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Timestamp: 2018-12-15 23:41:56+00:00

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﻿ RESOLUCIÓN 167 DE NOVIEMBRE 14 DE 2017
RESOLUCIÓN 167 DE 14 DE NOVIEMBRE DE 2017
CONTENIDO:COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS. DEFINE LA METODOLOGÍA PARA DETERMINAR LA ENERGÍA FIRME DE PLANTAS EÓLICAS. DEROGA LAS RESOLUCIONES 148 DE 2011 Y 61 DE 2015.
DIARIO OFICIAL N°:50467 DE ENERO 5 DE 2018
RESOLUCIÓN 167 DE 2017
“Por la cual se define la metodología para determinar la energía firme de plantas eólicas”.
en ejercicio de sus atribuciones constitucionales y legales, en especial las conferidas por las leyes 142 y 143 de 1994, y en desarrollo de los decretos 1524 y 2253 de 1994 y 1260 de 2013,
La Comisión de Regulación de Energía y Gas, en desarrollo de los objetivos y funciones señalados, mediante la Resolución CREG 148 de 2011, estableció la metodología de cálculo de energía firme para el cargo por confiabilidad, ENFICC, de plantas de energía eólica.
La Comisión de Regulación de Energía y Gas, mediante la Resolución CREG 061 de 2015 hizo modificaciones a la metodología para determinar la energía firme de plantas eólicas, definida en la Resolución CREG 148 de 2011.
El Consejo Nacional de Operación, CON, mediante comunicación con radicado E-2016-008260 remitió propuesta para modificar la metodología para el cálculo de la ENFICC de plantas eólicas de la Resolución CREG 061 de 2015.
Analizada la solicitud la CREG ha encontrado pertinente hacer ajustes a las reglas sobre la metodología para el cálculo de la energía firme de plantas eólicas que fueron propuestas en el proyecto Resolución CREG 242 de 2016. Los análisis que sustentan la propuesta se encuentran en el Documento CREG 152 de 2016.
Dentro del plazo establecido se recibieron comentarios de los siguientes agentes interesados: Isagén, radicado E-2017-000549; XM, radicado E-2017-000627; Jemeiwaa Ka’I, radicado E-2017-000632; Ventus, radicado E-2017-000677; Enel Green Power, radicado E-2017-000687; Ser Colombia, radicado E-2017-000699; Gecelca, radicado E-2017-000703; Emgesa, radicado E-2017-000705; Consejo Nacional de Operación, CNO, radicado E-2017-000706; Acolgen, radicado E-2017-000707; EPM, radicado E-2017-000711; Celsia, radicado E-2017-000720; Andesco, radicado E-2017-001009.
Los comentarios, sugerencias, observaciones y demás aspectos que presentaron los agentes al proyecto contenido en la Resolución CREG 242 de 2016, fueron analizados en el Documento CREG 97.1 de 2017 y se incorporaron los cambios que se consideraron pertinentes a esta resolución.
La CREG diligenció el formulario de la Superintendencia de Industria y Comercio, SIC, para la evaluación de la incidencia sobre la libre competencia de los actos administrativos del expedidos con fines regulatorios, para determinar la conveniencia de la revisión por parte de la SIC del proyecto de resolución “Por la cual se define la metodología para determinar la energía firme de plantas eólicas” llegando a la conclusión que no es necesario la revisión de la autoridad de competencia. El formulario se encuentra en el anexo 2 del Documento CREG 97.1 de 2017.
La Comisión de Regulación de Energía y Gas, en su Sesión 815 del 14 de noviembre de 2017, acordó expedir esta resolución,
ART. 1º—Energía firme para el cargo por confiabilidad (ENFICC) de plantas o parques eólicos. La energía firme para el cargo por confiabilidad de plantas eólicas despachadas centralmente se determinará así:
1. Plantas eólicas sin información de vientos.
Para el cálculo de la ENFICC de plantas eólicas que tengan información de las velocidades del viento inferior a diez (10) años, se aplicará la siguiente fórmula:
CEN: Capacidad efectiva neta (MW)
2. Plantas eólicas con información de vientos.
Para el cálculo de la ENFICC de plantas eólicas que tengan información de velocidades de viento, se deberá contar con una serie histórica igual o mayor a diez (10) años medidos en el sitio de la planta o estimados haciendo uso de la metodología definida en el presente numeral.
