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| Acuerdo 1284 Por el cual se establecen las definiciones de los parámetros técnicos de las unidades y/o plantas térmicas y los formatos para el reporte de esta información | ||
| Acuerdo Número:
1284 |
Fecha de expedición:
5 Marzo, 2020 |
Fecha de entrada en vigencia:
5 Marzo, 2020 |
| Sustituye Acuerdo: | ||
| Sustituido por: | ||
El Consejo Nacional de Operación en uso de sus facultades legales, en especial las conferidas en el Artículo 36 de la Ley 143 de 1994, el Anexo general de la Resolución CREG 025 de 1995, su Reglamento Interno y según lo definido en la reunión CNO No. 585 del 5 de marzo de 2020, y |
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Que el artículo segundo de la Resolución CREG 009 de 2003 dispone que: (...)“La metodología y procedimiento para la determinación de los valores numéricos asociados a los parámetros a,b,c y d, así como para los valores UR y DR que permitan modelar las características técnicas de cada recurso de generación térmica, será establecida por el Consejo Nacional de Operación CNO a más tardar dentro del mes siguiente a la entrada en vigencia de la presente Resolución.“
Que en el artículo tercero de la Resolución CREG 009 de 2003 se previó que: (...)“Para aquellos recursos de generación que operan en ciclo combinado y tengan mínimo dos unidades de gas, el modelo de rampas de aumento y disminución será el que apruebe el Consejo Nacional de Operación CNO.”
Que la Resolución CREG 051 de 2009 en su artículo 10 estableció que diariamente, además del precio de arranque-parada, y al mismo tiempo que se hace la oferta de precios en la bolsa de energía, se deberá informar el combustible y la configuración con que se debe considerar cada recurso de generación en el despacho.
Que mediante el Acuerdo 531 de 2011 se establecieron las definiciones de los parámetros técnicos de las unidades y/o plantas térmicas y los formatos para el reporte de esta información y se sustituyeron los Acuerdos 270, 271, 277 de 2003, 299, 302, 306 de 2004, 332, 333 y 336 de 2005 y 414 de 2007.
Que mediante el Acuerdo 30 de 1999 se definió el tratamiento de TEBSA como planta para efectos de redespacho. Mediante el Acuerdo 67 de 2000 se aprobó el modelo operativo de TEBSA. Mediante el Acuerdo 334 de 2005 se actualizó el modelo operativo para despacho y redespacho de TEBSA y se derogaron los Acuerdos 30 de 1999 y 67 de 2000. Mediante el Acuerdo 414 de 2007 se derogó el Acuerdo 334 y se aprobó la actualización del modelo operativo para el despacho y redespacho de TEBSA y se determinó el procedimiento para futuras actualizaciones. Que en el Acuerdo 531 de 2011 se previo que cualquier actualización del modelo operativo de TEBSA es responsabilidad de GECELCA y se implementará con la aceptación de XM después de las pruebas en su software, sin necesidad de la expedición de un Acuerdo por parte del Consejo Nacional de Operación.
Que se hace necesario aclarar en el acuerdo "Por el cual se establecen las definiciones de los parámetros técnicos de las unidades y/o plantas térmicas y los formatos para el reporte de esta información" que la responsabilidad de la actualizacion del modelo operativo de la planta de generacion Tebsa es del agente generador que represente la planta ante el ASIC.
Que el Subcomité de Plantas en la reunión No. 306 del 19 de febrero de 2020 dio concepto favorable a la aclaracion en el Acuerdo.
Que el Comité de Operación en la reunión No. 338 del 27 de febrero de 2020 recomendo la expedicion del presente Acuerdo.
Que el artículo segundo de la Resolución CREG 009 de 2003 dispone que: (...)“La metodología y procedimiento para la determinación de los valores numéricos asociados a los parámetros a,b,c y d, así como para los valores UR y DR que permitan modelar las características técnicas de cada recurso de generación térmica, será establecida por el Consejo Nacional de Operación CNO a más tardar dentro del mes siguiente a la entrada en vigencia de la presente Resolución.“
Que en el artículo tercero de la Resolución CREG 009 de 2003 se previó que: (...)“Para aquellos recursos de generación que operan en ciclo combinado y tengan mínimo dos unidades de gas, el modelo de rampas de aumento y disminución será el que apruebe el Consejo Nacional de Operación CNO.”
Que la Resolución CREG 051 de 2009 en su artículo 10 estableció que diariamente, además del precio de arranque-parada, y al mismo tiempo que se hace la oferta de precios en la bolsa de energía, se deberá informar el combustible y la configuración con que se debe considerar cada recurso de generación en el despacho.
