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Timestamp: 2019-07-22 12:44:26
Document Index: 352435430

Matched Legal Cases: ['artículo 07', 'artículo 11', 'artículo 22', 'artículo 56', 'artículo 63', 'artículo 05', 'artículo 06', 'ARTÍCULO 1', 'ARTÍCULO 2', 'ARTÍCULO 3', 'ARTÍCULO 4', 'ARTÍCULO 5', 'ARTÍCULO 6']

Resolución ENRE 0112/2019. Boletín Oficial n° 34.115, jueves 16 de mayo de 2019, p. 60.
Citas Legales : Disposición SSEE 0007/2018, Informe técnico DSP 4847/2018, Ley 19.549 - artículo 07 inciso d), Ley 24.065 - artículo 11, Ley 24.065 - artículo 22, Ley 24.065 - artículo 56 incisos a) y j), Ley 24.065 - artículo 63 incisos a) y g), Resolución ENRE 0099/1997, Resolución ENRE 0184/2000, Resolución ENRE 0555/2001, Resolución SEE 0061/1992 - anexo 16 - punto 02. - apartado 2.1. título I, Resolución SEE 0061/1992 - anexo 16 - punto 02. - apartado 2.1. título I - artículo 05, Resolución SEE 0061/1992 - anexo 16 - punto 02. - apartado 2.1. título I - artículo 06, Resolución SEE 0061/1992 - procedimiento técnico 04, Resolución SEE 0061/1992 - procedimiento técnico 04 - punto 2. capítulo II - apartado 2.3. - acápite 2.3.2., Resolución SEE 0061/1992 - procedimiento técnico 05
Expediente Citado : ENRE 50011/2017, EX-2018-36470824-APN-SD#ENRE
(Nota del Centro de Documentación: acceso a la capacidad de transporte existente aprobada por la Resolución ENRE 129/2019 )
VISTO el Expediente N° 50.011/2017 del Registro del ENTE NACIONAL REGULADOR DE LA ELECTRICIDAD (ENRE), EX-2018-36470824-APN-SD#ENRE, y
Que, mediante la Nota de Entrada N° 233.354 de fojas 1, la Empresa ENERGÍA PROVINCIAL SOCIEDAD DEL ESTADO (EPSE) remitió al ENTE NACIONAL REGULADOR DE LA ELECTRICIDAD (ENRE) la solicitud de Acceso a la Capacidad de Transporte Existente de la Empresa SOLARGEN ULLUM SOCIEDAD ANÓNIMA para el ingreso de su nueva Planta Fotovoltaica Ullum IV, que se vinculará en la red de 33 kV de la distribuidora.
Que, si bien la mentada solicitud fue presentada inicialmente por SOLARGEN ULLUM S.A. por una capacidad de generación de 13,5 MW (Programa RenovAr 1.5), con posterioridad dicho proyecto fue actualizado para inyectar 7,4 MW adicionales para entregar una capacidad total de 20,9 MW.
Que la solicitud tiene como objetivo el aumento de generación en la región mediante la incorporación de una planta de generación solar fotovoltaica denominada Planta Fotovoltaica Ullum IV, ubicada a VEINTINUEVE KILÓMETROS (29 km) del Municipio de San Juan, en la Provincia de SAN JUAN, la cual se vinculará en la red de 33 kV de EPSE quien hará de Prestador Adicional de la Función Técnica de Transporte (PAFTT).
Que, según informó el solicitante, la planta fotovoltaica tendrá una capacidad de generación instalada de 20,9 MW y está previsto que su producción se inyecte en barras de 33 kV de la futura Estación Transformadora (ET) Solar Ullum (Jurisdicción de EPSE), la que se conectará interceptando la actual terna N° 1 que une las EETT Punta Negra y Punta de Rieles en 132 kV.
Que, en la mencionada nota, EPSE indicó que, respecto de los estudios de flujo de carga, la puesta en servicio de la Planta Fotovoltaica Ullum IV mejorará las condiciones de operación del sistema y optimizará el uso de la infraestructura existente.
Que, además, afirmó que teniendo en cuenta que los generadores fotovoltaicos no aportan al incremento de las potencias de cortocircuito, puede apreciarse que las potencias admisibles de las instalaciones existentes, no son superadas para el área de influencia de la nueva generación, según surge del estudio de cortocircuito.
