CREG - Concepto 10517 de 2013

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ACTOS DE TRÁMITE

Abrir CONCEPTO 10517 DE 2013

(noviembre) <Fuente: Archivo interno entidad emisora>

COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS - CREG

Bogotá, D.C.,

XXXXXXXXXXXXXXX

Asunto: Su comunicación E-13-0015496

Radicado CREG E-2013-010517

Respetado XXXXX: En la comunicación de la referencia usted solicita claridad sobre algunos aspectos contenidos en la Resolución CREG 024 de 2013.

Al respecto consideramos pertinente informarle que en cumplimiento de lo establecido en el Decreto 2696 de 2004 y el numeral 8 del artículo 8o del Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso

Administrativo, el contenido de lo dispuesto en la resolución en mención fue puesto en conocimiento del público en general mediante la Resolución CREG 198 de 2011. Este procedimiento permite que exista una retroalimentación oportuna de los proyectos de resolución que emite la CREG, para que los actos administrativos definitivos que se aprueben consideren los análisis de los comentarios hechos por los agentes y demás interesados. En el caso particular de su empresa, de los comentarios recibidos no se encuentran las dudas manifestadas en esta comunicación y que hacen referencia a aspectos considerados en el proyecto regulatorio puesto en consulta. De conformidad con lo dispuesto en el artículo 73 y 74.1 de la Ley 142 de 1994, procedemos a responder sus inquietudes de manera general e impersonal en el mismo orden en el que las formula: “ - En el Articulo 25 se establece que "la fecha de puesta en operación comercial -FPOde un proyecto del STR debe coincidir con la fecha establecida en el Plan de Expansión del SIN." (…) Cada solución (proyecto del STN y proyecto del STR) puede requerirse en tiempos distintos, considerando las condiciones de atención de la demanda y despacho de generación nacional o local. Sin embargo, la fecha establecida para la entrada del proyecto de expansión del STN y del STR es única, sin tener en cuenta que la entrada posterior de la conexión del proyecto del STR no elimina los demás beneficios del proyecto del STN, en cambio sí permite que los OR realicen los proyectos de conexión en el momento que el sistema realmente lo requiera. Por lo tanto, en caso que la UPME valide que se presentan diferencias en la fecha de entrada requerida para este tipo de proyectos que atienden en el tiempo necesidades del STN y del STR/SDL, consideramos que lo óptimo

para el país es que dentro del mismo proceso de convocatoria se define un cronograma de entrada en operación que determine: i) los elementos y la fecha en que éstos deben operar para atender las necesidades del SIN y ii) los elementos y la fecha en que éstos deben operar para permitir la conexión del OR.(…) Respuesta: Como usted lo menciona, la definición de las fechas de entrada en operación de los proyectos de expansión en el SIN, corresponde a la UPME, y tendrá en cuenta las solicitudes de conexión de los usuarios, los planes de expansión de los OR y las necesidades del sistema. Le sugerimos enviar este comentario a la UPME, para que dicha entidad, de considerarlo conveniente, pueda tenerlo en cuenta en la definición de los planes de expansión. “ - Mediante el mismo artículo se define que “Para establecer la FPO de un proyecto del STR se deben tener en cuenta, entre otras, las fechas de conexión solicitadas por los usuarios de los proyectos. En el caso de generadores, la FPO deberá corresponder a tres meses antes de la fecha informada por el generador para la entrada en operación comercial de la primera unidad del proyecto de generación, plazo en el cual se ejecutarán las pruebas requeridas para la conexión de los equipos de generación al SIN”. ISAGEN considera conveniente definir una diferenciación a las pruebas y plazos de ejecución, y en lo posible definir las pruebas y alcance de las mismas, en caso que sea una central pequeña, mediana o grande, térmica, hidráulica o de otra tecnología, dependiendo del número de unidades que hagan parte de ella y si se conecta al STN o STR, ya que de lo anterior el alcance de las pruebas es diferente y por ende los plazos de ejecución de las mismas. En el Articulo 31 se establece que “Cuando en el STR se ejecuten proyectos de expansión, el ejecutor del

