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Restricciones del SIN
Dirigido a
Comité Asesor de Planeamiento de la Transmisión - CAPT
22 de febrero de 2019
Generalidades
Limitaciones que se presentan en la operación de un Sistema de Potencia, que tiene su
origen en la capacidad de la infraestructura eléctrica asociada, o en la aplicación de
criterios de seguridad y confiabilidad en el suministro de electricidad.
Las restricciones exigen generación de seguridad* y se clasifican según su naturaleza en
• Restricciones Eléctricas
• Restricciones Operativas
Restricciones Eléctricas
Restricciones Operativas
* En caso de no existir generación de seguridad se toman medidas operativas como actuación de ESPS, RAG, otros.
Asociadas a limitaciones que se presentan en la operación
del SIN, que tienen su origen en la capacidad de la
infraestructura eléctrica, como límites térmicos admisibles
de equipos de transporte o transformación.
Asociadas con las exigencias operativas para cumplir con los criterios de
seguridad, confiabilidad y calidad en el suministro (soporte de tensión,
estabilidad, otros).
Generación de Seguridad
Generación forzada que se requiere para mitigar restricciones eléctricas u operativas del SIN
¿Qué son la Restricciones de un Sistema?
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Criterios regulatorios para la Operación del SIN
Límites de carga de los equipos en estado de operación normal: El CND coordinará la operación del SIN respetando los límites, tanto en estado normal como de sobrecarga, declarados por los agentes para sus equipos.
Niveles de tension: Tensiones en las barras de 110 kV, 115 kV, 220 kV y 230 kV no deben ser inferiores al 90% ni superiores al 110%. Para la red de 500 kV, el voltaje mínimo es del 90% y el máximo es del 105% del valor nominal
Criterio n-1: En el análisis de estado estacionario se consideran contingencias sencillas en las líneas de transmisión y en los bancos de transformadores.
Eventos en cascada: Las corrientes e impedancias vistas por los relés vecinos, deben ser tales que no ocasionen la salida de elementos adicionales, lo cual originaría una serie de eventos en cascada.
Corto circuito: Ante fallas monofásicas y trifásicas en subestaciones, las corrientes de cortocircuito no deben superar la capacidad de diseño. En la evolución transitoria de las tensiones, los valores obtenidos en las simulaciones no deberán estar por debajo de 0.8 pu por más de 500 ms
Generalidades¿Qué Aspectos Impactan las Restricciones?
o Agotamiento en las redes del STN y STR
o Aplicación de los criterios de confiabilidad
o Inflexibilidad de los recursos de generación
o Mantenimientos
o Fallas
o AMI
o Costos de Operación de las Plantas Térmicas
o Comportamiento del Precio de Bolsa
Estructurales Día a Día Mercado
Q Q P y Q
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¿Qué son las restricciones del SIN?
Gi
G1
.
.
.
Gk
horas
Precio
Tk
cn
ck
ci
c1
Demanda
Ideal Real
Gi
G1
.
.
.
