RESOLUCION 72 de 1999

La Comisión de Regulación de Energía y Gas, en ejercicio de las atribuciones legales en especial las conferidas por las Leyes 142 y 143 de 1994, y los Decretos 1524 y 2253 de 1994,

CONSIDERANDO:

Que de conformidad con lo previsto en la Ley 143 de 1994, artículos 11 y 23 literal i), corresponde a la Comisión de Regulación de Energía y Gas, establecer el Reglamento de Operación para realizar el planeamiento, la coordinación y la ejecución de la operación del Sistema Interconectado Nacional y para regular el funcionamiento del mercado mayorista de energía eléctrica;

Que la Ley 143 de 1994, artículo 33, dispuso que "la operación del Sistema Interconectado se hará procurando atender la demanda en forma confiable, segura y con calidad del servicio mediante la utilización de los recursos disponibles en forma económica y conveniente para el país";

Que el artículo 20 de la Ley 143 de 1994 estableció que en relación con el sector energético la función de regulación por parte del Estado tendrá como objetivo básico asegurar una adecuada presentación del servicio mediante el aprovechamiento eficiente de los diferentes recursos energéticos, en beneficio del usuario en términos de calidad, oportunidad y costo del servicio;

Que el artículo 23 de la Ley 143 de 1994 estableció que, para el cumplimiento del objetivo definido en el artículo 20, la Comisión de Regulación de Energía y Gas, con relación al servicio de electricidad, tiene dentro de sus funciones generales la de definir y hacer operativos los criterios técnicos de calidad, confiabilidad y seguridad del servicio de energía;

Que el Sistema de Transmisión Nacional y los Activos de Conexión a dicho Sistema, constituyen la base para la prestación del servicio de energía eléctrica a nivel nacional y es necesario establecer los criterios de calidad con los cuales se deben prestar estos servicios; Que la regulación debe tener en cuenta las diferencias existentes entre las distintas actividades desarrolladas por los agentes en el SIN, considerando estas diferencias en el momento de establecer los objetivos buscados con cada régimen de regulación;

Que el Sistema de Transmisión Nacional tiene un esquema de remuneración por regulación de ingreso y dicho ingreso debe reflejar la calidad del servicio prestado a los usuarios del SIN;

Que conforme a lo dispuesto en la Ley 143 de 1994, el Consejo Nacional de Operación expresó sus opiniones sobre los aspectos contenidos en la presente Resolución;

Que mediante la Resolución CREG-034 de 1999 la Comisión sometió a consideración de los agentes y terceros interesados, una propuesta regulatoria sobre la calidad con la cual se deben prestar los Servicios de Transporte de Energía y Conexión en el Sistema de Transmisión Nacional;

Que tenido en cuenta el concepto del Consejo Nacional de Operación y los comentarios y observaciones remitidos por agentes y terceros interesados sobre la propuesta mencionada, la Comisión de regulación de Energía y Gas,

RESUELVE:

Artículo 1°.

Definiciones. Para efectos de la presente resolución, se tendrán en cuenta las siguientes definiciones:

Activos de conexión. Son aquellos Activos que se requieren para que un generador, un usuario u otro transportador, se conecten físicamente al Sistema de Transmisión Nacional, a un Sistema de Transmisión Regional, o a un Sistema de Distribución Local. Siempre que estos Activos sean usados exclusivamente por el generador, el usuario o el transportador que se conecta, o exclusivamente por un grupo de usuarios no regulados o transportadores que se conecten, no se considerarán parte del Sistema respectivo.

Activos de uso del STN. Son aquellos activos de transmisión de electricidad que operan a tensiones iguales o superiores a 220 kV, son de uso común, se clasifican en Unidades Constructivas y son remunerados mediante Cargos por Uso del STN.

Desconexión. Interrupción de la corriente eléctrica a través de un Activo de Conexión o de Uso del sistema de potencia.

Disponibilidad. Se define como el tiempo total sobre un período dado, durante el cual un Activo de Conexión o de Uso estuvo en servicio o disponible para el servicio. La Disponibilidad siempre estará asociada con una la capacidad esperada del activo, en condiciones normales de operación.