proyecto debe asegurar mediante la constitución de una garantía que la expansión se realizará en las condiciones y fechas establecidas en el Plan de Expansión del SIN. El valor da la cobertura de esta garantía se entenderá como una estimación anticipada de los perjuicios por la no ejecución del proyecto". Es importante para ISAGEN que se pueda definir una holgura en las fechas establecidas, dado que es diferente la conexión de una carga a la de una central hidroeléctrica o térmica y más aún dependiendo de su tamaño. Igualmente, se debe definir qué sucedería en caso de incumplimiento por externalidades comprobadas, como atrasos en respuestas de trámites ante la Autoridad Nacional da Licencias Ambientales –ANLA-, Corporaciones y/o aspectos de orden social y de orden público en cada caso.” Respuesta: La definición de la FPO del proyecto de expansión del OR se estableció como tres meses antes de la conexión del generador con el fin de que el generador tenga un plazo para realizar las diferentes pruebas requeridas para su conexión. Adicionalmente, el plazo establecido también se ha venido aplicando para las conexiones de generadores al STN, de donde entendemos que las condiciones de tensión y corriente son más exigentes, por lo que se consideró prudente utilizar el mismo plazo para las conexiones de generadores al STR. Reforzando la anterior suposición, el proyecto de resolución puesto en consulta mediante la Resolución CREG 198 de 2011 establecía dicho plazo y no se presentaron objeciones ni comentarios por parte de los generadores y OR. Además, en la Resolución CREG 024 de 2013 se prevé la posibilidad de que el generador pueda desplazar la fecha de conexión por cualquier causa cumpliendo las condiciones establecidas en la citada resolución, tanto de

la primera unidad como de la capacidad completa de generación. “ - De acuerdo con lo establecido en el numeral 2,2.3 del anexo general de la norma, respecto a la garantía del generador, se define que los cumplimientos de operación comercial de las unidades de generación deben medirse con respecto a la capacidad de cada una y/o a la capacidad total de generación, según corresponda. ISAGEN considera necesario definir si la capacidad a la que se refiere es potencia en bornes de generador, potencia neta, potencia bruta o potencia en el punto de entrega de la energía al STR. Igualmente, proponemos a la Comisión analizar la posibilidad de realizar la medición con base en un mínimo de energía, ya que surge la inquietud de cómo debe hacerse con los proyectos filo de agua y/o eólicos, entre otros. Con respecto a la puesta en operación comercial de la capacidad total de la generación, también consideramos oportuno que se presente una diferenciación entre proyectos con una unidad de generación y aquellos que tengan más de dos unidades. En el mismo numeral, literales a) y b) se define que deben ser al 90% de la Capacidad de cada unidad y luego del total de la planta. Esto en ocasiones no es posible, puesto que con un bajo nivel de embalse o en plantas filo de agua, no se logra un 90% de la capacidad de cada unidad o del total de la planta. Por lo anterior, la regulación deberia considerar en un 90% de la potencia prevista con el nivel mínimo del embalse, que muestra que la planta está funcionando adecuadamente y que la generación total se tendrá una vez el embalse o los caudales alcancen un nivel normal de operación. A manera de ejemplo, para el Proyecto Hidroeléctrico Sogamoso, se puede observar en los resultados de las

pruebas de modelo hidráulico reducido de una turbina, que con un salto neto de 155,48 m (nivel máximo del embalse) se llega a un caudal de 204,88 m3/s y se logra una potencia en la turbina de 295,9 MW, mientras que para un salto neto de 106,76 m, se llega a un caudal de 173,9 m3/s y se logra una potencia en la turbina de 172,6 MW, lo cual corresponde a un 58% del valor con nivel máximo, el cual es muy lejano del 90% previsto en la regulación (los valores no incluyen pérdidas en generador, transformador y líneas).” Respuesta: Para el caso del cumplimiento de las garantías exigidas a los generadores que se conectan al STR, la resolución establece como criterio de cumplimiento la entrada en operación comercial de las unidades de generación; no se hace referencia a una cantidad de energía entregada puesto que ello depende de las condiciones de despacho de la generación. Entendemos que la capacidad de las unidades de generación se determina con base en pruebas a las plantas según acuerdos del CNO. De la misma forma, entendemos que en los acuerdos del CNO se definen las pruebas para determinar la capacidad efectiva de las unidades de generación para los diferentes tipos de plantas. “ - Según lo establecido en el numeral 3,4 – Valor de cobertura de la garantía del anexo general de la norma aplicable al cumplimiento de Proyectos de Expansión del STR, se define que debe ser expedida por el monto calculado como el mayor entre las opciones planteadas en los literales a y b, de la resolución. Consideramos que la opción indicada en el literal b) “Valor que resulte de tomar la energía adicional que se