Gk
Gn
horas
Precio
Tk
cn
ck
ci
c1
Generación de seguridad
Demanda
generación de seguridad
Recursos en mérito
La generación de seguridad es requerida por los sistemas de potencia para operar dentro de los límitesestablecidos por la reglamentación con el fin de cumplir criterios de seguridad, calidad y confiablilidad
Pbolsa
PReconciliación+ P
Recursos fuera de mérito
Q
Recursos enmérito
Costo Restricciones = f(P*Q)
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RESTRICCIONES DEL SIN
𝑀𝑎𝑔𝑅𝑒𝑐+ & 𝑀𝑎𝑔𝑅𝑒𝑐− 𝑃𝑅𝑒𝑐+ & 𝑃𝑅𝑒𝑐−
𝑃𝑅𝑒𝑐+ 𝑡é𝑟𝑚𝑖𝑐𝑎
𝑀𝑖𝑛 𝑃𝑟𝑒𝑓𝑒𝑟𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 , 𝑃𝑜𝑓𝑒𝑟𝑡𝑎 +𝑃𝐴𝑅
𝐺𝑆𝐴
PRec+ TérmicasPRec+ Hidraúlicas
P
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MAGNITUD DE RECONCILIACIÓN POSITIVA
0
200
400
600
800
1000
1200
0%
5%
10%
15%
20%
25%
30%
35%
40%
ene-
01
may
-01
sep
-01
ene-
02
may
-02
sep
-02
ene-
03
may
-03
sep
-03
ene-
04
may
-04
sep
-04
ene-
05
may
-05
sep
-05
ene-
06
may
-06
sep
-06
ene-
07
may
-07
sep
-07
ene-
08
may
-08
sep
-08
ene-
09
may
-09
sep
-09
ene-
10
may
-10
sep
-10
ene-
11
may
-11
sep
-11
ene-
12
may
-12
sep
-12
ene-
13
may
-13
sep
-13
ene-
14
may
-14
sep
-14
ene-
15
may
-15
sep
-15
ene-
16
may
-16
sep
-16
ene-
17
may
-17
sep
-17
ene-
18
may
-18
sep
-18
ene-
19
$/k
Wh
MRECO+ kWh/Grea PB_PROM_POND
* Gráfica realizada con datos hasta febrero 16 del 2019
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MAGNITUD RECONCILIACIÓN +
-
100
200
300
400
500
600
700
800
900
GW
h
Magnitud de Reconciliación +
Atlantico Bolivar Cordoba GCM Zona Interior
* Gráfica realizada con datos hasta febrero 16 del 2019
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10
COSTO RECONCILIACIÓN +
-
25
50
75
100
125
150
175
200
225
250
275
300
$ C
OP
Mile
s d
e m
illo
nes
Costo de Reconciliación +
Atlantico Bolivar Cordoba GCM Zona Interior
* Gráfica realizada con datos hasta febrero 16 del 2019
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¿Qué causa la necesidad de generación de seguridad?
Limitación Red STN
Limitación Red STR
Mantenimientos de la red y gen
Agravantes Crecimientos de demanda
Inflexibilidad uni generación
Atrasos y dificultades proyectos
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
Despacho Tebsa [% horas al año]
Menor a 392 MW Igual a 392 MW
CREG 051/09 Pb ↑Despacho merito
200
400
600
800
1000
2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018
Ho
ras
Periodos Mantenimiento Red 500 kV*
* Con impacto en la generación de seguridad del área Caribe
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Despacho ProgramadoDificultades con proyectos
CONVENCIONES
UPME 05-2009Tesalia
UPME 03-2010Chivor II
FPO DSI
FPO DSI
FPO DSI
El retraso en la entrada en operaciónde los proyectos de expansión es unacondición recurrente, lo que hace queestas obras pierdan efectividad eimpacto en el sistema al momento desu entrada en operación.
FPO: Fecha de Puesta en Operación
DSI: Documentos de Selección de Inversionista
UPME02-2009Armenia
FPO DSI
FPO EjecutorFPO DSI
FPO DSI
FPO Ejecutor
Proyectos que en el plan de expansión tenían una FPO definida y en los DSI cambió
Cambio de fecha (DSI o Resolución)
FPO – Nivel 3 (Riesgo de atraso FPO)
FPO – Nivel 2 (Atraso recuperable)
FPO –Nivel 1 (Cumple FPO)
FPO – Nivel 4 (No cumple FPO)
FPO Ejecutor
UPME 05-2014 Refuerzo 500 kVCosta Atlántica
UPME 03-2014 Ituango 500 kV
UPME 03-2016San Antonio 230 kV
FPO Ejecutor
UPME 01-2017BT El Bosque 3
FPO Ejecutor
FPO Ejecutor
FPO Ejecutor
FPO EjecutorUPME 02-2015 Palenque 230 kV
FPO EjecutorUPME 01-2013 Sogam.-Norte-N. Esper.
