados o generados sintéticamente, de la etapa de
planificación, diseño y construcción del respectivo proyecto.
La información hidrológica de centrales hidroeléctricas o
complejos hidroeléctricos de capacidad instalada mayor de
10 MW, deberá venir certificada por un hidrólogo profesional.
Los agentes productores hidroeléctricos deberán indicar,
en su caso, cuál es el caudal “ecológico” establecido en su
contrato de medidas de mitigación ambiental, las restricciones
de generación mínima de las turbinas, el caudal turbinable
mínimo de la central, la información necesaria para establecer
su función de producción hidroeléctrica y cualquier otra
información sobre su sistema de generación que requiera el
ODS para una adecuada representación de la central en los
modelos de programación de la operación.
Los agentes productores deberán presentar los datos para
etapas sucesivas de un mes y de tenerlos disponibles, también
para etapas sucesivas de una semana. A partir de la publicación
de la presente norma, los agentes productores llevarán el
registro de aportes de la fuente primaria tanto de manera
mensual como semanal.
Además, quienes no tengan los datos de años anteriores
organizados en etapas semanales deberán organizarlos en
dicho formato semanal. Si no tienen información detallada
que permita identificar los aportes correspondientes a cada
semana, deberán determinar coeficientes de repartición de las
cantidades mensuales en cantidades semanales con base en el
análisis de los datos actuales y también de los datos pasados
en caso de tener la información desagregada correspondiente.
Para elaborar esta nueva presentación de los datos pasados, los
generadores dispondrán de un plazo de seis meses contados a
partir de la publicación de la presente norma. Mientras tanto
el ODS podrá seguir simulando con los datos disponibles en
la fecha de entrada en vigencia de esta norma las centrales
hidroeléctricas que tienen capacidad de regulación horaria
o semanal pero cuyas capacidades de almacenamiento y
regulación no se encuentran representadas en el modelo de
planificación de largo plazo.
Tanto el ODS como la Comisión Reguladora podrán auditar
la información sobre aportes de la fuente o fuentes primarias
de energía de las centrales.
En caso de que un agente productor no cumpla en medir
los aportes de su fuente de energía primaria y comunicar
los resultados al ODS, podrá ser objeto de las sanciones que
contempla la Ley General de la Industria Eléctrica (LGIE)
por no suministrar información necesaria para la operación
óptima del SIN. En ese caso, el ODS podrá estimar valores
de los aportes de la fuente primaria de energía deduciéndolos
de los valores registrados de energía generada.
Artículo 19. A más tardar el 30 de agosto de cada año,
las empresas distribuidoras, las comercializadoras y los
consumidores calificados deberán comunicar al ODS sus
proyecciones de demanda mensual de potencia y de energía
para el año siguiente; incluyendo sus curvas de carga típicas
de cada mes para los siguientes cuatro tipos de días: lunes a
jueves, viernes, sábados, y domingos y días feriados.
Los agentes compradores deberán respaldar sus proyecciones
con datos de la medición comercial.
Para reflejar las pérdidas en la red, el ODS incrementará las
potencias horarias de las curvas de carga típicas dividiéndolas
entre los valores siguientes:
El ODS sumará las curvas de carga típicas de los agentes,
incrementadas por las pérdidas, para el mes en que se produce
el máximo requerimiento de potencia del sistema eléctrico
dentro del período crítico para obtener la curva de carga global
del sistema eléctrico del día de ese mes en que se produce
dicho máximo requerimiento de potencia.
Forma como la Carga es Servida Divisor
Mediante línea de 230 kV 0.980
Con transformador 230/138 kV exclusivo 0.975
Mediante línea de 138 kV 0.965
Con transformador 138/69 kV exclusivo 0.962
Mediante línea de 69 kV 0.938
Con transformador de 69 kV/MT exclusivo 0.931
Mediante línea de MT 0.904
Con transformador MT/BT exclusivo 0.883
Mediante línea de BT 0.850
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El ODS determinará los factores de contribución de las
demandas de los diferentes agentes compradores considerados
con base en la expresión siguiente.