estima entregar durante el primer año de operación del proyecto y multiplicarla por el costo de racionamiento, definido por la UPME para el escalón que represente la energía estimada" puede arrojar cifras supremamente elevadas para el monto de la garantía toda vez que la expansión de una subestación del STR en algunos casos puede estar por encima de los 100 MVA adicionales.” Respuesta: El numeral 3.4 del anexo general de la Resolución CREG 024 de 2013 hace referencia al valor de cobertura de la garantía que debe entregar el OR que realiza la expansión del STR, según lo establecido en el artículo 31 de la misma resolución. Para el caso de los usuarios de los proyectos, dentro de los cuales se encuentran los generadores, el valor de la garantía se encuentra establecido en el numeral 2.5 del anexo general de la Resolución CREG 024 de 2013. Respecto al valor que puede tener la garantía del OR, entendemos que para proyectos grandes de expansión del STR, la estimación puede arrojar cifras altas, sin embargo en el numeral 1.5 del anexo general de la resolución en mención establece como máximo valor de cobertura de la garantía el 100% del valor del proyecto, lo que limita los valores de las garantías. “ - Según lo establecido en el numeral 2.3.3., las fechas previstas para la entrada en operación comercial de la primera unidad de generación y de la capacidad total de generación se podrán prorrogar cada una solamente por una vez surge la pregunta ¿existe un límite máximo de prórroga establecido? Si es así, solicitamos que quede definido en la norma.” Respuesta: El tiempo máximo para que el generador prorrogue la entrada en vigencia de la primera unidad o del proyecto completo no se define en la regulación, es el agente el que estima, según las causas que conlleven a su atraso,

cuál es el tiempo a prorrogar que necesita para conectase. En la definición del tiempo de prórroga, el agente debe tener en cuenta lo establecido en el literal b) del numeral 1.5 del anexo general de la Resolución CREG 024 de 2013, en donde se exige una actualización del valor de la garantía en función del tiempo aplazado por el agente. “ - Por último, con respecto al establecimiento de la garantía, en aquellos casos que sean varias unidades de generación y la infraestructura existente sea adecuada para las primeras unidades ¿es necesaria una garantía total?” Respuesta: Las garantías exigidas en la Resolución CREG 024 de 2013 están orientadas a respaldar las expansiones del STR que se llevan a cargos por uso, y que son realizadas por solicitud de un usuario, dentro del cual se encuentran los generadores. En tal sentido, el numeral 2.5 del anexo general la resolución en mención establece que “la garantía que debe constituir el usuario del proyecto se otorgará por un monto igual al 40% del costo del proyecto de expansión”. “ - Y si se pone en operación comercial la primera unidad, pero se presentan problemas con las demás que impiden el cumplimiento temporal de la fecha para toda la central ¿se ejecuta la garantía?” Respuesta: Los eventos de incumplimiento definidos en el numeral 2.3 del anexo general de la Resolución CREG 024 de 2013, establecen, en resumen, que se ejecutarán las garantías si, a) no se pone en operación la primera unidad, b) no se conecta el proyecto completo, o c) no se actualiza la garantía cuando así sea necesario. Sin embargo, se debe tener en cuenta lo dispuesto en el numeral 2.5 del mismo anexo, en donde se establece que “cuando entren en operación comercial unidades de generación, el agente podrá presentar al ASIC una solicitud

de reducción del valor de cobertura de la garantía, en una proporción igual a la que equivale la capacidad que haya entrado en operación, frente a la capacidad total de generación para la cual se asignó la capacidad de transporte”. En los anteriores términos damos por atendida su solicitud. Los conceptos aquí emitidos tienen el alcance previsto en los artículos 73.24 de la Ley 142 de 1994 y 28 del Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo. Cordialmente, GERMÁN CASTRO FERREIRA Director Ejecutivo Ir al inicio Reducir Normal Aumentar IR ARRIBA Gestor Normativo de la Comisión de Regulación de Energía y Gas - Alejandría

ISBN 978-958-98069-2-0

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