La regulación de la operación en Colombia

Transcripción

1 La regulación de la operación en Colombia Encuentro Nacional de Operadores de Sistemas Eléctricos

2 Contenido 2 Punto de partida La regulación al comienzo del milenio Planeación, coordinación, supervisión y control: cambios en la última década Lo que viene

3 La Operación del SIN 3 Control Planeación Energética y eléctrica Supervisión Coordinación

4 Esquema operativo 4 CRD Corelca CRD CHEC CND CRD EEB CND Planeación, coordinación, supervisión y control del SIN Instrucciones a CRD CRD s Centros de supervisión y control regional. Coordinar operación y maniobras de la región. CRD EPSA CRD EPM

5 1999 Redefinición de responsabilidades 5 Resolución CREG 080 de 1999 Nivel 1 CND Nivel 2 Transmisores Nacionales Nivel 3 Generadores Operadores 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»

6 1999 Redefinición de responsabilidades 6 Resolución CREG 080 de 1999 CND P, C, S, C SIN Frecuencia del SIN Tensión STN Coordinación Protecciones del SIN Transmisores Nacionales C, S, C propios equipos Calidad servicio STN Disponibilidad de activos Coordinación Protecciones de su equipos DC: Coordinación, supervisión, control de sus plantas. NDC: Además planeación. Generadores Operadores de Red P, C, S, C sus redes Calidad servicio STR s, SDL s Coordinación Protecciones de sus equipos.

7 7 Empezamos el milenio con: Esquema de operación Res. 080 de 1999 Agentes declaran límites para sus equipos Coordinación de mantenimientos Coordinación de protecciones CND: Generadores, interconexiones, N4, STN, conexión Agentes: equipos Exportación/Importación representada por los agentes 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

8 8 Control Planeación Energética y eléctrica Supervisión Coordinación La planeación operativa

9 Planeamiento operativo 9 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) Se mantienen los demás criterios eléctricos definidos en Código de Operación (025/95 - CO)

10 Despacho Económico Res. CREG 026/01 10 Oferta de precio igual para todas las horas Disponibilidad Reserva Regulación Secundaria Orden de méritos DESPACHO Min Σ Σ (Pof x G) s.a. Oferta de precio igual para todas las horas Disponibilidad Restricciones red Demanda Características Técnicas Restricciones red D ΣG Despacho Reg. Sec. VERPC La intervención de precios de oferta fue eliminada en la Res. 071/06

11 Se definen las rampas de subida y bajada Res. CREG 009/03 11 Se establece una metodología general para la definición de los parámetros técnicos de rampas de aumento y disminución de generación para las plantas térmicas. MWh Valores fijos de despacho Mínimo Técnico UR1 UR2 UR3... DR1 DR2 DR3 Período P(t) MWh UR#: Variación máxima en MWh de un período al siguiente UR3 DR1 DR#: Variación máxima en MWh de un período al siguiente UR2 DR2 UR1 DR3 Mínimo Técnico Período P(t)

12 Despacho Económico Res. CREG 051/09 12 Oferta de precio igual para todas las horas Precios de arranque y parada Disponibilidad Reserva Regulación Min Σ Σ (Pof x H + Par) s.a. Caract. Técnicas Ht ΣHi Oferta de precio igual para todas las horas Precios de arranque y parada Disponibilidad Restricciones red Demanda DESPACHO Min Σ Σ (Pof x G + Par) s.a. Caract. Técnicas Restricciones red D ΣG Despacho Reg. Sec. No VERPC

13 13 Control Planeación Energética y eléctrica Supervisión Coordinación La coordinación operativa

14 Calidad del servicio STN (Res. 011/09) 14 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 Indisponibilidad por tiempo programado de mantenimiento (50%, seg=100%) Compensaciones ENS

15 Calidad del servicio STR s (Res. 097/08) 15 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 Compensaciones ENS

16 Coordinación Gas - Electricidad 16 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.

17 17 Control Planeación Energética y eléctrica Supervisión Coordinación Supervisión y control operativo

18 Regulación Primaria Res. CREG 023/01 18 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). No cumplimiento (cualitativo) ocasiona Reconciliación a cargo del generador

19 Combustible alterno Res. CREG 048/02 19 Antecedente: Acuerdo 231 (procedimiento cambio parámetros) Características técnicas en la operación Res. 048/02: Reconoce que generadores usan combustibles alternos

20 20 Control Planeación Energética y eléctrica Supervisión Coordinación Transacciones Internacionales de Electricidad Decisión CAN Decisión CAN Res. CREG 004/03 y 014/04 Res. 160/09

21 Despacho económico coordinado Esquema TIE 21 CUESTECITAS CUATRICENTENARIO 220kV SAN MATEO EL COROZO 230 kv ZULIA LA FRÍA 115 kv PANAMERICANA TULCAN 138 kv Nodo A País A País B P A < P B Nodo B Programa de Generación recursos del SIN Activación de TIE JAMONDINO POMASQUI P A > P B 230 kv Sistema A Sistema B Comienzo: 08:00 horas Termina: 14:45 horas (004/03) (14:55 horas 014/04) Cambia Nominación de producción y transporte de gas natural

22 Redespacho 22 Cambios topológicos Indisponibilidad recursos Variación precio nodal de exportación Indisponibilidad del enlace (parcial o total) Incumplimiento comercial reportado (no prepagos suficientes) Variación precio máximo de importación Ecuador

23 Acuerdos Operativos 23 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. 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)

24 24 El Cargo por Confiabilidad

25 Aspectos operativos 25 Energía Firme Generadores tienen incentivos a estar siempre disponibles En períodos críticos de hidrología se espera tener la confiabilidad necesaria Pruebas de disponibilidad Fenómeno El Niño Medidas adicionales derivadas de problemas de transporte de gas.

26 26 Lo que viene

27 El futuro 27 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 activa de generación distribuida Costos 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 Implementación de incentivos a tecnologías no convencionales

28 Redes Inteligentes 28 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 Regulación de nuevos esquemas de control (PMUS WAMS WACS) Nuevos servicios complementarios con el almacenamiento de energía (Energy Storage) Modelos estándar de información Ciberseguridad

29 Aspectos operativos 29 Reglas para mejorar la competencia en generación Nuevo Estatuto de racionamiento Regulación de servicios complementarios (Black Start, Reactiva, Esquemas Suplementarios de Protección del Sistema ) 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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