Para estas plantas se aplicará la siguiente metodología:
2.1. Función de conversión.
Para la definición de la función de conversión, que permite obtener energías netas mensuales a partir de velocidades de viento promedio mensuales, se deberá contar con:
i. Medidas en sitio de velocidad diezminutales, dirección de viento y temperatura para un período mínimo de 12 meses continuos.
ii. Información de la ubicación de cada aerogenerador.
iii. Información de otras plantas ubicadas en un radio menor o igual a 5 km en la dirección predominante del viento.
iv. Información de orografía de terreno, rugosidad del terreno, altura del buje, densidad del aire, curva de potencia del aerogenerador.
v. Información de coeficientes de empuje, pérdidas por estela y pérdidas eléctricas.
vi. Información de disponibilidad de la planta o parque.
vii. Cualquier otra información que se considere relevante para la definición del modelamiento energético.
Teniendo en cuenta lo anterior, el Consejo Nacional de Operación, CON, definirá mediante acuerdo las diferentes variables a considerar y la calidad y tratamiento de las mediciones para hacer el modelamiento energético de la planta o parque haciendo uso de los modelos numéricos o software especializado que cumpla con los estándares de la industria eólica. El CNO deberá expedir el acuerdo a los 5 meses, contados a partir de la publicación de la presente resolución en el Diario Oficial.
Con los resultados del modelamiento energético el agente construirá la “Función de conversión” para cada planta o parque que permite obtener la producción de energía neta mensual promedio en kWh/día a partir de velocidades de viento promedio mensual. Lo anterior de acuerdo al protocolo que expida el CNO.
2.2. Características de las medidas de viento.
Las velocidades de viento tendrán las siguientes características:
i. El promedio de velocidades de viento mensual (en m/s) para un año de datos corresponde al promedio simple de las medidas en sitio diezminutales de viento en m/s y, para el resto de años hasta completar los 10 o más años de datos, corresponde al promedio simple de las velocidades horarias de las velocidades de viento medidas o extrapoladas con información secundaria.
ii. En caso de no contar con las mediciones de viento a la altura del buje:
• De acuerdo con las velocidades del viento medidas o extrapoladas para calcular los promedios de que trata el numeral i., el promedio seleccionado será el menor entre:
a) el promedio simple realizado a la altura del buje luego de haber referido cada velocidad del viento a la altura del buje de forma independiente; o
b) el promedio obtenido y referido a la altura del buje a partir del promedio de velocidades de viento realizado a una altura diferente.
• En todo caso si el agente utiliza otro criterio para el cálculo del promedio de velocidad deberá sustentarlo ante el auditor para demostrar que es mejor que el planteado anteriormente.
El CNO mediante acuerdo definirá una lista de técnicas aplicables para referir las velocidades de viento a diferentes alturas de acuerdo con las mejores técnicas utilizadas en la industria eólica. El CNO deberá expedir el Acuerdo a los 5 meses, contados a partir de la publicación de la presente resolución en el Diario Oficial.
2.3. Serie de velocidad de viento.
En caso de no contar con las suficientes medidas de velocidades de viento en el sitio de la planta, se podrá utilizar un procedimiento de extrapolación para obtener la serie de datos históricos hasta completar los 10 años de datos mínimos requeridos. Dicho procedimiento no aplica para la serie de datos que trata el numeral 2.1 del artículo 1º de la presente resolución. El procedimiento de extrapolación deberá cumplir con lo siguiente:
i. Se podrá utilizar información de las estaciones en el área del proyecto, así como la información disponible para el área de análisis en entidades reconocidas a nivel nacional e internacional. El CNO mediante acuerdo informará la lista de entidades reconocidas a nivel nacional o internacional que pueden utilizarse como fuentes de información secundaria. El CNO deberá expedir el acuerdo a los 5 meses, contados a partir de la publicación de la presente resolución en el Diario Oficial.