Que, mediante nota digitalizada como IF-2018-31295038-APN-SD#ENRE, EPSE ratifica su opinión favorable respecto de la potencia inicialmente declarada y realiza observaciones en cuanto al último estudio actualizado presentado por SOLARGEN ULLUM S.A. para una potencia adicional de 7,4 MW.
Que, según afirma, el análisis presentado por el requirente del estudio de flujos de cargas con topología del sistema, no considera la línea doble terna adicional entre la ET Solar Ullum y la ET Albardón/Chimbas, ni el ingreso del Parque Ullum X, proyectados ambos para fines de 2019. No obstante, ante la nueva topología, las condiciones de flujo mejoran considerablemente, eliminando restricciones de transporte por lo que los escenarios planteados son conservadores para la topología planificada para el año 2020; al efecto, solicita a SOLARGEN ULLUM S.A. que presente los estudios de flujo de cargas considerando la topología planificada conjuntamente con los estudios de la Etapa 2.
Que, EPSE continúa diciendo que, para los escenarios dados, SOLARGEN ULLUM S.A. deberá considerar una posible reducción en la potencia debido a los distintos proyectos de generación de la zona y que para el despacho se deberá tener en cuenta los distintos grupos generadores, tanto los existentes como los adjudicados, atendiendo al despacho que será determinado por el operador de la red.
Que de acuerdo a la operación en estado N-1 las condiciones observadas suponen reducciones de potencia para estos estados que deberán ser consensuadas con EPSE, la COMPAÑÍA ADMINISTRADORA DEL MERCADO MAYORISTA ELÉCTRICO SOCIEDAD ANÓNIMA (CAMMESA) y otros actores que utilicen la capacidad de transporte en dichas situaciones.
Que EPSE afirma también que, dado el escaso incremento en las potencias de cortocircuito producidas por el generador, su inclusión no implicará modificaciones del equipamiento en la zona de influencia.
Que EPSE opina además, que es necesario un sistema de Desconexión/Reducción Automática de Generación (DAG/RAG), por lo que el generador deberá involucrarse activamente en la implementación de tal sistema, y de desconexión automática de carga coordinado entre los distintos generadores de la zona, EPSE y la EMPRESA DE DISTRIBUCIÓN ENERGÍA SAN JUAN SOCIEDAD ANÓNIMA (ENERGÍA SAN JUAN S.A.) a fin de mantener la estabilidad del sistema y que para tal fin el generador deberá poner a disposición señales, participar en el diseño y el costeo resultante de dicho efecto.
Que también sostiene que el generador deberá proporcionar todas las señales de medición y protecciones necesarias para el correcto funcionamiento y protección del sistema.
Que EPSE concluye que, considerando las observaciones efectuadas, no tiene ninguna observación para la inyección adicional de 7,4 MW.
Que mediante Nota de Entrada N° 252.060 digitalizada mediante IF-2018-36495971-APN-ARYEE#ENRE, CAMMESA manifestó que en relación al diseño de los inversores DC/AC, debe ser tal que a máxima potencia activa tenga la capacidad de ofrecer un factor de potencia (cos ɸ) de 0,90 o menor, tanto inductivo como capacitivo y que no es aceptable que los inversores, a máxima potencia activa, no tengan capacidad de potencia reactiva.
Que a su vez agrega que la planta fotovoltaica deberá tener una característica del diagrama de Curva de Capabilidad (P-Q) en su punto de conexión a la red de 33 kV, tal que a máxima potencia exhiba un factor de potencia (cos ɸ) de 0.90, manteniendo ese nivel de potencia reactiva para menores potencias activas, tanto para el modo sobrexcitado como para el subexcitado (Curva de Capacidad P-Q rectangular).
Que para el caso de que se requiera la instalación de equipos adicionales de compensación de potencia reactiva, la conmutación de cada módulo de capacitores/reactores shunt no deberá provocar variaciones de tensión superiores al CUATRO POR CIENTO (4 %) en barras de 33 kV o TRES POR CIENTO (3 %) en barras de 132 kV.
Que del mismo modo, CAMMESA opina que se deberá controlar en forma automática la tensión en su punto de conexión a la red de EPSE, con el objetivo de que las máximas variaciones frecuentes de generación fotovoltaica no produzcan fluctuaciones de tensión fuera de la banda admitida del MÁS/MENOS TRES POR CIENTO (+/- 3 %) en tensiones de 33 kV, MÁS/MENOS DOS POR CIENTO (+/- 2 %) en 132 kV, MÁS/MENOS UNO POR CIENTO (+/- 1 %) en 220 kV y 500 kV y para dicho fin el solicitante deberá instalar un Control Conjunto que permita regular de manera rápida y continua (no se acepta un control discreto) la tensión del punto de conexión a la red, mediante el cambio centralizado de la referencia de potencia reactiva de todos los equipos destinados a tal fin.
