Reunión Técnica 005 Bogotá, 9 de febrero de 2011

Reunión Técnica 005

Bogotá, 9 de febrero de 2011

Temario

1 Temas ambientales (Estudio Vertimientos)

9:30 -11 am

2 Presentación Concentra 11 am - 12 pm

3 Derivex Comité Técnico - Rotación de los delegados de ANDEG

12 - 1 pm

4 Discusión temas regulatorios 1 – 2:30 pm

5 Resoluciones CREG 140 y 161 2:30 – 3:30 pm

6 Varios 3:30 – 4 pm

Estudio Vertimientos

• Presentación avances Coordinador Ambiental

• Revisión Términos de Referencia Estudio Vertimientos

Temario

Temas ambientales (Estudio Vertimientos)

9:30 -11 am

Presentación Concentra 11 am - 12 pm

Derivex Comité Técnico - Rotación de los delegados de ANDEG

12 - 1 pm

Discusión temas regulatorios 1 – 2:30 pm

Resoluciones CREG 140 y 161 2:30 – 3:30 pm

Varios 3:30 – 4 pm

Representantes de Derivex S.A.Principal: Dr. Alejandro Lucio Chaustre, Gerente GeneralSuplente: Dr. Rodrigo Castellanos Flores. Gestor del Mercado Representantes Miembros de DerivexPrincipal: Dr. Andrés Aristizabal, Gerente de Derivados, Interbolsa SCBPrincipal: Dra. Juliana Durán Sarmiento, Derivados, Alianza Valores Comisionista de BolsaSuplente: Dr. Juan Pablo Barney Villegas, Gerente Tesorería , Banco de OccidenteSuplente: Dr. Lucas Gómez, Derivados, Correval S.A., Comisionista de Bolsa Representantes ACOLGENPrincipal: Dr. Guillermo Ochoa , Analista Comercial, AES ChivorSuplente: Dr. Fernando Gutierrez Medina, Gerente Comercial, Emgesa Representantes ANDESCOPrincipal: Dr. Wilson Chinchilla Herrera, Subdirector Mercados Energéticos, EPMSuplente: Dr. Mauricio Yepes Isaza, Gerente Comercial, Colinversiones

DERIVEX- Comité TécnicoRepresentantes ANDIPrincipal: Dr. Daniel Vicente Romero, Dir. Cámara Sectorial Energía y Gas, ANDISuplente: Dr. Alexis Castillo Sauza, Director de Energía, Zona Franca Bogotá Representantes ACCEPrincipal: Dr. Felipe Molina Escobar, Director Portafolios de Energía, PEESA E.S.P.Suplente: Dra. Eliana Garzón Rayo ,Gerente, Enertotal E.S.P. Invitados permanentesPrincipal: Dra. Cecilia Inés Maya Ochoa, Gerente de Operaciones Financieras, XM S.A. E.S.P.Principal: Dr. Felipe Trujillo Vargas, Gerente Administración de Mercados Derivados, Bolsa de Valores de ColombiaPrincipal: Dr. Jorge Valencia Marín, Secretario Técnico, Comité Asesor de Comercialización, CACSuplente: Dr. Mauricio Lopez García, Director de Investigación y Análisis, Bolsa de Valores de ColombiaSuplente: Dra. Martha María Gil zapata, Directora de Riesgos, XM S.A. E.S.P. Como presidente del Comité fue designado el Dr. Wilson Chinchilla Herrera en representación de Empresas Pública de Medellín,

• Encargado diligenciamiento encuesta– Los asistentes al taller 12/27– Metodología Clara– Formación de precio de referencia + 3 encuestas,

pasarlo a +5 encuestas

• Ranking de participantes:– Presencia

Ranking– Exactitud

• Subcomité de Regulación > Subcomité de Promoción del Mercado– Riesgo Financiero y de Mercado (Esquema de Garantías,

calificación de Riesgo en el sector financiero)– ANDEG solicitó ser incluido en el subcomité.

DERIVEX- Comité Técnico

• Hoy – Principal: ANDEG– Suplente: Proeléctrica.