ii. Se aceptará un factor de correlación de Pearson r mayor o igual a 0.866 entre la información medida en la estación y la información secundaria utilizada para la generación de la serie de vientos. La información para establecer la correlación de Pearson debe tener una resolución horaria. Para el año de datos que se tengan en forma diezminutal se podrán pasar a resolución horaria como el promedio de los seis datos que se tienen en cada hora.
iii. La serie de vientos extrapolada y construida con la información secundaria debe tener una resolución horaria.
iv. El CNO mediante Acuerdo aprobará una lista de métodos de extrapolación que cumplan con estándares de la industria eólica. El CNO deberá expedir el acuerdo a los 5 meses, contados a partir de la publicación de la presente resolución en el Diario Oficial.
2.4. Cálculo de la ENFICC.
Para la estimación de la energía firme de la planta se aplicará lo siguiente:
i. La energía que se genera en cada mes de la serie de velocidades de viento será:
EM: Energía en el mes M [kWh/día]
EFCM: Energía en el mes M calculada con la función de conversión [kWh/día]
CEN: Capacidad efectiva neta [MW]
IHF: Indisponibilidad histórica forzada. Para el IHF con información reciente,
se utiliza la tabla de factores definidos en el numeral 3.4.1 del anexo 3 de la Resolución CREG 071 de 2006 para plantas eólicas.
ii. Se obtendrá el mínimo valor de cada año de la serie de energía definida en el literal anterior.
iii. De los valores anteriores, el menor valor corresponderá a la ENFICC.
PAR. 1º—Si el generador declara una energía firme superior a la ENFICC, el Centro Nacional de Despacho, CND, considerará como valor declarado la ENFICC.
PAR. 2º—Una vez declarada la energía firme, el CND deberá verificar que el valor se encuentre dentro del límite establecido en la presente resolución y aplica las mismas reglas para verificación definidas en los artículos 38 y 41 de la Resolución CREG 071 de 2006. En el cálculo de energía firme que verifica el CND tendrá en cuenta las velocidades de viento y la función de conversión declarada por el agente.
ART. 2º—Energía disponible adicional. La energía disponible adicional de plantas eólicas será la energía que exceda la ENFICC declarada por el generador, calculada para cada uno de los meses del período que definió la cantidad de ENFICC a declarar.
ART. 3º—Verificación de parámetros plantas eólicas. Los mecanismos de verificación de la información de parámetros para la estimación de la ENFICC de plantas eólicas serán los siguientes:
i. Para capacidad efectiva neta (CEN) procedimiento definido en el anexo 6 de la Resolución CREG 071 de 2006 para plantas hidráulicas, pero utilizando los protocolos que para tal fin adopte el Consejo Nacional de Operación, CON, para plantas eólicas.
ii. Para el caso de IHF se aplicará el mismo procedimiento definido en el anexo 6 de la Resolución CREG 071 de 2006 de IHF para plantas hidráulicas.
iii. El auditor verificará el cumplimiento del acuerdo del CNO, así como que la función de conversión declarada por el agente y las series de viento medidas o extrapoladas, están de acuerdo con lo definido en los numerales 2.1 a 2.3 del artículo 1º de la presente resolución. En caso que la función de conversión verificada por el auditor determine la energía en cualquiera de los meses de los 10 o más años de análisis con una diferencia menor o igual al 2%, se acepta lo del agente. En caso que la diferencia sea mayor al 2% en cualquiera de los meses y se sobreestime la energía de la planta, el agente deberá contratar otra Auditoría y el valor de la función de conversión será la que produzca la energía de acuerdo a la mediana estadística para los valores del agente y los dos auditores.
Los requisitos mínimos para adelantar la Auditoría se encuentran en el anexo de la presente resolución. El costo de la(s) auditoria(s) estará(n) a cargo del agente.
