GACETA Se Revoca Num Seg Acuerdo CREE-60-2021, se aprueba el Informe de Resultados CREE-CP-01-2023, se aprueba la NTPF

Considerandos

1. 1.Aprobar el Informe de Resultados de la Consulta Pública CREE-CP-01-2023 denominada “Modificaciones a la Norma Técnica de Potencia Firme”. -- 3 of 22 --
2. 2.Modificar el Acuerdo CREE-60-2021 de fecha 18 de noviembre de 2021, en el único sentido de revocar el resolutivo SEGUNDO contenido en la misma, con respecto a la aprobación de la Norma Técnica de Potencia Firme, publicado en fecha 18 de noviembre de 2021 en el Diario Oficial “La Gaceta”.
3. 3.Aprobar la “Norma Técnica de Potencia Firme” la cual deberá leerse de la siguiente forma: NORMA TÉCNICA DE POTENCIA FIRME Artículo 1. Alcance. El objeto de esta norma técnica es definir las metodologías que el Operador del Sistema 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 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 y por el margen de reserva reglamentario. Artículo 2. Definición de período crítico del sistema. 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 elementos siguientes: la energía generada por el conjunto de las centrales térmicas que usan combustibles fósiles, más la energía de las importaciones no pactadas mediante contratos firmes, 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 Operador del Sistema 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. Informes de potencia firme y de requerimientos de potencia firme. El Operador del Sistema 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 emitirá a más tardar el 30 de septiembre de cada año el informe preliminar de potencia firme de las centrales generadoras y el informe preliminar de requerimiento de potencia firme de los agentes compradores. Posteriormente, a más tardar el 30 de noviembre del mismo año, publicará los informes definitivos como lo dispone el Reglamento de Operación del Sistema y Administración del Mercado Mayorista (ROM). -- 4 of 22 -- El Operador del Sistema enviará a los agentes productores y agentes compradores los informes preliminares de potencia firme y requerimiento de potencia firme según corresponda. En acompañamiento a estos informes, el Operador del Sistema enviará a los agentes la memoria de cálculo detallada de la determinación de su valor de potencia firme o requerimiento de potencia. Los valores de potencia firme y requerimiento de potencia firme contenidos en los informes emitidos anualmente serán válidos para el año siguiente. Para la elaboración de los informes, el Operador del Sistema seguirá el procedimiento y calendario indicados en el ROM. Artículo 4. Derechos de centrales generadoras. Cada central generadora tendrá el derecho durante el año siguiente de vender potencia firme hasta el valor que el Operador del Sistema haya determinado para ella. Un agente productor podrá vender la potencia firme de sus centrales mediante contratos a empresas distribuidoras, 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 eléctrico de oportunidad nacional en el proceso de liquidación de los desvíos de potencia firme. Artículo 5. Obligación de agentes compradores. Las empresas distribuidoras y los consumidores calificados que hayan optado por actuar como agentes del mercado eléctrico deberán tener cubierto sus requerimientos de potencia firme mediante contratos suscritos con generadores nacionales o con agentes del MER ubicados en otros países de la región, según el porcentaje requerido por la normativa vigente aplicable. 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 Operador del Sistema 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. Indisponibilidades de centrales generadoras. Para determinar la potencia firme de una central generadora, el Operador del Sistema tendrá en cuenta las indisponibilidades de la capacidad de la central por las diferentes causas listadas en el artículo 11 de esta norma. El Operador del Sistema no tendrá en cuenta los efectos sobre la disponibilidad de la central por 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. Adicionalmente, no se tomarán en consideración otras indisponibilidades que a criterio del Operador del Sistema se ocasionen por otra central generadora. Artículo 7. Clasificación de centrales generadoras. Para los propósitos del cálculo de la potencia firme, las centrales generadoras se clasifican como sigue: -- 5 of 22 -- 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 geotérmia: 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. Bases para el cálculo de potencia firme del informe. Como base para el cálculo de la potencia firme de las centrales generadoras para el siguiente año calendario, el Operador del Sistema simulará el despacho económico del sistema para ese año con el mismo modelo computacional y los mismos datos que utiliza la más reciente estimación anual 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 Operador del Sistema hará la simulación para etapas sucesivas de una semana, 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 Operador del Sistema 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 con una discretización de al menos cinco bloques. Para determinar los costos variables de las centrales térmicas, el Operador del Sistema 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 modificación 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 Operador del Sistema toda la información sobre los mismos a fin de que éste la incluya en la simulación de la operación del sistema y que determine las respectivas potencias firmes y requerimientos de potencia firme. Cuando las nuevas centrales o sus modificaciones 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 de máximo requerimiento térmico, el Operador del Sistema podrá calcular la potencia firme de la central o el requerimiento de potencia firme del consumidor calificado con base en la simulación del despacho económico del sistema extendida o el máximo requerimiento de potencia proyectado del SIN en período crítico, ambos para el año subsiguiente al de aplicación del informe de potencia firme, según corresponde, manteniendo el mismo período de -- 6 of 22 -- máximo requerimiento térmico y período crítico del sistema identificados en tal informe. 