Que con respecto al Tiempo de Respuesta del Control Conjunto de Tensiones medido (en los ensayos de puesta en marcha del parque) sobre la potencia reactiva de intercambio de la central con la red, no deberá superar los TRES (3) segundos, excepto que el solicitante demuestre que un tiempo mayor no deteriora la calidad de servicio existente.
Que, para los transformadores de vinculación del parque con la red, CAMMESA precisa que se deben disponer de tensiones nominales que no restrinjan la normal operación de la red de ENERGÍA SAN JUAN S.A. y que en caso de no poder operar con tensiones de la red interna del parque del MÁS/MENOS DIEZ POR CIENTO (+/- 10 %), deberán tener cambiadores de topes bajo carga a tal fin.
Que también indica en caso de necesidad de controlar la tensión durante las horas nocturnas (a requerimiento del operador de la red) deberá operar intercambiando potencia reactiva con la red (es decir, sin potencia activa entregada a la red) para asegurar el abastecimiento de la demanda y/o garantizar niveles mínimos de tensión.
Que CAMMESA además opina que se deberán instalar los sistemas de comunicaciones, coordinados con EPSE y ENERGÍA SAN JUAN S.A. contemplando la instalación de otros proyectos de generación en la zona y dispositivos auxiliares para instalar un automatismo de RAG o DAG, total o parcial, del parque fotovoltaico ante desenganches de líneas de 132 kV del área y que para ello se deberá disponer de las comunicaciones necesarias y equipos asociados (como ser PLC, teleprotecciones, etcétera).
Que dado que la planta fotovoltaica accederá al sistema de transporte en forma contemporánea y en el mismo nodo que otras TRES (3) plantas fotovoltaicas (entre las CUATRO -4- totalizarán 96 MW) y que esto modificará en forma apreciable la transmisión por la red de 500 kV, CAMMESA agrega que para el proyecto se deberán incorporar los sistemas de comunicaciones y equipos asociados necesarios para agregar a la planta fotovoltaica al esquema de DAG regional de la COMPAÑÍA DE TRANSPORTE DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN ALTA TENSIÓN SOCIEDAD ANÓNIMA (TRANSENER S.A.) correspondiente a su sitio de emplazamiento (es decir, DAG Gran Mendoza u otro automatismo que en el futuro se incorporen al Sistema Argentino de Interconexión -SADI-).
Que, para lo anterior, además de coordinarse con TRANSENER S.A. se deberá disponer de doble sistema de comunicaciones, con adecuado ancho de banda, entre el parque fotovoltaico y el “PLC Concentrador” más cercano, instalado en una ET del sistema de Extra Alta Tensión y prever un mínimo de DOS (2) escalones DAG/RAG.
Que todos los automatismos mencionados deberán estar en servicio y funcionando correctamente, antes de que la planta fotovoltaica sea comercialmente habilitada.
Que CAMMESA sostiene que se deberán ajustar las protecciones de sobre/subtensión de los inversores para que la planta fotovoltaica soporte, sin desconectarse de la red, cortocircuitos en la red de transporte que sean correctamente despejados por sus protecciones, según la curva tensión - tiempo límite del Procedimiento Técnico (PT) N° 4 y disminuciones de tensión de larga duración en el punto de conexión a la red de transporte, que resulten en niveles de tensión del NOVENTA POR CIENTO (90 %) de 132 kV.
Que la planta fotovoltaica deberá permanecer en servicio para desvíos de la tensión en el punto de conexión dentro del rango indicado en el PT N° 5 de CAMMESA y soportar variaciones transitorias de la frecuencia, cuya duración y amplitud no supere los rangos establecidos en el PT N° 4 de la compañía.
Que CAMMESA solicita cumplir con los requisitos del PT N° 4, exceptuando aquellos específicos para generadores térmicos e hidráulicos, y en particular con los puntos “…2.3.2 REQUISITOS GENERALES (corrientes de secuencia inversa, rangos de frecuencias admisibles, equipos de maniobra y protección, equipamiento SMEC, SOTR, etcétera)…” y “…3.2 REQUISITOS INFORMATIVOS: completar y enviar las Planillas del Banco Nacional de Parámetros de Generadores y transformadores con todos los datos de las nuevas instalaciones y sus sistemas de control…”.
