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La regulación de la operación en Colombia
2000 - 2011
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Encuentro Nacional de Operadores de
Sistemas Eléctricos
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Contenido
Punto de partida
La regulación al comienzo del milenio
Planeación, coordinación, supervisión y control: cambios en la última década
Lo que viene…
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La Operación del SIN3
Control
Planeación
Energética y eléctrica
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CoordinaciónSupervisión
1995 - Esquema operativo4
CRD Corelca
CRD EEBCRD CHEC
CND
CND• Planeación, coordinación,
supervisión y control del
SIN
• Instrucciones a CRD
CRD’s
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CRD EPMCRD EPSA
CRD’s• Centros de supervisión y
control regional.
• Coordinar operación y
maniobras de la región.
1999 – Redefinición de responsabilidades5
Resolución CREG 080 de 1999
Nivel 2
Nivel 1 CND
Transmisores Nacionales
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Nivel 3
Nivel 2 Nacionales
GeneradoresOperadores de Red
«Los Niveles 2 y 3 podrán desarrollar las funciones definidas en la presente Resolución a
través de un Centro de Control, siempre y cuando garanticen el cumplimento de la
regulación vigente»
1999 – Redefinición de responsabilidades6
Resolución CREG 080 de 1999
CND
Transmisores
• P, C, S, C SIN
• Frecuencia del SIN
• Tensión STN
• Coordinación Protecciones
• del SIN
• C, S, C propios equipos
• Calidad servicio STN
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Transmisores Nacionales
GeneradoresOperadores de Red
• Calidad servicio STN
• Disponibilidad de activos
• Coordinación Protecciones de
su equipos
• P, C, S, C sus redes
• Calidad servicio STR’s, SDL’s
• DC:
Coordinación, supervisión,
control de sus plantas.
• NDC:
Además planeación.
• Coordinación Protecciones
• de sus equipos.
Empezamos el milenio con:
• Esquema de operación Res. 080 de 1999
• Agentes declaran límites para sus equipos
• Coordinación de mantenimientos
• Consignación de emergencia
• Coordinación de protecciones• CND: Generadores, interconexiones, N4, STN, conexión
• Agentes: equipos
• Exportación/Importación representada por los
agentes
• Despacho horario con criterio VERPC
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• Consignación de emergencia
• Plan de 24 meses
• Plan Semestral de Mantenimientos
(equipos transmisión)
• Generadores (12 meses obligatorio)
• Sistema de información del CND
• Coordinación semanal (martes – jueves)
• Despacho horario con criterio VERPC
• Pruebas de disponibilidad CxC
• Esquema de calidad del servicio para STN y
activos de conexión al STN
• Tiempos de maniobra
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Control
Planeación
Energética y eléctrica
CoordinaciónSupervisión
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La planeación operativa
2000 - 2011
Planeamiento operativo
• Planeamiento Energético incluye a Ecuador
• Planeamiento eléctrico
• Agentes declaran límites de operación para sus equipos (080/99)
• Se incluyen TIE en análisis de seguridad (004/03 y 014/04)
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• Se mantienen los demás criterios eléctricos definidos en Código de Operación (025/95 - CO)
Despacho Económico – Res. CREG 026/0110
Oferta de precio igual para todas las horas
DESPACHO
Min Σ Σ (Pof x G)
Reserva Regulación Secundaria
Orden de méritosDisponibilidad
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s.a.
Características TécnicasRestricciones red
D ≤ Σ G
Despacho Reg. Sec.Restricciones red
Demanda
Oferta de precio igual para todas las horas
Disponibilidad
VERPC
La intervención de precios de oferta fue eliminada en la Res. 071/06
Se definen las rampas de subida y bajada – Res. CREG 009/03
• Se establece una metodología general para la definición de los parámetros técnicos
de rampas de aumento y disminución de generación para las plantas térmicas.
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UR3
DR1
MWh
Mínimo Técnico
UR2
Valores fijos de despacho
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UR1
DR3
Período P(t)
. . .UR2
DR2
UR1
MWh
Período P(t)
Mínimo Técnico
UR2
UR3 DR1
DR2
DR3
UR#: Variación máxima en
MWh de un período al
siguiente
DR#: Variación máxima en
MWh de un período al
siguiente
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Despacho Económico – Res. CREG 051/09
Oferta de precio igual para todas las horas
Precios de arranque y parada
DESPACHO
Min Σ Σ (Pof x G + Par)
s.a.
Reserva Regulación
Min Σ Σ (Pof x H + Par)
s.a.Caract. Técnicas
Ht ≤ Σ HiDisponibilidad
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s.a.
Caract. TécnicasRestricciones red
D ≤ Σ G
Despacho Reg. Sec.