• Rotación:– Vencimiento de la representación de la Asociación:

Hasta que el precio de referencia se forme con las transacciones de mercado y no con encuesta.

– Periodicidad: 6 meses– Rotación: Sistema por ciudad.

Sistema por participación en el mercado.

• Llevar propuesta a Junta Directiva

Representante de ANDEG

Temario


9:30 -11 am



12 - 1 pm




• Son funciones provistas por generadores, cargas y equipo de transmisión que se requieren para soportar la operación confiable del sistema integrado de generación y transmisión.– El balance permanente entre generación y demanda– El control constante de la frecuencia y el voltaje– La seguridad del sistema de transmisión– La respuesta a fallas inesperadas y otras contingencias, incluyendo

condiciones de emergencia– La administración e integración de todo lo anterior.

• Usualmente los servicios complementarios incluyen varios tipos de reservas operativas, la regulación de frecuencia, el control de voltaje y la potencia reactiva y el arranque autónomo.

• En Colombia el Código de Redes clasifica como servicios complementarios los de control de frecuencia, los de control de voltaje y el arranque autónomo.

• En la Agenda Regulatoria 2010, la CREG mencionó también los teledisparos como servicio complementario.

Estudio- Servicios Complementarios

• Son funciones provistas por generadores, cargas y equipo de transmisión que se requieren para soportar la operación confiable del sistema integrado de generación y transmisión.– El balance permanente entre generación y demanda– El control constante de la frecuencia y el voltaje– La seguridad del sistema de transmisión– La respuesta a fallas inesperadas y otras contingencias, incluyendo

condiciones de emergencia– La administración e integración de todo lo anterior.

• Usualmente los servicios complementarios incluyen varios tipos de reservas operativas, la regulación de frecuencia, el control de voltaje y la potencia reactiva y el arranque autónomo.

• En Colombia el Código de Redes clasifica como servicios complementarios los de control de frecuencia, los de control de voltaje y el arranque autónomo.

• En la Agenda Regulatoria 2010, la CREG mencionó también los teledisparos como servicio complementario.

Estudio- Servicios Complementarios

• Insumos dos estudios de CREG años 2001 y 2003

• Obligaciones de los Generdores– Suministrar ó absorber Q

– Poseer y mantener un regulador automático de voltaje (AVR), coordinando el control del mismo con el CND

– Enviar señales de energía activa, energía reactiva y voltaje r.m.s. al CND– Actualizar curva de cargabilidad– Ubicar el cambiador de tomas del transformador de elevación en la posición

concertada con el CND– Informar al CND si sus unidades generadoras pueden operar como

condensadores síncronos– Enviar las mediciones horarias de energía activa y energía reactiva al ASIC,

realizadas en la frontera comercial.– Corregir desviaciones

Gestión de Reactivos

• Remuneración Generadores:

– El costo del servicio de soporte de potencia reactiva por parte de los generadores se considera incluido dentro del costo de la energía activa producida.

– Para aquellos casos en los que un generador deba reducir el suministro de potencia activa que tendría en el despacho ideal, para poder brindar el soporte de potencia reactiva requerido por el sistema, se dará aplicación a la Resolución 121 de 2010.

– El costo asociado con los generadores despachados por restricciones de tensión está incluido en el costo de la energía producida, según el esquema de reconciliación positiva aprobado por la CREG. En este caso, cuando el CND lo requiera, podrá utilizar toda la curva P-Q del generador respectivo sin remuneración adicional.

– En el caso en que se requiera el servicio de un generador operando como condensador sincrónico, toda la cantidad de energía activa generada durante este período se liquidará al precio de bolsa nacional. La energía reactiva producida se compensará con el valor asociado a un condensador equivalente.


• Recomendaciones Consultor:– No se considera viable un mercado de reactivos (Posición de

dominio de uno o varios agentes por nodo, límite en el número de agentes para hacer contratos bilaterales, dificultad para asignar pérdidas y restricciones)

• Pasos Siguientes:– Expedición de resolución de consulta (Reactivos en nivel 4)– Comentarios agentes– Expedición de reglamento para gestión de reactivos.