Que mediante el Acuerdo 531 de 2011 se establecieron las definiciones de los parámetros técnicos de las unidades y/o plantas térmicas y los formatos para el reporte de esta información y se sustituyeron los Acuerdos 270, 271, 277 de 2003, 299, 302, 306 de 2004, 332, 333 y 336 de 2005 y 414 de 2007.
Que mediante el Acuerdo 30 de 1999 se definió el tratamiento de TEBSA como planta para efectos de redespacho. Mediante el Acuerdo 67 de 2000 se aprobó el modelo operativo de TEBSA. Mediante el Acuerdo 334 de 2005 se actualizó el modelo operativo para despacho y redespacho de TEBSA y se derogaron los Acuerdos 30 de 1999 y 67 de 2000. Mediante el Acuerdo 414 de 2007 se derogó el Acuerdo 334 y se aprobó la actualización del modelo operativo para el despacho y redespacho de TEBSA y se determinó el procedimiento para futuras actualizaciones. Que en el Acuerdo 531 de 2011 se previo que cualquier actualización del modelo operativo de TEBSA es responsabilidad de GECELCA y se implementará con la aceptación de XM después de las pruebas en su software, sin necesidad de la expedición de un Acuerdo por parte del Consejo Nacional de Operación.
Que se hace necesario aclarar en el acuerdo "Por el cual se establecen las definiciones de los parámetros técnicos de las unidades y/o plantas térmicas y los formatos para el reporte de esta información" que la responsabilidad de la actualizacion del modelo operativo de la planta de generacion Tebsa es del agente generador que represente la planta ante el ASIC.
Que el Subcomité de Plantas en la reunión No. 306 del 19 de febrero de 2020 dio concepto favorable a la aclaracion en el Acuerdo.
Que el Comité de Operación en la reunión No. 338 del 27 de febrero de 2020 recomendo la expedicion del presente Acuerdo.
Para la aplicación del presente Acuerdo se tendrán en cuenta las definiciones aquí establecidas, las previstas en las Resoluciones vigentes de la CREG y las siguientes:
Configuración de la planta: Según el tipo de ciclo empleado, combustible y disponibilidad, especifica el número y tipo de turbinas y calderas que utiliza. Ejemplo: 4TG + 2calderas + 2TV.
Despachos Alternativos: Son despachos o redespachos programados de recursos de generación térmica que en tres períodos consecutivos, presentan un cambio de aumento-disminución o disminución-aumento, y, adicionalmente, el programa del segundo período (de los tres analizados) no es ni el mínimo técnico del recurso (MT), ni su disponibilidad declarada.
Número de Configuración: Es un número entero que permite identificar el tipo de configuración o un conjunto de parámetros a, b, c, d, UR, DR, UR´ y DR´ de los modelos de rampas correspondiente a un rango de Capacidad Máxima. De igual forma, este número permite identificar el combustible usado, el mínimo técnico, el rango de disponibilidad y el precio de arranque y parada para dicha configuración.
Rampa de Aumento en despacho alternativo (UR´): Es la máxima energía expresada en MWh que un recurso de generación puede aumentar dentro de un despacho alternativo.
Rampa de disminución en despacho alternativo (DR´): Es la máxima energía expresada en MWh que un recurso de generación puede disminuir dentro de un despacho alternativo.
Con base en el modelo lineal definido en la Resolución CREG 009 de 2003 o en las que la modifiquen o sustituyan, se establece la metodología y procedimiento para la determinación de los valores numéricos asociados a los parámetros a), b), c) y d), así como para los valores UR y DR que permitan modelar las características técnicas de cada recurso de generación térmica, tal como se define en el Anexo 1 del presente Acuerdo.
Para corregir resultados en el despacho con la aplicación del Modelo 2 mostrado en el Anexo 1, para el caso de los denominados despachos “Alternativos” y obtener despachos técnicamente factibles, los agentes que modelen los cambios de generación de sus unidades con el Modelo 2 , podrán declarar valores UR´ y DR´, calculados con base en las características técnicas de ratas de toma de carga y descarga (MW/minuto) los cuales serán aplicados por el Centro Nacional de Despacho cuando se presenten este tipo de despachos.
Gráficamente este tipo de despachos y la aplicación de los valores UR’ y DR’ se muestran en el Anexo 3 del presente Acuerdo.
Para el cumplimiento de lo dispuesto en el artículo anterior, el Centro Nacional de Despacho (CND) deberá aplicar los valores UR’ y DR’ en el despacho y redespacho cuando se presenten despachos alternativos.