PAR. 1º—Después de la entrada en operación de la planta o parque aerogenerador, el CND hará verificación de la función de conversión contra la energía generada, cada tres (3) años. En el caso de la energía generada se deberán retirar de la serie de datos los periodos en donde se presentaron eventos causados por terceros y que se definirán en la metodología de verificación.
Los resultados de la anterior verificación los remitirá el CND a la CREG. Si la verificación anterior encuentra que la energía real generada en cualquier periodo de análisis tiene un incremento o disminución en el porcentaje definido en el artículo 41 de la Resolución CREG 071 de 2006, se aplicarán las reglas establecidas en el precitado artículo; es decir, en el caso de que la energía de la función de conversión sea mayor al porcentaje establecido en el artículo 41 de la Resolución CREG 071 de 2006 respecto a la energía real generada, se debe aplicar nuevamente el procedimiento de declaración de parámetros para el recálculo de la función de conversión.
PAR. 2º—La metodología para verificación de la función de conversión que realizará el CND la propondrá a la CREG para su aprobación. La metodología debe incluir los datos que se deben excluir para verificar la energía.
ART. 4º—Adición de los formatos 20 y 21 del numeral 5.2 del anexo 5 de la Resolución CREG 071 de 2006. El formato 20: Plantas eólicas y el formato 21: Serie histórica de velocidad mensual promedio del viento al numeral 5.2 del anexo 5 de la Resolución CREG 071 de 2006 quedarán así:
“Formato 20. Plantas eólicas
Nombre Capacidad efectiva neta1 (MW) IHF (%) Función de conversión
1 En ningún caso, durante el período de vigencia de la obligación, la capacidad efectiva neta registrada ante el mercado de energía mayorista podrá ser superior al valor aquí declarado. El valor de CEN se puede actualizar según lo definido la Resolución CREG 096 de 2006.
Formato 21. Serie histórica de velocidad mensual promedio del viento
Serie histórica de velocidad promedio del viento
Planta Año Mes Velocidad (m/s)1
1 Valor de la velocidad mensual promedio a la altura del buje de acuerdo a lo establecido en el numeral 2.2 del artículo 1º de la presente resolución”.
ART. 5º—Modifíquese el artículo 41 de la Resolución CREG 071 de 2006. El artículo 41 de la Resolución CREG 071 de 2006 quedará así:
“ART. 41.—La declaración de la ENFICC se hará por una sola vez, antes del inicio del período de transición, empleando el formato de comunicación del anexo 4 de esta resolución. No obstante, el agente podrá declarar una distinta con al menos tres (3) meses de antelación al inicio de una Subasta o del mecanismo de asignación que haga sus veces, cuando:
1. Sea una planta o unidad de generación a la que no se le haya calculado previamente ENFICC; o
2. Una planta y/o unidad de generación tenga cambios en sus características que afecten su ENFICC en uno de los dos (2) casos siguientes: que el incremento de su ENFICC exceda el 10% de la misma, por desvíos de ríos, por modificaciones en el contrato de combustibles, cambios en alguno de los factores o parámetros que afecten el cálculo de la energía firme de plantas de energía eléctrica; o que el incremento de su ENFICC por tales cambios exceda el 10% del incremento de la demanda nacional del año inmediatamente anterior al que se hace el cálculo. Esta revisión solamente tendrá efecto en la oferta del generador para la siguiente subasta o para los años siguientes del período de transición.
En el caso de plantas y/o unidades de generación térmica cuyos contratos de suministro y transporte de combustible no cubran el período de vigencia de la obligación, y que no hayan cumplido las exigencias de los artículos 48 y 49 de esta resolución, la ENFICC se recalculará de conformidad con los ajustes a que dé lugar la nueva información de los contratos. Esto sin perjuicio del cumplimiento de su obligación de energía firme durante el período de vigencia establecido, y de la ejecución de la respectiva garantía.