• Comportamiento de los diferentes tipos de plantas respecto a su capacidad de arranque autónomo (Hirst & Kirby):

Pumped storage hydro:Terrific Hydro: excellentCTs: goodCoal: OKNuclear: terrible

• Requisitos Técnicos:– Capacidad de arrancar al menos tres (3) veces consecutivas,

dentro de las dos (2) horas siguientes al evento para el manejo de las reincidencias de la condición de apagón

– Poseer reservas de combustible alterno o de respaldo, cuando la planta lo use, para más de cuatro (4) horas y así operar con autonomía plena.

– Disponibilidad del sistema de suministro de energía de emergencia superior a la disponibilidad histórica de la planta en los tres (3) últimos años.

– Tener sistemas de telecomunicaciones principales y de respaldo, con pruebas periódicas a cargo al operador de la red.

Arranque Autónomo

• Situación en Colombia:– Plantas con BS 29, cuya capacidad equivale a un 68% del total

instalado en el sistema (XM, C.N.O.)– XM tiene 25 guías de restablecimiento– Dispone además de un simulador del sistema– Para el proceso de restablecimiento divide el sistema en seis áreas.

– Propuesta Consultor:• Todas las plantas del despacho central con BS > 5MW• Debiera redefinirse el tamaño de las plantas exceptuadas del

despacho central y se propone 5 MW, valor extensible al mínimo para arranque autónomo. A futuro este valor se podría reducir, pues con las redes inteligentes se maneja el concepto de microislas, que pueden funcionar autónomamente en caso de colapso del sistema y pueden actuar como sistema de arranque de plantas mayores.

• No remuneración a la inversión y disponibilidad, pero si remunerar la operación (Res CREG 141 2009-Precio de Arranque y parada)

• Los servicios de arranque autónomo de cada generador serán probados cada año para verificar si cumplen con los parámetros declarados. CND

Arranque Autónomo

• Incumplimientos:• Si hubiere otros generadores que pudieren reemplazar con su

arranque autónomo el del incumplido, se le asignarían a este los costos correspondientes.

• Alternativamente, se puede considerar que el incumplido pague un valor equivalente a la operación de sus plantas con arranque autónomo durante todo el período hasta el restablecimiento total, aplicando el mayor precio de reconciliación positiva en el sistema.

Arranque Autónomo

• Conclusiones Consultor:– Pocos autores consideran los teledisparos ó ESPS como

servicios complementarios. – Se debe tener cuidado con el uso de los ESPS pues está sujeto

a importantes riesgos.– Conviene considerar más bien la utilización de esquemas SPID

tendientes a las redes inteligentes para prevenir colapsos en el sistema y mitigar el impacto de pérdidas importantes de generación ó demanda.

– En muchos países se plantean soluciones basadas en técnicas modernas respecto al manejo de los sistemas de potencia, las mediciones, las comunicaciones y el control, con el uso de IEDs, PMUs, subestaciones automatizadas, información altamente redundante y centros de control descentralizados, todo lo cual conduce a redes inteligentes con capacidad de auto-curación y de formación de islas, para protegerse de las fallas en el sistema y evitar los apagones, mediante la detección temprana y las acciones correctivas.

Teledisparos

• Recomendación del Consultor:– Se recomienda adelantar estudios sobre la introducción de

redes inteligentes en el sistema eléctrico colombiano, para determinar su oportunidad, definir las metas a cumplir y el plan de acción para alcanzarlas.

– La CREG debiera considerar un pronunciamiento sobre estas opciones. Los reguladores en USA y Europa han expedido resoluciones iniciales sobre el particular.

– Se recomienda iniciar estudios que conduzcan a medidas para orientar las iniciativas de los agentes.

Teledisparos

Temario


9:30 -11 am



12 - 1 pm




• Documentos Soporte:• D-072 de 2009

• Situaciones de indisponibilidad:I. El generador declara disponible la planta, sale despachado, pero se

declara indisponible por indisponibilidad del gas causado por eventos atribuibles al productor o al transportador.

II. El agente la declara disponible y en el despacho el CND no la tiene en cuenta, entonces el agente le hace mantenimientos y cuando el CND la redespacha la planta es declarada indisponible.