UPME 09-2016 Copey –Cuestecitas 500 kV y Copey –Fundación 220 kV
FPO Ejecutor
UPME 07-2016 La Virgínia -Nueva Esperanza 500 kV
FPO DSI=FPOEjecutor
UPME 01-2014: La Loma 500 kV
UPME 05-2013 Suria 230 kV
UPME 07-2013 Montería 230 kV
UPME 06-2013 Caracolí 230 kV
UPME 04-2014 Refuerzo 500 kV Suroccidente
2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022
FPO Ejecutor
FPO Ejecutor
FPO Ejecutor
FPO Ejecutor
UPME 03-2017BT Valledupar 220kV
UPME 07–2017 Sabanalarga –Bolivar 500 kV
UPME 08-2017Sogamoso 3 500/230 kV
UPME 01-2018 Segundo Transformador Ocaña 500/230 kV
UPME 05–2018 Toluviejo 220 kV
UPME 06 - 2017 Subestación Colectora 500 kV
7 años
6 años
6 años
UPME 04–2018 S/E San Juan 220 kV
UPME 06–2018 S/E El Río 220 kV
S/E Nuevo Siete 230 kV
S/E San Lorenzo 230 kV
Cambio conf. Mocoa 230 kV
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Balance de Restricciones del SIN
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Restricciones alerta: 69Restricciones emergencia: 44113
Estado de alerta: Ante la ocurrencia de una contingenciase alcanza un estado de emergencia (CREG 025-1995).
Estado de Emergencia: Se violan los límites de seguridaddel sistema de potencia o no se puede atender la demanda(CREG 025-1995).
4 3 4 3
12
3 2 1
11
75 5 4
2 1 1 1
17
105
5
2
2
11
10
5
10
15
20
25
Nú
mer
o d
e R
estr
icci
on
es
Estado de restricciones del SIN
Restricciones Alerta Restricciones Emergencia
El crecimiento de la demanda del SIN hizoevidente un mayor número derestricciones. Este número hubiera sidomayor sin la entrada de los proyectos delaño 2018.
Diciembre de 2018
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Estado de operación del SIN
• Límite de importación de 1500 MW y necesidad de un mínimonúmero de unidades para soporte de tensión.
• Ante mantenimientos e indisponibilidades la condición es máscrítica, requiriendo mayor programación de generación deseguridad.
Proyectos de expansión que aumentan el límite de importación ydisminuyen el mínimo número de unidades requerido:• Antioquia – Cerro 1 y 2, Antioquia - Medellín 500 kV (28/02/2019)• Cerro – Chinú – Copey 500 kV (julio de 2020)• Sabana – Bolívar 500 kV (noviembre de 2020)
El crecimiento de la demanda y la no entrada de expansión implicamayor generación al interior del área Caribe. Las inflexibilidades delas plantas del área pueden implicar programar mayor generación deseguridad.
A pesar de la entrada de los proyectos de expansión definidos,debido al crecimiento de la demanda a futuro, se observa lanecesidad continuar programando generación al interior de Atlántico.
STN Caribe
Los cortes asociados con los intercambios a Caribe 500
kV se activaron durante 4.501 horas, lo que representa
el 51% de las horas totales del año.
En el cuarto trimestre de 2018
Durante el año 2018
Los cortes asociados con los intercambios a Caribe 500
kV se activaron durante 1.409 horas, lo que
representa el 63.8% de las horas totales del trimestre
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Situación Actual del SINRestricciones Técnicas con Mayor Participación en 4T 2018
2208 2208 2190 2139 2018 1890 1855 17451544 1409 1322 1203
747583 558
100.0% 100.0% 99.2% 96.9%91.4%
85.6% 84.0%79.0%
69.9%63.8% 59.9%
54.5%
33.8%26.4% 25.3%
0%
20%
40%
60%
80%
100%
120%
0
500
1000
1500
2000
2500
Cor
tes
asoc
iado
s a
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0 kV
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Car
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Cor
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15
Cor
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220
/110
kV
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Ho
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Situación Actual del SINRestricciones Técnicas del STR Subárea Atlántico
• Limitaciones en la red del STR (Mttos / ESPS / etc) -> Generación de seguridad• Inflexibilidad de los recursos de generación -> Mínimos técnicos y Tiempos en línea• Necesidad de balance de la generación -> Generación mayor a la gen de seguridad
Problemática:
• Caracolí 220/110 kV (28/02/2019) -> Menor riesgo DNA• UPME Atlántico 1 y 2 (Sin fecha definida) -> Menor necesidad de balances de generación• El Río 220/110 kV (Noviembre de 2022). -> Aumento Flexibilidad, reduce restricciones
Proyectos:
No se logra eliminar completamente los requerimientos de Generación de Seguridad
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Despacho Programado
Limitación Red STR*
* Con mayor impacto en las restricciones del SIN
Requerimiento de potencia para el control de cortes – Subárea AtlanticoEvitar sobrecargas en estadoestacionario, ante contingencia n-1
Núm Restricción Impacto
1Agotamiento en capacidad detransformación en Flores yTebsa 220/110 kV
• Posibilidad de sobrecostos operativos por programación degeneración de seguridad a nivel de 110 kV para cubrir lasrestricciones.
