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Timestamp: 2018-08-21 04:09:36
Document Index: 203950985

Matched Legal Cases: ['ARTÍCULO 7', 'artículo 7', 'artículo 1', 'artículo 1', 'artículo 41', 'artículo 41', 'artículo 1', 'artículo 1', 'artículo 1']

﻿ RESOLUCIÓN 61 DE MAYO 8 DE 2015
RESOLUCIÓN 61 DE 08 DE MAYO DE 2015
CONTENIDO:COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS. MODIFICA LAS RESOLUCIONES 71 DE 2006 Y 148 DE 2011, EN LO RELACIONADO CON LA METODOLOGÍA PARA DETERMINAR LA ENERGÍA FIRME DE PLANTAS EÓLICAS.
DIARIO OFICIAL N°:49528 DE MAYO 31 DE 2015
VIGENCIA:DEROGADA POR LA RESOLUCIÓN 167 DE 2017 ARTÍCULO 7° DE LA COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS.
RESOLUCIÓN 61 DE 2015
“Por la cual se modifica la metodología para determinar la energía firme de plantas eólicas, definida en la Resolución CREG 148 de 2011 y se dictan otras disposiciones”.
(Nota: Derogada por la Resolución 167 de 2017 artículo 7° de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)
en ejercicio de sus facultades legales, en especial de las conferidas por las leyes 142 y 143 de 1994, y en desarrollo de los decretos 2253 de 1994 y 1260 de 2013, y
– 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, promover y preservar la competencia, para lo cual, la oferta eficiente, en el sector eléctrico, debe tener en cuenta la capacidad de generación de respaldo.
– Valorar la capacidad de generación de respaldo de la oferta eficiente.
– Definir y hacer operativos los criterios técnicos de calidad, confiabilidad y seguridad del servicio de energía.
– Establecer el reglamento de operación para realizar el planeamiento y la coordinación de la operación del sistema interconectado nacional.
Dado el interés de algunos desarrolladores de proyectos por presentar plantas eólicas al cargo por confiabilidad, la Comisión de Regulación de Energía y Gas encontró conveniente definir la metodología para determinar la energía firme de esta clase de plantas.
El Consejo Nacional de Operación, CNO, mediante el radicado CREG E-2012-001876 presentó una propuesta de modificación de la Resolución CREG 148 de 2011.
Mediante la Resolución CREG 162 de 2014 la Comisión presentó la propuesta para la modificación de la metodología para la estimación de la energía firme de plantas eólicas. Los análisis que sustentan la propuesta se encuentran en el Documento CREG 90 del 1º de diciembre de 2014.
Dentro del plazo establecido se recibieron comentarios de los siguientes agentes interesados: Unidad de Planeación Minero Energético, UPME, radicado E-2015-000332; Isagen, radicado E-2015-000294; Emgesa, radicados E-2015-000250 y E-2015-000457; Chivor, radicado E-2015-000247; Acolgen, radicado E-2015-000237; Consejo Nacional de Operación, CNO, radicados E-2015-000239 y radicado E-2015-000240; Market Analysis, radicado E-2015-000232; Jemeiwaa Ka’l, radicado E-2015-000233; Gecelca, radicado E-2015-000188; EPM, radicado E-2015-000243; en el Green Power, radicado E-2015-000254.
Los comentarios, sugerencias, observaciones y demás aspectos que presentaron los agentes al proyecto contenido en la Resolución CREG 162 de 2014, fueron analizados en el Documento CREG 40 de mayo 8 de 2015 y se incorporaron los cambios que se consideraron pertinentes a esta resolución.
La Comisión de Regulación de Energía y Gas, en su Sesión 656 del 8 de mayo de 2015, acordó expedir esta resolución.
ART. 1º—Modificación del artículo 1º de la Resolución CREG 148 de 2011. El artículo 1º de la Resolución CREG 148 de 2011 quedará así:
“1. Plantas eólicas sin información de vientos.
Para el cálculo de la Enficc de plantas eólicas que tengan información mensual de las velocidades medias del viento inferior a diez (10) años, se aplicará la siguiente fórmula:
Enficc base (kWh/día) = 24*1000*0.060*CEN
Enficc 95% PSS (kWh/día)= 24*1000*0.073*CEN
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, medida en el sitio de la planta. Los datos de la serie de velocidades de viento deberán tener registros de cada diez minutos. Se aplicará la siguiente metodología:
a) A partir de la curva de diseño de potencia contra velocidades de viento (v) de cada aerogenerador que conforme una planta de generación eólica, se realizará un ajuste a un polinomio cúbico de la forma a. v3 + b. v2 + c. v + d, donde los parámetros a, b, c, y d resultarán de aplicar el proceso de ajuste de mínimos cuadrados. El ajuste se deberá realizar para el rango de operación de la curva de diseño, el cual es definido entre una velocidad de viento mínima y máxima.
Tanto los factores de conversión a, b, c y d como el rango de operación de una planta eólica definido por una velocidad de viento mínima y máxima, serán objeto de verificación mediante un dictamen técnico contratado por el agente interesado cumpliendo lo dispuesto en el anexo de la Resolución 61 de 2015.
b) Cálculo de la energía de cada mes, EM, en kWh/día: se agregarán los cálculos de las energías de cada diez minutos, denominados 10m, según lo indicado en el literal anterior, los cuales están asociados al mes M de la serie de velocidades de viento, de acuerdo con la siguiente ecuación:
EM: Energía de una planta eólica en el mes M (kWh/día)
v: Velocidad del viento para cada diez minutos (m/s)
10mΩM: Todos los datos de velocidades de viento de cada diez minutos asociadas al mes M
Se deberán tener en cuenta y descontar del cálculo de la energía, las pérdidas de acuerdo con la configuración de una planta de generación eólica. Este procedimiento será objeto de verificación mediante el dictamen técnico contratado por el agente interesado.