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 a excepción del caso de las centrales que generan con biomasa. En este último caso, el aporte de energía estará basado en un pronóstico del recurso primario para el año en estudio. Dichos escenarios consistirán para las centrales hidroeléctricas, en series de caudales en metros cúbicos por segundo generados sintéticamente y para las centrales eólicas y solares fotovoltaicas en series de potencias horarias generadas también sintéticamente. En ambos casos, el Operador del Sistema utilizará programas de cómputo apropiados para generar las series sintéticas. El Operador del Sistema deberá proponer dichos programas a la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE) para su aprobación. Para las centrales hidroeléctricas con embalse anual o plurianual, de la simulación del despacho económico deberán obtenerse resultados del nivel del embalse al inicio y al final de cada etapa para cada escenario. Artículo 9. Definición del período de máximo requerimiento térmico. La simulación del despacho económico para el año en estudio dará como resultados las cantidades de energías generadas por cada central en cada etapa semanal para cada escenario. Con base en dichos resultados, a continuación, se describe el procedimiento que el Operador del Sistema utilizará para determinar el período de máximo requerimiento térmico del sistema: 1. En primer lugar, determinará para cada etapa semanal en cada uno de los 100 escenarios, la cantidad de energía descrita en el artículo 2. 2. Seguidamente, determinará para cada escenario 49 conjuntos de cuatro semanas consecutivas cada uno, donde cada conjunto representa la cantidad de energía de las semanas que lo componen. El primer conjunto iniciará el primer lunes del año en estudio, luego el segundo conjunto iniciará el segundo lunes y así de manera sucesiva hasta completar dicho año. 3. Luego, calculará el promedio de energía de los 20 escenarios que representen el mayor requerimiento térmico en el año para cada uno de los 49 conjuntos definidos conforme al numeral 2 precedente. Seguidamente dichos promedios de energía serán ordenados de manera descendente. 4. Posteriormente, identificará y seleccionará los tres conjuntos de cuatro semanas consecutivas para el cual dicho valor de energía promedio es máximo, asegurando que estos conjuntos no se traslapen entre sí. 5. Finalmente, los tres conjuntos seleccionados según el numeral anterior definirán el período de máximo requerimiento térmico del sistema, el cual resultará en un total de 12 semanas. Artículo 10. Determinación del período crítico del sistema. Una vez determinado el lapso en que se produce el máximo -- 7 of 22 -- requerimiento térmico, el Operador del Sistema deberá realizar el procedimiento que se describe a continuación para determinar el período crítico del sistema del año de estudio: 1. Primero se calculará, para cada hora dentro del período de máximo requerimiento térmico, 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; Rt: es el requerimiento de potencia del sistema eléctrico proyectado por el Operador del Sistema para la hora t del año de estudio. Con el objetivo de realizar este cálculo el Operador del Sistema deberá considerar lo siguiente: a. Tomará la importación neta como una central del sistema. 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. El Operador del Sistema considerará únicamente aquellas importaciones y exportaciones pactadas mediante contratos firmes regionales. b. La potencia disponible de cada central se determinará en función de su tecnología como a continuación se describe: i. Para las centrales hidroeléctricas con capacidad de regulación y almacenamiento considerará para el año de estudio, la capacidad instalada, los mantenimientos programados, el factor de indisponibilidad forzada proyectado y el nivel del embalse. ii. Para las centrales hidroeléctricas sin capacidad de almacenamiento ni regulación considerará para el año de estudio, la capacidad instalada, la disponibilidad del recurso primario, los mantenimientos programados y el factor de indisponibilidad forzada proyectado. iii. Para las 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 considerará para el año de estudio, la capacidad instalada, los mantenimientos programados y el factor de indisponibilidad forzada proyectado. iv. Para las centrales eólicas y solares considerará únicamente la capacidad instalada y la disponibilidad del recurso primario para el año en estudio. El Operador del Sistema podrá determinar los factores de indisponibilidad forzada de los agentes productores y niveles P á g i n a 7 | 21O CREE-65-2023 estudio, luego el segundo conjunto iniciará el segundo lunes y así de manera sucesiva hasta completar dicho