Source: http://apolo.creg.gov.co/Publicac.nsf/1c09d18d2d5ffb5b05256eee00709c02/837d66202f42fbbc05257a9c0045e68c?OpenDocument
Timestamp: 2018-12-11 03:11:03+00:00

Document:
Publicación Diario Oficial No.: 48.586, el día:17/October/2012
Publicada en la WEB CREG el: 19/October/2012
RESOLUCIÓN No. 093 DE 2012
( 24 AGO. 2012 )
Por la cual se establecen el reglamento para el reporte de Eventos y el procedimiento para el cálculo de la Energía No Suministrada, y se precisan otras disposiciones relacionadas con la calidad del servicio en el Sistema de Transmisión Nacional.
Ley 143 de 1994; Art. 23 Lit. n)
Ley 142 de 1994; Art. 73 Num. 73.22; Art. 87 Num. 87.8
Resolución CREG 159 de 2010
Resolución CREG 11 de 2009; Art. 15; Art. 16; Art. 17; Art. 19
Resolución CREG 8 de 2003; Art. 6o.
Resolución CREG 65 de 2000
Resolución CREG 61 de 1996
La misma resolución define como una función de los Transmisores Nacionales, TN, la de “Controlar directamente la ejecución de maniobras en los Activos de Uso del STN, Activos de Conexión al STN y de las Interconexiones Internacionales con tensión de operación igual o superior a nive220 kV que sean de su propiedad y en los activos que le hayan sido encargados por otros Transportadores y agentes generadores no despachados centralmente”.
Mediante la Resolución CREG 011 de 2009 se aprobaron la metodología y las fórmulas tarifarias para la remuneración de la actividad de transmisión de energía eléctrica en el Sistema de Transmisión Nacional, STN.
“Artículo 15. Responsabilidad por la Calidad del Servicio en el STN. La continuidad en la Transmisión de Energía Eléctrica en el STN, dentro de niveles de calidad establecidos en el CAPÍTULO 4 del Anexo General de esta Resolución, será responsabilidad de los TN.
Artículo 16. Calidad del Servicio en el STN. La calidad de la Transmisión de Energía Eléctrica en el STN se medirá de acuerdo con lo establecido en el CAPÍTULO 4 del Anexo General de esta Resolución.
Parágrafo. El CND deberá someter a aprobación de la CREG una propuesta para el Reporte de Eventos y los formatos para el reporte de la información de que trata el numeral 4.2 del Anexo General de la presente Resolución, así como las reglas que aplicará para el cálculo de la Energía No Suministrada y el Porcentaje de Energía No Suministrada, a más tardar dentro de los tres (3) meses siguientes a la vigencia de la presente Resolución.”
En el artículo 17 de la Resolución CREG 011 de 2009 se indican las compensaciones por variaciones en la calidad del servicio que excedan o superen los límites definidos y la forma como estas compensaciones disminuyen el Ingreso Mensual de los TN y a su vez el cargo T de la fórmula tarifaria general del costo de prestación del servicio
“Artículo 19.	Obligación de Reportar Eventos. Los agentes que presten Servicios de Transmisión de Energía Eléctrica en el STN deberán informar al CND la ocurrencia de cualquier Evento, dentro de los quince (15) minutos siguientes a la ocurrencia del mismo, y la Finalización de la Ejecución de Maniobras dentro de los cinco (5) minutos siguientes. En caso de que un agente no efectúe tales notificaciones en estos plazos, se ajustará el número Máximo de Horas Anuales de Indisponibilidad del Activo correspondiente, de acuerdo con lo establecido en el numeral 4.4 del Anexo General de la presente Resolución.”
Mediante comunicación de XM Compañía de Expertos en Mercados S.A. E.S.P., radicada en la CREG con el número E-2009-000007, el CND remitió el
“Reglamento para el reporte, validación y solicitud de modificación de la información de maniobras y eventos en los activos de conexión al STN y en los activos de uso del STR”. Posteriormente, en las comunicaciones con radicados CREG E-2009-002766 y E-2009-005471, XM presentó nuevas versiones del reglamento y, mediante la comunicación con radicación CREG E-2009-004981, XM presentó la “Propuesta de procedimiento para la estimación de la energía no suministrada (ENS)”.
El Consejo Nacional de Operación, CNO, expidió el Acuerdo 534 del 7 de abril de 2011, “Por el cual se aprueban las Causas Detalladas para el Reporte de Maniobras, Eventos y Cambios de Operatividad de activos del Sistema de Transmisión Nacional – STN”.
Mediante la Resolución CREG 157 de 2011 se derogó el artículo 6 de la Resolución CREG 008 de 2003, en el que se establecía un plazo para la solicitud de modificaciones a la información de eventos en los sistemas de transporte; por lo que se consideró conveniente definir este plazo como parte del Reglamento de Eventos.