Generación de Seguridad Fuera de Mérito. Generación forzada requerida para suplir las Restricciones del SIN, cuyo precio de oferta es superior al precio de bolsa.

Indice de disponibilidad. Se define como el porcentaje de tiempo total sobre un período dado, durante el cual un Activo de Conexión al STN o de Uso del STN, estuvo en servicio o disponible para el servicio. Se excluyen regulatoriamente algunas indisponibilidades para calcular este índice.

Indisponibilidad parcial. Se define como el tiempo equivalente sobre un período dado, durante el cual un Activo de Conexión, al STN o de Uso del STN, estuvo disponible pero con capacidad reducida.

Indisponibilidad total. Se define como el tiempo total sobre un período dado, durante el cual un Activo de Conexión o de Uso no estuvo en servicio o disponible para el servicio. Servicio de conexión al STN. Es el servicio de acceso al STN que presta el propietario de un Activo de Conexión, que se rige por el Contrato de Conexión que acuerdan y firman las partes.

Servicio de Transporte de Energía Eléctrica en el STN: Es el servicio de transmisión de energía que se presta a través de los activos de uso del STN.

Sistema de Transmisión Nacional - STN. Es el sistema interconectado de transmisión de energía eléctrica compuesto por el conjunto de líneas, con sus correspondientes módulos de conexión, que operan a tensiones iguales o superiores a 220 kV.

Sistema Interconectado Nacional (SIN). Es el sistema compuesto por los siguientes elementos conectados entre sí: las plantas y equipos de generación, la red de interconexión, las redes regionales e interregionales de transmisión, las redes de distribución y las cargas eléctricas de los usuarios.

Transmisor Nacional - TN. Persona jurídica que opera y transporta energía eléctrica en el Sistema de Transmisión Nacional o que ha constituido una empresa cuyo objeto es el desarrollo de dichas actividades.

Transportador. De manera genérica se entiende por Transportador, los Transmisores Nacionales, los propietarios de Activos de Uso del STN, los Transmisores Regionales, los Distribuidores Locales, o los propietarios de Activos de Uso de STR's y/o SDI's.

Artículo 2°.

Ambito de aplicación. Esta resolución aplica a todos los agentes económicos que prestan los Servicios de Transporte de Energía Eléctrica en el STN y Conexión al STN.

Artículo 3°.

Calidad de la Potencia en el STN. Es responsabilidad del Centro Nacional de Despacho - CND, mantener la calidad del suministro de electricidad en términos de la frecuencia a nivel del SIN y de la tensión a nivel del STN, manteniendo estas variables dentro de los límites establecidos en el Código de Redes (Resolución CREG-025 de 1995).

Es responsabilidad de los usuarios conectados al STN y de los prestadores de los Servicios de Conexión al STN y Transporte de Energía Eléctrica en el STN, mantener la calidad de la forma de onda.

Es responsabilidad de los usuarios conectados al STN, mantener el balance de las tensíones de fase. Identificado el responsable de una deficiencia en la forma de onda, o de un desbalance en las tensiones de fase, el CND deberá establecer conjuntamente con el responsable, un plazo máximo razonable para la corrección de la deficiencia identificada. El CND deberá informar al CNO sobre el plazo acordado. Si transcurrido el plazo fijado no se ha efectuado la corrección pertinente, el CND deberá coordinar con los terceros que sean del caso, la desconexión del STN del responsable.

Artículo 4°.

Calidad del Servicio en el STN. La continuidad en el Servicio de Conexión al STN y en el Servicio de Transporte de Energía Eléctrica en el STN, dentro de niveles de calidad satisfactorios, es responsabilidad de los prestadores de dichos servicios.

Artículo 5°.

Medición de la Calidad del Servicio en el STN. La calidad del Servicio de Conexión al STN y del Servicio de Transporte de Energía Eléctrica en el STN, se medirá con base en indicadores de disponibilidad y/o indisponibilidad aplicables a los siguientes activos:

Activos Activos de Conexión al STN Bahías de Línea Bahías de Transformación Autotransformador Bahías y Módulos de Compensación Circuitos de 500 kV Circuitos de 220 o 230 kV Longitud = 100 km Circuitos de 220 o 230 kV Longitud > 100 km.