Donde Pmaxsist es el máximo requerimiento de potencia
proyectado del SIN en el período crítico, N es el número total
de agentes distribuidores, comercializadores y consumidores
calificados que actúan como agentes del mercado, y Dmaxi
es la demanda máxima del agente i incrementada por las
pérdidas en el mes en que se produce dicho requerimiento
de potencia proyectado máximo dentro del período crítico
y fCi es el factor de contribución de ese agente. El producto
fCi×Dmaxi es la demanda del agente considerado, más las
correspondientes pérdidas en las redes, en el momento del
máximo requerimiento proyectado de potencia del SIN dentro
del período crítico. Ese producto, incrementado por el margen
de reserva será el requerimiento de potencia firme del agente;
dicho margen de reserva será establecido por la CREE.
Donde RFi es el requerimiento de potencia firme del agente
comprador i, y M es el margen de reserva.
El agente comprador deberá tener contratada con agentes
productores o con comercializadores capacidad firme igual a
su requerimiento de potencia firme.
Artículo 20. De conformidad con lo que establece la Norma
Técnica de Contratos, cada agente productor deberá mantener
informado al ODS de los contratos para venta de potencia firme
y de energía que tenga con agentes compradores, indicando
la cantidad de potencia firme que estará vendiendo en cada
contrato y quién es el comprador. Lo anterior queda sujeto a
que la diferencia de potencia firme deberá ser contratada bajo
la modalidad de contrato de respaldo según lo dispuesto en la
Norma Técnica de Contratos.
Cada agente productor deberá también reportar los contratos
que tenga con otros agentes productores para comprarles
potencia firme, a fin de complementar la potencia firme
de su propia central o centrales, para venderla a agentes
compradores, indicando las cantidades de potencia firme de
cada contrato.
El ODS llevará un registro de las cantidades de potencia
firme que cada agente productor vende o compra cada mes
en el proceso de liquidación de desvíos de potencia firme en
el mercado eléctrico de oportunidad.
De la misma manera, de conformidad con lo que dispone
la Norma Técnica de Contratos, cada agente comprador
deberá mantener informado al ODS de los contratos para
compra de potencia firme que tenga con agentes productores
o con comercializadores, para cubrir su requerimiento de
potencia firme, indicando las cantidades de potencia firme
correspondientes a cada contrato.
Cada mes, el ODS verificará para cada agente productor y
cada comercializador que vende potencia firme, si ese agente
tuvo suficiente potencia firme disponible en el mes para cubrir
sus compromisos contractuales de venta de potencia firme.
Asimismo, el ODS verificará para los agentes distribuidores,
comercializadores, y para los consumidores calificados que
actúan como agentes del mercado si la contribución del agente
comprador al máximo requerimiento de potencia del sistema
en el mes excedió o no la potencia firme que tiene contratada
para cubrir su requerimiento de potencia firme.
Artículo 21. Cada mes, el ODS determinará la potencia
firme que cada central tuvo disponible durante el mes, la cual
se designará como Fim, donde el índice i identifica a la central
y el índice m identifica al mes.
Para determinar la potencia firme disponible de las centrales
térmicas y geotérmicas, el ODS juzgará de cualquier reducción
de capacidad durante el mes considerando los elementos que
tomó en cuenta al calcular el factor de disponibilidad promedio
anual de la central. Es decir, tomará en cuenta los valores
correspondientes al programa de mantenimiento aprobado,
la tasa de indisponibilidades forzadas, cualquier degradación
mentada por las pérdidas en el mes en que se produce dicho requerimiento de potencia
tado máximo dentro del período crítico y fCi es el factor de contribución de ese agente.
ducto fCi×Dmaxi es la demanda del agente considerado, más las correspondientes
as en las redes, en el momento del máximo requerimiento proyectado de potencia del
ntro del período crítico. Ese producto, incrementado por el margen de reserva será el
imiento de potencia firme del agente; dicho margen de reserva será establecido por la
.
𝑅𝑅𝑅𝑅𝑖𝑖 = (1 + 𝑀𝑀) 𝑓𝑓𝑓𝑓𝑖𝑖 ∙ 𝐷𝐷𝐷𝐷𝐷𝐷𝐷𝐷𝑖𝑖
RFi es el requerimiento de potencia firme del agente comprador i, y M es el margen
rva.
ente comprador deberá tener contratada con agentes productores o con
cializadores capacidad firme igual a su requerimiento de potencia firme.
lo 20. De conformidad con lo que establece la Norma Técnica de Contratos, cada
productor deberá mantener informado al ODS de los contratos para venta de potencia
y de energía que tenga con agentes compradores, indicando la cantidad de potencia
que estará vendiendo en cada contrato y quién es el comprador. Lo anterior queda
a que la diferencia de potencia firme deberá ser contratada bajo la modalidad de
o de respaldo según lo dispuesto en la Norma Técnica de Contratos.
gente productor deberá también reportar los contratos que tenga con otros agentes
tores para comprarles potencia firme, a fin de complementar la potencia firme de su
central o centrales, para venderla a agentes compradores, indicando las cantidades de
ia firme de cada contrato.