En cumplimiento de lo establecido en el artículo 7 de la Ley 1340 de 2009 y en el artículo 5 del Decreto 2897 de 2010, se respondió el cuestionario elaborado por la Superintendencia de Industria y Comercio encontrando que todas las respuestas fueron negativas, dado que las disposiciones contenidas en esta resolución no tienen incidencia sobre la libre competencia en los mercados y, en consecuencia, no se requiere informar a esa Superintendencia.
Artículo 1.	Ámbito de aplicación. Lo dispuesto en esta resolución se aplicará a los agentes que realizan la actividad de transmisión de energía eléctrica y a todos aquellos agentes responsables de la información necesaria para la aplicación del esquema de calidad del servicio en el Sistema de Transmisión Nacional, STN, establecido en el capítulo 4 del anexo general de la Resolución CREG 011 de 2009 o las que la modifiquen o sustituyan.
Artículo 2.	Reporte de Eventos. Los TN deberán reportar los Eventos en activos del STN de acuerdo con el reglamento previsto en el anexo general de la presente resolución.
Artículo 3.	Cálculo de Energía No Suministrada en el STN. El cálculo de la Energía No Suministrada, ENS, se realizará de conformidad con el procedimiento establecido en el anexo general de esta resolución.
Artículo 4.	Base de datos para el reporte de Eventos. La información de Eventos deberá mantenerse actualizada en la base de datos creada por el CND para su reporte. Esta información será utilizada, entre otros, para calcular las variables relacionadas con la calidad del servicio, las compensaciones, las remuneraciones de los activos y también será insumo para la determinación de la ENS.
El CND deberá mantener almacenada la información de Eventos, en medio digital o de última tecnología, por un periodo no inferior a cinco años. Esta información deberá estar disponible para consulta de la Unidad de Planeación Minero Energética, UPME, de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, SSPD, o de la CREG.
Artículo 5.	Ajuste del programa de mantenimiento. Durante los primeros 15 días calendario de vigencia de la presente resolución, si lo consideran necesario como consecuencia de lo aquí dispuesto, los TN tendrán la opción de ajustar su programa de mantenimiento y no se considerará como un cambio del programa semestral.
Artículo 6.	Activos que entran en operación comercial. A partir de la fecha de entrada en operación comercial de activos del STN, y hasta que se inicie su remuneración a través de cargos por uso, el agente que los represente ante el LAC será responsable por la ocurrencia de Eventos en estos activos que ocasionen ENS.
Parágrafo. En todo caso, cuando los activos estén incluidos en la remuneración del STN a través de cargos por uso, el agente que los represente ante el LAC será responsable por el cumplimiento de todos los indicadores de calidad establecidos en el capítulo 4 del anexo general de la Resolución CREG 011 de 2009. Para el cálculo de las Horas de Indisponibilidad del activo, solo se tendrán en cuenta las reportadas desde el primer mes de remuneración.
Artículo 7.	Nueva indisponibilidad excluida. Al listado de indisponibilidades excluidas, del numeral 4.6 del anexo general de la Resolución CREG 011 de 2009, se adiciona la siguiente:
“vii. La ejecución de obras por parte de entidades estatales o las modificaciones a las instalaciones existentes ordenadas en los Planes de Ordenamiento Territorial.”
Artículo 8.	Aclaración de las indisponibilidades excluidas. Cuando se presenten Eventos ocasionados por indisponibilidades excluidas contenidas en el listado del numeral 4.6 del anexo general de la Resolución CREG 011 de 2009, no se calcularán las horas de indisponibilidad, HIDm,k, del activo ni la variable CANOi,m,k, definidas respectivamente en los numerales 4.5 y 4.8.3 del citado anexo.
Sin embargo, cuando los anteriores Eventos ocurran en el mismo periodo horario con Eventos ocasionados por indisponibilidades no excluidas y se determine que hubo ENS, se deberá seguir el procedimiento descrito en el numeral 3.5 del anexo general de esta resolución.