• Riesgos de demanda no atendida por actuación de esquemassuplementarios en los casos en que no se puedan cubrir lasrestricciones.
• Posibilidad de sobrecostos operativos por programación degeneración de seguridad para que los deslastres de carga de losesquemas suplementarios instalados sean suficientes.
2Agotamiento de la capacidadde transporte de la red a110 kV
• Posibilidad de sobrecostos operativos por necesidad de balanceentre la generación de Tebsa y Flores, lo cual provoca unainflexibilidad operativa que con el crecimiento de la demanda ylos mantenimientos en la subárea, cada vez es más complicadooperar la red con las condiciones de confiabilidad y seguridadrequeridas por la reglamentación vigente.
• Riesgos de demanda no atendida por actuación de esquemassuplementarios en los casos en que no se puedan cubrir lasrestricciones.
• Posibilidad de sobrecostos operativos por programación degeneración de seguridad para que los deslastres de carga delos esquemas suplementarios instalados sean suficientes.
• Riesgos de desatención de demanda de maneradescontrolada por falta o agotamiento de ESPS.
3Agotamiento de la capacidadde transporte de la red a34.5 kV
4
Agotamiento en la capacidadde corto circuito en lassubestaciones Tebsa 110 kV yTermoflores 110 kV.
Riesgo de daño de los equipos de corte de las subestaciones. Paraevitar estos riesgos se debe limitar las unidades de generación de lasubárea u operar las subestaciones seccionadas, lo que reduce laconfiabilidad del sistema.
4
1
1
4
3
2
2
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Despacho Programado
* Con mayor impacto en las restricciones del SIN
Requerimiento de unidades por soporte por tensión – subárea GCM
Limitación Red STR*
Garantizar soporte de tensión antecontingencia Ocaña – Copey 500kV
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Despacho Programado
* Con mayor impacto en las restricciones del SIN
Requerimiento de unidades por soporte por tensión – subárea Bolívar
Limitación Red STR*
Seguridad base de la subárea Bolívar
Seguridad para tensiones GCM
Mantenimientos
Proelectrica1 Uni Equi
Candelaria2 Uni Equi
Cartagena1.5 Uni Equi
Evitar colapso de tensión ante contingencia Bolívar – Copey500kV, Ocaña – Copey 500kV . Trf Bolívar 500/220 kV
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Despacho Programado
Mantenimientos generación
0:00:00
480:00:00
960:00:00
1440:00:00
1920:00:00
2400:00:00
2880:00:00
3360:00:00
3840:00:00
4320:00:00
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
2016 2017 2018
BARRANQUILLA 3 BARRANQUILLA 4 CARTAGENA 1 CARTAGENA 2 CARTAGENA 3 FLORES 1 FLORES 4B GECELCA 3
GECELCA 32 GUAJIRA 1 GUAJIRA 2 PROELECTRICA 1 PROELECTRICA 2 TEBSAB TERMOCANDELARIA 1 TERMOCANDELARIA 2