Parágrafo. lo
El CND deberá diseñar y tener operativa, antes del 30 de junio del año 2000, la base de datos para calcular los indicadores de Disponibilidad y/o Indisponibilidad de los activos relacionados en el presente artículo. El CND será el responsable de elaborar las estadísticas para alimentar y mantener actualizada dicha base.

Parágrafo 2°.
Para activos nuevos, las estadísticas de indicadores de Disponibilidad y/ o Indisponibilidad, se registrarán a partir del momento en el cual el activo correspondiente entra en operación comercial, previa autorización del CND.

Artículo 6°.

Indisponibilidad de los Activos de Conexión al STN y de los Activos de Uso del STN. La Indisponibilidad Parcial de los activos relacionados en el artículo 5° de la presente resolución, se calcula mediante la siguiente expresión:

Parágrafo. Indisponibilidades excluidas. Para el cálculo del IP y del IT de un activo, se excluyen los siguientes eventos:

1. Indisponibilidades programadas de activos debidas a trabajos de expansión de la red.

El TN o el agente propietario del Activo de Conexión al STN que se incorporará o conectará a dicho Sistema, solicitará al CND la conexión de dichos activos con una anticipación mínima de tres (3) meses. El CND consignará de oficio los activos requeridos para la incorporación o conexión del nuevo proyecto al STN.

2. Indisponibilidades de activos solicitadas por el CND, por razones operativas o consideraciones de calidad o confiabilidad del SIN.

3. Indisponibilidades por demoras entre el momento en que el agente declara que tiene disponible su activo y la puesta en operación del mismo ordenada por el CND.

4.Indisponibilidades originadas en Eventos de fuerza mayor. El agente que preste el Servicio de Conexión al STN o de Transporte de Energía Eléctrica en el STN, afectado por el Evento, deberá declarar oficialmente ante el CNID la ocurrencia del mismo y será responsable por tal declaración. Así mismo, si se prevé que el Evento tendrá una duración superior a los tres (3) días a partir de su ocurrencia, el agente tendrá que informar a los usuarios antes de transcurridos dos (2) días de la ocurrencia del Evento, mediante publicación en un diario que circule en la zona afectada.

El CND deberá establecer conjuntamente con el agente que preste e Servicio de Conexión al STE o de Transporte de Energía Eléctrica en el STN, afectado por el Evento, un plazo máximo razonable para el restablecimiento del servicio. El CND deberá informar al CNO sobre el plazo acordado. Si transcurrido el plazo fijado no se ha efectuado el restablecimiento del servicio correspondiente, el tiempo de retraso afectará la Indisponibilidad del activo. Se exceptúan de este procedimiento los casos relacionados con situaciones de orden público, que impidan el acceso al sitio en donde se encuentre ubicado el activo afectado por el evento.

5. Indisponibilidades causadas por terceros. Cuando un Activo de Conexión al STN o de Uso del STN, quede fuera de servicio por causas atribuibles a Eventos que registren otros agentes del SIN.

6.Indisponibilidades debidas a Mantenimientos Mayores. Por una sola vez, durante cada período de seis (6) años, tendrán derecho a un Mantenimiento Mayor los siguientes activos:

Activos de Conexión al STN, Bahías de Línea, Bahías de Transformación, Autotransformador, Bahías y Módulos de Compensación.

El tiempo máximo reconocido sin afectar la Indisponibilidad de los activos relacionados, será de noventa y seis (96) horas. Los mantenimientos mayores deberán ajustarse a los procedimientos vigentes para definir el programa anual de mantenimiento de Activos de Conexión al STN y de Uso del STN.

El primer período de seis (6) años comienza el primero (1°) de enero del año 2000.

7. Indisponibilidades asociadas con Eventos con duración igual o inferior a diez (10) minutos.

Artículo 7°.