año. . Luego, calculará el promedio de energía de los 20 escenarios que representen el mayor requerimiento térmico en el año para cada uno de los 49 conjuntos definidos conforme al numeral 2 precedente. Seguidamente dichos promedios de energía serán ordenados de manera descendente. . Posteriormente, identificará y seleccionará los tres conjuntos de cuatro semanas consecutivas para el cual dicho valor de energía promedio es máximo, asegurando que estos conjuntos no se traslapen entre sí. . Finalmente, los tres conjuntos seleccionados según el numeral anterior definirán el período de máximo requerimiento térmico del sistema, el cual resultará en un total de 12 semanas. ulo 10. Determinación del período crítico del sistema. Una vez determinado el lapso en e produce el máximo requerimiento térmico, el Operador del Sistema deberá realizar el dimiento que se describe a continuación para determinar el período crítico del sistema del e estudio: rimero se calculará, para cada hora dentro del período de máximo requerimiento térmico, l margen de reserva entre la capacidad de generación total disponible en el sistema y el equerimiento de potencia del sistema: 𝑀𝑀𝑀𝑀𝑡𝑡𝑡𝑡 = �� 𝑃𝑃𝑃𝑃𝑖𝑖𝑖𝑖𝑡𝑡𝑡𝑡 𝑁𝑁𝑁𝑁 𝑖𝑖𝑖𝑖=1 � − 𝑅𝑅𝑅𝑅𝑡𝑡𝑡𝑡 e: s el margen de reserva en la hora t; el número de plantas generadoras del sistema eléctrico; la potencia disponible de la central i en la hora t; el requerimiento de potencia del sistema eléctrico proyectado por el Operador del Sistema la hora t del año de estudio. l objetivo de realizar este cálculo el Operador del Sistema deberá considerar lo siguiente: a. Tomará la importación neta como una central del sistema. 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. El Operador del Sistema considerará únicamente aquellas importaciones y exportaciones pactadas mediante contratos firmes regionales. b. La potencia disponible de cada central se determinará en función de su tecnología como a continuación se describe: i. Para las centrales hidroeléctricas con capacidad de regulación y almacenamiento considerará para el año de estudio, la capacidad instalada, los -- 8 of 22 -- de embalse de centrales hidroeléctricas ya sea requiriéndoles la información necesaria o con base en registros propios. 2. Enseguida, el Operador del Sistema utilizará un valor Mo igual al 10% de la demanda máxima de potencia pronosticada para el año en estudio que equivale al margen de reserva autorizado de acuerdo con lo establecido en el Reglamento de la Ley General de la Industria Eléctrica en su artículo 35, literal D. Este valor podrá modificarse con base en el informe anual de programación de servicios complementarios. El Operador del Sistema deberá someter la propuesta de la referida modificación para aprobación de la CREE. Una vez definido el valor M0, el Operador del Sistema identificará todas las horas dentro del período de máximo requerimiento térmico para las cuales M+ < Mo y las denominará horas incidentes (Hinc). 3. Posteriormente, se definirá una semana modelo de horas críticas que estará conformada por dos bloques de días definidos de la siguiente manera: Bloque 1: Conformado por los días lunes, martes, miércoles, jueves y viernes sin incluir los días feriados de las semanas pertenecientes al período de máximo requerimiento térmico, se contabilizarán por hora para este conjunto de días el total de Hinc ocurridas de las 00:00 a las 23:00 horas. Formarán parte de las horas críticas del sistema en el bloque 1, las horas para las cuales la suma de Hinc > 5 y que clasifiquen como horas uniformes. Bloque 2: Conformado por los días sábados, domingos y los días feriados de las semanas pertenecientes al período de máximo requerimiento térmico, se contabilizarán por hora para este conjunto de días el total de Hinc ocurridas de las 00:00 a las 23:00 horas. Formarán parte de las horas críticas del sistema en el bloque 2, las horas para las cuales la suma de Hinc > 2 y que clasifiquen como horas uniformes. Para efectos de esta norma se entenderán por horas uniformes a las Hinc que aparezcan en dos días consecutivos dentro del mismo bloque y que a su vez sea adyacente a otra Hinc identificada en el mismo día. 4. A continuación, el Operador del Sistema identificará el total de horas críticas del sistema, como sigue: Replicará la semana modelo definida en 3 en las 12 semanas identificadas como período de máximo requerimiento térmico. De considerar el Operador del Sistema que se requieren modificar los criterios dispuestos en los numerales 3 y 4 precedentes para la determinación del período crítico del sistema, el Operador del Sistema deberá justificarlo en los informes de potencia firme correspondientes y recibir aprobación de la CREE. Artículo 11. Determinación del factor de disponibilidad promedio anual y definición de potencia efectiva. En el proceso de determinar la potencia firme de las centrales, el Operador del Sistema utilizará el factor de disponibilidad de cada central como se explica más adelante. -- 9 of 22 -- El Operador del Sistema calculará el factor de disponibilidad de una central usando la siguiente expresión: Donde ΔD es la reducción de disponibilidad de la central durante el año en estudio. El Operador del Sistema considerará las siguientes cuatro causas de reducción de disponibilidad: (1) Los mantenimientos programados consistentes en mantenimientos mayores para el año de estudio y mantenimientos menores de los últimos dos años, incluyendo los de las líneas radiales propiedad del agente productor que