Que además, indica que es necesario instalar en el punto de conexión de la planta fotovoltaica, el equipamiento necesario para medir en forma continua variaciones y perturbaciones de la tensión (nivel de tensión, huecos de tensión, armónicas, desbalances, etcétera) y disponer de una estación de trabajo con el hardware y software necesarios para recolectar, almacenar, procesar estadísticamente y visualizar las mediciones realizadas -entre otras funciones- con la posibilidad de que el Centro de Control de Área pueda acceder a dichas mediciones en forma remota para un posterior análisis y que puedan conducir a posibles adecuaciones necesarias en la planta fotovoltaica.
Que asimismo el equipamiento necesario para obtener automáticamente registros de potencia activa, reactiva, frecuencia, corriente y tensión para análisis estadísticos de la potencia generada horaria y también dentro de cortos períodos de tiempos del orden del minuto, incluyendo las condiciones atmosféricas (irradiancia, temperatura, presión y humedad).
Que también se deben instalar instrumentos de medición y el equipamiento asociado para enviar a CAMMESA los registros medidos de irradiancia, para los parques con paneles sin seguidor (sin "tracking"): irradiancia global horizontal y los parques con paneles con seguidor (con "tracking"): irradiancia global horizontal, e irradiancia en el plano de paneles ("plañe of array irradiance").
Que CAMMESA manifiesta que para el envío de datos de irradiancia, velocidad y dirección de viento que se realizará cada DIEZ (10) minutos a través del Sistema de Operación en Tiempo Real (SOTR), deberán ser los respectivos promedios de los registros instantáneos correspondientes a los DIEZ (10) minutos anteriores al envío.
Que también afirma que se debe cumplir en el punto de conexión de la planta fotovoltaica, con la normativa vigente en cuanto a niveles máximos de inyección de corrientes armónicas y flicker (Resoluciones ENRE N° 99/1997 y N° 184/2000) y que en caso de formación de una isla eléctrica que incluya a la planta fotovoltaica (sin generación sincrónica), la misma deberá desconectarse inmediatamente de la red.
Que así mismo se deberá contar con un Centro Operativo de Generación (COG) desde el cual se puedan recibir y ejecutar instrucciones de CAMMESA y/o del transportista y/o del PAFTT.
Que, en el anexo de la citada nota, CAMMESA informa los principales requisitos que deben cumplir los Estudios Eléctricos de la Etapa 2.
Que, además, hace mención acerca de las limitaciones a la potencia generada por encima de la adjudicada inicialmente en RenovAr 1.5 toda vez que se han adjudicado otros proyectos de generación en el mismo nodo.
Que, teniendo en cuenta lo expuesto, CAMMESA opina que la solicitud es factible desde el punto de vista técnico, debiendo cumplimentarse los comentarios y observaciones mencionadas en su nota y su respectivo anexo.
Que el Departamento Ambiental (D. Amb) del ENRE, mediante memorandos ME-2018-47019804-APN-DAM#ENRE y ME-2019-17306376-APN-DAM#ENRE informa que, considerando que la vinculación del parque al SADI será sobre la red de la distribuidora local (EPSE) el análisis de la solicitud en cuestión, excede su competencia. No obstante, una vez iniciada la operación comercial del Parque Solar Ullum IV de 20,9 MW, el nuevo agente deberá dar cumplimiento a las obligaciones establecidas en la Resolución ENRE N° 555/2001 y complementarias.
Que el Departamento de Seguridad Pública (DSP) del ENRE, mediante Informe Técnico N° 4.847/2018 digitalizado mediante IF-2018-47739435-APN-DSP#ENRE manifiesta que, analizada la documentación presentada concluye que todas las obras e instalaciones descriptas en la solicitud para vincular el Parque Solar Ullum IV exceden las competencias del DSP, siendo la autoridad local quien regula y establece las condiciones de seguridad que deben cumplir estas nuevas instalaciones.
Que la SUBSECRETARÍA DE ENERGÍA ELÉCTRICA mediante la Disposición DI-2018-7-APN-SSEE#MEM, otorgó autorización para el ingreso al Mercado Eléctrica Mayorista (MEM) de la Empresa SOLARGEN ULLUM S.A. para su Planta Fotovoltaica Ullum IV con una potencia nominal de 20 MW.