Meta del índice de disponibilidad o de las horas anuales acumuladas de indisponibilidad. Los agentes que presten el Servicio de Conexión al STN o de Transporte de Energía Eléctrica en el STN, deberán cumplir con las siguientes metas:

Parágrafo 1°.
Antes del 31 de diciembre del año 2001, la CREG establecerá las Metas que regirán para el año 2002 y años siguientes.

Parágrafo 2°.
Para cada activo considerado individualmente, las Metas establecidas para el año 2000 y 2001, se reducirán en treinta (30) minutos, por cada Mantenimiento de Emergencia solicitado, por cada cancelación de Mantenimiento Programado y por cada retraso en Reporte de Eventos (artículo 10 de la presente resolución).

Artículo 8°.

Compensaciones. El incumplimiento de las normas y obligaciones reguladas en la presente resolución, en relación con la Calidad del Servicio prestado por concepto de Transporte de Energía Eléctrica en el STN y Conexión al STN, estará sujeto a compensaciones.

Las compensaciones definidas, no exoneran al prestador del respectivo Servicio, por los perjuicios causados a terceros.

Para establecer las compensaciones aplicables a los Activos de Uso del STN y a los Activos de Conexión al STN, el CND semanalmente calculará las siguientes variables, para cada uno de los activos definidos en el artículo 5° de la presente resolución: a) Indice de Disponibilidad del Activo (IDA). El cálculo de esta variable se efectuará de acuerdo con la siguiente expresión:

I.

Compensaciones aplicables al Servicio de Transporte de Energía Eléctrica en el STN.

Para establecer las compensaciones aplicables a los Activos de Uso del STN, el CND semanalmente calculará adicionalmente las siguientes variables: a) Indice de Disponibilidad Ajustada del Activo (IDAA). El cálculo de esta variable se efectuará de acuerdo con lo establecido en el numeral 1 del Anexo de la presente resolución; b) Indice de Disponibilidad Teórica del Activo (IDTA). El cálculo de esta variable se efectuará de acuerdo con lo establecido en el numeral 2 del Anexo de la presente resolución; c) Porcentaje de Compensación Semanal del Activo (PCSA). La compensación semanal se calcula como se expresa a continuación:

El LAC le liquidará en el mes en cuestión, al prestador del Servicio de Transporte de Energía Eléctrica j, un valor equivalente al 80% del total del Ingreso Mensual Regulado a que tendría derecho. La SSPD lo considerará como causal de toma de posesión, de acuerdo con lo dispuesto en el Artículo 59 de la Ley 142 de 1994.

De darse la toma de posesión del agente j, por parte de la SSPD, durante doce (12) meses no se aplicarán las compensaciones reglamentadas en el presente artículo. Cumplido este plazo, nuevamente entrarán a regir las compensaciones aquí dispuestas.

II. Compensaciones aplicables al Servicio de Conexión al STN

Para establecer las compensaciones aplicables a los Activos de Conexión al STN, se aplicarán las siguientes reglas:

a) Si para el activo en la semana de cálculo, IDA = MIDA, con independencia de cualquier situación que se presente:

Compensación = 0; b) Si para el activo en la semana de cálculo, IDA > MIDA y el activo estuvo disponible en la semana correspondiente:

Compensación = Debe estar pactada en el Contrato de Conexión correspondiente; c) Si para el activo en la semana de cálculo, IDA > MIDA y el activo estuvo indisponible en la semana correspondiente y dicha indisponibilidad forzó Generación de Seguridad Fuera de Mérito:

Compensación = Costo de la Generación de Seguridad Fuera de Mérito asociada con el Activo, asignada de acuerdo con la regulación vigente; d) Si para el activo en la semana de cálculo, IDA > MIDA y el activo estuvo indisponible en la semana correspondiente y dicha indisponibilidad no forzó Generación de Seguridad Fuera de Mérito:

Compensación = Debe estar pactada en el Contrato de Conexión correspondiente.

Artículo 9°.

Aplicación y Asignación de los recursos provenientes de las Compensaciones.

Las compensaciones de que trata el numeral 1°, del artículo 8° de la presente resolución, se aplicarán a partir del 1° de julio del año 2000, sobre la facturación del servicio correspondiente al mes de junio del mismo año.