conectan la central a la red de transmisión o a la red de distribución según corresponda; (2) las indisponibilidades forzadas, incluyendo las fallas de las líneas radiales mencionadas en el numeral anterior; (3) cualquier reducción temporal de la capacidad disponible de unidades generadoras no asociada a ninguna de las otras causas; y (4) cualquier reducción de capacidad asociada a una afectación en el suministro de la fuente primaria de energía, sea esta debida a retrasos, interrupciones o disminuciones. Esta última causa será considerada únicamente para centrales térmicas que usan combustibles fósiles, centrales que utilizan biomasa o biomasa más combustibles fósiles y que operan todo el año, y para las centrales geotérmicas. El Operador del Sistema calculará la tasa de reducción de disponibilidad debida a mantenimientos programados con la expresión siguiente: Donde NMa es el número de intervenciones de mantenimiento mayor incluidas en el programa de mantenimiento de la central, aprobado por el Operador del Sistema para el año en estudio; HMai son las horas de indisponibilidad por mantenimiento mayor en la ocasión i; RMai es la reducción de capacidad en kW o en MW en la ocasión i; K es la potencia efectiva de la central; HA es el número de horas del año en estudio; NMe es el número de intervenciones de mantenimiento menor basado en los registros de operación de la central de los últimos 24 meses calendario; HMej son las horas de indisponibilidad por mantenimiento menor en la ocasión j; RMej es la reducción de capacidad en kW o en MW en la ocasión j; HT24m es el número total de horas del período de 24 meses en que se basan los registros de operación utilizados. El Operador del Sistema calculará también la reducción de disponibilidad debida a las tres últimas causas listadas arriba basándose en los registros de operación de la central de los últimos 24 meses calendario. La reducción de disponibilidad por esas tres causas la calculará como sigue: Donde ΔDT es la tasa de indisponibilidad debida a esas tres últimas causas; el subíndice I indica las ocasiones en que cada unidad generadora salió de servicio por alguna de esas tres causas durante el período de 24 meses considerado; NT es el número total de ocasiones de reducción de capacidad por las tres causas mencionadas. HTl es la duración en horas de la reducción de capacidad en la ocasión I. RTl es la reducción de capacidad en kW o en MW en la ocasión I. HT24m es el número P á g i n a 9 | 21ACUERDO CREE-65-2023 máximo requerimiento térmico. De considerar el Operador del Sistema que se requieren modificar los criterios dispuestos en lo numerales 3 y 4 precedentes para la determinación del período crítico del sistema, el Operado del Sistema deberá justificarlo en los informes de potencia firme correspondientes y recibi aprobación de la CREE. Artículo 11. Determinación del factor de disponibilidad promedio anual y definición de potencia efectiva. En el proceso de determinar la potencia firme de las centrales, el Operado del Sistema utilizará el factor de disponibilidad de cada central como se explica más adelante. El Operador del Sistema calculará el factor de disponibilidad de una central usando la siguiente expresión: 𝐷𝐷𝐷𝐷 = (1 − ∆𝐷𝐷𝐷𝐷) Donde ΔD es la reducción de disponibilidad de la central durante el año en estudio. El Operador del Sistema considerará las siguientes cuatro causas de reducción de disponibilidad (1) Los mantenimientos programados consistentes en mantenimientos mayores para el año de estudio y mantenimientos menores de los últimos dos años, incluyendo los de las líneas radiale propiedad del agente productor que conectan la central a la red de transmisión o a la red de distribución según corresponda; (2) las indisponibilidades forzadas, incluyendo las fallas de la líneas radiales mencionadas en el numeral anterior; (3) cualquier reducción temporal de la capacidad disponible de unidades generadoras no asociada a ninguna de las otras causas; y (4 cualquier reducción de capacidad asociada a una afectación en el suministro de la fuente primaria de energía, sea esta debida a retrasos, interrupciones o disminuciones. Esta última causa será considerada únicamente para centrales térmicas que usan combustibles fósiles centrales que utilizan biomasa o biomasa más combustibles fósiles y que operan todo el año, y para las centrales geotérmicas. El Operador del Sistema calculará la tasa de reducción de disponibilidad debida a mantenimientos programados con la expresión siguiente: ∆𝐷𝐷𝐷𝐷𝑀𝑀𝑀𝑀 = � 𝐻𝐻𝐻𝐻𝑀𝑀𝑀𝑀𝑎𝑎𝑎𝑎𝑖𝑖𝑖𝑖 × 𝑅𝑅𝑅𝑅𝑀𝑀𝑀𝑀𝑎𝑎𝑎𝑎𝑖𝑖𝑖𝑖 𝐾𝐾𝐾𝐾 𝐻𝐻𝐻𝐻𝐻𝐻𝐻𝐻 𝑁𝑁𝑁𝑁𝑁𝑁𝑁𝑁𝑎𝑎𝑎𝑎 𝑖𝑖𝑖𝑖=1 + � 𝐻𝐻𝐻𝐻𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑗𝑗𝑗𝑗 × 𝑅𝑅𝑅𝑅𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑗𝑗𝑗𝑗 𝐾𝐾𝐾𝐾 𝐻𝐻𝐻𝐻𝑇𝑇𝑇𝑇24𝑚𝑚𝑚𝑚 𝑁𝑁𝑁𝑁𝑁𝑁𝑁𝑁𝑀𝑀𝑀𝑀 𝑗𝑗𝑗𝑗=1 Donde 𝑁𝑁𝑁𝑁𝑀𝑀𝑀𝑀𝑎𝑎𝑎𝑎 es el número de intervenciones de mantenimiento mayor incluidas en el programa de mantenimiento de la central, aprobado por el Operador del Sistema para el año en estudio 𝐻𝐻𝐻𝐻𝑀𝑀𝑀𝑀𝑎𝑎𝑎𝑎𝑖𝑖𝑖𝑖 son las horas de indisponibilidad por mantenimiento mayor en la ocasión i; 𝑅𝑅𝑅𝑅𝑀𝑀𝑀𝑀𝑎𝑎𝑎𝑎𝑖𝑖𝑖𝑖 es la reducción de capacidad en kW o en MW en la ocasión i; K es la potencia efectiva de la central HA es el número de horas del año en estudio; 𝑁𝑁𝑁𝑁𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀 es el número de intervenciones de mantenimiento menor basado en los registros de operación de la central de los últimos 24 meses calendario; 𝐻𝐻𝐻𝐻𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑗𝑗𝑗𝑗 son las