PAR. 1º—Una planta y/o unidad de generación que tenga cambios en sus características que afecten su ENFICC, disminuyéndola en más del 10%, deberá declarar nuevamente los parámetros para que le sea recalculada la ENFICC. La CREG podrá iniciar este proceso de oficio.
PAR. 2º—Cuando no se realice declaración de ENFICC, se tomará como declaración la última realizada y verificada por el CND”.
ART. 6º—Modificación del aparte “Indisponibilidad histórica forzada para plantas y/o unidades de generación con información reciente” del numeral 3.4.1, anexo 3 de la Resolución CREG-071 de 2006. El aparte “Indisponibilidad histórica forzada para plantas y/o unidades de generación con información reciente” del numeral 3.4.1, anexo 3 de la Resolución CREG-071 de 2006 quedará así:
“• Indisponibilidad histórica forzada para plantas y/o unidades de generación con información reciente.
El IHF de las plantas y/o unidades de generación con información reciente se determinará de acuerdo con su tiempo de operación, con base en siguiente tabla:
Tipo de tecnología 1er año (1ª columna) 2ª año (2a columna) 3er año (3ª columna)
Gas y combustibles líquidos 0.2 El menor valor entre 0.15 y el índice histórico del primer año completo de operación El índice histórico del segundo año completo de operación
Carbón y otros combustibles no incluidos en los casos anteriores 0.3 El menor valor entre 0.2 y el índice histórico del primer año completo de operación El índice histórico del segundo año completo de operación
Hidráulicas 0.15 El menor valor entre 0.1 y el índice histórico del primer año completo de operación El índice histórico del segundo año completo de operación
Eólica 0.1 El menor valor entre 0.06 y el índice histórico del primer año completo de operación El índice histórico del segundo año completo de operación
a) Si una unidad aún no ha entrado en operación pero se considera en el horizonte de análisis, o se encuentra en operación desde hace menos de doce (12) meses, se utilizarán los siguientes IHF:
• Para el primer año de operación de la unidad, el valor que aparece en la primera columna;
• Para el segundo año de operación de la unidad en adelante, los valores de 0.15 para unidades térmicas a gas y combustibles líquidos, 0.2 para unidades térmicas a carbón y otros combustibles no contemplados en los casos anteriores, 0.1 para unidades hidráulicas y 0.06 para plantas eólicas;
b) Si una unidad es calificada como especial o nueva, se utilizarán los siguientes IHF:
• Para el primer año de operación de la unidad, el valor que aparece en la primera columna de la tabla anterior;
• Para el segundo año de operación de la unidad en adelante, el valor será de 0.05.
Cuando la unidad entre en operación, el IHF se actualizará de acuerdo con la tabla según se cumplan los años de operación;
c) Para el cálculo de la ENFICC, el generador podrá declarar un IHF menor, y superior a 0.05, siempre y cuando aporte las garantías correspondientes a la diferencia de la ENFICC entre su declaración y la que resultaría de considerar el IHF calculado con base en la información histórica.
d) Si una unidad se encuentra en operación desde hace más de doce (12) meses, pero su operación no ha completado veinticuatro (24) meses, se utilizarán para todo el horizonte, desde la entrada en operación de la unidad, los índices resultantes de la segunda columna;
e) Si una unidad se encuentra en operación desde hace más de veinticuatro (24) meses, pero su operación no ha completado treinta y seis (36) meses, y tiene información suficiente, se utilizarán para todo el horizonte, desde la entrada en operación de la unidad, los índices resultantes de la tercera columna;
f) Si una unidad se encuentra en operación desde hace más de veinticuatro (24) meses, pero su operación no ha completado treinta y seis (36) meses y tiene información insuficiente, el índice se calculará con la información correspondiente a las estaciones de verano involucradas en el período considerado.
En el cálculo de los IHF para todo tipo de plantas y/o unidades de generación, no se incluirán:
1. Los eventos relacionados con el STN y/o STR que afecten el índice.
2. Los eventos resultantes de una declaración de racionamiento programado por parte del Ministerio de Minas y Energía en los términos del Decreto 880 de 2007, o aquel que lo modifique o sustituya, en virtud del cual se señalan los sectores de consumo más prioritarios.
