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Taller Resolución CREG 100 de 2019 Restricciones - Ajustes de corto plazo

Taller Resolución CREG 100 de 2019 Restricciones - Ajustes de corto plazo. G 2. G 1. G 3. L A. Octubre de 2019. L B. G 4. Contenido. Antecedentes. 1. Predicciones de demanda y desviaciones (Resolución CREG 025 de 1995). 2. Asignación de costos de reconciliación positiva

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Taller Resolución CREG 100 de 2019 Restricciones - Ajustes de corto plazo

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Presentation Transcript

  1. Taller Resolución CREG 100 de 2019Restricciones - Ajustes de corto plazo G2 G1 G3 LA Octubre de 2019 LB G4

  2. Contenido Antecedentes 1 Predicciones de demanda y desviaciones (Resolución CREG 025 de 1995) 2 Asignación de costos de reconciliación positiva (Resolución CREG 063 de 2000) 3

  3. Contenido Antecedentes 1 Predicciones de demanda y desviaciones (Resolución CREG 025 de 1995) 2 Asignación de costos de reconciliación positiva (Resolución CREG 063 de 2000) 3

  4. Antecedentes Infraestructura Costos Restricciones Reglas operativas Cambios en demanda Características plantas Disponibilidad activos transporte

  5. Antecedentes

  6. Antecedentes • Configuraciones • Costos combustibles • Auditoría • Pruebas por unidad • Publicidad información • Proyecciones demanda y desviaciones • Asignación generación seguridad • Planea mantenimiento

  7. Contenido Antecedentes 1 Predicciones de demanda y desviaciones (Resolución CREG 025 de 1995) 2 Asignaciónde costos de reconciliación positiva (Resolución CREG 063 de 2000) 3

  8. Predicciones de demanda • Nueva propuesta. Predicciones • Responsable por área operativa de la proyección es el comercializador. • Puede utilizar la metodología de proyección que considere más apropiada. • Por mercado de comercialización cada comercializador debe entregar los pronósticos para la demanda regulada y no regulada. • Se entrega el pronóstico a las 8:00 horas del día t-1 para el día t. • Tiene la opción de actualizar la proyección a las 8:00 horas para el período de las 12:00 a las 24:00 horas del día t. El CND deberá actualizar el programa de despacho para iniciar a la 12:00 horas. OR Comer/ Entrantes Comer/. Incumbente Comercializador Art. 3, Res. 015 de 2018. Mercado de comercialización: conjunto de usuarios regulados y no regulados conectados a un mismo STR y/o SDL, servido por un mismo OR. También hacen parte del mercado de comercialización los usuarios conectados directamente al STN del área de influencia del respectivo OR, así como los usuarios conectados a activos de un TR dentro de esta misma área. 8:00 Pronóstico 12:00 a 24:00 día t 8:00 Pronóstico día t 24:00 12:00 Día t Operación real Día t-1 Programa de despacho

  9. Desviaciones • Nueva propuesta. Desviaciones • Las desviaciones se verifican por tramo aplicando la siguiente curva. • Tramo 1: 0:00 a 12:00 y Tramo 2: 12:00 a 24:00 OR Comer/ Entrantes Comer/. Incumbente Tramo 2 Tramo 1 % Desv./tramo Desv. 4% 24:00 12:00 Empresa Desviación día (kWh)= Desv. tramo 1 (kWh) + Desv. tramo 2 (kWh)

  10. Desviaciones Nueva propuesta. Desviaciones OR • Identificar el costos de las restricciones por desviación de la demanda: • Valoración de los costos restricciones. Valorar los costos de las reconciliaciones positivas por desviaciones de la demanda que superen el umbral (+/- 4%). • Metodología identificación de costos. El CND deberá proponer metodología a la CREG para identificar el costos señalados en el numeral i para publicar por circular. • Asignación del costo de las restricciones por encima del umbral. Los costos de las reconciliaciones positivas por desviación de la demanda, se asignan a prorrata de la desviación diaria de cada comercializador: • Usuarios Regulados (UR). • El comercializador puede transferir hasta un porcentaje β del costos de la desviación a la demanda. • Usuarios No Regulados (UNR). • El comercializador hace acuerdo con el UNR para definir la forma de manejar el costo de las desviaciones. Comer/ Entrantes Comer/. Incumbente

  11. Contenido Antecedentes 1 Predicciones de demanda y desviaciones (Resolución CREG 025 de 1995) 2 Asignación de costos de reconciliación positiva (Resolución CREG 063 de 2000) 3

  12. Asignación de reconciliación

  13. Asignación de reconciliación

  14. Asignación de reconciliación Si se hacen mantenimientos fuera del horario 22:00 a 6:00 y requieren desenergización, se asignan costos de reconciliación positiva aplicando factor que depende del cumplimiento de la duración programada para el mantenimiento

  15. Asignación de reconciliación Si la simulación de flujos de carga muestra que de haberse tenido en operación un proyecto de expansión retrasado se hubiera evitado la necesidad de generación de seguridad, al agente responsable de dicho proyecto se le asigna la parte restante. Proyecto retrasado: • No entró en operación en la FPO definida en los documentos de selección de las convocatorias • No entró en la fecha definida por la UPME para las ampliaciones ejecutadas por los agentes UPME publica listado con proyectos retrasados

  16. Asignación de reconciliación

  17. Asignación de reconciliación Caso ejemplo 1

  18. Asignación de reconciliación Caso ejemplo 2

  19. Asignación de reconciliación Caso ejemplo 3

  20. Asignación de reconciliación Caso ejemplo 4

  21. Sobre proyectos retrasados • Aplica para convocatorias que se adjudiquen después de la entrada en vigencia de esta resolución. • La regla de asignación deja de aplicar al agente que ejecute un proyecto que no pueda entrar en operación comercial debido al atraso en la entrada en operación comercial de otro proyecto.

  22. Transición • Plazo de 6 meses para la implementación y adecuación de los sistemas y aplicativos requeridos por el operador del mercado. • La asignación de las reconciliaciones positivas de las reglas modificadas en los literales a) y b) de la Resolución CREG 063 de 2000 será del 50% para el primer año y 100% a partir del segundo año.

  23. Otros • Se cambia la periodicidad de los programas de mantenimiento de semestral a trimestral. • Si hay agentes con proyectos retrasados y se opta por soluciones temporales, estos agentes asumen los costos de estas soluciones.

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