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Timestamp: 2019-10-20 03:57:35+00:00

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﻿ RESOLUCIÓN 35 DE 1999
RESOLUCIÓN 35 DE 06 DE AGOSTO DE 1999
CONTENIDO:SERVICIO DE ENERGÍA. SE SOMETEN A CONSIDERACIÓN DE LOS AGENTES Y TERCEROS INTERESADOS, LAS BASES METODOLÓGICAS PARA LA IDENTIFICACIÓN Y CLASIFICACIÓN DE LAS RESTRICCIONES Y DE LAS GENERACIONES DE SEGURIDAD EN EL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL.
RESOLUCIÓN 35 DE 1999
“Por la cual se someten a consideración de los agentes y terceros interesados, las bases metodológicas para la identificación y clasificación de las restricciones y de las generaciones de seguridad en el sistema interconectado nacional y los criterios generales y procedimientos para la evaluación y definición de las mismas”.
Que según lo establecido en la Ley 143 de 1994, artículo 23, literal a), es función de la Comisión de Regulación de Energía y Gas, “crear las condiciones para asegurar la disponibilidad de una oferta energética eficiente capaz de abastecer la demanda bajo criterios sociales, económicos, ambientales y de viabilidad financiera…”.
Que la Comisión de Regulación de Energía y Gas, mediante la Resolución 24 de 1995, reglamentó los aspectos comerciales del mercado mayorista de energía en el sistema interconectado nacional, a través de la cual previó un régimen transitorio de asignación de los costos de la generación fuera de mérito;
Que evaluados los resultados del estudio, se encuentra necesario establecer unas bases metodológicas para identificar y clasificar las restricciones y las generaciones de seguridad en el sistema interconectado nacional, así como los criterios generales y procedimientos para evaluar la relación beneficio/costo de levantar las distintas restricciones del STN;
Que conforme con lo dispuesto en la Ley 143 de 1994, el consejo nacional de operación expresó sus opiniones sobre los aspectos contenidos en la presente resolución;
Restricciones. Limitaciones que se presentan en la operación del SIN, que tienen su origen en la capacidad de la infraestructura eléctrica asociada (STR’s y/o SDL’s, activos de conexión al STN, activos de uso del STN o interconexiones internacionales), o en la aplicación de criterios de seguridad y confiabilidad en el suministro de electricidad. Las restricciones se clasifican según su naturaleza en eléctricas y operativas.
Restricción eléctrica. Limitación en el equipamiento del STN, o de activos de conexión al STN, o de los STR’s y/o SDL’s, o de las interconexiones internacionales, tales como límites térmicos admisibles en la operación de equipos de transporte o transformación, límites en la operación del equipamiento que resulten del esquema de protecciones (locales o remotas), límites de capacidad del equipamiento o, indisponibilidad de equipos.
ART. 2º—Ámbito de aplicación. Esta resolución aplica a todos los agentes económicos que hacen uso del SIN.
ART. 3º—Es competencia del centro nacional de despacho, CND, identificar, clasificar y asignar cada una de las restricciones que se presenten en el SIN, así como, la generación de seguridad requerida para suplirlas. Serán responsabilidades del CND las siguientes:
c) Recomendar la definición y adopción de subáreas y áreas operativas, de acuerdo con lo establecido en el artículo 5º de la presente resolución;
d) Realizar estudios técnicos de identificación y clasificación de restricciones, y
e) Elaborar un informe semestral de evaluación de restricciones y de inversiones alternativas o recomendaciones, para la eliminación de las mismas a nivel del STN.
En desarrollo de sus funciones, el CND deberá coordinar con el comité asesor de planeamiento de la transmisión, CAPT, aquellos aspectos asociados con las restricciones, que inciden en la planeación de la expansión de dicho sistema. Para tal efecto, el CND será miembro del CAPT con voz y voto.
ART. 5º—Criterios de planeación y operación de corto plazo; subáreas y áreas operativas. El CND identificará las restricciones y los requerimientos de generación de seguridad en las subáreas y áreas operativas del SIN, de acuerdo con los siguientes estándares en materia de confiabilidad y seguridad en el suministro de electricidad:
a) Confiabilidad determinística. A nivel de cada subárea y área operativa del SIN se deberá cumplir en lo posible con el criterio N-1, según el cual el STN debe ser capaz de transportar en estado estable la energía desde los centros de generación hasta las subestaciones de carga en caso normal de operación y de indisponibilidad de un circuito de transmisión a la vez.