S llevará un registro de las cantidades de potencia firme que cada agente productor
o compra cada mes en el proceso de liquidación de desvíos de potencia firme en el
o eléctrico de oportunidad.
misma manera, de conformidad con lo que dispone la Norma Técnica de Contratos,
gente comprador deberá mantener informado al ODS de los contratos para compra de
ia firme que tenga con agentes productores o con comercializadores, para cubrir su
imiento de potencia firme, indicando las cantidades de potencia firme correspondientes
contrato.
Forma como la Carga es Servida Divisor
Mediante línea de 230 kV 0.980
Con transformador 230/138 kV exclusivo 0.975
Mediante línea de 138 kV 0.965
Con transformador 138/69 kV exclusivo 0.962
Mediante línea de 69 kV 0.938
Con transformador de 69 kV/MT exclusivo 0.931
Mediante línea de MT 0.904
Con transformador MT/BT exclusivo 0.883
Mediante línea de BT 0.850
sumará las curvas de carga típicas de los agentes, incrementadas por las pérdidas,
es en que se produce el máximo requerimiento de potencia del sistema eléctrico
el período crítico para obtener la curva de carga global del sistema eléctrico del día
es en que se produce dicho máximo requerimiento de potencia.
determinará los factores de contribución de las demandas de los diferentes agentes
ores considerados con base en la expresión siguiente.
𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠 = ∑ 𝑓𝑓𝑓𝑓𝑠𝑠
𝑁𝑁
𝑠𝑠=1
× 𝐷𝐷𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃𝑠𝑠
maxsist es el máximo requerimiento de potencia proyectado del SIN en el período
es el número total de agentes distribuidores, comercializadores y consumidores
os que actúan como agentes del mercado, y Dmaxi es la demanda máxima del agente
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temporal de capacidad y eventuales problemas de suministro
de combustible o de energía térmica de un campo geotérmico.
Mientras la central no haya excedido en su operación
durante el año hasta ese mes la duración total del programa
de mantenimiento aprobado, ni las duraciones implícitas en
la tasa de indisponibilidades forzadas, ni la magnitud de las
reducciones de capacidad debidas a degradación temporal
de su capacidad, ni la duración de posibles reducciones en
el suministro de combustible o energía térmica, elementos
todos que habrán sido tomados en cuenta para determinar
el factor de disponibilidad promedio anual de la central, el
ODS considerará que el factor de disponibilidad de la central
se mantiene en el valor anual promedio determinado el año
anterior en el proceso de cálculo de su potencia firme. En ese
caso, la potencia firme disponible de la central durante el mes
es igual a su potencia efectiva multiplicada por el factor de
disponibilidad promedio anual.
Asimismo, en meses en que la central tenga toda su capacidad
disponible por no estar llevando a cabo mantenimientos
programados en ese mes, ni tener reducciones de capacidad
por las otras tres causas listadas, se considerará que su potencia
firme disponible durante el mes está limitada al producto de
su potencia efectiva por el factor de disponibilidad promedio
anual.
El ODS ajustará el factor de disponibilidad promedio anual y
la potencia firme de la central como corresponda solamente
en los casos siguientes:
a. Cuando la central exceda en su operación durante el año
las duraciones indicadas o la magnitud de la degradación
de capacidad reflejada en su factor de disponibilidad
promedio anual o las limitaciones de la fuente de energía
primaria o haya experimentado una combinación de
tales factores.
b. Cuando la central mejore su disponibilidad eliminando
de manera definitiva una degradación temporal de su
capacidad o una limitación en el aporte de la fuente
primaria de energía.
Artículo 22. Para cada central que usa como fuente de
energía primaria un recurso natural renovable, el ODS tomará
cada mes la energía generada por la central durante el mes y
dividirá esa energía entre un número de horas. Para centrales
sin capacidad de almacenamiento ni de regulación, dividirá
la energía generada entre el número total de horas del mes.
Para centrales con capacidad de almacenamiento y regulación,
dividirá la energía generada entre el número de horas del mes
que corresponden a los bloques de horas que definieron el
período crítico.