Para efectos de excluir del cálculo de los IHF los eventos relacionados con la declaración de racionamiento programado, el generador debe cumplir con las siguientes disposiciones:
i) Tener celebrados contratos firmes de suministro y transporte de gas natural.
ii) En la respectiva hora no tener previamente programados mantenimientos.
iii) Destinar el gas contratado al sector prioritario definido por el Ministerio de Minas y Energía.
iv) Para este efecto el transportador y el productor de gas reportarán al CND y al ASIC, inmediatamente termine el ciclo de nominación vigente en gas, la cantidad de energía nominada por cada generador térmico a gas con destino al sector prioritario definido por el Ministerio de Minas y Energía.
3. En el cálculo del IHF de las plantas o unidades de generación térmica a gas natural que declaren, para el período de vigencia de la obligación, la operación continua con un combustible diferente a gas natural, o la infraestructura y el combustible alterno para respaldar la operación con gas natural, se excluirán los siguientes eventos:
i) Los relacionados con el STN y/o STR que afecten el índice, y
ii) Los relacionados con indisponibilidad de gas natural.
Para tal efecto, el generador deberá suscribir una garantía que cubra el diferencial de energía asociado al cambio en el IHF. Esta garantía deberá cumplir con lo dispuesto en el capítulo VIII de esta resolución y deberá ser remitida a la CREG a más tardar el 25 de noviembre del año en el que inicia el período de vigencia de la obligación.
La planta o unidad térmica que va a utilizar o respaldar la operación continua con combustible diferente a gas natural, deberá aprobar una prueba de generación con este combustible efectuada de acuerdo con lo establecido en la Resolución CREG-109 de 2005, o aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan. Esta prueba deberá realizarse dentro de los primeros dos (2) meses del período de vigencia de la obligación y su éxito será declarado por el agente al CND siempre y cuando una firma auditora reconocida, contratada por el generador, certifique que la generación durante la prueba se efectuó con el combustible diferente a gas natural.
Si la prueba es calificada como no exitosa, el generador deberá suscribir un contrato de respaldo suficiente para cubrir el diferencial de energía asociado al cambio en el IHF, vigente hasta que se efectúe una prueba exitosa. En caso contrario se hará efectiva la garantía.
Si esta planta o unidad térmica retorna a la utilización de gas natural, para una nueva asignación de obligaciones de energía firme se aplicarán los numerales 1 y 2 anteriores”.
ART. 7º—Vigencia. Esta resolución rige a partir de su publicación en el Diario Oficial y deroga las resoluciones CREG 148 de 2011 y CREG 061 de 2015.
Dada en Bogotá, D.C., a 14 de noviembre de 2017.
Requisitos mínimos de la auditoría
La auditoría observará como mínimo los siguientes requisitos:
1. La auditoría deberá ser un concepto especializado de una persona natural o jurídica, elegida por selección objetiva por el agente de una lista definida mediante acuerdo del CNO.
2. La Auditoría deberá verificar lo definido en el artículo 3º de la presente resolución.
3. Se deberá entregar un informe final de la auditoría donde se expliquen y relacionen todos los estudios, software, métodos y análisis estadísticos que sirvieron de base para el dictamen.
4. Las pruebas que se requieran se realizarán siguiendo normas nacionales o internacionales.
5. Previo a la entrega del informe final, el auditor deberá validar las conclusiones del dictamen con el agente, dando acceso a las memorias de cálculo y permitiéndole contradecir el informe y formular solicitudes de complementación o aclaración que se resolverán en el informe final.
6. El informe final deberá ser entregado a la CREG en el momento en que el agente realiza la declaración de la ENFICC y debe contener el resultado de la auditoría para los numerales 2.1 a 2.3 del artículo 1º de la presente resolución.
7. El informe final de los parámetros CEN e IHF se deberá entregar a la CREG en la fecha que esta defina para las auditorías de dichos parámetros para las plantas que participan en la asignación de OEF.

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