Artículo 9.	Aclaración del costo de Racionamiento. El Costo Incremental Operativo de Racionamiento de Energía a utilizar para el cálculo de la fórmula del aparte 3 del numeral 4.8.3 del anexo general de la Resolución CREG 011 de 2009, será el que rija para el mes m en el que se aplique la variable CANOi,m,k teniendo en cuenta lo previsto en el numeral 4.8.3.1 del mismo anexo.
Artículo 10.	Fecha de inicio de aplicación. La metodología de calidad del servicio en el STN, prevista en el capítulo 4 del anexo general de la Resolución CREG 011 de 2009, y lo establecido en esta resolución se aplicarán a partir del primero de enero de 2013, salvo los apartes donde se indique un plazo diferente.
Artículo 11.	Vigencia. La presente resolución rige a partir de la fecha de su publicación en el Diario Oficial. A partir del inicio de su aplicación deroga las normas que le sean contrarias, en particular la Resolución CREG 061 de 2000.
Dado en Bogotá, a los, 24 AGO. 2012
CAPÍTULO 1.	ASPECTOS GENERALES
El tiempo durante el cual un activo se reporte como Activo no Operativo se considerará para el calculo de la variable CANOm,k, definida en el numeral 4.8.3 del anexo general de la Resolución CREG 011 de 2009 o la que la modifique o sustituya, del activo del STN causante de la no operatividad, solo cuando este último no pertenezca a una Zona Excluida de CANO y, además, haya superado las máximas horas anuales de indisponibilidad permitidas o haya ocasionado ENS.
Capacidad Disponible del Activo: para aplicación de lo previsto en este anexo y de la fórmula del numeral 4.5 del anexo general de la Resolución CREG 011 de 2009, la capacidad disponible del activo es la parte de éste que queda en operación en caso de un Evento y se calcula teniendo en cuenta las siguientes condiciones para cada activo:
a)	módulo de barraje: si la unidad constructiva queda parcialmente disponible se considera que la capacidad disponible es el 50% de la capacidad nominal,
b)	líneas, transformadores y unidades de compensación: la capacidad disponible es la capacidad real disponible del activo, medida en las mismas unidades de la capacidad nominal,
c)	para los demás activos se considera que la capacidad disponible es 0% o el 100% de la capacidad nominal, dependiendo de si el equipo esta en falla o esta en funcionamiento normal.
1.2	Consideraciones especiales
1.2.1	Datos Históricos
Para los activos a los que se les exigía el reporte de indisponibilidades de acuerdo con lo establecido en el artículo 5 de la Resolución CREG 061 de 2000, se utilizarán los datos históricos en la forma establecida en el numeral 4.5 del Anexo General de la Resolución CREG 011 de 2009. Para los activos a los que no se les exigía dicho reporte, se asumirá que las horas de indisponibilidad, durante los meses anteriores al primer mes de aplicación de la metodología establecida en la Resolución CREG 011 de 2009, son iguales a cero.
1.2.2	Mantenimiento Mayor
El Mantenimiento Mayor de un activo es el que se realiza por una vez cada seis años y requiere un tiempo mayor a las Máximas Horas Anuales de Indisponi­bilidad fijadas para ese activo.
De acuerdo con lo señalado en el artículo 18 de la Resolución CREG 011 de 2009, el tiempo máximo permitido para el Mantenimiento Mayor para una unidad constructiva o para una línea, durante el periodo de seis años que inició el 1 de enero de 2012, es de 96 horas. Se exceptúan los activos asociados a unidades constructivas, UC, de tipo encapsuladas cuyo Mantenimiento Mayor se realizará una vez cada 12 años, contados a partir del 1 de enero de 2012, y con un tiempo máximo reconocido de 192 horas. La cantidad de horas que sobrepase las definidas para el mantenimiento mayor no se considerará indisponibilidad excluida.
1.2.3	Horas programadas para mantenimiento
1.2.4	Reglas adicionales para indisponibilidades excluidas
a)	para las exclusiones contempladas en el aparte iv del numeral 4.6 del anexo general de la Resolución CREG 011 de 2009, la declaración oficial al CND a que hace referencia el aparte en mención deberá ser por escrito, anexando la información de los activos afectados y la manifestación de que cumplió con los demás puntos exigidos en el citado aparte,