El ODS comparará la potencia así obtenida con la potencia
firme determinada el año anterior para la central. En caso de
que la potencia resultante de la operación indicada sea menor
que la potencia firme determinada para ella el año anterior,
procederá a verificar si la reducción de capacidad se debe
a uno o más paros forzados. Si ese fuera el caso, verificará
si ese paro o paros causan que el factor de disponibilidad
anual de la central para el año en curso caiga por debajo de
su valor promedio. Sólo en este último caso se considerará
que la potencia firme disponible de la central para el mes es
igual a su potencia efectivamente disponible, menor que su
potencia firme determinada el año anterior. En caso contrario
se considerará que la potencia firme disponible de la central
es igual a la potencia firme determinada por el ODS el año
anterior.
Para centrales que hayan comenzado a operar en una fecha
dentro del curso del mes, el ODS hará el cálculo sólo para
la parte del mes en que la central haya estado en operación.
Artículo 23. Cada mes, el ODS verificará cuál fue la
demanda de cada agente distribuidor, comercializador, y
aquel consumidor calificado que actúa como agente del
mercado en la hora del máximo requerimiento de potencia
del sistema durante el mes. Si un agente comprador comenzó
operaciones en una fecha dentro del curso del mes, el ODS
hará la verificación para la hora del máximo requerimiento
de potencia del sistema durante la porción de mes en que el
agente comprador haya estado en operación.
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Las demandas registradas serán incrementadas para reflejar
las pérdidas en la red dividiéndolas entre los valores indicados
en la tabla del artículo 19 anterior.
Si la contribución del agente comprador i al máximo
requerimiento de potencia del sistema en el mes, incrementada
por el margen de reserva reglamentario, fue mayor que el
requerimiento de potencia firme que el ODS había determinado
para ese agente el año anterior, el ODS tomará como su
requerimiento de potencia firme del mes su contribución real al
máximo requerimiento de potencia del sistema, incrementada
por el margen de reserva. En caso contrario, su requerimiento
de potencia firme del mes será el valor de requerimiento de
potencia firme que el ODS haya determinado para ese agente
el año anterior.
Artículo 24. Una vez que el ODS haya determinado para
las centrales y para los agentes compradores respectivamente
su potencia firme disponible en el mes y su requerimiento de
potencia firme del mes determinará para cada agente productor
y para cada comercializador que vende potencia firme, así
como para cada agente comprador las diferencias siguientes,
las cuales son los desvíos de potencia firme:
a. Para cada agente productor y cada comercializador,
determinará la diferencia entre la potencia firme disponible
total, durante el mes m, de las centrales de las que el agente
es titular, más las cantidades de potencia firme que haya
comprado de agentes productores, y la cantidad total de
potencia firme que tenía comprometida para venta en
contratos con agentes compradores durante el mes.
Donde ΔFm es el desvío de potencia firme del agente productor
o comercializador durante el mes m; N es el número de centrales
pertenecientes al agente productor o comercializador; Fim es
la potencia firme que la central i tuvo disponible durante el
mes m; NG es la cantidad de agentes productores de quienes
el agente productor o comercializador compra potencia firme
en el mes; Pjm es la cantidad de potencia firme comprada por
el agente productor o comercializador al agente productor j
durante el mes m; NC es el número de agentes compradores a
quienes el agente productor o comercializador vende potencia
firme en el mes; y, Vkm es la cantidad de potencia firme
comprometida por el agente productor o comercializador con
el agente comprador k durante el mes m.
b. Para cada agente comprador, el ODS determinará la
diferencia entre la cantidad de potencia firme que el
agente tenía contratada en el mes m con generadores o
comercializadores y su requerimiento de potencia firme
de ese mes.
Donde ΔRFm es el desvío de potencia firme del agente com-
prador durante el mes m; NV es el número de vendedores de
quienes el agente comprador compra potencia firme en el mes
m; Pim es la potencia firme comprada por el agente comprador
al vendedor i durante el mes m; y, RFm es el requerimiento de
potencia firme del agente comprador en el mes m.
En caso de que las cantidades de potencia firme vendidas
o compradas mediante contratos varíen para diferentes
porciones del mes, el ODS realizará los cálculos descritos
para cada porción de mes en que dichos valores se mantienen
constantes.
Artículo 25. Los desvíos de potencia firme determinados
por el ODS serán liquidados en el mercado de oportunidad.