Para el IHF de plantas eólicas con información reciente se aplicará los factores definidos en el numeral 3.4.1 del anexo 3 de la Resolución CREG 71 de 2006 para plantas hidráulicas.
c) Se obtendrá el mínimo valor para cada año de la serie de energía de una planta eólica correspondiente al literal anterior. Con los valores resultantes se construirá una curva de distribución de probabilidad ordenando los resultados de menor a mayor. El menor valor corresponderá al 100% de probabilidad de ser superado (PSS) y el mayor valor corresponderá al 0% de PSS.
d) Calcular la Enficc para la planta.
1. Enficc base: corresponderá a aquella generación que es capaz de entregar la planta en la condición del 100% de probabilidad de ser superada, PSS.
2. Enficc 95% PSS: corresponderá a aquella generación que es capaz de entregar la planta en la condición del 95% PSS de la curva de distribución de probabilidades. El valor que se asigne corresponderá a la energía calculada para el período más próximo a la condición del 95% PSS.
a) Con una garantía de conformidad con lo establecido en el capítulo VIII de la Resolución CREG 71 de 2006.
b) Con contratos de energía firme de otro agente generador, los cuales deberán cubrir esta obligación con un horizonte de un año, y actualizados anualmente. Estos contratos deberán ser registrados ante el administrador del sistema de intercambios comerciales, (ASIC).
PAR. 3º—En caso de no contar con las suficientes medidas de velocidades de viento en el sitio de la planta, el agente deberá presentar un dictamen técnico para desarrollar una estimación de las series históricas de las velocidades de viento, partiendo de mediciones en el sitio de la planta y de series de velocidades de viento históricas conocidas de otros puntos de medición para cada diez minutos certificadas por el Instituto de Hidrología, Meteorología y Estudios Ambientales de Colombia, Ideam. Las series de velocidades de viento estimadas deberán tener características estadísticas equivalentes, con un nivel de confianza superior al 95%, respecto a las mediciones de velocidades de viento en el sitio de la planta.
El dictamen técnico será contratado por el agente generador interesado y deberá cumplir lo dispuesto en el anexo de la Resolución 61 de 2015. Este dictamen será realizado por una persona natural o jurídica de acuerdo con una lista definida por el Consejo Nacional de Operación, (CNO).
Los resultados del dictamen técnico deberán ser aprobados por el CNO”.
ART. 2º—Modifíquese el artículo 41 de la Resolución CREG 71 de 2006. El artículo 41 de la Resolución CREG 71 de 2006 quedará así:
ART. 3º—Energía disponible adicional. La energía disponible adicional de plantas eólicas será la energía que excede la Enficc declarada por el generador, calculada para cada uno de los meses del período que definió la Enficc, como resultado del procedimiento definido en el numeral 2º del artículo 1º de la Resolución 148 de 2011.
ART. 4º—Modificación de los formatos 20 y 21 del numeral 5.2 del anexo 5 de la Resolución CREG 71 de 2006. El formato 20: plantas eólicas y el formato 21: serie histórica de velocidad media mensual del viento de numeral 5.2 del anexo 5 de la Resolución CREG 71 de 2006 quedarán así:
Nombre Capacidad efectiva neta(1)
Factores de Conversión IHF
Formato 21. Serie histórica de velocidades de viento
En este formato se deberá reportar la serie aprobada por el acuerdo del CNO vigente para dar cumplimiento al procedimiento de la información oficial del viento en el SIN.
Serie histórica de velocidades de viento
Planta Año Mes Registro 10m m/s
ART. 5º—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 la capacidad efectiva neta y factores de conversión, el dictamen técnico deberá ser claro y sin ambigüedades al indicar los procedimientos para su medición y verificación.
ii. Para el caso de IHF se aplicará el mismo procedimiento de IHF plantas hidráulicas.
iii. Para el caso de la serie histórica de velocidades de viento, el rango de operación de la curva de diseño potencia – velocidad de viento de una planta eólica y sus respectivos límites definidos por una velocidad de viento mínima y máxima; el Consejo Nacional de Operación, CNO, diseñará un protocolo para su verificación y medición, en el término de tres meses a partir de la vigencia de esta resolución.
Dada en Bogotá, D.C., a 8 de mayo de 2015.
(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 en la Resolución CREG 96 de 2006.
Requisitos mínimos del dictamen técnico
El dictamen técnico observará como mínimo las siguientes pautas:
1. El dictamen técnico deberá ser un concepto especializado, de una persona natural o jurídica, el cual consistirá en el desarrollo de una estimación de las series de velocidades de viento para cumplir lo dispuesto en el artículo 1º de la Resolución 148 de 2011, en caso de no contar con las series de velocidades de viento completas en el sitio de la planta. El criterio para dicha estimación estará basado en lo dispuesto en el parágrafo 3º del artículo 1º mencionado.
2. El dictamen técnico contendrá una verificación de los factores de conversión a, b, c y d, así como el rango de operación de una planta eólica definido por una velocidad de viento mínima y máxima.
4. Se deberá entregar un informe final del dictamen técnico donde se expliquen y relacionen todos los estudios, métodos y análisis estadísticos que sirvieron de base para el dictamen.
5. Las pruebas que se requieran se realizarán siguiendo normas nacionales o internacionales.
6. Previo a la entrega del informe final, el agente contratante deberá validar las conclusiones del dictamen con el contratista, para lo cual accederá a las memorias de cálculo y solicitará la complementación o aclaraciones que considere pertinentes, las cuales se resolverán en el informe final.
7. El informe final del dictamen técnico deberá ser entregado a la CREG previa aprobación por el CNO.