b)	para las exclusiones contempladas en el aparte vii del numeral 4.6 del anexo general de la Resolución CREG 011 de 2009, el TN afectado deberá declarar oficialmente al CND, mediante comunicación escrita, la fecha de inicio de intervención de activos por la ejecución de obras por parte de entidades estatales o sobre las modificaciones a las instalaciones existentes ordenadas en los Planes de Ordenamiento Territorial, detallando los activos afectados, el número de días calendario de la indisponibilidad y adjuntando las respectivas certificaciones de las entidades estatales o de los organismos correspondientes.
1.3	Zona Excluida de CANO
1.3.1	Identificación de Zonas Excluidas de CANO
a)	informar al CND y a la UPME la existencia de la zona, incluyendo el respectivo diagrama unifilar, y
b)	identificar e informar al LAC los Activos del STN que hacen parte de la zona.
1.3.2	Lista de Zonas Excluidas de CANO
CAPÍTULO 2.	REGLAMENTO PARA EL REPORTE DE EVENTOS
Los reportes de los Eventos en los activos deberán ser ingresados por los agentes a la base de datos correspondiente dentro del plazo establecido en el numeral 2.5 del presente anexo. Esto sin perjuicio de lo previsto en la Resolución CREG 011 de 2009 sobre la obligación de los TN de informar al CND la ocurrencia de cualquier Evento, dentro de los 15 minutos siguientes a la ocurrencia del mismo y la finalización de la ejecución de maniobras dentro de los cinco minutos siguientes.
2.1	Activos del STN a reportar
a)	Autotransformador
b)	Bahía de Compensación (Incluye la UC CP211)
c)	Bahía de Línea
d)	Bahía de Transformación
e)	Línea 220 o 230 kV
f)	Línea 500 kV
g)	Módulo de Barraje
h)	Módulo de Compensación
i)	VQC
j)	Otros Activos:
-	Bahía de Acople
-	Bahía de Seccionamiento
-	Bahía de Transferencia
-	Banco de Reactores
-	Corte Central
-	Diferencial de barras
-	Enlace ICCP
-	Sistema de Comunicaciones
Si una línea esta conformada por más de un circuito, deberán reportarse por separado los Eventos de cada uno de los circuitos.
Las compensaciones se calculan para los activos enunciados en el Artículo 1 de la presente Resolución. Para el caso de los proyectos adjudicados mediante procesos de libre concurrencia, la clasificación de los activos deberá actualizarse cada vez que entre en vigencia la resolución que defina las UC para remunerar la actividad de transmisión.
2.2	Procedimiento para el reporte de Eventos
a)	activo sobre el cual se presenta el Evento,
b)	fecha y hora de ocurrencia del Evento,
c)	duración del Evento, de acuerdo con lo establecido en el numeral 4.5 del anexo general de la Resolución CREG 011 de 2009 y teniendo en cuenta los tiempos de ejecución de maniobras establecidos por la regulación y los procedimientos que el CNO defina para tal fin,
d)	la Capacidad Disponible del Activo durante el Evento,
e)	causa que origina el Evento, precisando si corresponde a alguna de las excluidas, según lo previsto en el numeral 4.6 del anexo general de la Resolución CREG 011 de 2009,
f)	cuando el activo quede no operativo por causa de otro del STN, informar el activo causante,
g)	señalar si el Evento obedece a la operación de un esquema suplementario, identificando el respectivo esquema,
h)	diferenciación entre Eventos programados y no programados,
i)	número de consignación, cuando aplique,
j)	clasificación según las causas detalladas, acordadas y publicadas por el Consejo Nacional de Operación, CNO,
k)	descripción del Evento,
2.3	Responsabilidad del reporte de información
2.4	Validación de la información
La información validada por el CND y, de ser el caso, ajustada según los comentarios de los agentes, será la que deberá quedar registrada en la base de datos de reporte de Eventos de que trata el Artículo 4 de la presente resolución.
2.5	Plazos
Plazo (h)
Ingreso de reporte de Eventos
Validación y publicación de listado de inconsistencias
Solicitud de modificación de información
Respuesta a solicitudes de modificación
CAPÍTULO 3.	CÁLCULO DE LA ENERGÍA NO SUMINISTRADA
3.1	Demanda Entregada
La Demanda Entregada en el Sistema Interconectado Nacional, SIN será estimada por el CND, a partir de la suma de las demandas de todos los comercializadores que atienden usuarios conectados al SIN. Los datos de energía de cada periodo horario deben estar referidos al STN, sin considerar las pérdidas en este sistema.
3.2	Pronóstico de Demanda
3.3	Pronóstico Nuevo de Demanda
Para el período horario asociado con un Evento en el STN y para el siguiente periodo horario, en caso de que subsista el Evento, el CND calculará un Pronóstico Nuevo de Demanda, ajustado a partir de la Demanda Entregada y el Pronóstico de Demanda, sin considerar las pérdidas en el STN. La fórmula de cálculo del Pronóstico Nuevo de Demanda, es la siguiente:
PRNh :
Pronóstico Nuevo de Demanda para el periodo horario h
PRh :
Pronóstico de demanda utilizado en el Despacho Económico para el periodo horario h
Pronóstico de demanda utilizado en el Despacho Económico para el periodo horario a
Demanda Entregada en el periodo horario a
Periodo horario en el que se presenta el Evento y el periodo horario siguiente, en caso de que subsista el Evento
Último periodo horario, anterior a la presentación del Evento en análisis, para el cual no se tenía efecto en la demanda atendida causado por otros Eventos en el STN
3.4	Cálculo de la ENS
Dentro de los dos días calendario siguientes al plazo para la respuesta de solicitudes de modificación, establecido en el numeral 2.5 del presente anexo, para cada periodo horario que tenga asociado uno o más Eventos no programados ocasionados por activos del STN, el CND determinará la ENS y el PENS. En todo caso, el CND deberá suministrar al LAC la información requerida para el cálculo de las compensaciones, correspondientes al mes a facturar, con anterioridad a la fecha en que se elabora la facturación mensual de los cargos por uso del STN.
La ENS para cada periodo horario, ENSHh, será la diferencia entre el Pronóstico Nuevo de Demanda, calculado de acuerdo con la fórmula del numeral 3.3 de este anexo, y la Demanda Entregada:
El PENS para cada periodo horario, se calcula así:
Cuando PENSh sea superior al 2%, la ENS a considerar por causa del Evento, ENSh, será el valor máximo entre el resultado obtenido para el periodo horario en el que ocurrió el Evento (h=1e) y el del periodo horario siguiente (h=2e), en caso de que subsista el Evento:
Este último resultado se utilizará como la variable ENSh en la fórmula del aparte 3 del numeral 4.8.3 del Anexo General de la Resolución CREG 011 de 2009 y la variable PENSh del mismo numeral tomará el valor del PENSh correspondiente al periodo horario de la máxima ENSHh.
ENSHh : Energía No Suministrada en el periodo horario h
PRNh : Pronóstico Nuevo de Demanda para el periodo horario h
DEh : Demanda Entregada en el periodo horario h
PENSh : Porcentaje de Energía No Suministrada en el periodo horario h
ENSh : Energía No Suministrada asociada a Eventos ocasionados por Activos del STN
3.5	Cálculo de ENS para Eventos simultáneos
Cuando en un mismo activo y en un mismo periodo horario se presentan dos o más Eventos, la ENS se calculará con las fórmulas previstas en el numeral 3.4 de este anexo, sin hacer desagregación de cada uno de los Eventos ocurridos.
Cuando durante el mismo periodo horario se presenten sendos Eventos independientes en más de un activo, y el PENSh, calculado conforme el numeral 3.4 de este anexo, supere el 2%, el CND estimará la ENS asociada con cada Evento aplicando las siguientes fórmulas:
PPi: porcentaje de participación del Evento i en la ENS,
Hi: duración de la indisponibilidad causada por el Evento i, expresada en horas, considerando únicamente los dos primeros periodos horarios,
ENSi: Energía No Suministrada ocasionada por el Evento i,
NS: número de Eventos simultáneos,
3.6	Informe sobre ENS
a)	número y descripción de Eventos registrados y los activos causantes de los Eventos,
b)	valores y memoria de cálculo de todas las variables descritas en este capítulo,
c)	curva de la potencia activa en el SIN, para el periodo horario del Evento, los 12 periodos horarios anteriores y los 12 siguientes a la ocurrencia del mismo, y
d)	el informe final del Evento previsto en los acuerdos del CNO,
Creg093-2012.docx - Res. 093-2012.pdf
- D-051-12 REPORTE DE EVENTOS Y CÁLCULO DE ENERGÍA NO SUMINISTRADA EN EL STN.pdf

References: RESOLUCIÓN 

Resolución 

Resolución 

Resolución 

Resolución 

Resolución 
 resolución 
 Resolución 

Artículo 16
 artículo 17
 Resolución 
 Resolución 
 artículo 6
 Resolución 
 artículo 7
 artículo 5
 resolución 

Artículo 1
 resolución 
 Resolución 

Artículo 2

Artículo 3

Artículo 4

Artículo 5

Artículo 6
 Resolución 

Artículo 7
 Resolución 

Artículo 8
 Resolución 

Artículo 9
 Resolución 

Artículo 10
 Resolución 
 resolución 

Artículo 11
 resolución 
 Resolución 
 Resolución 
 Resolución 
 artículo 5
 Resolución 
 Resolución 
 Resolución 
 artículo 18
 Resolución 
 Resolución 
 Resolución 
 Resolución 
 Artículo 1
 resolución 
 Resolución 
 Resolución 
 Artículo 4
 Resolución