20161,015 días
2017680 días
2018883 días
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Despacho Programado
Inflexibilidad Uni GeneraciónTA: Tiempo de ArranqueTC: Tiempo de Calentamiento
TMG: Tiempo mínimo en líneaTMFL: Tiempo fuera de línea
NOMBRE CONF COMBUSTIBLE MINTECNICO TML TFL NOMBRE CONF COMBUSTIBLE MINTECNICO TML TFL
BARRANQ3 7 GFUEL 33 48 24 PROELEC1 1 GAS 42 4 4
BARRANQ4 7 GFUEL 33 48 24 PROELEC2 1 GAS 42 4 4
CTGEMG1 1 COM 30 48 24 TASAJER1 1 CAR 68 24 6
CTGEMG2 1 COM 30 48 24 TASAJERO2 1 CAR 66 24 8
CTGEMG3 1 COM 30 48 24 TCANDEL1 7 ACP 65 6 8
DORADA1 2 JET 10 1 1 TCANDEL2 7 ACP 65 6 8
FLORES IV 1 GAS 220 16 4 TCENTRO1 1 GAS 90 1 0
FLORES1 1 GAS 65 8 4 TEBSA 5 GAS 392 8 8
GECELCA3 1 CAR 90 24 24 TEMCALI 1 GAS 100 2 4
GECELCA32 1 CAR 130 48 24 TSIERRA 14 GFUEL 310 2 1
GUAJIR11 7 GCARBO 72 24 24 TVALLE 1 GAS 100 10 1
GUAJIR21 7 GCARBO 72 24 24 TYOPAL2 1 GAS 22 12 2
MERILEC1 1 GAS 90 6 2 ZIPAEMG2 1 CAR 17 72 18
PAIPA1 1 CAR 18 24 18 ZIPAEMG3 1 CAR 31 72 18
PAIPA2 1 CAR 35 24 18 ZIPAEMG4 1 CAR 31 72 18
PAIPA3 1 CAR 35 24 18 ZIPAEMG5 1 CAR 31 72 12
PAIPA4 1 CAR 50 1 1 Datos asociados a la configuración con mayor mínimo técnico
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Redespacho y AutorizacionesOPERACIÓN DEL ÁREA CARIBE
26
Situaciones Operativas
Desviaciones al pronostico de demanda
Salida súbita e indisponibilidad circuitos intercosta
Salida súbita e indisponibilidad SVC
Salida súbita e indisponibilidad unidades de generación
Incumplimiento al programa de generación
No entrega de activos en los tiempos establecidos en las consignaciones
Declaración hora a hora de indisponibilidad de recursos de generación
No cumplimiento al plan de pruebas de generación
Faltante de generación del área caribe, con recursos marginales en Atlantico
Eventos en el sector Gas
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27
MAGNITUD REC+ DESPACHO & REDESPACHO & TIEMPO REALQ
3.2% 0.2% 1.4% 0.8% 0.6% 6.9% 2.6% 3.8% 0.7% 5.3% 9.4% 2.3% 4.4% 6.4% 6.5% 2.2% 6.0% 4.1% 2.4% 2.2% 6.8% 1.6% 1.9% 4.9% 9.7% 0.7% 6.1% 3.0% 1.8% 0.2% 3.1%
-15
-13
-11
-9
-7
-5
-3
-1
1
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11
2016 2017 2018
GW
h
Diferencia (Gen Desp/Redesp/Real) - (Gen Ideal) Recursos área Caribe
Suma de Desp - Ideal Suma de Redesp - Ideal Suma de Real - Ideal Suma de porcentaje variación
Responsabilidad de los agentes
Realizar pronósticos de demanda lo más ajustados
posible.
Realizar actualizaciones diarias si se identifican desviaciones.
Cumplir con los tiempos programados de los trabajos e
informar oportunamente posibles retrasos.
Cumplir programas de pruebas e informar oportunamente
cambios en los mismos.
Contar con energético primario para honrar la disponibilidad
declarada.