III. El generador declara disponible la planta, no sale en el despacho, pero si es redespachado, cuando, cuando hace la renominación el gas no es aprobado.

IV. El agente vende el gas en el mercado secundario y cuando lo redespachan prefiere mantener el compromiso del mercado secundario y declararse indisponible.

V. El agente tiene el gas del mercadosecundario pero la renominación no es aceptada por el transportador

VI. El generador declara disponible la planta pero no tiene el gas y espera hasta el final de los 6 periodos

Resoluciones 140 y 161

• Documentos Soporte:• Res Creg 125

• Propuesta de la CREG:I. Las plantas que después de enviar la oferta con la disponibilidad

real de la planta, disminuyan la disponibilidad declarada, se les considerará la nueva disponibilidad durante las 24 horas del respectivo Día de Operación, y

II. Las plantas que en el Día de Operación disminuyan la disponibilidad declarada, se les considerará la nueva disponibilidad durante las 24 horas del día operación y se les aplicará el valor correspondiente a la desviación. Si la planta venía generando continuamente desde el día anterior al Día de Operación, se tenía en cuenta la nueva disponibilidad durante las horas restantes del Día de Operación.

Los mayores incentivo de dicha regulación eran: eficiencia, continuidad, eficacia, simplicidad, reciprocidad y transparencia . Adicionalmente establece que el CND deberá reportar a la SSPD la información de las plantas que disminuyan su disponibilidad en el Día de Operación.



• Luego de este proyecto de resolución, salió el D-110 de 2009 con los comentarios que habían realizado los agentes y se agruparon principalmente en los siguientes temas: – Continuidad en la generación,– Funciones Incentivos IHF– Compensación Arranque Firmeza

La CREG tomó algunos de los comentarios sobre los aspectos técnicos y realizó ajustes de redacción a la propuesta, pero la respuesta se enfocó en que querían que “los generadores declaren la mejor estimación de su disponibilidad”. Traslado a la SSPD para que si lo considera ejerza sus funciones de vigilancia y el control, e inicie investigaciones de ser necesario. Según la CREG, no hay afectación del IHF.



• Como resultado se obtiene la Res. CREG 140 de 2009 que establece lo siguiente:

I. Se mantiene la Situación 1 del proyecto y II. Las plantas que en el Día de Operación no logren arrancar o

incrementar la generación dentro de las dos primeras horas de generación que se les asignó en el Despacho, se les considerará una disponibilidad de cero (0) MW o derrateada, según el caso, durante las 24 horas del día operación, y se les aplicará el valor correspondiente a la desviación al Programa No Cumplido.


• Documentos Soporte:• D-132 de 2009 y Res 161 de 2009

• Flexibilizó un poco la Situación 2 y permite a los agentes la indisponibilidad hasta el momento en el que se cumplan (2) condiciones: 1) que haya sido declarada disponible y 2) que el CND la requiera según los criterios de redespacho.


• Comentarios para discusión:

1. Doble afectación ya que en el caso de situación 2, se toman acciones retroactivas.

2. Si el CND no necesita el recurso, no le aprueban el hecho de haber superado la indisponibilidad técnica.

3. Evaluación expost de la medida, para ver si los objetivos se cumplieron.

4. De la información que entrego el CND, se pudo obtener que durante el 2010, solo se ejecutó dicha media en 17 casos, de los cuales, 16 fueron por problemas técnicos y solo uno por problemas de gas, motivo por el cual se tomaron estas medidas.

5. Dar traslado a la SSPD.6. Llevar este tema al CNO y buscar los fundamentos técnicos

necesarios para demostrarle a la CREG que esta medida no tiene sentido.


Temario


9:30 -11 am



12 - 1 pm




1. Informe de Avance adecuación de oficinas.

2. Decreto emergencia aumento subsidios zonas afectadas.

3. Avance gestiones para vincular nuevos asociados ANDEG.

4. Coadyudancia XM

5. Plan Nacional de Desarrollo

6. Temas en común para proponer trabajar con ACOLGEN


Muchas Gracias…

Documents

Reunión Técnica 005 Bogotá, 9 de febrero de 2011