Tanto para los agentes productores y comercializadores como
para los agentes compradores cuyo desvío de potencia firme
del mes m sea positivo el ODS liquidará sus excedentes de
potencia firme en el mercado de oportunidad. A la inversa,
tanto para los agentes productores o comercializadores que
para la hora del máximo requerimiento de potencia del sistema durante la
mes en que el agente comprador haya estado en operación.
das registradas serán incrementadas para reflejar las pérdidas en la red
as entre los valores indicados en la tabla del artículo 19 anterior.
bución del agente comprador i al máximo requerimiento de potencia del sistema
incrementada por el margen de reserva reglamentario, fue mayor que el
to de potencia firme que el ODS había determinado para ese agente el año
ODS tomará como su requerimiento de potencia firme del mes su contribución
imo requerimiento de potencia del sistema, incrementada por el margen de
caso contrario, su requerimiento de potencia firme del mes será el valor de
to de potencia firme que el ODS haya determinado para ese agente el año
. Una vez que el ODS haya determinado para las centrales y para los agentes
s respectivamente su potencia firme disponible en el mes y su requerimiento de
me del mes determinará para cada agente productor y para cada comercializador
potencia firme, así como para cada agente comprador las diferencias siguientes,
on los desvíos de potencia firme:
da agente productor y cada comercializador, determinará la diferencia entre la
a firme disponible total, durante el mes m, de las centrales de las que el agente es
más las cantidades de potencia firme que haya comprado de agentes productores,
tidad total de potencia firme que tenía comprometida para venta en contratos con
compradores durante el mes.
∆𝐹𝐹𝑚𝑚 = ∑ 𝐹𝐹𝑖𝑖𝑚𝑚
𝑁𝑁
𝑖𝑖=1
+ ∑ 𝑃𝑃𝑗𝑗𝑚𝑚
𝑁𝑁𝑁𝑁
𝑗𝑗=1
− ∑ 𝑉𝑉𝑘𝑘𝑚𝑚
𝑁𝑁𝑁𝑁
𝑘𝑘=1
Fm es el desvío de potencia firme del agente productor o comercializador durante
m; N es el número de centrales pertenecientes al agente productor o
ializador; Fim es la potencia firme que la central i tuvo disponible durante el mes
es la cantidad de agentes productores de quienes el agente productor o
ializador compra potencia firme en el mes; Pjm es la cantidad de potencia firme
da por el agente productor o comercializador al agente productor j durante el mes
es el número de agentes compradores a quienes el agente productor o
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venden potencia firme como para los agentes compradores
cuyos desvíos de potencia sean negativos el ODS liquidará
sus faltantes de potencia firme en el mercado de oportunidad.
El precio de la potencia para estas liquidaciones será el precio
de referencia de la potencia establecido por la CREE.
No obstante lo anterior, el conjunto de los agentes que tengan
excedentes de potencia firme sólo podrán recibir pago en
concepto de liquidación de los desvíos en el mercado de
oportunidad por una cantidad de potencia firme para la cual
exista una demanda en forma de desvíos de potencia negativos
de agentes productores o comercializadores y de agentes
compradores. En caso de que en un mes dado la suma de los
desvíos positivos sea superior a la de los desvíos negativos, el
ODS repartirá entre los agentes que tengan desvíos positivos
el monto total a pagar por los agentes que tengan desvíos
negativos a prorrata de sus desvíos positivos individuales. En
caso de que en un mes dado la suma de los desvíos negativos
sea superior a la de los desvíos positivos, el ODS repartirá
entre los agentes que tengan desvíos negativos el monto total
de las cantidades a pagar a los agentes que tengan desvíos
positivos a prorrata de sus desvíos negativos individuales.
La cantidad total de potencia firme vendida en contratos y
mediante el proceso de liquidación de desvíos no podrá en
ningún caso exceder el valor del requerimiento de potencia
firme global del SIN, incluyendo el margen de reserva vigente.
Cuando los desvíos de potencia firme de un agente no sean
sólo ocasionales, sino que se prevea que durarán un año o
más, el agente productor o agente comprador que tenga fal-
tantes deberá comprar mediante contratos la potencia firme
necesaria para cubrir esos faltantes, a menos que la oferta total
de potencia firme sea insuficiente para cubrir de esa manera
dichos faltantes. Lo anterior, de conformidad con lo indicado
en el artículo 20 de la presenta norma técnica.
Servicio de Administración
de Rentas
SAR
ACUERDO SAR No. 354-2021