Que por Nota NO-2018-30287822-APN-DNRMEM#MEM, la DIRECCIÓN NACIONAL DE REGULACIÓN DEL MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA se expidió respecto a la solicitud de incremento de potencia de la Planta Ullum IV de 20 MW a 20,9 MW, señalando que la referida planta ya cuenta con la calidad de Agente Generador del MEM por una potencia de 20 MW según Disposición DI-2018-7-APN-SSEE#MEM, debiendo tramitarse ante el ENRE, la solicitud de aumento antes referida.
Que corresponde encuadrar la presente solicitud, en los términos del Título I - Acceso a la Capacidad de Transporte Existente del Reglamento de Acceso a la Capacidad Existente, incluida en el Anexo 16 de Los Procedimientos para la Programación de la Operación, el Despacho de Cargas y el Cálculo de Precios aprobados por Resolución Ex-SEE N° 61/1992 y sus modificatorias (LOS PROCEDIMIENTOS).
Que SOLARGEN ULLUM S.A. deberá dar cumplimiento con los requerimientos técnicos efectuados por EPSE y CAMMESA, conforme a sus respectivas presentaciones y anexos.
Que dicha publicación se llevará a cabo a través de un AVISO publicado por CINCO (5) días tanto en la página web del ENRE como en la de CAMMESA, otorgando un plazo de CINCO (5) días hábiles administrativos a ser computados desde la última publicación efectuada, para que quien lo considere procedente presente un proyecto alternativo al del solicitante que produzca una optimización del funcionamiento técnico-económico del SADI, o plantee observaciones u oposiciones sobre la base de la existencia de perjuicios para el mismo.
Que, en caso contrario, operado el vencimiento del plazo señalado sin que se registre la presentación de planteo u oposición alguna y en atención a los informes favorables presentados, este Ente Nacional procederá a autorizar el Acceso solicitado.
Que el Directorio del ENTE NACIONAL REGULADOR DE LA ELECTRICIDAD es competente para el dictado de la presente resolución, en virtud de lo dispuesto en los artículos 11, 22, 56 incisos a) y j) y 63 incisos a) y g) de la Ley N° 24.065.
ARTÍCULO 1.- Dar a publicidad el pedido de Acceso a la Capacidad de Transporte Existente presentado por ENERGÍA PROVINCIAL SOCIEDAD DEL ESTADO (EPSE) a requerimiento de la Empresa SOLARGEN ULLUM SOCIEDAD ANÓNIMA para su Planta Fotovoltaica Ullum IV, con una potencia de 20,9 MW ubicada a VEINTINUEVE KILÓMETROS (29 km) del Municipio de San Juan, en la Provincia de SAN JUAN, la cual se vinculará en la red de 33 kV de la EPSE.
ARTÍCULO 2.- Publicar dicha solicitud mediante un AVISO en la página web del ENTE NACIONAL REGULADOR DE LA ELECTRICIDAD (ENRE) y de la COMPAÑÍA ADMINISTRADORA DEL MERCADO MAYORISTA ELÉCTRICO SOCIEDAD ANÓNIMA (CAMMESA) por el lapso de CINCO (5) días. Asimismo, se fija un plazo de CINCO (5) días hábiles administrativos desde la última publicación efectuada, para que quien lo considere procedente, presente un proyecto de acceso alternativo al del solicitante que produzca una optimización del funcionamiento técnico-económico del Sistema Argentino de Interconexión (SADI) o presente observaciones u oposiciones sobre la base de la existencia de perjuicios para el mismo.
ARTÍCULO 3.- Disponer que, en caso de registrarse oposición común a varios usuarios fundamentada en los términos anteriormente señalados, se convocará a Audiencia Pública para recibir las mismas y permitir al solicitante exponer sus argumentos.
ARTÍCULO 4.- Establecer que una vez transcurridos los plazos establecidos y de no constar en las actuaciones la presentación de planteo u oposición alguna y en atención a los informes favorables presentados, este Ente Nacional procederá a autorizar el Acceso requerido.
ARTÍCULO 5.- SOLARGEN ULLUM S.A. deberá incorporar en su proyecto todas las observaciones de CAMMESA y de EPSE a efectos de garantizar el funcionamiento del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM).
ARTÍCULO 6.- Notifíquese a EPSE, a SOLARGEN ULLUM S.A., a CAMMESA y al ENTE PROVINCIAL REGULADOR DE LA ELECTRICIDAD (EPRE) de SAN JUAN.
RESOLUCIÓN ENRE 112/2019