Para efectos de la identificación de los despachos alternativos y la aplicación de los valores UR’ y DR’, el CND determinará los períodos consecutivos en el orden cronológico de los períodos considerados en el horizonte del despacho o redespacho respectivo.
Los agentes podrán declarar un bloque fijo de salida desde despachos superiores a Mínimo Técnico (MT) hasta cero, el cual será tenido en cuenta por el Centro Nacional de Despacho para obtener la operación de mínimo costo.
Aprobar el procedimiento para determinar los modelos de rampas de aumento y disminución aplicables a las plantas de ciclo combinado que tengan como mínimo dos unidades de gas, tal y como se establece en el Anexo 2 del presente Acuerdo.
Aprobar la definición de los parámetros técnicos de las unidades y/o plantas de generación térmica del SIN, indicadas en los Anexos 4 y 5, los cuales forman parte integral del presente Acuerdo.
Para la actualización de los formatos de los Anexos 4 y 5 se seguirá el siguiente procedimiento:
a. Dentro de los (30) treinta días calendario siguientes a la expedición del presente Acuerdo, el CND diligenciará y enviará a cada uno de los agentes, los formatos de los Anexos 4 y 5 utilizando la información actualmente registrada en sus bases de datos.
b. Los agentes tendrán (15) quince días calendario para revisar la información de los Anexos 4 y 5 y en caso de no presentarse cambio alguno, enviarán al CND una comunicación por la cual se oficializa la información contenida en los Anexos 4 y 5.
c. En caso de presentarse cambio en al menos un parámetro, el agente deberá seguir el procedimiento establecido en el Acuerdo 497 de 2010.
d. En todo caso el CND tendrá ocho (8) días hábiles para la publicación de los nuevos formatos en la página WEB.
Parágrafo 1: Para aquellas plantas que no actualicen los formatos de los Anexos 4 y 5 en el plazo establecido en este Acuerdo, el CND y el ASIC utilizarán los últimos parámetros técnicos registrados por los agentes.
Parágrafo 2: Para el reporte del Tiempo de Aviso por Renominación de Gas los agentes contarán con un plazo de ocho (8) días hábiles contados a partir del día siguiente a la expedición del presente Acuerdo para informarlo al CND utilizando el formato previsto en el Anexo 4 del presente Acuerdo.
El Tiempo de Aviso que se programará en el redespacho o la operación será el mayor tiempo que transcurra entre el Tiempo de Aviso (TA) y el Tiempo de Aviso por Renominación de gas.
Para los agentes que no reporten el parámetro del Tiempo de Aviso por Renominación de Gas en el plazo arriba indicado, se incluirá las letras N.A. y no será considerado por el CND.
La declaración inicial de parámetros de plantas nuevas o que se reincorporen al sistema que no hacen parte de los parámetros declarados para el cargo por confiabilidad y la declaración de los parámetros para la operación con combustibles no declarados previamente, serán informados directamente al CND, quien los informará al CNO en la reunión siguiente.
Parágrafo: En el caso de las plantas especiales y existentes con obras se deberá seguir el procedimiento previsto en el Acuerdo 497 de 2010.
El presente Acuerdo rige a partir de la fecha de su expedición y sustituye el Acuerdo 531 de 2011.
Para la aplicación del presente Acuerdo se tendrán en cuenta las definiciones aquí establecidas, las previstas en las Resoluciones vigentes de la CREG y las siguientes:
Configuración de la planta: Según el tipo de ciclo empleado, combustible y disponibilidad, especifica el número y tipo de turbinas y calderas que utiliza. Ejemplo: 4TG + 2calderas + 2TV.
Despachos Alternativos: Son despachos o redespachos programados de recursos de generación térmica que en tres períodos consecutivos, presentan un cambio de aumento-disminución o disminución-aumento, y, adicionalmente, el programa del segundo período (de los tres analizados) no es ni el mínimo técnico del recurso (MT), ni su disponibilidad declarada.
Número de Configuración: Es un número entero que permite identificar el tipo de configuración o un conjunto de parámetros a, b, c, d, UR, DR, UR´ y DR´ de los modelos de rampas correspondiente a un rango de Capacidad Máxima. De igual forma, este número permite identificar el combustible usado, el mínimo técnico, el rango de disponibilidad y el precio de arranque y parada para dicha configuración.
Rampa de Aumento en despacho alternativo (UR´): Es la máxima energía expresada en MWh que un recurso de generación puede aumentar dentro de un despacho alternativo.