horas de indisponibilidad por mantenimiento menor en la ocasión j; 𝑅𝑅𝑅𝑅𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑗𝑗𝑗𝑗 es la reducción de capacidad en kW o en MW en la ocasión j; 𝐻𝐻𝐻𝐻𝑇𝑇𝑇𝑇24𝑚𝑚𝑚𝑚 es el número total de horas del período de 24 meses en que se basan los registros de operación utilizados. El Operador del Sistema calculará también la reducción de disponibilidad debida a las tre últimas causas listadas arriba basándose en los registros de operación de la central de los último 24 meses calendario. La reducción de disponibilidad por esas tres causas la calculará como sigue ∆𝐷𝐷𝐷𝐷𝑇𝑇𝑇𝑇 = � 𝐻𝐻𝐻𝐻𝑇𝑇𝑇𝑇𝑙𝑙𝑙𝑙 × 𝑅𝑅𝑅𝑅𝑇𝑇𝑇𝑇𝑙𝑙𝑙𝑙 𝐾𝐾𝐾𝐾 𝐻𝐻𝐻𝐻𝑇𝑇𝑇𝑇24𝑚𝑚𝑚𝑚 𝑁𝑁𝑁𝑁𝑁𝑁𝑁𝑁 𝑙𝑙𝑙𝑙=1 P á g i n a 9 | 21RDO CREE-65-2023 plicará la semana modelo definida en 3 en las 12 semanas identificadas como período de ximo requerimiento térmico. considerar el Operador del Sistema que se requieren modificar los criterios dispuestos en los merales 3 y 4 precedentes para la determinación del período crítico del sistema, el Operador l Sistema deberá justificarlo en los informes de potencia firme correspondientes y recibir robación de la CREE. tículo 11. Determinación del factor de disponibilidad promedio anual y definición de tencia efectiva. En el proceso de determinar la potencia firme de las centrales, el Operador l Sistema utilizará el factor de disponibilidad de cada central como se explica más adelante. Operador del Sistema calculará el factor de disponibilidad de una central usando la siguiente presión: 𝐷𝐷𝐷𝐷 = (1 − ∆𝐷𝐷𝐷𝐷) nde ΔD es la reducción de disponibilidad de la central durante el año en estudio. Operador del Sistema considerará las siguientes cuatro causas de reducción de disponibilidad: Los mantenimientos programados consistentes en mantenimientos mayores para el año de tudio y mantenimientos menores de los últimos dos años, incluyendo los de las líneas radiales opiedad del agente productor que conectan la central a la red de transmisión o a la red de tribución según corresponda; (2) las indisponibilidades forzadas, incluyendo las fallas de las eas radiales mencionadas en el numeral anterior; (3) cualquier reducción temporal de la pacidad disponible de unidades generadoras no asociada a ninguna de las otras causas; y (4) alquier reducción de capacidad asociada a una afectación en el suministro de la fuente maria de energía, sea esta debida a retrasos, interrupciones o disminuciones. Esta última usa será considerada únicamente para centrales térmicas que usan combustibles fósiles, ntrales que utilizan biomasa o biomasa más combustibles fósiles y que operan todo el año, y ra las centrales geotérmicas. Operador del Sistema calculará la tasa de reducción de disponibilidad debida a ntenimientos programados con la expresión siguiente: ∆𝐷𝐷𝐷𝐷𝑀𝑀𝑀𝑀 = � 𝐻𝐻𝐻𝐻𝑀𝑀𝑀𝑀𝑎𝑎𝑎𝑎𝑖𝑖𝑖𝑖 × 𝑅𝑅𝑅𝑅𝑀𝑀𝑀𝑀𝑎𝑎𝑎𝑎𝑖𝑖𝑖𝑖 𝐾𝐾𝐾𝐾 𝐻𝐻𝐻𝐻𝐻𝐻𝐻𝐻 𝑁𝑁𝑁𝑁𝑁𝑁𝑁𝑁𝑎𝑎𝑎𝑎 𝑖𝑖𝑖𝑖=1 + � 𝐻𝐻𝐻𝐻𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑗𝑗𝑗𝑗 × 𝑅𝑅𝑅𝑅𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑗𝑗𝑗𝑗 𝐾𝐾𝐾𝐾 𝐻𝐻𝐻𝐻𝑇𝑇𝑇𝑇24𝑚𝑚𝑚𝑚 𝑁𝑁𝑁𝑁𝑁𝑁𝑁𝑁𝑀𝑀𝑀𝑀 𝑗𝑗𝑗𝑗=1 nde 𝑁𝑁𝑁𝑁𝑀𝑀𝑀𝑀𝑎𝑎𝑎𝑎 es el número de intervenciones de mantenimiento mayor incluidas en el programa mantenimiento de la central, aprobado por el Operador del Sistema para el año en estudio; 𝑎𝑎𝑎𝑎𝑖𝑖𝑖𝑖 son las horas de indisponibilidad por mantenimiento mayor en la ocasión i; 𝑅𝑅𝑅𝑅𝑀𝑀𝑀𝑀𝑎𝑎𝑎𝑎𝑖𝑖𝑖𝑖 es la ucción de capacidad en kW o en MW en la ocasión i; K es la potencia efectiva de la central; es el número de horas del año en estudio; 𝑁𝑁𝑁𝑁𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀 es el número de intervenciones de ntenimiento menor basado en los registros de operación de la central de los últimos 24 ses calendario; 𝐻𝐻𝐻𝐻𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑗𝑗𝑗𝑗 son las horas de indisponibilidad por mantenimiento menor en la asión j; 𝑅𝑅𝑅𝑅𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑗𝑗𝑗𝑗 es la reducción de capacidad en kW o en MW en la ocasión j; 𝐻𝐻𝐻𝐻𝑇𝑇𝑇𝑇24𝑚𝑚𝑚𝑚 es el número al de horas del período de 24 meses en que se basan los registros de operación utilizados. Operador del Sistema calculará también la reducción de disponibilidad debida a las tres imas causas listadas arriba basándose en los registros de operación de la central de los últimos meses calendario. La reducción de disponibilidad por esas tres causas la calculará como sigue: ∆𝐷𝐷𝐷𝐷𝑇𝑇𝑇𝑇 = � 𝐻𝐻𝐻𝐻𝑇𝑇𝑇𝑇𝑙𝑙𝑙𝑙 × 𝑅𝑅𝑅𝑅𝑇𝑇𝑇𝑇𝑙𝑙𝑙𝑙 𝐾𝐾𝐾𝐾 𝐻𝐻𝐻𝐻𝑇𝑇𝑇𝑇24𝑚𝑚𝑚𝑚 𝑁𝑁𝑁𝑁𝑁𝑁𝑁𝑁 𝑙𝑙𝑙𝑙=1 ará la semana modelo definida en 3 en las 12 semanas identificadas como período de o requerimiento térmico. siderar el Operador del Sistema que se requieren modificar los criterios dispuestos en los ales 3 y 4 precedentes para la determinación del período crítico del sistema, el Operador tema deberá justificarlo en los informes de potencia firme correspondientes y recibir ación de la CREE. lo 11. Determinación del factor de disponibilidad promedio anual y definición de cia efectiva. En el proceso de determinar la potencia firme de las centrales, el Operador tema utilizará el factor de disponibilidad de cada central como se explica más adelante. rador del Sistema calculará el factor de disponibilidad de una central usando la siguiente ión: 𝐷𝐷𝐷𝐷 = (1 − ∆𝐷𝐷𝐷𝐷) ΔD es la reducción de disponibilidad de la central durante el año en estudio. rador del Sistema considerará las siguientes cuatro causas de reducción de disponibilidad: mantenimientos programados consistentes en mantenimientos mayores para el año de o y mantenimientos menores de los últimos dos años, incluyendo los de las líneas radiales dad