Restricciones redDemanda
Oferta de precio igual para todas las horas
Precios de arranque y parada
Disponibilidad
No VERPC
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Control
Planeación
Energética y eléctrica
CoordinaciónSupervisión
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La coordinación operativa
2000 - 2011
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Calidad del servicio STN (Res. 011/09)
• Indisponibilidades históricas
• Máximas Horas Anuales de Indisponibilidad
• Afectación a la MHAI en ½ hora• Emergencias
• Modificar Plan semestral
• No reporte de eventos en el tiempo establecido
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• Indisponibilidad por tiempo programado de mantenimiento (50%, seg=100%)
• Compensaciones
• ENS
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Calidad del servicio – STR’s (Res. 097/08)
• Indisponibilidad histórica
• Máximas Horas Anuales de Indisponibilidad
• Afectación a la MHAI en ½ hora• No reporte de eventos en el tiempo establecido
• No reporte fin de maniobra
• Trabajos no programados
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• Compensaciones
• ENS
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Coordinación Gas - Electricidad
• Decreto 880/07: prioridad ante eventos de insalvables restricciones en la oferta de Gas Natural o situaciones de grave emergencia, no transitorias.
• Decreto 4500/09: MME puede cambiar orden de atención en racionamiento gas
• CND informa a productores y transportadores la generación requerida en despacho para cubrir seguridad, calidad o confiabilidad.
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Control
Planeación
Energética y eléctrica
CoordinaciónSupervisión
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Supervisión y control operativo
2000 - 2011
Regulación Primaria – Res. CREG 023/0118
• Todas las plantas o unidades
• 3% del programa
• Banda Muerta menor o igual a 30 mHz. Puede ser revaluado por el CND.
• Estatismo despachadas centralmente entre el 4% y el 6% (declarado).
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• No cumplimiento (cualitativo) ocasiona Reconciliación a cargo del generador
Combustible alterno – Res. CREG 048/0219
• Antecedente: Acuerdo 231 (procedimiento cambio parámetros)
• Características técnicas en la operación
• Res. 048/02: Reconoce que generadores usan combustibles alternos
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Control
Planeación
Energética y eléctrica
CoordinaciónSupervisión
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Transacciones Internacionales de Electricidad
Decisión CAN 536 – 2002
Decisión CAN 720 – 2002
Res. CREG 004/03 y 014/04
Res. 160/09
Despacho económico coordinado – Esquema TIE21
EL COROZO
SAN MATEO
230 kV
CUATRICENTENARIO
CUESTECITAS
220 kV
LA FRÍA
ZULIA
115 kV
TULCAN
PANAMERICANA
138 kV
País BPaís A
P < P
• Programa de Generación recursos del SIN
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POMASQUI
JAMONDINO
230 kV
Sistema A Sistema B
NodoA NodoB
PA< PB
PA> PB
• Activación de TIE
Comienzo: 08:00 horas
Termina: 14:45 horas (004/03)
(14:55 horas – 014/04)
Cambia Nominación de producción y transporte de gas natural
Redespacho22
• Cambios topológicos
• Indisponibilidad recursos
• Variación precio nodal de exportación
• Indisponibilidad del enlace (parcial o total)
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• Incumplimiento comercial reportado (no prepagos suficientes)
• Variación precio máximo de importación Ecuador
Acuerdos Operativos23
• Compromisos bilaterales
• Entre el CND y operadores de los sistemas eléctricos de los países miembros de la Comunidad
Andina,
• Procedimientos, condiciones, obligaciones y responsabilidades para la operación de los Enlaces
Internacionales y los intercambios intracomunitarios de electricidad, de conformidad con la
regulación vigente.
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regulación vigente.
• Supervisión• Intercambio de información• Criterios de seguridad y calidad para la
operación interconectada• Coordinación de mantenimientos• Control de los intercambios (voltaje,
frecuencia, potencia activa y reactiva)
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El Cargo por Confiabilidad
Aspectos operativos25
• Energía Firme
• Generadores tienen incentivos a estar siempre disponibles
• En períodos críticos de hidrología se espera tener la confiabilidad necesaria
• Pruebas de disponibilidad
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• Fenómeno El Niño 2009 – 2010. Medidas adicionales derivadas de problemas de transporte de
gas.
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Lo que viene…
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Lineamientos para el control y administración de la generación por parte de
los clientes finales
Lineamientos regulatorios abiertos a los nuevos
avances tecnológicos de generación
Mercado con participación
El futuro…
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Implementación de incentivos a
tecnologías no convencionales
Mercado con participación activa de generación
distribuidaCostos más eficientes
Incentivar la participación de diferentes agentes en
proyectos de generación distribuida, bajo concepciones
técnica y económicamente sostenibles
Nuevos esquemas de planeación del sistema eléctrico
Redes Inteligentes
• Demanda Desconectable
• Medidores inteligentes
• Generación distribuida (Eólica y solar)
• Flujos bidireccionales con la demanda (Cada usuario podrá comprar o generar y vender a la red)
• Reglas de mercado relacionadas con el consumo de los vehículos eléctricos
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• Reglas de mercado relacionadas con el consumo de los vehículos eléctricos
• Regulación de nuevos esquemas de control (PMUS WAMS WACS)
• Nuevos servicios complementarios con el almacenamiento de energía (Energy Storage)
• Modelos estándar de información
• Ciberseguridad
Aspectos operativos
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• Reglas para mejorar la competencia en generación
• Nuevo Estatuto de racionamiento
• Regulación de servicios complementarios (Black Start, Reactiva, Esquemas
Suplementarios de Protección del Sistema )
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• Interconexión Colombia – Panamá (y su relación con TIE Ecuador)
• Definición de esquema definitivo TIE
• Mercado de gas natural - ¿Cómo afectará a la operación del mercado eléctrico? –
Importación de gas
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