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29
Redespacho y AutorizacionesDesviaciones al Pronóstico de Demanda
-250
-200
-150
-100
-50
0
50
100
150
200
250
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
MW
PERIODOS
Desviación Demanda Real vs Pronóstico Caribe
-16.00%
-12.00%
-8.00%
-4.00%
0.00%
4.00%
8.00%
12.00%
16.00%
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
%PERIODOS
Desviación Demanda Real vs Pronóstico Caribe
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30
Redespacho y AutorizacionesINDISPONIBILIDAD CIRCUITOS INTERCOSTA – RED 500kV
0:00:00
48:00:00
96:00:00
144:00:00
192:00:00
240:00:00
288:00:00
336:00:00
384:00:00
432:00:00
480:00:00
2 3
2018
Ho
ras
CAUSA: Forzado - Disparo en tiempo real
Indisponibilidad AMI
20160h:21min
20171h:22min
201855h:45min
20181011h:37min
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Redespacho y AutorizacionesINDISPONIBILIDAD SVC Chinú
0
1
2
3
4
5
6
3 4 6 7 8 12 1 2 4 6 7 8 9 10 11 12 2 5 6 7 10
2016 2017 2018
Número de Salidas Forzadas SVC Chinú
0:00:00
4:48:00
9:36:00
14:24:00
19:12:00
24:00:00
28:48:00
3 4 6 7 8 12 1 2 4 6 7 8 9 10 11 12 2 5 6 7 10
2016 2017 2018
Horas de Salida Forzada SVC Chinú
Ante la indisponibilidad del SVC se tiene un requerimiento de generación de
seguridad de 3 unidades equivalentes adicionales para el área Caribe
2016 34h:12min
201738h:54min
201817h:26min
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Recomendaciones
Coordinación intersectorial que permitala entrada nuevos proyectos.
Obras STN& STR
Compatibilizar criterios de confiabilidad yseguridad entre expansión y operación.
Incorporar criterios de seguridad(Contingencias) en la expansión de losOR.
Nuevas Tecnologías
Establecer una regulación que permita laincorporación de equipos dealmacenamiento y equipos no en el SIN
Definir los proyectos y adjudicar lasconvocatorias de equipos dealmacenamiento y otros, que permitanaumentar la confiabilidad o disminuirgeneración de seguridad.
Evaluar la necesidad de ampliar loshorizontes de planeación y reducirtiempos de definición y salida aconvocatoria de las obras.
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Crear incentivos y ajustes regulatoriostendientes a incrementar la flexibilidaddel parque generador.
Ajuste regulatorio para la optimizaciónde la configuración de operación de lasplantas térmicas en el despacho yredespacho económico.
Flexibilidad
Establecer auditorias a los parámetrostécnicos.
Incorporar respuesta de la demanda.
Incluir criterios de calidad, confiabilidad yseguridad según el estado del sistema (normal,alerta y emergencia).
Revisar criterios probabilísticos en la operacióndel SIN.
Revisar la posibilidad de no atender la demanda ante ciertos eventos
Tomar acciones para mejorar el factor depotencia en el área Caribe.
Criterios de Operación
Recomendaciones
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Disponibilidad
Señales para la planeación y ejecución efectivade los mantenimientos de red y generación.
Incentivar mantenimientos en vivo y en horasy días de menor impacto.
Maximizar disponibilidad de los recursos detransmisión y generación
Gas
Crear escenarios de coordinación gaselectricidad.
Compatibilizar operación del sector gas conla operación del sector eléctrico.
Desarrollo de la infraestructura de la plantade regasificación del pacifico en el menortiempo posible.
Flexibilidad planta de regasificación deAtlántico
Recomendaciones
Promover la coordinación de mantenimientosde transmisión y pruebas de generación.
Minimizar periodos en pruebas de generación
Armonizar las pruebas de generación porunidad y no por recurso
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Establecer auditorias exclusivas a los reportes de costos de suministro ytransporte de combustibles, así como consumo de combustible reportadopor los agentes.
Utilizar el parámetro Heat Rate declarado por el agentes para el cargoconfiabilidad en la determinación del precio de reconciliación positiva.
Revisar de manera integral la la Resolución CREG 034 de 2001.
Información asociada a costos de restricciones pública, revisar qué debequedar exceptuado.
Recomendaciones