Rampa de disminución en despacho alternativo (DR´): Es la máxima energía expresada en MWh que un recurso de generación puede disminuir dentro de un despacho alternativo.
Con base en el modelo lineal definido en la Resolución CREG 009 de 2003 o en las que la modifiquen o sustituyan, se establece la metodología y procedimiento para la determinación de los valores numéricos asociados a los parámetros a), b), c) y d), así como para los valores UR y DR que permitan modelar las características técnicas de cada recurso de generación térmica, tal como se define en el Anexo 1 del presente Acuerdo.
Para corregir resultados en el despacho con la aplicación del Modelo 2 mostrado en el Anexo 1, para el caso de los denominados despachos “Alternativos” y obtener despachos técnicamente factibles, los agentes que modelen los cambios de generación de sus unidades con el Modelo 2 , podrán declarar valores UR´ y DR´, calculados con base en las características técnicas de ratas de toma de carga y descarga (MW/minuto) los cuales serán aplicados por el Centro Nacional de Despacho cuando se presenten este tipo de despachos.
Gráficamente este tipo de despachos y la aplicación de los valores UR’ y DR’ se muestran en el Anexo 3 del presente Acuerdo.
Para el cumplimiento de lo dispuesto en el artículo anterior, el Centro Nacional de Despacho (CND) deberá aplicar los valores UR’ y DR’ en el despacho y redespacho cuando se presenten despachos alternativos.
Para efectos de la identificación de los despachos alternativos y la aplicación de los valores UR’ y DR’, el CND determinará los períodos consecutivos en el orden cronológico de los períodos considerados en el horizonte del despacho o redespacho respectivo.
Los agentes podrán declarar un bloque fijo de salida desde despachos superiores a Mínimo Técnico (MT) hasta cero, el cual será tenido en cuenta por el Centro Nacional de Despacho para obtener la operación de mínimo costo.
Aprobar el procedimiento para determinar los modelos de rampas de aumento y disminución aplicables a las plantas de ciclo combinado que tengan como mínimo dos unidades de gas, tal y como se establece en el Anexo 2 del presente Acuerdo.
Aprobar la definición de los parámetros técnicos de las unidades y/o plantas de generación térmica del SIN, indicadas en los Anexos 4 y 5, los cuales forman parte integral del presente Acuerdo.
Para la actualización de los formatos de los Anexos 4 y 5 se seguirá el siguiente procedimiento:
a. Dentro de los (30) treinta días calendario siguientes a la expedición del presente Acuerdo, el CND diligenciará y enviará a cada uno de los agentes, los formatos de los Anexos 4 y 5 utilizando la información actualmente registrada en sus bases de datos.
b. Los agentes tendrán (15) quince días calendario para revisar la información de los Anexos 4 y 5 y en caso de no presentarse cambio alguno, enviarán al CND una comunicación por la cual se oficializa la información contenida en los Anexos 4 y 5.
c. En caso de presentarse cambio en al menos un parámetro, el agente deberá seguir el procedimiento establecido en el Acuerdo 497 de 2010.
d. En todo caso el CND tendrá ocho (8) días hábiles para la publicación de los nuevos formatos en la página WEB.
Parágrafo 1: Para aquellas plantas que no actualicen los formatos de los Anexos 4 y 5 en el plazo establecido en este Acuerdo, el CND y el ASIC utilizarán los últimos parámetros técnicos registrados por los agentes.
Parágrafo 2: Para el reporte del Tiempo de Aviso por Renominación de Gas los agentes contarán con un plazo de ocho (8) días hábiles contados a partir del día siguiente a la expedición del presente Acuerdo para informarlo al CND utilizando el formato previsto en el Anexo 4 del presente Acuerdo.
El Tiempo de Aviso que se programará en el redespacho o la operación será el mayor tiempo que transcurra entre el Tiempo de Aviso (TA) y el Tiempo de Aviso por Renominación de gas.
Para los agentes que no reporten el parámetro del Tiempo de Aviso por Renominación de Gas en el plazo arriba indicado, se incluirá las letras N.A. y no será considerado por el CND.
La declaración inicial de parámetros de plantas nuevas o que se reincorporen al sistema que no hacen parte de los parámetros declarados para el cargo por confiabilidad y la declaración de los parámetros para la operación con combustibles no declarados previamente, serán informados directamente al CND, quien los informará al CNO en la reunión siguiente.
Parágrafo: En el caso de las plantas especiales y existentes con obras se deberá seguir el procedimiento previsto en el Acuerdo 497 de 2010.
El presente Acuerdo rige a partir de la fecha de su expedición y sustituye el Acuerdo 531 de 2011.