del agente productor que conectan la central a la red de transmisión o a la red de ución según corresponda; (2) las indisponibilidades forzadas, incluyendo las fallas de las radiales mencionadas en el numeral anterior; (3) cualquier reducción temporal de la dad disponible de unidades generadoras no asociada a ninguna de las otras causas; y (4) ier reducción de capacidad asociada a una afectación en el suministro de la fuente ia de energía, sea esta debida a retrasos, interrupciones o disminuciones. Esta última será considerada únicamente para centrales térmicas que usan combustibles fósiles, les que utilizan biomasa o biomasa más combustibles fósiles y que operan todo el año, y s centrales geotérmicas. erador del Sistema calculará la tasa de reducción de disponibilidad debida a nimientos programados con la expresión siguiente: ∆𝐷𝐷𝐷𝐷𝑀𝑀𝑀𝑀 = � 𝐻𝐻𝐻𝐻𝑀𝑀𝑀𝑀𝑎𝑎𝑎𝑎𝑖𝑖𝑖𝑖 × 𝑅𝑅𝑅𝑅𝑀𝑀𝑀𝑀𝑎𝑎𝑎𝑎𝑖𝑖𝑖𝑖 𝐾𝐾𝐾𝐾 𝐻𝐻𝐻𝐻𝐻𝐻𝐻𝐻 𝑁𝑁𝑁𝑁𝑁𝑁𝑁𝑁𝑎𝑎𝑎𝑎 𝑖𝑖𝑖𝑖=1 + � 𝐻𝐻𝐻𝐻𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑗𝑗𝑗𝑗 × 𝑅𝑅𝑅𝑅𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑗𝑗𝑗𝑗 𝐾𝐾𝐾𝐾 𝐻𝐻𝐻𝐻𝑇𝑇𝑇𝑇24𝑚𝑚𝑚𝑚 𝑁𝑁𝑁𝑁𝑁𝑁𝑁𝑁𝑀𝑀𝑀𝑀 𝑗𝑗𝑗𝑗=1 𝑁𝑁𝑁𝑁𝑀𝑀𝑀𝑀𝑎𝑎𝑎𝑎 es el número de intervenciones de mantenimiento mayor incluidas en el programa ntenimiento de la central, aprobado por el Operador del Sistema para el año en estudio; son las horas de indisponibilidad por mantenimiento mayor en la ocasión i; 𝑅𝑅𝑅𝑅𝑀𝑀𝑀𝑀𝑎𝑎𝑎𝑎𝑖𝑖𝑖𝑖 es la ión de capacidad en kW o en MW en la ocasión i; K es la potencia efectiva de la central; el número de horas del año en estudio; 𝑁𝑁𝑁𝑁𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀 es el número de intervenciones de nimiento menor basado en los registros de operación de la central de los últimos 24 calendario; 𝐻𝐻𝐻𝐻𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑗𝑗𝑗𝑗 son las horas de indisponibilidad por mantenimiento menor en la -- 10 of 22 -- total de horas del período de 24 meses en que se basan los registros de operación utilizados para el cálculo. Por potencia efectiva de una central se entenderá como la potencia máxima neta que puede entregar a la red una unidad generadora bajo condiciones de período crítico en función de su capacidad instalada, temperatura y presión atmosférica del sitio donde está ubicada, restricciones propias de la unidad y consumos propios de la central. La potencia efectiva se verificará mediante pruebas como se especifica en la Norma Técnica de Inspección y Verificación. Mientras no se haya efectuado una prueba de potencia efectiva, el Operador del Sistema determinará la potencia efectiva de una central con base en los datos del medidor comercial de la misma, aplicando el procedimiento siguiente: 1. Tomará los datos horarios del medidor comercial de la central de los últimos 24 meses y determinará valores promedio aplicando una media móvil sobre subconjuntos de 3 horas. 2. Posteriormente, de los datos resultantes se seleccionará el máximo valor como la potencia efectiva (K) de la central. La reducción de disponibilidad de la central para el año en estudio viene entonces dada por la expresión siguiente: El factor de disponibilidad de una central proyectado para el año en estudio será entonces: Artículo 12. Monitorización de la potencia efectiva. El Operador del Sistema monitorizará la disponibilidad de la potencia efectiva de cada unidad generadora y de cada central por los medios siguientes: a. La declaración diaria de los Agentes productores al poner a las órdenes del Operador del Sistema su capacidad disponible. b. La información que los Agentes productores deberán comunicar al Operador del Sistema 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 Operador del Sistema en la operación diaria. d. Mediante requerimientos a las centrales en momentos seleccionados al azar para pedir que produzcan la máxima potencia que les es posible producir en el momento dado. Para ese propósito, el Operador del Sistema 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. En su base de datos de la generación, el Operador del Sistema mantendrá el valor de la potencia efectiva de cada unidad generadora y de cada central. El Operador del Sistema verificará ese valor en el curso de la operación del sistema para los medios descritos al inicio del presente artículo. Donde ΔDT es la tasa de indisponibilidad debida a esas tres últimas causas; el subíndice l indica las ocasiones en que cada unidad generadora salió de servicio por alguna de esas tres causas durante el período de 24 meses considerado; NT es el número total de ocasiones de reducción de capacidad por las tres causas mencionadas. 𝐻𝐻𝐻𝐻𝑇𝑇𝑇𝑇𝑙𝑙𝑙𝑙 es la duración en horas de la reducción de capacidad en la ocasión l. 𝑅𝑅𝑅𝑅𝑇𝑇𝑇𝑇𝑙𝑙𝑙𝑙 es la reducción de capacidad en kW o en MW en la ocasión l. 𝐻𝐻𝐻𝐻𝑇𝑇𝑇𝑇24𝑚𝑚𝑚𝑚 es el número total de horas del período de 24 meses en que se basan los registros de operación utilizados para el cálculo. Por potencia efectiva de una central se entenderá como la potencia máxima neta que puede entregar a la red una unidad generadora bajo condiciones de período crítico en función de su capacidad instalada, temperatura y presión atmosférica del sitio donde está ubicada, restricciones propias de la unidad y consumos propios de la central. La potencia efectiva se verificará mediante pruebas como se especifica en la Norma Técnica de Inspección y Verificación. Mientras no se haya efectuado una prueba de potencia efectiva, el Operador del Sistema determinará la potencia efectiva de una central con base en los datos del medidor comercial de la misma, aplicando el procedimiento siguiente: 1. Tomará los datos horarios del medidor comercial de la central de los últimos 24 meses y determinará valores promedio aplicando una media móvil sobre subconjuntos de 3 horas. 