b) Confiabilidad probabilística. A nivel de cada subárea y área operativa del SIN se deberá cumplir en lo posible con el valor esperado de racionamiento de potencia de corto plazo, VERPC, equivalente al 1% del VERP de largo plazo.
El CND hará explícita la forma de aplicar estos criterios en los estudios estáticos y dinámicos del sistema. Así mismo, recomendará, para aprobación del consejo nacional de operación, CNO, la definición de las subáreas y áreas operativas del SIN y sus modificaciones cuando sea necesario, de acuerdo con cambios en la configuración del SIN.
La definición de cada subárea y área operativa debe ser justificada técnica y económicamente, en cuanto a los requerimientos de calidad, confiabilidad y seguridad vigentes.
PAR. 1º—El CND, con base en estudios técnico–económicos, podrá proponer al CNO y a la CREG la revaluación del valor del VERPC establecido, o la adopción de valores diferenciales del VERPC por subárea o área operativa del SIN, de acuerdo con la topología del sistema.
PAR. 2º—El CND propondrá al CNO y a la CREG, el criterio económico subyacente para la definición de las subáreas y áreas operativas del SIN.
ART. 6º—Estudios técnicos. El CND realizará los estudios técnicos de identificación, clasificación y asignación de las restricciones y de las generaciones de seguridad asociadas. Estos estudios deben comprender análisis de flujos de potencia, de estabilidad transitoria (ante fallas predefinidas) y estabilidad permanente, y de confiabilidad, según metodologías a determinar por el CND. Los estudios técnicos deberán ser reproducibles por terceros y la información deberá estar disponible para estos efectos.
ART. 7º—Identificación, clasificación y asignación de restricciones y de las generaciones de seguridad asociadas. El CND, como resultado de los estudios técnicos, deberá establecer el carácter de cada restricción, las condiciones operativas en que se presenta, la razón o razones por la cual es requerida una generación de seguridad y la forma en que se debe concretar dicha generación. Similar análisis debe realizarse con relación a los límites de intercambio entre subáreas y áreas operativas.
ART. 8º—Levantamiento de restricciones. El CND deberá definir un procedimiento de evaluación técnica y económica de soluciones específicas que permitan levantar Restricciones. El procedimiento deberá ser compatible con los análisis y estudios que efectúe el comité asesor de planeamiento de la transmisión.
ART. 9º—Informe semestral de evaluación de restricciones. El CND emitirá un informe semestral de evaluación de restricciones. Este informe debe contener información sobre capacidades de transmisión disponibles y su evolución en el tiempo, las restricciones identificadas y los planes de inversión alternativos o las recomendaciones operativas para el levantamiento de ellas.
Para la preparación del informe semestral de evaluación de restricciones, el CND debe considerar lo definido en el plan de expansión de referencia del STN, así como la información entregada por los generadores, los transmisores, los distribuidores y los comercializadores. El CND creará para estos efectos un mecanismo regular de recolección de información de los agentes.
ART. 10.—Cronograma para la adopción de las normas propuestas en la presente resolución. La aprobación de las bases metodológicas para la identificación y clasificación de las restricciones y de las generaciones de seguridad en el sistema interconectado nacional, y los criterios generales y procedimientos para la evaluación y definición de las mismas, se realizará de acuerdo con el siguiente cronograma:
a) Las observaciones por parte de los agentes y de los terceros interesados en la decisión que adoptará la comisión, deberán ser presentadas dentro de los quince (15) días calendario siguientes a la fecha en que entre en vigencia la presente resolución.
c) La aprobación por parte de la comisión de las disposiciones finales se realizará una vez cumplido lo establecido en el literal anterior.
ART. 11.—Vigencia. La presente resolución rige a partir de la fecha de su publicación en el Diario Oficial, y no deroga ni modifica normas regulatorias vigentes por tratarse de un acto de trámite.

References: RESOLUCIÓN 

RESOLUCIÓN 

RESOLUCIÓN 
 artículo 23
 Resolución 
 resolución 
 artículo 5
 resolución