Los recursos provenientes de las compensaciones efectuadas por los agentes que prestan el Servicio de Transporte de Energía Eléctrica en el STN, serán asignados mensualmente, para cubrir el costo de la Generación de Seguridad Fuera de Mérito asignada a los Comercializadores del SIN.

Si las compensaciones en un mes dado, superan el costo de la Generación de Seguridad Fuera de Mérito asignada a los Comercializadores del SIN, los recursos provenientes de las mismas, se deducirán del monto total que deba ser recaudado por concepto de Cargos por Uso del STN aplicable a los Comercializadores del SIN. El LAC y el ASIC coordinarán los respectivos cruces de cuentas.

Artículo 10.

Obligación de reportar eventos. Los agentes que presten Servicios de Conexión al STN, o de Transporte de Energía Eléctrica en el STN, deberán informar al CND toda situación de indisponibilidad de equipos, dentro de los quince (15) minutos siguientes a la ocurrencia del Evento. En caso de comprobarse que un agente hubiera omitido efectuar tal notificación, se afectará la Meta del índice de Disponibilidad del activo asociado con el evento no reportado, de acuerdo con lo establecido en el literal b) del artículo 8° de la presente resolución.

Artículo 11.

Vigencia de la presente resolución. La presente resolución entra en vigencia a partir de la fecha de su publicación en el Diario Oficial.

Publíquese y cúmplase.

Dada en Santa Fe de Bogotá, D. C., el 3 de diciembre de 1999.

El Viceministro de Minas y Energía Delegado por el Ministro de Minas y Energía, Felipe Riveira Herrera.

Presidente.

El Director Ejecutivo, José Camilo Manzur J.

ANEXO Numeral 1°. Indice de Disponibilidad Ajustada del Activo (IDAA).

A continuación se establecen los criterios y el algoritmo para el cálculo semanal del índice de Disponibilidad Ajustada del Activo (IDAA), aplicable a los Activos de Uso del STN definidos en el artículo 5° de la presente resolución.

1. Para cada activo de Uso se llevan estadísticas de la totalidad de eventos con una ventana de 8760 horas. Se excluyen de la estadística aquellas indisponibilidades definidas en el parágrafo del artículo 6° de la presente resolución.

2. Para cada activo se registra la siguiente información : Identificación del activo, evento, fecha y hora de inicio del evento; duración del evento (corresponde al tiempo transcurrido en horas y minutos desde el inicio del evento, hasta el momento en que el activo le es reportado al CND como disponible):

3.Para los cálculos que se efectúan a continuación, se considera un período móvil semanal de un año (8760 horas). Se tiene entonces para este período:

(FI): Fecha y hora de inicio del período.

(FF): Fecha y hora de finalización del período.

Si se trata de un Activo de Uso nuevo en el STN y éste, entró en operación comercial en una fecha posterior a la fecha de inicio del período, se toma como fecha de inicio del período, la fecha y hora en que entró en operación comercial el activo de uso correspondiente.

4. Para cada activo de uso se calcula el tiempo entre fallas (T), como se muestra a continuación:

- Si la fecha en que ocurrió el primer evento (FE1), coincide con la fecha de inicio del período, o si en la fecha de inicio del período el activo uso está en medio de un evento, la fecha del primer evento será igual a la fecha de inicio del período (FE1 = FI).

- Si la fecha en que ocurrió el último evento (FEn), coincide con la fecha de finalización del período, o si la fecha en que ocurrió el último evento (FEn), es inferior a la fecha de finalización del período y el evento no ha terminado, se define = 0.

- Si la fecha en que ocurrió el último evento (FEn) es inferior a la fecha de finalización del período y el evento ya finalizó, se calcula:

2.Con el parámetro estimado en el numeral anterior, se calcula el Indice de Disponibilidad Teórica del Activo (lDTA), mediante la expresión:

El Viceministro de Minas y Energía Delegado por el Ministro de Minas y Energía, Felipe Riveira Herrera.

Presidente.

El Director Ejecutivo, José Camilo Manzur J.