2. Posteriormente, de los datos resultantes se seleccionará el máximo valor como la potencia efectiva (K) de la central. La reducción de disponibilidad de la central para el año en estudio viene entonces dada por la expresión siguiente: ∆𝐷𝐷𝐷𝐷 = ∆𝐷𝐷𝐷𝐷𝑀𝑀𝑀𝑀 + ∆𝐷𝐷𝐷𝐷𝑇𝑇𝑇𝑇 El factor de disponibilidad de una central proyectado para el año en estudio será entonces: 𝐷𝐷𝐷𝐷 = 1 − � 𝐻𝐻𝐻𝐻𝑀𝑀𝑀𝑀𝑎𝑎𝑎𝑎𝑖𝑖𝑖𝑖 × 𝑅𝑅𝑅𝑅𝑀𝑀𝑀𝑀𝑎𝑎𝑎𝑎𝑖𝑖𝑖𝑖 𝐾𝐾𝐾𝐾 𝐻𝐻𝐻𝐻𝐻𝐻𝐻𝐻 𝑁𝑁𝑁𝑁𝑁𝑁𝑁𝑁𝑎𝑎𝑎𝑎 𝑖𝑖𝑖𝑖=1 − � 𝐻𝐻𝐻𝐻𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑗𝑗𝑗𝑗 × 𝑅𝑅𝑅𝑅𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑗𝑗𝑗𝑗 𝐾𝐾𝐾𝐾 𝐻𝐻𝐻𝐻𝑇𝑇𝑇𝑇24𝑚𝑚𝑚𝑚 𝑁𝑁𝑁𝑁𝑁𝑁𝑁𝑁𝑀𝑀𝑀𝑀 𝑗𝑗𝑗𝑗=1 − � 𝐻𝐻𝐻𝐻𝑇𝑇𝑇𝑇𝑙𝑙𝑙𝑙 × 𝑅𝑅𝑅𝑅𝑇𝑇𝑇𝑇𝑙𝑙𝑙𝑙 𝐾𝐾𝐾𝐾 𝐻𝐻𝐻𝐻𝑇𝑇𝑇𝑇24𝑚𝑚𝑚𝑚 𝑁𝑁𝑁𝑁𝑁𝑁𝑁𝑁 𝑙𝑙𝑙𝑙=1 Artículo 12. Monitorización de la potencia efectiva. El Operador del Sistema monitorizará la disponibilidad de la potencia efectiva de cada unidad generadora y de cada central por los medios siguientes: a. La declaración diaria de los Agentes productores al poner a las órdenes del Operador del Sistema su capacidad disponible. b. La información que los Agentes productores deberán comunicar al Operador del ΔDT es la tasa de indisponibilidad debida a esas tres últimas causas; el subíndice l indica asiones en que cada unidad generadora salió de servicio por alguna de esas tres causas te el período de 24 meses considerado; NT es el número total de ocasiones de reducción acidad por las tres causas mencionadas. 𝐻𝐻𝐻𝐻𝑇𝑇𝑇𝑇𝑙𝑙𝑙𝑙 es la duración en horas de la reducción de dad en la ocasión l. 𝑅𝑅𝑅𝑅𝑇𝑇𝑇𝑇𝑙𝑙𝑙𝑙 es la reducción de capacidad en kW o en MW en la ocasión l. es el número total de horas del período de 24 meses en que se basan los registros de ción utilizados para el cálculo. tencia efectiva de una central se entenderá como la potencia máxima neta que puede ar a la red una unidad generadora bajo condiciones de período crítico en función de su dad instalada, temperatura y presión atmosférica del sitio donde está ubicada, ciones propias de la unidad y consumos propios de la central. La potencia efectiva se ará mediante pruebas como se especifica en la Norma Técnica de Inspección y ación. Mientras no se haya efectuado una prueba de potencia efectiva, el Operador del a determinará la potencia efectiva de una central con base en los datos del medidor cial de la misma, aplicando el procedimiento siguiente: ará los datos horarios del medidor comercial de la central de los últimos 24 meses y inará valores promedio aplicando una media móvil sobre subconjuntos de 3 horas. teriormente, de los datos resultantes se seleccionará el máximo valor como la potencia a (K) de la central. ucción de disponibilidad de la central para el año en estudio viene entonces dada por la ión siguiente: ∆𝐷𝐷𝐷𝐷 = ∆𝐷𝐷𝐷𝐷𝑀𝑀𝑀𝑀 + ∆𝐷𝐷𝐷𝐷𝑇𝑇𝑇𝑇 or de disponibilidad de una central proyectado para el año en estudio será entonces: 𝐷𝐷𝐷𝐷 = 1 − � 𝐻𝐻𝐻𝐻𝑀𝑀𝑀𝑀𝑎𝑎𝑎𝑎𝑖𝑖𝑖𝑖 × 𝑅𝑅𝑅𝑅𝑀𝑀𝑀𝑀𝑎𝑎𝑎𝑎𝑖𝑖𝑖𝑖 𝐾𝐾𝐾𝐾 𝐻𝐻𝐻𝐻𝐻𝐻𝐻𝐻 𝑁𝑁𝑁𝑁𝑁𝑁𝑁𝑁𝑎𝑎𝑎𝑎 𝑖𝑖𝑖𝑖=1 − � 𝐻𝐻𝐻𝐻𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑗𝑗𝑗𝑗 × 𝑅𝑅𝑅𝑅𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑗𝑗𝑗𝑗 𝐾𝐾𝐾𝐾 𝐻𝐻𝐻𝐻𝑇𝑇𝑇𝑇24𝑚𝑚𝑚𝑚 𝑁𝑁𝑁𝑁𝑁𝑁𝑁𝑁𝑀𝑀𝑀𝑀 𝑗𝑗𝑗𝑗=1 − � 𝐻𝐻𝐻𝐻𝑇𝑇𝑇𝑇𝑙𝑙𝑙𝑙 × 𝑅𝑅𝑅𝑅𝑇𝑇𝑇𝑇𝑙𝑙𝑙𝑙 𝐾𝐾𝐾𝐾 𝐻𝐻𝐻𝐻𝑇𝑇𝑇𝑇24𝑚𝑚𝑚𝑚 𝑁𝑁𝑁𝑁𝑁𝑁𝑁𝑁 𝑙𝑙𝑙𝑙=1 lo 12. Monitorización de la potencia efectiva. El Operador del Sistema monitorizará la ibilidad de la potencia efectiva de cada unidad generadora y de cada central por los s siguientes: La declaración diaria de los Agentes productores al poner a las órdenes del Operador del Sistema su capacidad disponible. La información que los Agentes productores deberán comunicar al Operador del Sistema a la mayor brevedad después de la ocurrencia de indisponibilidades forzadas como lo prevé el literal E del artículo 9 del ROM. -- 11 of 22 -- Además, el Operador del Sistema 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 Operador del Sistema 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 los protocolos de pruebas que serán función de la tecnología propia de cada central. 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 Operador del Sistema buscará minimizar los posibles sobrecostos de operación causados por cualquier operación de una central en prueba que se encuentre fuera del orden de mérito. El Operador del Sistema deberá también procurar programar las pruebas en tiempos en que la central pueda entregar su máxima potencia a la red. Si los resultados de cualquier prueba indican una potencia efectiva diferente de la registrada en la base de datos de la generación, el Operador del Sistema reemplazará el valor de la base de datos por el valor resultante de la prueba. En caso de que la prueba haya resultado en un valor inferior al que estaba registrado en la base de datos, el agente productor podrá solicitar una 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. El Operador del Sistema podrá ampliar mediante una guía los detalles para la realización de las pruebas de disponibilidad de potencia efectiva del presente artículo. Artículo 13. Determinación de la potencia firme de centrales térmicas, geotérmicas y biomasa no estacional. 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 Operador del Sistema calculará la potencia firme de cada central usando la siguiente expresión: Donde F es la potencia firme de la central, en kW o en MW, D es el factor de disponibilidad de la central, calculado por el Operador del Sistema para el año en estudio como se indicó en el artículo 11; y K es la potencia efectiva de la central en kW o en MW. Para centrales térmicas nuevas que entren en operación, el Operador del Sistema calculará la potencia firme en el primer año de funcionamiento aplicando un factor de disponibilidad promedio anual de centrales nuevas de la misma tecnología, tomado de una fuente internacional o de información P á g i n a 11 | 21ACUERDO CREE-65-2023 En su base de datos de la generación, el Operador del Sistema mantendrá el valor de la potencia efectiva de cada unidad generadora y de cada central. El Operador del Sistema verificará ese valor en el curso de la operación del sistema para los medios descritos al inicio del presente artículo. Además, el Operador del Sistema 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 Operador del Sistema 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 los protocolos de pruebas que serán función de la tecnología propia de cada central. 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 Operador del Sistema buscará minimizar los posibles sobrecostos de operación causados por cualquier operación de una central en prueba que se encuentre fuera del orden de mérito. El Operador del Sistema deberá también procurar programar las pruebas en tiempos en que la central pueda entregar su máxima potencia a la red. Si los resultados de cualquier prueba indican una potencia efectiva diferente de la registrada en la base de datos de la generación, el Operador del Sistema reemplazará el valor de la base de datos por el valor resultante de la prueba. En caso de que la prueba haya resultado en un valor inferior al que estaba registrado en la base de datos, el agente productor podrá solicitar una 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. El Operador del Sistema podrá ampliar mediante una guía los detalles para la realización de las pruebas de disponibilidad de potencia efectiva del presente artículo. Artículo 13. Determinación de la potencia firme de centrales térmicas, geotérmicas y biomasa no estacional. 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 Operador del Sistema calculará la potencia firme de cada central usando la siguiente expresión: 𝐹𝐹𝐹𝐹 = 𝐷𝐷𝐷𝐷 × 𝐾𝐾𝐾𝐾 Donde F es la potencia firme de la central, en kW o en MW, D es el factor de disponibilidad de la central, calculado por el Operador del Sistema para el año en estudio como se indicó en e artículo 11; y K es la potencia efectiva de la central en kW o en MW. Para centrales térmicas nuevas que entren en operación, el Operador del Sistema calculará la potencia firme en el primer año de funcionamiento aplicando un factor de disponibilidad promedio anual de centrales nuevas de la misma tecnología, tomado de una fuente internacional o de información histórica de centrales generadoras del SIN que cuentan con características semejantes. El Operador del Sistema podrá someter la fuente de información para definir dicho factor de disponibilidad a aprobación de la CREE. Una vez transcurrido e 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 el artículo 11 y en este artículo. -- 12 of 22 -- histórica de centrales generadoras del SIN que cuentan con características semejantes. El Operador del Sistema podrá someter la fuente de información para definir dicho factor de disponibilidad a aprobación de la CREE. 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 el artículo 11 y en este artículo. Para centrales térmicas existentes que estén fuera de operación y que planifican operar nuevamente en el año de aplicación del informe de potencia firme, el Operador del Sistema podrá calcular su potencia firme aplicando las metodologías de cálculo descritas en el artículo 11 y en el presente artículo. Los datos para realizar dichos cálculos se podrán basar en información histórica disponible. Artículo 14. Información para el cálculo de potencia firme de centrales hidroeléctricas. Para las centrales hidroeléctricas el Operador del Sistema determinará, con base en la simulación del despacho económico del sistema mencionada en el artículo 8, lo siguiente: 1. Hidroeléctricas sin ninguna capacidad de almacenamiento ni de regulación: a. La cantidad de energía generada por cada central en el período de máximo requerimiento térmico, ante cada uno de los 100 escenarios utilizados. Posteriormente, entre las 100 cantidades de energía resultantes por cada central, identificará el valor que es excedido en el 95 por ciento de los casos. 2. Hidroeléctricas con capacidad de almacenamiento y de regulación diaria o semanal: a. La cantidad de energía generada por cada central en el período de máximo requerimiento térmico, ante cada uno de los 100 escenarios ut
4. 4.Instruir a la Secretaría General para que 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.
5. 5.Instruir a la Secretaría General para que de conformidad con el artículo 3, Literal D, romano XII de la Ley General de la Industria Eléctrica, proceda a publicar en la página web de la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE) el presente acto administrativo.
6. 6.Instruir a la Secretaría General y a las unidades administrativas a que procedan con la publicación del presente Acuerdo, el cual entrará en vigor a partir de su publicación en el Diario Oficial La Gaceta. COMUNÍQUESE Y PUBLÍQUESE. RAFAEL VIRGILIO PADILLA PAZ WILFREDO CESAR FLORES CASTRO LEONARDO ENRIQUE DERAS VASQUEZ -- 22 of 22 --

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